Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Геолого-геохимические критерии прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах
ВАК РФ 04.00.13, Геохимические методы поисков месторождений полезных ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические критерии прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах"
РГб од
2 О СЕН 1333
КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ГЕОЛОГИИ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ НЕДР
Всероссийский научно-исследовательский институт геологических, геофизических и геохимических систем (ВНИИГЕОСИСТЕМ)
на правах рукописи
РОВЕНСКАЯ Алла Семеновна
УДК 550.4.553.981/982.23 (24;18;5)
ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА
ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
Специальности 04.00.13 - Геохимические методы поисков
месторождений полезных ископаемых 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогичсских наук
Москва, 1993 г.
Работа выполнена в Институте геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) и Всероссийском научно-исследовательском институте геологических, геофизических и геохимических систем (ВНИИГЕОСИСТЕМ)
Официальные, оппоненты:
Доктор геолого-минералогических наук,
профессор H.A. Еременко
доктор геолого-минералогических наук,
профессор А.Н. Золотев
доктор геолого-минералогических наук,
профессор И.С. Старобинец
Ведущая организация: Всероссийский научно-исследовательский геолого-разведочный нефтяной институт (ВНИГНИ)
Защита диссертации состоится " " 30. PS> 1993 г. в часов на заседании специализировнного Совета Д 071.10.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при ВНИИГЕОСИСТЕМ .
Адрес: 113105, г. Москва, Варшавское шоссе, 8, конференц-зал.
С диссертацией можно ознакомиться в геологическом фонде ВНИИГЕОСИСТЕМ.
Автореферат разослан 30. Ofi 1993 г.
Ученый секретарь специализированного совета
доктор геолого-минералогических наук B.C. Лебедев
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы .
Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности предусматривают освоение глубокопогруженных горизонтов как одного из важнейших объектов поисково-разведочных работ на нефть и газ. В старых нефтедобывающих районах, в пределах которых на глубинах до 4 км залежи углеводородов практически разведаны, освоение глубокопогруженных горизонтов позволит поддержать на достигнутом уровне добычу нефти и газа, в новых районах - правильно оценить потенциальные ресурсы нефти и газа.
Поиски залежей нефти и газа на больших глубинах проводятся более чем в 60 странах мира и в 32 из них осуществляется добыча нефти и газа с глубин свыше 4500 м. На территории Российской Федерации выделяется более 12 глубоких впадин с толщиной осадочного чехла свыше 5 км с общей площадью перспективных территорий до 2,5 млн км^. Основной объем глубокого и сверхглубокого бурения сконцентрирован в Южно-Каспийской, Тимано-Псчорской, Прикаспийской и частично в Волго-Уральской и ЗападноСибирской нефтегазоносных провинциях (НГП).
Глубокопогружешше зоны обладают значительными неразведанными ресурсами углеводородов и являются важнейшим резервом подготовки запасов и увеличении добычи нефти и газа. Освоение больших глубин связано с большими капиталовложениями в условиях рыночной экономики. Наблюдаемые в последние годы высокие темпы освоения больших глубин требуют разработки надежных критериев раздельного прогноза нефти и газа, что будет способствовать более обоснованному планированию подготовки запасов нефти и газа и оценки возможности развития их добычи.
Цель работы:
- Определение главных направлений поисково-разведочных работ на больших глубинах на различные виды углеводородного сырья, повышение эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ на больших глубинах на основе разработки критериев раздельного прогноза ресурсов нефти и газа, выделения нефтеносных и газоносных территорий, нефтегазоносных комплексов, характеризующихся высокой оценкой потенциальных ресурсов и неясным соотношением жидких н газообразных УВ.
- Проведение раздельного прогноза и научного обоснования критериев выделения зон преимущественно газо- и нефтенакопления на больших глубинах на основе комплексного анализа основных геолого-геохимических
показателей, определяющих возможности формирования и сохранений залежей углеводородов различного фазового состояния на больших глубинах.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
- Разработка теоретических и практических положений раздельного прогноза и формирования углеводородных систем на больших глубинах.
- Разработка геолого-геохимических критериев, контролирующих закономерности в распределении углеводородных систем различного фазового состояния на больших глубинах.
- Систематизация фактического материала, направленная на выявление закономерностей, обуславливающих наблюдаемые распределения фазового состояния углеводородов и способствующая выяснению перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов.
- Районирование по фазовому состоянию углеводородов на срезе 5000 м в пределах нефтегазоносных провинций и областей России и СНГ.
Научная новизна диссертационной работы:
- Раздельный прогноз нефтегазоносности перспективных территорий в пределах нефтегазоносных провинций и областей России и СНГ на срезе 5000 м на основе геолого-геохимических, геолого-геофизичсских показателей, включающих комплексное изучение типа формаций, масштабов накопления органического вещества и его катагенеза, современных и налсо- температур, углеводородного и изотопного состава углерода углеводородов, диагностических фазово-генетических показателей.
- Генетический характер зональности углеводородов на больших глубинах, ограниченность масштабов миграции углеводородов при формировании зон нефте- и газонакоплеиия.
- Особенности фазово-генетической зональности углеводородов на больших глубинах в нефтегазоносных бассейнах различного типа (молодые, древиис платформы, зоны сочленения платформ со складчатыми сооружениями).
Практическая значимость работы.
Теоретические и практические положения диссертационной работы были использованы при выборе основных направлений и повышения эффективности поисково-разведочных работ на больших глубинах на различные виды углеводородного сырья в пределах Западно-Сибирской, Прикаспийской, Тимано-Печорской, Волго-Уральской, Лено-Тушусской и Лено-Вилюйской нефтегазоносных провинций, чго способствовало правильному размещению сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности.
Установленные закономерности в распределении фазового состояния углеводородов на больших глубинах е учетом емкостных характеристик пород были положены в основу количественной опенки прогнозных ресурсов УВ в интервале глубин 5-7 км в пределах нефтегазоносных провинций и областей России и СНГ.
Карта прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах (на срезе в 5000 м) в пределах нефтегазоносных территорий России и СНГ (масштаба 1:2500000) внедрена в научно-исследовательских институтах РАН, Мингео и Миннефтегазпрома.
Апробация работы.
Основные положения диссертации докладывались на Всесоюзных и Международных совещаниях и конференциях:
Всесоюзных совещаниях: по Геологии и геохимии нефти и газа (г. Новосибирск, 1974; г. Львов, 1976; г. Тюмень, 1975, 1977, 1981; г. Ленинград, 1986; г. Ашхабад, 1987; г. Фрунзе, 1988); Всесоюзных семинарах "Органическое вещество в современных и ископаемых осадках" (МГУ, 19791980); "Нефтегазоносные бассейны СССР" (МГУ, 1979); "Условия раздельного прогнозирования зон нефтс- и газонакопления" (г. Иркутск, 1976); "Нсфтегазообразование и нефгсгазонакопление на больших глубинах" (г. Баку, 1989; г. Иваново-Франковск, 1989); "Энергия и механизм первичной миграции углеводородов" (г. Актюбинск, 1986); "Флюидодинамичный фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов" (г. Ашхабад, 1989); "Тектоника поднадвиговых зон" (г. Фрунзе, 1990);
Международных совещаниях: XXVII Международном геологическом конгрессе (г. Москва, 1984); XII Международной конференции по геохимики "Петролгеохим-88" (г. Сольнок, ВНР, 1988); XIV Международной конференции по органической геохимии (г. Париж, Франция, 1989); Европейской нефтегазовой конференции (г. Палермо, Италия, 1990); II Европейской конференции геологов нефтяников (г. Копенгаген, Дания, 1990); Международной конференции по моделированию бассейнов и применению при поисках нефти и газа (г. Ставангер, Норвегия 1991); Юбилейной конференции американской ассоциации геологов нефтяников (г. Даллас, США, 1991); III Европейской конференции геологов нефтяников (т. Флоренция, Италия, 1991); XV Международной конференции по органической геохимии (г. Манчестер, Англия, 1991); VI Европейской конференции геологов нефтяников (г. Париж, Франция, 1992); Конференции американской ассоциации геологов нефтяников (г. Сидней, Австралия, 1992); Международной конференции но арктическим бассейнам (г. Анкоридж, США, 1992); Международном симпозиум по геодинамичсской эволюции осадочных бассейнов (г. Москва, 1992); Международном симпозиум "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения" (г. С.-Питербург, 1992); Конференции американской ассоциации геологов нефтяников (г. Новый Орлеан, США, 1993); V Европейской конференции геологов нефтяников (г.
Ставангер, Норвегия, 1993); XVI Международной конференции по органической геохимии (г. Ставангер, Норвегия, 1993).
По теме диссертации опубликовано 70 печатных работ, в том числе 4 монографии, 20 статей опубликовано за рубежом.
Карта прогноза фазового состояния УВ на больших глубинах нефтегазоносных провинций и областей России и СНГ (на срезе 5000 м) экспонировалась на ВДНХ в 1986 г. и награждена золотой медалью ВДНХ.
Объекты исследования.
Объектами исследования явились нефтегазоносные провинции и области России и СНГ. В основу диссертации положены фактические материалы, полученные автором в результате тридцатилетних исследований в области геологии и геохимии нефти и газа Западной, Восточной Сибири, Волго-Урала, Тимана-Печоры, Прикаспия и др. территорий во время работы в Ямало-Ненецкой экспедиции Газпрома (г. Салехард), Институте геологии и разработки горючих ископаемых, Всероссийском научно-исследовательском институте геологических, геофизических и геохимических систем.
Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав текста и заключения, списка литературы. Общий объем работы 270 страниц машинописного текста, таблиц 2ff^ рисунков. и.
В процессе подготовки диссертационной работы автор пользовался консультациями Белонина М.Д., Гиршгорна Л.Ш., Еремина И.В., Ермакова В.И., Калмыкова Г.С., Крылова H.A., Нестерова И.И., Никонова В.Ф., Кулахметова И.Х., Парпаровой Г.М., Перепеличенко В.Ф., Рылькова A.B., Семеновича В.В., Сударикова Ю.А., Чичуа Б.К., Черникова O.A., Шпильмана В.И., Шпильмана К.А., Юдина Г.Т.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Проведение раздельного прогноза углеводородов в глубокопогруженных горизонтах нефтегазоносных провинций и областей России и СНГ стало возможным благодаря разработке методических приемов прогноза фазового состояния УВ по Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, характеризующейся формированием УВ различног о фазового состояния.
Значительное увеличение объемов геолого-разведочных работ за последние два десятилетия, осуществленное в Западно-Сибирском регионе, сделало Западно-Сибирский геобассейн (площадью около 3 млн км^) уникальным с позиций изучения и разработки основных критериев, контролирующих раздельное прогнозирование и условия формирования УВ-систем различного фазового состояния.
Комплексный анализ распределения залежей УВ и контролирующих их показателей позволили на примере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции разработать основные положения раздельного прогноза, которые были использованы при раздельном нрогиозе глубокопогруженных горизонтов нефтегазоносных провишшяй и областей России и СНГ . Разработанные на примере Западной Сибири показатели вошли в теорию раздельного прогноза и научного обоснования критериев выделения зон и комплексов преимущественного газо- и пефтенакопления.
Глава 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И МЕТОДЫ ПРОГНОЗА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ.
Повышение эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ иа больших глубинах требует разработки падежных критериев раздельного прогноза ресурсов нефти и газа.
В настоящее время в результате обобщения мирового опыта поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений, изучения закономерностей распределения нефти и газа в зависимости от влияния различных природных факторов, а также теоретических исследований в области генерации углеводородов и формирования их месторождений (Аммосов И.И., Бакиров A.A., Вассосвич Н.Б., И.В. Высоцкий, Белонин М.Д., Галимов Э.М., Дмитриевский А.Н., Еременко H.A., Ермаков В.И., Ермолкин В.И., Зорькин
Л.М., Комторович А.Э., Крылов H.A., Максимов С.П., Неручев С.Г., Нсстсров И.И., Старобинец И.С., Соколов Б.А., Семенович В.В., Трофимук A.A., Парпарова Г.М., Петров A.A., Чахмахчсв В.А., Хаин В.Е.) наметились пути решения сложной проблемы раздельного прогнозирования нефтяных и газовых месторождений, в том числе на больших глубинах.
Решение проблемы прогнозирования зон и комплексов преимущественного газо- и нефтенакоиления в нефтегазоносных и перспективных территориях, в первую очередь определяются выявлением условий, при которых в общем балансе углеводородов происходит как преимущественная генерация, так и накопление нефти и газа.
Важнейшими условиями, приводящими к различию генерации, накоплению и последующей консервации, являются:
состав органического' вещества нефтегазопроводяших толщ (гумусовой либо сапропелевой), определяющий преимущественную генерацию жидких или газообразных углеводородов;
- катагенез исходного органического вещества, обуславливающий специфику баланса образующих углеводородов на различных стадиях его превращения;
- различная способность нефти и газа к латеральной и вертикальной миграции, обусловившая особенности формирования газовых и нефтяных месторождений и их размещение как по площади, так и по разрезу. -
Основой раздельного прогноза является установленная закономерность в распределении залежей УВ по фазовому состаянию, выраженная в вертикальной зональности. Исследование природной зональности УВ, литолого-фициальных условий накопления различных форм генетических типов OB, его превращения на стадиях катагенеза позволили выявить основные процессы генерации УВ в осадочных толщах и наметить геолого-геохимические факторы, благоприятствующие образованию и накоплению УВ различного фазового состояния.
В принципиальной схеме вертикальной зональности нефтегазообразования выделяют нижнюю и верхнюю зоны газообразования и зону генерации нефти. С каждой генетической зоной связываются определенные фазовые типы залежей и углеводородный состав флюидов. Глубины проявления зон в разных регионах различны и определяются геотермическим режимом недр и, как следствие, особенностями катагенетических преобразований осадочных пород. Образование нефти ограничено довольно узкими пределами и происходит в зонах среднего катагенеза на этапах превращения OB, соответствующих длишюиламенпой газовой и жирной стадиям углефикации.
Генерация тех или иных УВ прежде всею зависит от фациальпой принадлежности нефтегазонроизводяшпх отложений, определяющий тип, морфологические особенности, микрокомнонентиый состав, количественное
содержание исходного ОВ и степень катагенетической превращенное™ ОВ, являющейся отражением пластовых температур в течении геологического времени. Для выделения зон преимущественной газогенерации установление преобладание в продуцирующих толщах гумусовой) типа ОВ (при витршштовом и фгозенитовом составе) на всех градациях катагенеза; при преобладании в продуцирующих толщах сапропелевого типа ОВ на начальных градациях катагенеза (ПК|-ПК2), соответсвующим стадиям углефикании Б], Б2 и поздних (МК4-АК), отвечающих стадиям К и более высоким но шкале углефикации.
Проблема прогнозирования зон преимущественно газо- и нефтенакопления неразрывно связана с изучением вертикальной и пространственной зональностью. Раздельное прогнозирование углеводородных систем осуществляется с позиций совместного исследования первичной (генерационной) н современной (миграционно-аккумулятивной) фазовой зональности углеводородов.
С позиции органической гипотезы происхождения нефти и газа зональность на больших глубинах обусловлена главным образом генетическими причинами, определяющими особенности процесса нефтегазообразования. Процессы вертикальной миграции, приводящие к смещению углеводородных зон и способные изменить генетическую схему зональности, не играют решающей роли при формировании зон нефтегазоиакопления на больших глубинах. Генетическая схема вертикальной зональности УВ в агих условиях определяются прежде всего сооотнощением масштабов генерации газообразных и жидких УВ, связаных с накоплением исходного ОВ, его составом и степенью катагенеза. Специфика распределения резеруаров (уплотнение пород, вторичные процессы цементации, липзовидный характер строения продуктивных толщ) указывает, что решающая роль при формировании зон пефтегазонакопления па больших принадлежит ограниченной по масштабом латеральной миграции.
Фазово-гепстическая тональность позволяет осуществить прогноз фазового состояния углеводородов на больших глубинах. Исключение составляют зоны развития крупных региональных надвигов, где проведение прогноза существенно осложняется в силу специфики изменения геологических, геохимических и тсрмобарических условий, имевших место в период иадвигообразовании, Поднадвиговвые части осадочных бассейиовв могут оказаться под пластинами сложенными кристаллическими породами фундамента. В самих надвиговых пластинах осадочные породы низких стадий катагенеза могут оказаться как над, так и под осадочными породами высоких стадий катагенеза. Классическим примером "обратной" зональности катагенеза может служить зона регионального надвига Северных Аппалачей (Канада).
На больших глубинах в условиях высоких пластовых температур и давлений теоретически обоснованы и установлены залежи принципиально нового типа, ранее не известные в практике поисково-разведочных работ на
нефть и газ. Это газовые залежи с высоким содержанием жидких углеводородов. Эти залежи представляют собой газообразные недонасыщенные УВ-системы, находящиеся при температуре выше их криконденгерм (температура начальной конденсации). В этих условиях в пластовом газе может раствориться до 1000 [/м^ и более жидких углеводородов или, иными словами, это газовые системы с высоким содержанием конденсата, находящегося в газовой фазе.
Фазовое состояние пластовых многокомпонентных углеводородных систем определяется их составом и термобарическими условиями. При этом каждая из них может быть описана фазовой диаграммой-кривой давления фазового перехода (давления насыщения Рцас и начала конденсации Р1ЬК.) в координатах р-Т с критической точкой, а также с наивысшим давлением (крикондентермом), при которых жидкость и пар могут существовать в равновесии.
В природе известны углеводородные системы, которые при пластовой температуре не могут быть охарактеризованы давлением начала конденсации. Отличительной особенностью таких УВ-систем является то, что при пластовой температуре они ни при каком давлении (вплоть до нормального) не могут конденсироваться. Особенностью этих систем должна быть их существенная недопасыщенность жидкими УВ (газокондснсатами). Анализ влияния термобаричеешх условий на содержание конденсата в пластовой системе позволяет предположить, что при существенном недосыщении залежи подобного типа могут характеризоваться высоким содержанием конденсата. Прогноз содержание конденсата в пластовой углеводородной системе производится с помощью номограммы, выражающей связь между количеством высокомолекулярных УВ в газовой фазе, давлением начальной конденсации и пластовой температуры.
Прогнозирование таких залежей существенно расширит перспективы поисков жидких углеводородов на больших глубинах; позволит значительно увеличить добычу жидких УВ как за счет их высокого содержания в залежах, так и в результате исключения потерь конденсата при эксплуатации.
Комплексный анализ гсолого-гсохимичсских показателей, включающих качественный и количественный состав ОВ и стадии его преобразования, современный и палеогеотермический режим глубокопогруженных горизонтов, масштабы и баланс потенциальной генерации углеводородов (УВ), изотопный состав углерода УВ и ОВ, состав и соотношения индивидуальных компонентов УВ, поведение системы в условии высоких температур и давлений позволяет определить положение углеводородных систем в ряду вертикальной и региональной зональности и дать прогноз фазового состояния УВ глубоких горизонтов.
Глава 2. РАЗДЕЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ НЕФТЕ- И ГАЗОНАКОПЛЕНИЯ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ В ПРЕДЕЛАХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ И ОБЛАСТЕЙ РОССИИ И СНГ.
Повышение эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ в значительной степени определяется выбором оптимальных направлений поисков нефтяных и газовых месторождений на основе надежного прогнозирования перспектив газо- и нефтеносности.
Известно, что в течении многих лет получили развитие методы общего прогнозирования нсфтсгазоносности, предусматривающие в основном оценку углеводородных ресурсов, исчисляемых в условном жидком топливе. Раздельное выделение нефтеносных и газоносных областей проводилось по аналогии либо эмпирически, с учетом результатов уже проведенных поисково-разведочных работ. Отсутствие надежных критериев раздельного прогноза нефти и газа в ряде случаев может привести х серьезным просчетам в планировании развития сырьевых баз как нефтяной, так и газовой промышленности.
Анализ распределения нефтяных и газовых месторождений показывает, что в- их размещении наблюдается обособленность или зональность, обуславливающая пространственное смещение или даже разобщение ресурсов нефти и газа как по площади крупных осадочных бассейнов, так и по разрезу выполняющих их отложений. Подавляющая часть ресурсов природного газа сосредоточена в газовых или газокондеисатных залежах, которые составляют зоны преимущественного газонакопления. Основная доля ресурсов сконцентрирована в нефтяных, нефтегазоконденсатных и нефтегазовых залежах, которые составляют зоны преимущественного нефтенакопления.
Систематизации фактического материала, направленная на выяснение закономерностей, обуславливающих наблюдаемое распределение фазового состояния углеводородов, на разработку критериев раздельного прогноза ресурсов нефти и газа, выделение нефтеносных и газоносных территорий способствует определению главных направлений поисково-разведочных работ на больших глубинах па различные виды углеводородного сырья.
2.1 Краткая характеристика и особенности геотермического режима глубокопогруженных горизонтов.
Предкарпатская нефтегазоносная область. Глубоко]югруженине зоны в пределах Предкарпатской нефтегазоносной области связаны с Предкарпатскнм прогибом, который располагается между платформой и Карпатской геосинклиналью, являющейся северным ответвлением Альпийской складчатой области. В прогибе выделяется две структурно-тектонические зоны - Виешная, прилегающая к платформе и Внутренняя (Борислав-Покутская), граничащая на востоке с Карпатами. Глубоконогружснные зоны в пределах Внешней и Внутренней зон Предкарнатского прогиба выполнены
терригснными породами мезозоя и охватывают разрез от верхней юры до неогена включительно. В северо- западной части Внешней зоны вскрыты палеозойские терригенно-карбонатные образования. Суммарная мощность мезозойских и палеозойских отложений - 14-15 км. Мощность нсогенных и донеогенных отложений во Внешней зоне прогиба от плоскости среза 5 м составляют 1-6 км, меловых и палеогеновых отложений во Внугреиной зоне прогиба - 2-3 км.
Дня Предкарпатского прогиба характерен несколько ослабленный температурный режим. Пластовая температура, замеренная при испытании Покутской скважины Луги-1 в интервале 6018-6045 м, равна 131°С. В Борисовско-Покутской зоне на глубинах 4500-5000 м пластовые температуры составляют 105-110°С.
Промышленные притоки нефти из палеогеновых и эоцен-олигоиеновых отложений получены на месторождениях Бориславско-Покутской зоны: Пасечнянское, Ново-Сходненское, Иваниковское и др. с глубин до 5500 м. Отдельные нефге- и газопроявления зафиксированы и значительно ниже. Притоки воды со значительным количеством газа и пленкой нефти получены с глубин 5490-6260 м в скв. Луги-1. В сверхглубокой скважине Шевченковская-1, пробуренной в примыкающей к Бориславско-Покутской зоне части Скибового покрова, значительные проявления газа и газоконденсата имели место с глубины 6280 м. Сильные газопроявления отмечены с глубины 7020-7025 м (нижний мел). На Рассольнанской площади с глубины 4930-5082 м (верхний мел) получен приток газа. Притоки нефти получены на Сходненской площади с глубины 4800-4878 м (палеоцен); на Пасечнянской с глубины 3836-4519 м (эоцен) , на Семигиновской - с глубины 4530-4675 м (эоцен-олигоцен) площадях. В скважине Луги-1 с глубины 60456080 м (олигоцен) получен газ и конденсат.
Днелровско-Припятская нефтегазоносная провинция.
Припятская нефтегазоносная область соответствует Припятской впадине, глубокопогруженные зоны которой выполнены рифей-нижневендскими отложениями мощностью 1,5 км. Припятская впадина имеет сложное блоковое строение. В пределах Припятской впадины выделяются три блока - северный, центральный и южный. В северном и южном блоках в подслоевом комплексе девона выявлены линейно-вытянутые, тектонические ступени, осложненные приразломными поднятиями. Для центрального блока характерны изометрические очергаиия блоковых структур.
Припятская впадина характеризуется различной интенсивностью теплового режима. Северный блок отличается повышенной напряженностью теплового поля, температура на глубине 4,5 км составляет более 100°С. Южный блок отличается пониженной напряженностью геотермического поля.
Промышленная'нефтегазоносность впадины связана с подсолевыми и межсолевыми терригенно-карбонатными отложениями девона. Промышленные притоки нефти и газа получены в пределах северного (притоки нефти на Первомайской, Судовипкой и др. площадях) и центрального блоков ( притоки газа на Кошевойской, Клинской, Краснознаменной и др. площадях).
Днепровско-Донецкая нефтегазоносная
область соответствует Днепровско-Донецкой впадине, которая представляет собой совместно с Припятской впадиной и складчатой системой Донбасса глубокий грабен в толще Русской платформы, вытянутой в субмсридианальном направлении. Центральный Днепровеко-Донецкий грабен отличается большой мощностью фанерозойских отложений, достигающих 20 км. Комплекс осадочных отложений, залегающий ниже 5 км, состоит из осадков девона, карбона, которые представлены терригенными и сульфато-галогенными формациями. В глубинной структуре Днепровско-Донецкой впадине намечается несколько крупных блоков, разделенных зонами поперечных глубинных разломов и поднимающихся последовательно с северо-запада на юго-восток. Глубины залегания их увеличиваются от 6-7 км на северо-восточном блоке до 17-18 км в зоне сочленения Днепровско-Донецкой впадины и Донбасса на юго-востоке. На большей части территорий комплекс отложений, включает верхне-среднедсвонские и каменноугольные отложения.
Анализ изменения пластовых температур на территории Днепровско-Донсикой впадины показывает, что профетость пород возврастает с севера-запада на восток в центральной части впадины, а также от бортовых склонов Украинского и Воронежского кристаллических массивов к центральной зоне. Современные пластовые температуры на глубинах в интервале 4500-4930 м изменяются от 114 и 128°С на Анисовской и Шебелинской до 130 и 134°С на Харьковетской и Гядачской площадях. Рассчитанная температура на глубине 5000 м - 150°С. Среднее значение геотермического градиента в Днепровско-Донецкой впадине находится в пределах 2,3-2,9°С/100 м и увеличивается к ее периферийным частям. Так, на Матвеевской площади геотермический градиент равен 2,3°С/100 м, на Харьковсцкой - 2,б°С/100 м, на Гадячапской и 2,9°С/100 м на Богдаиовской площадях.
В отложениях девона и карбона на глубинах 5 км открыто большое количество газовых залежей (Богдойское, Восточно-Полтавское, Гадячаиское, Белоусопское, Харьковецкое и др.).
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция охватывает восточную часть ВосточноЕвропейской платформы и Предуральский прогиб. На большей части рассматриваемой территории в интервале глубин ниже 5 км предполагается развитие протерозойских отложений, представленных рифсйскими и вендскими комплексами. В Юрючано-Сылвснской впадине Предуральского
прогиба мощность рифейских отложений ниже уровня 5 км предполагается от 1 км на севере до 3-4 км в центральной и южной мастях Депрессии. Представлен комплекс преимущественно терригенными породами с прослоями карбонатов и аргиллитов. В северной и центральной частях Вельской впадины Предуральского прогиба на уровень среза с отметкой 5 км выходят отложения вендского возвраста.
Температурные условия Волго-Уральской НГП наиболее изучены в пределах Рязано-Саратовского прогиба и Приволжской моиоклнналии. Средний геотермический градиент верхних (до 4000 м) горизонтов равен 2,2° С/100 м, а самый высокий (до 3,6°С/100 м) зафиксирован на Коробковской площади Доно-Медвсдицкого вала. В сторону Прикаспийской впадины геотермические градиенты снижаются до 2,4-2,0 °С/100 м (Антиповско-Щербаковская зона). Наиболее высоким геотермическим градиентом, зафиксированым по верхнем горизонтам, соответствуют и наиболее высокие температуры на больших глубинах. Так, Коробковскому температурному максимуму, зарегистрированному на глубине 1000-2000 м, соответствуют оптимальные температуры на глубине 4330 м - 185°С. В пределах Антиповско-Щербаковской зоны поднятий с геотермическими градиентами в верхней части разреза 2,4-2,0°С/100 м, температура на срезе 5000 м составляет 120-145°С. В пределах кряжа Карпинского геотермические градиенты в верхней части отложений такие же высокие, как и на Коробковской площади (3,0-3,6°С/100 м). Можно предполагать, что на глубине 5000 м этот геотектоничекий элемент будет охарактеризован высокими температурами (около 180°С). Современные пластовые температуры, замеренные в скважинах Антиповско-Балыкминской площади в интервале глубин 4540-5445 м изменяются от 105 до 127°С в Белогорской площади - 4694-5370 м - 105-120°С, Горно-Балыкской площади -4964-5294 м 96-104°С; Южно-Уметовской площади - 4414-4908 м пластовая температура составляет 103°С.
В пределах Волго-Уральской нефгегазаносной провинции поиски нефти и газа на больших глубинах ведутся в Нижне-Волжской иефгегазоносной области. В терригениом и карбонатном девоне здесь открыты нефтяные и газоконденсатные залежи - Антиповское, Петровальное, Восточно-Уметовское, Камышинское, Западно-Ровнснскос и др.
Прикаспийская нефтегазоносная провинция. При весьма значительных размерах Прикаспийская нефтегазоносная провинция характеризуется большой глубиной погружения фундамента - до 25-30 км. На севере и западе Прикаспийская впадина отделяется от смежных тектонических элементов платформы бортовыми уступами - узкими зонами крутого погружения фундамента палеозойских и мезозойских отложений. Глубокопогруженные зоны связаны с подсолевыми карбонатными и терригенными отложениями нижнеиермского, каменноугольного и девонного возвраста.
О температурных условиях больших глубин Прикаспийской впадины можно судить по непосредственным замерам в некоторых скважинах ее бортовых частей - Аралсорской опорной скважине и по температурным аномалиям в верхней части осадочного чехла, выявленным на основании значительного количества скважин. Прикаспийская впадина неоднородна по своим температурным условиям. Наиболее низкие температуры на глубинах от 1000 до 5000 м фиксируются в восточной окраинной части впадины, несколько выше - в центральной и южных частях. Так, в восточной части на глубине 5000 м на Курасайской площади температура равна 75°С, па Биикжальской площади 95°С, в западной части на Сарпинской пл. - 123°С, на Астраханском своде - 160°С, в центральной части в Аралсорской опорной скважине на глубине 6500 м замеренная температура - 165°С.
Крупные газокопденсатпые и нефтяные залежи с высоким кондснсатным фактором установлены на Астраханском, Карачаганакском и Тенгнзском месторождениях в карбонатных отложениях девона и карбона. Промышленные притоки нефти получены из карбонатных отложений каменоуголыюго и девонского возвраста на Кенкияк-Торткольской зоне поднятия, Кзыль-Жарском и Жаркомызском выступах, Каратон-Биикжальской, Остансукской зоне поднятий. Залежи нефти установлены в нижнепермскнх отложениях на Кенкиякской, Базобинской, Жаножольской и Остансукской площадях на юго-востоке впадины.
Северокавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция.
Значительная часть территории провинции характеризуется наличием достаточно обширных зон с глубинами фундамента более 5-7 км, выполненными неогеновыми, палеогеновыми, меловыми, юрскими и триасовыми отложениями. Они группируются в две области, находящиеся в Западном и Восточном Предкавказье. В тектоническом отношении наиболее прогнутые части этих областей приурочены к Западно-Кубанскому и Терско-Каспийскому передовым прогибам. К первому из них на востоке примыкает Восточно-Кубанская впадина и Адыгейский выступ, на юге гсосинклинальные области северо-западного Кавказа и Северный платформенный склон передового прогиба (Тимашевская ступень). В Восточную зону прогибания, кроме Терско-Каспийского передового прогиба, входит на севере Прикумская зона поднятий и Маиычский прогиб, на юге -Предгорный Дагестан, характеризующийся субгерсинклинальным режимом.
Анализ распределения пластовых температур показал, что в целом территория Ссверокавказско-Мангышлакской нефтегазоносной провинции (в пределах рассматриваемой части) характеризуется неоднородностью теплового поля. По всем интервалам глубин наименьшая прогретость отмечается в Западно-Кубанском прогибе. Терско-Каспийский прогиб характеризуется большой прогретостыо недр.
Современные пластовые температуры, замеренные при испытании глубоких горизотов в пределах Терско-Каснийского прогиба на площадях Сунженской антиклинальной зоны (Октябрьская, Гудермесская) в литерале глубин 4600-5200 м составляют 163-185°С; на плбщадях Терской антиклинальной зоны (Межхребтовая, Ястребиная, Брагунская) в интервале глубин 4400-5035 м составляют 167-189°С; в пределах Западно-Кубанского прогиба (Лсвкинская площадь) на глубине 4639-4854 м пластовая температура - 144°С; в пределах Восточно-Кубанской впадины на площадях Западно-Вознесенское, Лабинское, Кузнецовская в интервале глубин 4550-5571 м пластовые температуры 142-176°С.
В Западно-Кубанском прогибе залежи нефти выявлены в неогеновых отложениях в алевролитах кумской свиты на Лсвкинском и Северском месторождениях. На Севсрской площади в скв. 1 из интервала 5351-5293 м получен приток нефти дебитом 45 мЗ/сут, а газа - 130 м^/сут. В пределах Восточно-Кубанской впадины промышленные скопления углеводородов и многочисленные нефгегазопроявления отмечены в верхнеюрском карбонатпо-терригенном подсолсвом комплексе: Юбилейной (газокондснсат, нефть), Кошсхабальской (газ), Лабинской (нефть), Темиргоевской (газ и конденсат). Кузнецовской (газ) площадях. Нефгегазоносность глубокопогруженных зон установлена в западной части Терско-Каспийского прогиба. Здесь в верхнемеловых отложениях . открыты нефтяные месторождения: Правобережное, Гудермесское, Октябрьское, Межхребтовое, Ястребиное, Брагуны. В пределах Прикумского вала из нижне- триасовых карбонатных отложений нефтскумской свиты на глубинах более 4,5 км открыты 3 залежи нефти: па Юбилейной, Южно-Таловской и Кумухской площадях.
Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция. Южно-Каспийская НГП расположена в пределах одноименной впадины, представляющей собой крупную область альпийского прогибания с мощностью осадочного чехла 1525 км и выполненную мезозойскими палеоцен-миоценовыми и среднеплиоцсиовыми отложениями. Южно-Каснийская впадина охватывает акваторию Южного Каспия и сопредельные районы суши: Западно-Туркменскую низменность - на востоке, Нижнекуринско-Кобыстанский и Апшеронский районы Азербайджана - на западе. Мезозойские отложения перекрыты мощным чехлом палеоген-миоценовых глин. Скважины на глубинах около 5 км не вскрыли кровли мезозоя.
Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция характеризуется относительно пониженной прогрстостью недр. На территории Азербайджана в интервале глубин 4500-5400 м температура колеблется в пределах от 80 до 147 °С, а в пределах юго-западной Туркмении - от 100 до 120°С. Самые низкие температуры зафиксированы на месторождении Булла-море - на глубине 6,3 км температура достигает 97°С.
Промышленная нефтегазоносность больших глубин связывается с Ннжнекуринской и Западно-Туркменской впадинами, являющимися соответственно западной и восточной частями Южно-Каспийской впадины. Бурение глубоких скважин в пределах Ннжнекуринской впадины позволило выявить ряд нефтегазоконденсатных (НГК>, газоконденсатных (ГК), газоконденсатнонефтяных (ГКН) и нефтяных (Н)-залежей в среднемиоценоеых продуктивных толщах: Карадаг (НГК), Кянизадаг (Н), Зыря (Н) - Кобыстано-Апшеронская нефтегазоносная область; Кюрсанги (Н), Бабазанан (Н), Карабаглы (Н) - Нижнекуринская нефтегазоносная область; Бахар (ГК, ГКН), Булла-море (ГК) - акватория Южного Каспия и др.
В пределах Западно-Туркменской впадины все известные месторождения открыты в отложениях красноцветной толщи плиоцена: месторождения Барса-Гельмес (НКГ), Котур-Тепе (ГК), Комсомольское (НГ), Бурун (НГ)-
Ферганская нефтегазоносная область соответствует Ферганской межгорной впадине, выполнеными мезокайнозойскими отложениями мощностью 10-12 км. Наибольший обьем разреза (до 7 км) составляют неогеновые континентальные малассы. На срезе 5 км вскрыты неогеновые отложения, сменяющимися по периферии юрскими и более древними образованиями. Ложе впадины имеет блоковое строение. В разрезе установлено четыре комплекса: юрско-пермско-триасовый, меловой, палеогеновый и неогеновый.
Современные пластовые температуры на площадях Тергачи, Варык-1Г, Минбулаг в глубин 4528-4900 м изменяются от 126 до 140°С.
Нефтегазоносность установлена в палеогеновом комплексе. Многочисленные нефтегазопроявления в отложениях палеогена отмечены на площадях Гумхана, Мшбулак, Чустпап, а промышленные залежи нефти - на месторождениях Тергачи и Варык-П.
Амударьинская нефтегазоносная провинция. Амударьинская НГП включает Амударьинскую синеклизу, расположенную в пределах Тураиской плиты и примыкающего к ней на юго-западе Предкопетдагского' альпийского прогиба. Глубокопогруженнуга зону слагают платформенные отложения верхней, средней и нижней юры, а также пермо-триасовые осадки промежуточного комплекса.
Отложения осадочного чехла характеризуются высоким температурным режимом. Пластовая температура па глубине 4000-4500 м - 150-153°С.
Промышленная нефтегазоносность связана с верхнеюрским комплексом. На месторождениях Бухарской, Чарджоуской ступеней и
Хивинского прогиба в отложениях установлены газовые залежи на площадях Шатлык, Каракель, Сандычаги.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. Тимано-Печорская НГП расположена в пределах восточного склона Тиманской гряды, Печорской синеклизы и северной части Предуральского краевого прогиба. Осадочный чехол залегает на байкальском фундаменте и на глубинах более 4,5 км представлен отложениями карбона, девона, ордовика и силура. Территория с мощностью осадочного чехла свыше 4,5 км охватывает крупные структуры Малоземелыю-Колгуевской моноклиналии, Печоро-Колвипского авлакогена и Верхне-Печорскую впадину Предуральского прогиба. Пластовая температура, замеренная па глубине 4100 м - 92°С.
Промышленная нефтегазоносное™ установлена в Предуральском прогибе. Отдельные промышленные притоки газоконденсата и нефти получены на Вуктыльской площади до глубины 6400 м в турнейских, девонских и силурийских отложениях до глубины 6400 м); на Кочмесской площади (ордовикские отложения, глубина 5629 м).
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Западно-Сибирская НГП расположена в пределах молодой эпипалеозойской платформы. Глубокие впадины с мощностью осадочных пород свыше 5 км распространены преимущественно в северной части (Ямало-Тазовская синеклиза), в пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской, Гьщанской, Ямальской, Усть-Енисейской нефтегазоносных областей. В комплексе глубокозалегающих отложений выражены такие крупные тектонические элементы как Северный свод, Уренгойский, Гыдапский, Медвежий мегавалы, Средне-Тазовская впадина и другие. На срезе 5000 м получили развитие отложения палеозойского, триасового, юрского возвраста. Мощность юрских отложений - 1,5-2 км. Мощность триасовых отложений - 1-2 км. Поверхность палеозойских отложений предположительно залегает на глубине 6-9 км.
В южных районах Западной Сибири на срезе 5000 м получили развитие палеозойские отложения, в пределах. впадин (Нюрольская и др.), прогибов и грабенов. Отложения палеозоя представлены карбонатными и терригенными породами девона и карбона и образуют зоны достаточно сложной конфигурации.
Современные пластовые температуры глубоких скважин Надым-Пурской НГО составляют на Надымской площади 4944 м - 160 °С, на Уренгойской площади в интервале глубин 4504-5517 м - 134-151°С, Тюменской глубокой скважине на глубине 6700 м пластовые температуры 170° С.
Лено-Тун1усская нефтегазоносная провинция. Лено-Тунгусская НГП занимает большую часть древней Сибирской платформы, кристаллический
фундамент которой сложен архсйско-протерозойскими отложениями. Осадочный чехол слагается рифейскими и всидско-нижнепалеозойскими отложениями. Площадь распространения глубоких горизонтов осадочного чехла (4,5 км) составляет 1,0 млн км-. Тектонический режим характеризуется развитием авлакогенов и 1рабенов, выполненных рифейскими образованиями, достигающими мощности 2,5 км и представленных терригенно-карбонатными породами. Большие глубины этой провинции практически не изучены. Глубокопогруженные зоны предположительно слагаются рифейскими и вендско-нижнепалеозойскими отложениями. Скважина (Ковинская) глубиной 5006 м вскрыла рифей.
Сибирская платформа характерзуется "низким" температурным режимом. Современная температура в Тушусской синеклизе на глубине 7000 м - 125°С, на глубине 2300 м - 44°С.
Лено-Вилюйская нефтегазоносная провинция. В
тектоническом отношении провинция включает Приверхоянский краевой прогиб и центральную часть Вилюйской екнеклизы. Бурением изучена только верхняя часть осадочного чехла, представленная терригенпыми и угленосными верхиепалеозойскими (пермскими) и мезозойскими отложениямн, мощность которых в глубоких впадинах Привсрхоянского прогиба и Вилюйской синеклизьг достигает 10 км. На глубинах более 4,5 км пробурено несколько скважин, вскрывших отложения рифея (Сыгдахская пл.), палеозоя (Срсдне-Вилюйская пл.) и нижнего триаса (Уоранская, Хоромская пл.).
Лено-Вилюйская провинция, характеризуется пониженным тепловым режимом. Пластовые температуры на глубинах соответственно 2,0-2,5 и 3,4 км составляют 33-35°С и 83°С.
2.2 Зональность в распределении фазового состояния углеводородов на срезе 5000 м.
Анализ распределения типов залежей па срезе 5000 м по нефтегазоносным бассейнам позволил установить наличие определенной зональности по фазовому состоянию углеводородов в залежах и выделить зоны преимущественного развития нефтяных, газовых и газоконденсатиых залежей.'
Зона преимущественного распространения нефтяных залежей
получила развитие в пределах Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Нефтяные залежи открыты в восточной и юго-восточной прибортовых частях Прикаспийской впадины в карбонатных и терригенно-карбонатпнх отложениях карбона и нижней пермн: Тспппскос нефтяное месторождение, в пределах Жаркомыеского свода - Кспкияк и Каратюбе - притоки нефти получены па площадях Бозоба, РСурасай. Кожаеай. В пределах Каратон-Прорвинской зоны поднятий - Каратон; в пределах Южно-Эмбинского свода -Тортай, в пределах Биикжальского свода - Улькентюбс, Шолькора, Биикжал.
Зона преимущественного распространения нефгегазоконденсатных залежей - в пределах Ссвсрокавказско-Маш ышлакской (бет Матъшшакскон), Южно-Каспийской провинции, Предкарпатской, Ферганской ИГО, а также в Прикаспийской и Тимано-Псчорской провинциях. В Северокавказской нефтегазоносной провинции из 25 залежей , открытых на глубинах около 5000 м, 23 - нефтегазокондсисатные. Большинство залежей (21) - в карбонатных отложениях верхнего мела в пределах Терско-Каснийского прогиба (Гудермесское, Старо-Грозненское, Андреевское, Малгобск-Вознесенское и др.), а 2 залежи - в юрских терригеиных коллекторах в пределах платформенной части Западного Предкавказья (Кузнецовское, Севсро-Западно-Афипское). В Южно-Каспийской провинции открыто 22 нефтсгазокопденсатные залежи в терригенных коллекторах продуктивной толщи плиоцена - Юорсангя, Дажгиль-Деляииз, Бахар, Зыря и др. (в пределах Азербайджана); Котур-Тсне, Барса-Гальмес, Бурунское (в пределах Западной Туркмении). В Предкарпатской нефтегазоносной области нефтегазоконденсатные залежи открыты в Бориславско-Покутской зоне (Внутренней зоне Прсдкарпатского прогиба) в терригенных отложениях палеогена (Южно-Монастырское, Новосходненское, Заводовскос, Семигидовское, Пасечиянское и др.). В Ферганской нефтегазоносной области нефтегазоконденсатные залежи открыты в отложениях палеогена (Тергачи, Варык-И). В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции нефтегазоконденсатные залежи установлены в верхнсдевонско-турнейских карбонатных отложениях и извссткого доломитовых отложениях силура -нижнего девона в северо-восточной части провинции (Вуктыльское, Кочмесское). В Прикаспийской нефтегазоносной провинции нефтегазоконденсатные залежи открыты в карбонатных коллекторах нижнего карбона в северо-восточной части внутренней бортовой зоны Прикаспийской впадины (Карачаганак).
Зона преимущественного распространения газоконденсатных и газовых залежей получила развитие в пределах Днепровско-Прнпятской, Волго-Уральской нефтегазоносных провинций. В Днспровско-Припятской провинции открыто 22 залежи газа и газоконденсата в терригенных отложениях карбона и терригенно-карбонатных отложениях девона. В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции залежи газа и газокондснсата приурочены к прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Оренбургскому своду и восточной моноклинали Воронежского свода (Нижнее Поволжье.) В Нижнем Поволжье из 7 залежей, открытых в девонских терригенно-карбонатных породах, 5 залежей являются газовыми и газоконденсатиыми (Западно-Ровненское, Краснокутское и др.).
Анализируя зональность в размещении залежей различного фазового состояния на срезе 5 км, обращает на себя внимание тот факт, что нефтяные скопления встречены в нефтегазоносных провинциях и областях, приуроченных в геотектоническом отношении к областям развития альпийского геосинклицалыюго складчатого пояса, альпийским краевым
прогибам, к областям эпиплатформснного орогенеза (межгорные впадин), синеклизам в пределах молодых платформ с большой мощностью осадочного чехла, а также в Прикаспийской впадине, тогда как газовые и газокоиденсатные скопления - нефтегазоносных провинциях и областях, приуроченных к древним платформам.
2.3 Зональность в распределении стадий катагенеза и палеотемператур на срезе 5000 м
В основу прогноза стадий катагенеза и палеотемператур на срезе 5000 м положен витринитовый метод определения степени катагенеза и палеотемператур. Величины И", градации и величины Т°,С на срезе 5000 м в исследованных регионах повышенные, высокие и очень высокие, они неодинаковы в разных регионах и изменяются в пределах, соответственно, 1,13,9/; МК3/Ж/-АК3/ПА; 185-275°С. Палемрадненты и Г тоже повышены, изменяются в пределах 0,22-0,827« и 37-55°С на 1000 м глубины, они в 1,5 раза больше современных градиентов. Нефтегазоносные регионы и их структурные элементы можно разделить но степени катагенеза на три группы: с повышенным катагенезом, характеризующимся 1радациями МК3/ЖУ и МК4/К/ высоким катагенезом - МК4/С/ и АК^/Т/ и более высоким -АК2/ПА/ и АК3/А1/.
Повышенный катагенез (градации МК3/Ж/ и МК4/К/) характерен для длД нефтегазоносных провинций и областей приуроченных к молодым платформам: Северокавказско-Мангышлакской (без Мангышлакской НГО), Западно-Сибирской (центральные и восточные части северных районов) НГП, Черноморской, Прикарпатской, Ферганской НГО. Из принадлежащих к древним платформам в эту первую группу входит большая часть Прикаспийской провинции, южные и юго-восточные районы Волго-Урапьской провинции. Отмеченные регионы характеризуются относительно
пониженными палеогсогермическими градиентами.
Высокий катагенез (градации МК3/ОС/ и АК1/Т/) характерен для нефтегазоносных провинций, приуроченных к древним платформам: Днепровско-Припятской, Лсно-Вилюйская НГП, в пределах структурных элементов Астраханско-Калмыцкого Поволжья, Соликамской впадины Предуральского прогиба Волго-Уральской НГП. Из принадлежащих к молодым платформам В эту группу в пределах Западно-Сибирской провинции входят Надым-Пурская нефтегазоносная область, а также южные и юго-восточные районы (Омская, Нюрольская впадины), Амударышская нефтегазоносная провинция и др.
Более высокий катагенез (АК2/ПА/) отмечен в Вельской и Сыпвенской впадинах Предуральского прогиба Волго-Уральской провинции, Лепо-Тунгусской нефтегазоносной провинции, а также Ссверо-Уепортской и Мангышлакской нефтегазоносных областях. Отмеченные регионы с высокими
и более высокими градациями катагенеза характеризуются повышенными налеогеотермическими градиентами ("сокращенной зональностью" катагенеза).
2.4 Прогноз фазового состояния углеводородов на срезе 5000 м
Сравнение зональности по фазовому состоянию углеводородов в залежах с зональностью в рапределении стадий катагенеза, выполненное на срезе 5000 м, показало, что зональности совпадают: зона преимущественного распространения нефтяных залежей получила развитие в областях, где степень катагенеза ОВ нефтегазоносных отложений соответствует градации МК3. Зона преимущественного распространения нсфтсгазоконденсатных залежей соответствует стадии МК4/К/. Зона преимущественного распространения газоконденсатных и газовых стадий МК5/ОС/АК, /Т/, зона преимущественног о распространения исключительно газовых скоплений - градации АК2/ПА/.
Совпадение зональностсй в распределении фазового состояния углеводородов в залежах с зональностью в распределении градаций катагенеза дает возможность использовать катагенез в качестве главного критерия, контролирующего фазовые состояния УВ на больших глубинах, а каргу градаций на срезе 5000 м с учетом типа прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах.
Перспективными для поисков залежей нефти являются территории, характеризующиеся "пониженными" налеогеотермическими градиентами, с градациями катагенеза ОВ МК , МК в пределах развития морских песчано-глинистых и карбонатных формаций - карбонатные формации силура, девона и карбона Тимано-Печорской провинции, верхнсюрская карбонатная формация в пределах опипалеозойских гшит юга каменноугольная карбонатная формация карбона и нижней перми Прикаспийской впадины, верхпеюрская глинистая формация Западной Сибири и другие, морские формации в пределах молодых платформ, впадин и краевых прогибов альпийской геосинклииальной зоны.
Перспективными для поисков залежей газа являются территории, характеризующиеся "повышенными" палеотермическими градиентами в пределах развития морских формаций (карбонатная формация верхней юры в пределах Амударьинской нефтегазоносной провинции, Мапгышлакской нефтегазоносной области), а также территории, характеризующейся развитием субугленосных и континентальных формаций независимо от градаций катагенеза ОВ (угленосная нижнекаменноугольная формация Днепровско-Донецкой впадины, нижнесреднеюрская субугленосная формация эпипалсозойских плит Северокавказско-Мангышлакская, Западно-Сибирская, Амударьинская и др.), терригенные угленосные верхнепалеозойские и мезозойские отложения Лено-Вилюйской провинции.
Комплексное изучение катагенеза ОВ и его типа, теоретические разработки, а также фактическое распределение залежей углеводородов на глубинах более 5000 м обеспечивало возможность прогнозирования фазового состояния УВ и их скоплений.
На карте прогноза фазового состояния углеводородов глубокопогруженных горизонтов в пределах нефтегазоносных территорий России н СНГ (рис. 1) выделяются зоны: I - преимущественного распространения нефтяных залежей; II - преимущественного распространения нефтегазоносных залежей; III - преимущественного распространения газоконденсатных и газовых залежей; IV - преимущественного распространения исключительно газовых залежей.
Зона преимущественного распространения нефтяных залежей выделяется в пределах восточных и юго-восточных районов Прикаспийской нефтегазоносной провинции.
Зона преимущественного распространения псфгсгазокоидснсатных залежей в Северокавказско-Мангышлакской (без Машышлакскон НГО), Южно-Каспийской провинций, Предкарпатской, Черноморской и Ферганской нефтегазоносных областей, а также Усть-Енисейской и . Пур-Тазовской областей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, бортовых частей Прикаспийской нефтегазоносной провинции.
Зона преимущественного распространения газоконденсатных и газовых залежей в Днепровско-Донсцкой, Волго-Уральской, Тимано-Печорской, а также Западно-Сибирской и Амударьинской нефтегазоносной провинции. К зоне преимущественного развития газовых залежей следует отнести Днепровско-Прииятскую (южные и северные районы), Волго-Уральскую (в пределах Предуральского прошба), Лено-Тунгусскую, Лено-Вилюйскую (все периферийные части) НГП, а также Северо-Устюртскую и Мангышлакскую НГО.
Рис. 1 Прогноз фазового состояния УВ глубокопогруженных горизонтов нефтегазоносных территорий России и СНГ (па срезе 5000 м)
1-5 - стадии катагснстического преобразования ОВ и соответствующие им зоны распространения залежей: 1 - МК3 (Ж) нефтяных; 2 - МК4 (К) нефгаачокондецеатпых; 3 - МК5 (ОС) газоконденсатных и газовых; 4.- АК] (Т); 5 - AKi (ПА) газовых: fi - ipamutbi НГП и, НГО; 7 - нефтегазоносные провинции (I - Волго-Уральская; II - Прикаспийская; III - Дненровско-Припятская; IV - Ссверокавказско-Мангышлакская; V - Южно-Каспийская; VI - Амударышская; VII - Тимано-Печорская; VIII - Западно-Сибирская; XI -Лсно-Тунгусская; X - Лсно-Вилюйская); 8 - самостоятельные нефтегазоносные области (1 - Предкарпатская, 2 - Черноморская, 3 - Ферганская, 4 - Северо-
о g
Устюрская, 5 - Сурхан-Вахская, 6 - Причерноморско-Крымская, 7 Мангышлкская, 8 - Чу-Сармчуйская).
2..5 Районирование территорий по перспективам нефтегазоносности.
Выполненный анализ особенностей геологического строения, геотермической характеристики, прогноза фазового состояния углеводородов глубокопогружснных горизонтов, коллекторских толщ с учетом их емкостной характеристики позволил провести районирование перспективных территорий на качественном уровне и выделить зоны, перспективные на поиски залежей жидких (нефти и конденсата) и газообразных углеводородов .
Районирование территории по перспективам нефтегазоносности по таким показателям, как фазовое состояние УВ, емкостная характеристика пород с учетом анализа распределения экранирующих толщ, особенностей формирования структурных и литологических ловушек, зон развития АВПД будет способствовать повышению достоверности оценки перспектив глубокопогруженных зон нефтегазоносных территорий.
На основе комплексного изучения геолого-геохимических показателей, теоретических разработок и фактического распределения залежей проведено раздельное прогнозирование залежей УВ - выделены зоны преимущественного разития нефтяных, нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых залежей. Основным показателем, принятым для прогноза, яляется степень катагенетической превращениости ОВ пород (палеотемпературой). Перспективными территориями для поисков залежей нефти яляются, , районы с "растянутой" (пониженные палеотермические градиенты) зональностью катагенеза; газа и газоконденсата - районы с "сокращенной" (повышенные палеогеотермические градиенты) зональностью катагенеза. Изучение характера изменения катагенеза (палеотемператур) пород на срезе - 5000 м показало,что "растянутой" палеогеотермической зональностью характеризуются НГП и НГО, расположенные в пределах молодых платформ, передоввых прогибо альпийских гсосинклинальных областей - Северокавказская, ЮжноКаспийская, Западно-Сибирская НГП, Предкарпатская, Ферганская НГО. "Сокращенной" палеогеотермической зональностью характеризуются НГП и НГО в пределах древних платформ (Днепровско-Припятская, Волго-Уральская, Лено-Тунгусская, НГП).
Выполненный анализ показал существенные различия в распределении фазовогосостояния УВ на больших глубинах в пределах молодых платформ (а также альпийских краевых прогибов и межгорных впадин альпийского геосинклинального пояса) с одной стороны, и древних платформ и краевых прогибов палеозойского геосинклинального пояса с другой, что в значительной мере обусловлено существенными различиями в палеогеотермической зональности.
Анализ распределения пород-коллекторов (Черников O.A. Прошляков Б.К. 1985, 1986, 1990) показал, что существуют определенные условия сохранения первично-поровых и формирования вторичных коллекторов на глубинах более 4,5 км..
Комплексные исследования фазового состояния углеводородов на основе рассмотрения закономерностей распределения залежей различного фазового состояния в геологических бассейнах различного типа, закономерностей распределения полей катагенеза органического вещества, фазово-генетических показателей УВ систем, особенностей формирования УВ систем, коллекторов и покрышек будут способствовать обоснованию перспектив и раздельному прогнозу нефтс- и газоносности на больших глубинах в пределах нефтегазоносных провинций и областей России и СНГ.
2.6 Особеннноети фазово-генетичеекой зональности в распределении УВ в зонах развития региональных надвигов.
Определенные перспективы на больших глубинах связаны с ноднадвиговыми зонами. Открытие в последние годы месторождений нефти и газа в поднадвиговых зонах определило необходимость их изучения. К таким зонам можно отнести зоны надвигов Карпат, Урала, Верхоянского и Копетдагского мега-антиклинорисв. Многие нефтяные и газовые месторождения Предкарпатского ■ прогиба расположены во Внутренней и Внешней зонах под надвигом Карпат и приурочены к дислоцированным (во Внутренней зоне) или спокойным (во Внешней зоне) структурам. Эти зоны характеризуются многоярусной чешуйчато-надвиговой структурой. Перспективна также зона надвига Кураминского хребта на Ферганскую впадину. В настоящее время она оценивается как новый объект поисков залежей нефти и газа в мезозойских, палеогеновых и неогеновых отложениях. Перспективные поднадвиговыс зоны Предуральского краевого прогиба связаны с палеозойскими отложениями. Они образовались в результате надвига Передовых хребтов Урала на Предуральский прогиб. Вуктыльское газокопдснсатцое месторождение расположено в зоне сочленения платформы с Предуральским прогибом. Большой интерес представляет зона надвига Верхоянской складчатой области на Сибирскую платформу.
Если в пределах молодых и древних платформ зональность позволяет осуществить раздельный прогноз УВ , то в поднадвиговых зонах проведение раздельного прогноза сущсствснио осложняется в силу специфики изменения геологических, геохимических и тсрмобарических условий, имевших место в период надвигообразования.
В зонах сочленения платформ со складчатыми областями, приуроченных к зонам развития крупных региональных надвигов, осадочные
породы доорогенных этапов могут оказаться как в составе аллохтониых надвиговых пластин, так и надвигокого автохтона. Поднадвиговые части осадочных бассейнов могут оказаться под пластинами, сложенными кристаллическими породами фундамента. В самих надвиговых пластинах осадочные породы низких стаций катагенеза могут оказаться как над, так и под осадочными породами высоких стадий катагенеза. Вертикальная зональность фазового состояния УВ в ноднадвиговых зонах часто не является продолжением зональности, наблюдаемой в надвиговых зонах (в зонах покрова).
Рассмотрение фазового состояния УВ позволило выделить три типа вертикальной зональности УВ.
I тип. В случае близких стадий катагенеза пород надвиговых и ноднадвиговых зон расширяется диапазон глубин зон нефте- и газоносности.
В качестве примера увеличения мощности нижней зоны газоносности следует рассматривать Вуктыльское газоконденсатное месторождение, где мощность газокондеисатной зоны - порядка 3000 м. В верхней (надвиговой) части залежи в нижнепермских и верхнекарбоновых отложениях на глубинах 2100-3500 м ОВ преобразовано до стадии МК4; в нижней (ноднадвиговой) части залежи в отложениях нижнего карбона и верхнего девона на глубине 5100 м - до МК4-МК5. Обе части залежи характеризуются одинаковым составом газа и конденсата.
В качестве примера увеличения мощности зоны нефтеносности следует рассматривать Внутренпую и Внешнюю зоны Предкарпатского прогиба. Рассмотрение зональности по фазовому состоянию УВ показывает, что во Внутренней (Бориславо-Похутской) зоне (зона покрова) установлено 30 залежей, из которых преобладают нефтяные, нефтегазоконденсатные и газоконденеатные. Верхняя газовая зона была, по-видимому, расформирована при образовании структуры покрова. В ноднадвиговой зоне (Бильче-Волицкой), где сохранилась нормальная зональность, отмечается наличие газовых и нефтяных залежей. Наличие покрова не повлияло на изменение фазового состояния в поднадвиговой зоне. Однако, диапазон развития нефтяных залежей стал значительно шире, охватывая большой диапазон глубин (от Лопушинского нефтяного месторождения, расположенного в поднадвиговой зоне, до Бориславо-Покутской нефтяной зоны - в зоне покрова).
II тип. Породы надвига и нодпадвша имеют разные стадин^атагенсза: надвиговая зона характеризуется более высокими стадиями катагенеза, чем поднадвиговая. В этом случае отмечается "обратная" углеводородная зональность: высокотемпературные газовые и газоконденеатные системы, образовавшиеся при высоких стадиях катагенеза оказываются над нефтяными системами, образовавшимися на средних стадиях катагенеза. Влияние
ретроградных процессов в результате снижения температур и давлений может привести к дополнительному образованию газовых систем с нефтяными и конденсатными оторочками.
В качестве примера возможного обнаружения "обратной" зональности может служить зона регионального надвига Северных Аппалачей (Канада), с которой связываются основные перспективы нефтеносности этого района, где глубоководные кембрийско-ордовикские отложения надвинуты на отложения континентального шельфа окраины Канадского щита. Степень катагенеза ОВ изменяется от антрацитовой до жирной стадии,
Таким образом, при I и II типах зональности фазовые состояния поднадвиговой зоны подчиняются первоначальной генетической зональности и не меняются в результате процессов надвигообразования: при I типе происходит расширение диапазона фазово-гснетической зональности (за счет покрова), при II - "первичная" генетическая зональность поднадвиговых зон сохраняется под наложенной зональностью зоны покрова. Обнаружение в покрове зоны нефтеносности (I тип) и нижней зоны газоносности (II) нельзя рассматривать как отрицательный критерий для поисков нефти в поднадвиговых зонах.
III тип. Этот тип зональности характеризуется изменением фазового состояния поднадвиговой зоны в результате процессов надвигообразования. Когда поднадвиговая зона в результате большой массы пород покрова испытала погружение, произошло изменение первоначальной генетической зональности за счет смещения первичных УВ и УВ последующей генерации, образовавшихся в процессе погружения поднадвиговой зоны вследствие ужесточения термобарических условий. Прогноз фазового состояния УВ поднадвиговых зон по этому типу, по-видимому, следует проводить в зоне регионального надвига Верхоянской складчатой области на Сибирскую платформу (перемещения оцениваются в 70-80 км). Из-за большой мощности пород покрова в поднадвиговых зонах должны преобладать газоконденсатные и газовые залежи.
Таким образом, раздельное прогнозирование нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей в поднадвиговых зонах должно рассматриваться с позиций генетической вертикальной зональности УВ. Достоверная оценка фазового состояния УВ поднадвиговых зон имеет принципиальное значение для правильной ориентации поисково-разведочных работ, особенно на больших глубинах, так как с одной стороны, позволит определить глубинный диапазон вАможного обнаружения залежей УВ, и с другой стороны, разделить по разрезу перспективные комплексы на поиски залежей нефти, газа и конденсата, т.е. различных видов углеводородного сырья.
2.7 Прогнозирование высокотемпературных газоконденсатных
систем с высоким содержанием жидких углеводородов.
Анализ распределения современных и палсотсмператур в пределах молодых платформ показал существенное различие в характере распределения этих показателей. Так, если в пределах молодых платформ максимальными и современными температурами (АТ) не превышает 20-30°С (Западно-Сибирская, Ссвсро-Кавказско-Мангышлакская, Южно-Каспийская, Амударьинская и др.), в пределах древних платформ значение А Т превышает 100-200°С (Лено-Вилюйская, Лено-Тунгусская, Волго-Уральская, Тимаио-Печорская нефтегазоносные провинции). Это не могло не сказаться на характере фазового состояния углеводородов.
В связи со значительным снижением пластовых температур в пределах древних платформ фазовое состояние (в большинстве случаев) углеводородов претерпело существенные изменения, в то время как в пределах молодых платформ фазовое состояние существенно не изменилось. Именно эта специфика и определила возможность существования в пределах молодых (и только в ряде случаев в пределах древних) платформ в условиях высоких пластовых температур и давлений газовых залежей с высоким содержанием жидких углеводородов. Примером такой системы является газоконденсатная залежь в отложениях триаса Ракушечного месторождения (Мангышлакская НГО). Рпл=43,2 МПа, Т!1Л=163°С, содержание конденсата 800 г/м3 .
Изучение термобарическнх условий и состав углеводородных систем в пределах НГП и НГО позволило прогнозировать области возможного развития высокотемпературных газоконденсатных залежей с высоким содержанием жидких углеводородов. Развитие таких залежей прогнозируется в зонах преимущественного развития нефтегазоконденсатных залежей и преимущественного развития газоконденсатных и газовых залежей в условиях высоких пластовых температур и давлений, соответственно, более 120°С и более 40 МПа.
Развитие таких зон прогнозируется в пределах Предкарпатской, Амударышской, Днспровско-Припятской (северные районы), в бортовых частях Прикаспийской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций.
Специфической особенностью рассматриваемых высокотемпературных газоконденсатных залежей является их недонасышенность при высоких содержаниях жидких УВ, что позволит при разработке этих систем установит также режимы, при которых потери в пласте конденсата сводятся к минимуму, а коэффициент извлечения близок к единице.
Открытие высокотемпературных ГК систем с высоким содержанием жтдких углеводородов позволит значительно увеличить добычу жидких УВ как за счет их высокого содержания в залежах, так и за счет исключения потерь при разработке.
Глава 3. ФАЗОВО-ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ЗОНАЛЬНОСТЬ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ И ПРОГНОЗ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ
ПРОВИНЦИИ.
В Западно-Сибирской нефтегазоносная провинция отмечается вертикальная и региональная зональность в распределении скоплении углеводородов различного фазового состояния. Специфической особенностью Западной Сибири-является генетический хараетер установленной зональности, определяющей типы углеводородных скоплений, незначительная роль вертикальной миграции и ограниченность масштабов смещения углеводородов различных генетических зон.
Вертикальная и региональная зональность УВ-систсм ЗападноСибирской нефтегазоносной проинции является универсальной: выделяется полный ряд фазово-гснетических зон (от "верхней" газовой до "нижней" газоконденсатной, "низшая" газовая зона на большей части Западной Сибири не вскрыта): I Газовая; II Газоконденсатная ("верхняя"); III Газокондснсатно-пефгяная (переходная "верхная"); IV Нефтяная ; V Нсфтсгазокондснсатная (переходная "нижная");У1 Газоконденсатная ("нижняя");
В главе рассмотрена: фазово-генстичсская зональность углеводородных систем Западной Сибири; зона газонакогшения в апт-альб-ссномана севера Западной Сибири (3.1); зона развития нафтеновых газокондснсатных систем мелового комплекса севера Западной Сибири (3.2); зона развития нефгяных и нефтегазоконденсатных залежей в иеокомском и юрском нефтегазоносных комплексах Среднеобской, Фродовской (в пределах Краеноленинского свода и Салымской группы поднятий).
Преобладание гумусовой и гумусовво-сапроислсвой органики континентальных угленосных и субугленосных отложених апт-альб-ссномана, нижней и средней юры и неокома предопределило развитие преимущественно газовых и газокондснсатниых залежей. Преобладание сапропелевого и сапропелсво-|-умусовою ОВ морских и прибрежно-морских отложениях юры валанжин-готерива и нижнего апта, а также в суббитуминозных отложений, слагающих значительную часть разреза нижней-средней и верхней юры в Широтном Приобье определило формирование преимущественно и исключительно нефгяных залежей.
Приуроченность газовых скоплений ант-альб-сеномаиского комплекса севера Западной Сибири, к угленосным отложениям, особенности состава природных газов, практически лишенных тяжелых УВ, близкие абсолютные значения изотопного состава углерода метана газовых залежей и болотных газов, масштабы генерации и баланс их распределени привели к выводу о том.
что основным источником газа при формировании газовых залежей I! отложениях сеномана явилось ОВ гумусового тина буроугольной стадии катагенеза, унифицированные остатки которого насыщают всю толщу пород усть-тазовской серии. В верхней части мелового комплекса (танончинская свита и ее аналоги) в северных районах Западной Сибирн развиты "первичные" нафтеновые газокондепсаты, связанные с зоной газонакопления, приуроченной к области развития угленосной формации усть-тазовской серии с буроугольной стадии катагенеза ОВ гумусового типа. Формирование нефтяных и нефгегазоконденсатных залежей в неокомских и юрских отложениях Среднеобской НГО, в Красноленинском и Салымском НГР обусловлено преобладанием сапропелевой и еапропелево-гумусовой органики.
3.4 Upon юз фазоввого состояния углеводородов глубокопогруженных горизонтов.
Дачьнейшее увеличение промышленных запасов нефти и ['аза в Западной Сибири связано с освоением глубоких горизонтов. Глубоко-погруженные зоны приурочены к северным районам Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, где установлены максимальные мощности мезозойско-кайиозойского чехла от 6-8 до 16-18 км. Единичные глубокие скважины (более 4,5 км) (Надымская 7, Самбургская 700, Геологическая 14, Уренгойская 264, 266, 282) вскрыли отложения юрского, триасового и палеозойского возраста. Установленная промышленная нефгегазоносность юрских отложений в районах Среднего Приобья, промышленные притоки нефти и газа, полученные из палеозойских отложений на юго-востоке Западной Сибири в Нюрольской впадине, на западе в пределах Красноленинского свода, на по-ве Ямал (Новопортовская пл.), в центральной части севера (Варг.еганская пл.) создают предпосылки для изучения перспектив нефтегазоноспости этих отложений в глубокопогруженных зонах Западной Сибири. Несмотря на то, что в интервале глубин от 4,5 до 7 км выявлены лишь единичнве залежи (Уренгойское), с этой частью разреза связано до 30% прогнозных ресурсов нефти и газа. Юрские отложения являются объектом прироста запасов УВ. В пробуренных скважинах они вскрыты на глубинах 4,05,5 км. Мощность этих отложений достигает 2 км. Оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений находится в настоящее время на качественном уровне.
Современное состояние геофизической изученности Западной Сибири дает возможность получить данные, позволившие провести формациоиный анализ глубокопогруженных зон. Наиболее информативными являются материалы сейсморазведки МОГТ.
На схеме распространения типов формаций на срезе 5000 м на большей части рассматриваемой территории глубокопогруженные зоны выполнены нижнеюрской морской и прибрежно-морской песчано-глинистой формацией гетанг-сипемюрского и тоарского возвраста. В пределах Надым-
Пурской и Пур-Тазовской НГО она окаймляется узкой полосой развития триасовой континентальной песчано-глшшсгой формацией (тампейская серия). На северо-западе и на севере (в пределах Ямальской и Гыданской НГО) получила развитие нижнс-среднспалеозойская карбоиатно-терригенная формация. Вниз по разрезу на уровне 6 км площадь распространения нижцеюрской формации значительно сокращается, сохраняясь в центральной части северных районов; в пределах Ямальского и Гыдапского полуостровов на срезе 6000 м она отсутствует, а континентальные песчано-глинистые отложения триаса получают большое развитие, выполняя изолированные прогибы, появляется на отдельных участках верхнепалеозойская терригегшо-вулканогенная угленосная формация (тушусская серия). Далее вниз по разрезу на уровне 7000 м нижнеюрская формация практически исчезает, выполняя лишь локальные участки; большое площадное распространение получила' тампейская серия и нижнс-средпепалеозойская карбонатно-терригенная формация.
Прогноз типов формаций, .подтверждается результатами бурения и данными керна единичных глубоких скважин. Так, Надымская 7-Р (глубина 5009 м) остановлена в средне! юлсозойских отложениях, Самбургская 700 (глубина 6000 м) не вышла из отложений нижней юры. Глубокие скважины Уренгойского района вскрыли нижнесреднсюрскис отложения, относящиеся к тюменской (пласты Ю2-Ю19) и самбургской (пласты Юю-Юр) свитам, на глубинах 3,8-5,5 км.
Нижпеюрская морская и нрибрсжно-морская пссчано-глинистая формация содержат ОВ смешанного генезиса (сапропслево-гумусового). Отложения, слагающие формацию в арктических районах, отлагались в нормальных морских водоемах. В пределах центральных частей севера (Уренгойского района) осадки формировались в прибрежно-субконтинснтальных условиях, что предо:гределило накопление смешанного сапропелево-гумусового ОВ.
Триасовая континентальная пссчано-глинистая формация (тампейская серия) отлагалась в континентальных условиях, что привело к накоплению преимущественно гумусового ОВ.
Палеозойская формация, представленная п верхней части терригенной толшн с вулкапогснно-углистыми отложениями тушусской серии, в нижней части карбопатно-терригенными отложениями, формировалась как в континентальных, так и в морских условиях, что предопределило развитие ОВ смешанного типа.
Изучение распределения стадий категенеза ОВ на срезе 5000 м показало, что максимальными значениями показателя отражения витрипита, соответствуюшнмим стадии катагенеза АК] характеризуются глубокопогруженные зоны в пределах Надым-Пурской НГО, а также ссвверо-
западные части Ямальской НГО; минимальными значениями показателя отражения витрипитя, соовстствутошими стадии катагенеза МК3 глубокопогруженные зоны в пределах Пур-Тазовскон НГО. При этом отмечается зависимость между распределением стадии катагенеза, мощностью пород, подстилающих срез 5000 м (в интервале от 5000 м до фундамента), геотермическим градиентом и 1'радиенитом изменения ОС витршшта.
"Сокращенная" зональность катагенеза (относительно повышенные градиенты) характерна для западной части Надым-Пурской и северной части Ямальской НГО - стадия катагенеза АК). Здесь отмечаются относительно высокие геотермические 1'радиенты и минимальные мощности осадочного чехла (1-3 км). Обширная территория в пределах в пределах Тазовского и Гыданского п-ов, характеризуется растянутой зональностью катагенеза, а также относительно низкими геотермическими градиентами (стадия МК3), максимальными мощностями осадочного чехла (более 10 км), большая часть Надым-Тазовской и западная часть Ямало-Гыданской сипеклизы - стадиями катагенеза МК4 и мощностью осадочного чехла 6-8 км.
Изучение катагенеза и типа формаций глубокопогруженных горизонтов позволило прогнозировать фазовые состояния , УВ, выделить зоны, перспективные па поиски залежей различного типа. К наиболее перспективной с точки зрения возможности обнаружения нефтяных залежей может быть отнесено тюле развития стадии МК3 (Ж), в пределах которого разрез представлен морскими и прибрежпо-морскими отложениями нижней юры (с сапропелевыми и санропелево-гумусовмм типом ОВ).
Поле развития стадий МК4 (К) - пределах развития нижнеюрской морской и прибрежио-морской формации перспективно для нефтегезонакопления залежей. После развития стадий МК5 (ОС) и АК^Т) -области премпективные преимущественно для газоконденсатных и газовых залежей. В этих зонах при высоких стадиях катагенеза типы формаций не влияют на фазовое состояние УВ залежей. Зона преимущественного развития нефгегазоконденсатных залежей прогнозируется в Пур-Тазовской, Усть-Енисейской и Гыданской НГО. В Пур-Тазовской области возможны нефтяные залежи с высоким газовым фактором. Зона преимущественно газоконденсатных залежей в Ямальской, Надым-Пурской НГО.
С целью прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах проведено изучение индивидуального УВ состава бензиновых фракций нефти и конденсатов нижнссреднсюрского нефтегазоносного комплекса, с которым связаны основные перспективы глубоких горизонтов. . Основная часть ресурсов . УВ нижне- среднсюрского нефтегазоносного комплекса сконцентрирована в его кровле (пласт Ю2) и в подошве (пласт 10$. ¡О) и приурочена к отложениям с максимальной для данного комплекса содержанием пород морского генезиса. Наиболее крупные залежи открыты I! шеркалипской пачке Красполешшского (I ) и в келловейских отложениях
(102) Сургутского свода. Выполнений анализ закономерностей распределения фазового состояния УВ по составу легких бензиновых фракций нефти и конденсатов позволил выявить региональную зональность в распределении залежей различного фазового состояния и их состава в объеме нижнесреднеюрского нефтегазоносного комплекса. Выделяются три зоны: 1) нефтяная - преимущественная метановая (Среднеобская нефтегазоносная область); 2) нефтегазоконденсатная "переходная" метаново-нафтеновая (в северных районах) и преимущественно метановая (Краеноленинский свод и Салымское поднятие); 3) преимущественно газоконденсатная - нафтеново-метановая (северные районы).
В целом отмечается зональное изменение индивидуального УВ состава бензиновой фракции. Увеличение содержания ароматических и нафтеновых и снижение метановых УВ по мере перехода от зоны развития нефтяных залежей Среднеобской нефтегазоносной области к зоне развития нефгсгазоконденсатных залежей Красиоленинского и Салымского нефтегазоносных районов и далее в северном направление к зоне развития газокондснсатных залежей.
Изучены соотношения УВ соединений параф «нового, нафтенового и ароматического бензиновой фракции высших алканов нефти и конденсатов: 2 метилгептап/3 метилгептан (из группы парафинов); циклопентан/циклогексан (из группы нафтенов); мета- + параксилол/этилбензол (из группы аренов); С19/С20 (из группы высших алканов). Выбранные УВ-соотношепия достаточно четко диагностируют зоны различного фазового состояния УВ. Так, минимальные значения коэффициента мета-параксилол/этилбснзол (>1) характеризует нефтяную зону, максимальные значения (<10) газоконденсатную, переходные значения (1-5) - нефтегазоконденеатную зону. Максимальными значениями соотношения 2мстил-гсптаи/3мстил-гсптан (1,61,7) характеризуется нефгяная зона, минимальными - 1,3-1,1 газоконденсатная, переходными значениями (1,7 по 1,3) - зона нефтсгазоконденсатных залежей. Минимальными значениями коэффициента С19/С20 (<1) характеризуется зона нефгяных залежей, максимальными (>5) -зона газокондснсатных залежей, переходными значениями - зона иефгегазокоидснсатных залежей (3-5).
Высокая информативность геохимических показателей фазового состояния УВ позволяло использовать их при прогпозироании типов залежей в глубокопогружеиных зонах северной половины Западно-Сибирской нефгс1азоносной провинции. Нефги и конденсаты, полученные в результате испытания нижнесреднеюрских отложений на Уренгойском и Самбурском месторождениях, могуг быть отнесены к нижней "переходной" псфтс1азокондеисатной зоне и зоне развития газокондснсатных залежей. Лишь в пределах Пур-Тазовской нефгетоноспой области возможна зона развития нефтяных залежей метанового состава. Выявленная зональность находится в полном соответствии с изменением стадий катагенеза ОВ. Нефтяная зона
характеризуется стадиями катагенеза МК[(Д)-МКз(Ж), нсфтегазоконденсатная МКз(Ж)-МК4(К), газокондеисатиая МК^К), МКз(ОС) - ЛК](Т). Предполагается, что газокондеисатные системы будут иметь высокое содержание конденсата, о чем свитетельствует наблюдаемая тенденция увеличение конденсата до 600 г/м3. на глубине 5000 м на Уренгойском месторождении.
Комплексный анализ геолого-геохимических и геофизичеких показателей (изучение типа формаций, катагенеза ОВ, индивидуального УВ-состава бензиновых фракций нефти и конденсатов) позволил отнести глубокопогруженные зоны севера Западной Сибири в пределах нижнесреднеюрского комплекса к области возможного развития преимущественно нефтегазоконденсатных и газоконденсатных систем.
Зона преимущественного развития нефтегазоконденсатных залежей прогнозируется в Пур-Тазовской и Гыданской НГО. Зона преимущественного газоконденсатных залежей - в Ямальской (северная часть) и Надым-Пурской НГО.
Проведенное теоретическое обоснование возможности существования залежей и прогнозирование их фазового состояния позволило провести районирование перспективных территорий с целью выделения зон и участков возможного распределения залежей и их типов с учетом распределения емкостной характеристики резервуаров и экранирующих их толщ. К перспективным территориям на поиски залежей нефти относятся следующие нефтегазоносные районы: Гыданский (южная часть), Тазовский, Усть-Енисейский, Часельский, Толькинский районы, на поиски нефтегазоконденсатных залежей - Уренгойский, Губкинский районы, на поиски газоконденсатных залежей - Надымский, Ямальский (северная часть) районы. Зоны, характеризующиеся пластовым давлением более 40 МПа и пластовыми температурами выше 120°С, соответствуют областям с возможным содержанием конденсата до 1000 г/м3 и более. Подобная залежь установлена в ачимовской толще Уренгойского месторождения (Р11л=99 МПа, ТПЛ=140°С), содержание конденсата 760 г/см3. Перспективные зоны распространения высокотемпературных газоконденсатных залежей с повышенным количеством жидких УВ отмечены в северной части п-ва Ямал и субширотной обширной области к востоку от Медвежьего мегавала.
Зоны возможного развития газоконденсатных систем с высоким содержанием УВ в первом приближении оконтуриваютея зонами АВПД.
Глава 4. ФАЗОВО-ГЕНЕТИЧЕСКАЯ ЗОНАЛЬНОСТЬ УВ-СИСТЕМ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ ПРИКАСПИЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНИЦИИ.
Прикаспийская НГП является регионом, где увеличение промышленных ресурсов УВ в основном связано с освоением глубокопогруженных горизонтов, перспективность которых подтверждена открытием залежей УВ. Дальнейшее наращивание запасов нефти, газа и конденсата будет осуществляться на глубинах 5-7 км. От достоверности прогноза фазового состояния УВ зависит выбор методики и правильного направления геолого-разведочных работ. В настоящее время в пределах этого региона открыты три уникальных по запасам месторождения, характеризующиеся различным геологическим строением и фазовым состоянием УВ. Здесь выявлено три типа УВ-систем: нефтяная (Тенгиз), нефтегазоконденсатная (Карачаганак), газоконденсатная (Астраханская). Они имеют ряд специфических особенностей: наличие большого этажа продуктивности, высокие пластовые давления и температуры,' сложный состав пластового газа (сероводород, углекислый газ, азот, С^+высш.). Основным нефтегазоносным комплексом, с которым связаноа основная доля ресурсов УВ, является нижне-среднекаменноугольный, преимущественно карбонатный, содержащий больше половины ресурсов. Покрышкой служат глинисто-карбонатные породы подсолевой нижнепермской и кунгурской солсноспой толщи, когда нижнепермские подсолевые породы входят в состав резервуаров (Карачаганак).
Нижне-среднекаменноугольный комплекс охватывает отложения верхневизейского подъяруса, серпуховского и башкирского ярусов. Он сложен изестняками, доломитами, мергелями. Среди известняков распространены биоморфно-детритовые разности, обогащенные фораминиферами, водорослями, остракодами, брахиоподами, что предопределило исключительно сапропелевый состав ОВ. Содержание Сорг - 2-4%.
Изучение состава и степени катагенеза ОВ карбонатных пород каменноугольного и иижнепермского возвраста в разрезах месторождений Прикаспийской впадины, выполненное по показателю преломления микрокомпонентов сапропелевого ОВ, показало исключительно сапропелевый состав ОВ (альгедин, коллоальпшит, 100%) и широкий диапазон изменения стадий катагенеза от МК3 (Кенкияк) до МК4-МК5 (Тенгиз, Астраханское). При этой стадии МК2 характерна для восточной Кенкияк-Жанажольской бортовой зоны, МК5 - для южной Астраханской зоны поднятий. В районе Тенгизского месторождения степень катагенеза - МК4.
Современный температурный режим подсолевых отложений Прикаспийской НГП характеризуется аналогичной закономерностью: при широком диапазоне изменения пластовых температур (от 50 до 200°С и выше) наиболее низкие температуры имеют отложения восточных бортовых зон впадины (Кенкияк-Жаркамысский выступ и Бинкжальская зона поднятий), высокие - южных бортовых зон (Астраханская зона поднятий).
Анализ особенностей геологического развития Прикаспийской впадины в пост-палсозойское время позволяет достаточно однозначно считать, что современные пластовые температуры, характеризующие палеозойскую часть разреза, за период геологической истории региона претерпели значительные снижения. Сравнение максимальных палеотемператур, соответствующих степени катагенеза ОВ, с современными пластовыми температурами показало, что последние ниже максимальных температур (около 60-70°С).
Высокая информативность геохимических показателей на основе изучения индивидуального УВ-состава бензиновой фракции и фракции высших алканов, газового состава нефти и конденсатов позволила диагиос- тировать зоны различного фазового состояния. Наиболее информативными фазово-генетическими показателями являются УВ-соотношения: 2МГп/ЗМГп, ЦГ/ЦП, (М+П)ксилол/этитлбензол, ¡-С 19/1-С20; ¡-С^д/л-С^; С2/С3+ВЫСШ.; 1-С4/П-С4; ¡-Суп-О,.
В комплексе с типом формаций, стадиями катагенеза фазово-генети-ческие показатели позволили диагностировать зоны различного фазового состояния УВ и определить положение УВ-систем в ряду вертикальной зональности.
Легкие (0,801 г/см3), газонасыщенные (470-608 г/см^), высокой степени зрелости нефти Тепгизского месторождения связаны не с основной зоной нефтеобразования, а с нижней, нефтегазоконденсатной, расположенной чиже ГЗН и характеризующейся высокой газонасыщенностью нефти, физико-химическими свойствами и индивидуальными составами, близкими к тереходным нефтегазоконденсатным системам. Индивидуальный состав Зензниовой фракции нефтей Тепгизского месторождения, не отличающихся от юфгей и конденсатов Карачаганского месторождения (рис.4), свидетельствует ) генетическом единстве УВ этиих систем, их приуроченности к одной [>азоко-гснетической зоне. Газокондеисатные системы этой зоны являются вторичными", нроизодными нефтяных УВ-систсм, о чем свидетельст!!ует «нпость химического состава и концентраций отдельных компонентов.
В целях определения генезиса нефти и особенностей формирования деторождения Тенгиз изучен изотопный состав нефтей и ОВ в интервале пубин 3900-5400 м. Измерение изотопного состава выполнено в
ЗапСибНИГНИ масс-спектрометром МИ-1305. Результаты исследования приведены в таблице.
Таблица. Изотопный состав углерода нефтей и ОВ продуктивных отложений карбона Тенгизского месторождения.
N скважины Интервал отбора, м
Нефть
N скважины Интервал отбора, м
Органическое вещество
(ХБА)
12
43
44 9
4242-4368 С гл. 4960 4515-4830 4191-4211 3833-4145
-28,12 -28,68 -28,69 -28,71 -26,80
43 43
3974-3983 4072-4090 4754-4768 4797-4811
-28,94 -28,98 -28,82 -29,29
38 4998-5004 -28,44
39 4025-4082 -28,52 10 4766-4795 -28,90 10 5363-5396 -28,76 16 5170-5220 -28,90 102 3996-4095 -29,00 2 4766-4778 -30,12
Близкие, практически равные значения изотопного состава углерода ОВ и нефтей в интерале глубин продуктивной части разреза свидетельствуют о генетической связи нефти Тенгизского месторождения с ОВ сапропелевого типа коксовой стадии катагенеза, т.е. о сингенетичности нефтей и отсутствии вертикальной миграции при формировании месторождений.
Тенгизское месторождение представляет собой массивную залежь в карбонатах среднего и нижнего карбона и верхнего девона. Положение ВНК не определено. Этаж нефтенасьнцения превышает 160(Ьм. Пластовое давление изменяется по разрезу от 83 до 91 МПа, газовый фактор от 300 до 600 м3/т. Метановые нефти Тенгизского месторождения характеризуются одинаковыми физико-химическими свойствами, равными абсолютными значениями концентраций индивидуальных компонентов бензиновой фракции и фракции
высших алканов и растворенных газов, что позволяет судить о едином источнике их генерации.
Исследования В.Ф. Псрепсличеико (1988г.) позволяют сделать вывод, что для глубин 7-10 км при пластовых давлениях 85-120 МПа и температурах 150-250°С можно ожидать наличие как нефтяных, так и газокондснсатных залежей. УВ таких залежей будут находится в недоиасыщснном состоянии вблизи критических температур: при снижении давления насыщения будет происходить очень резкое деление пластовой смеси на примерно равные по массе жидкую и газовую фазы. Вследствие этого прирост компонентоотдачи на стадии разработки ниже давления насыщения незначителен.
Кислые компоненты (1125, СО2) снижают давление насыщения. Для различных начальных давлений и температур компонентоотдача залежей рассматриваемого состава изменяется от 20 до 407с и тем выше, чем больше начальные значения пластовых давлений и температур. Так, для Тснтзской залежи суммарная компонентоотдача на режиме фонтанирования эксплуатационных скважин до далепия насыщения составит около 15%.
Установление положения Тенгизского месторождения в ряду вертикальной фазово-генетической зональности УВ-систем Прикаспийской НГТ1 позволило прогнозировать фазовое состояние УВ на больших глубинах (6-7 км). Генетическая принадлежность Тешизскою месторождения к нижней переходной зоне позволяет предположить, что глубокопогруженные горизонты перспективны па поиски нефгегазоконденсатных и газокондснсатных залежей с высоким содержанием конденсата.
Различие газового состава по объему залежи, определяющее соотношение жидкой и газообразной фазы, при одинаковом пластовом давлении обуславливает сложную конфигурацию пространственного положения ГНК-залежи на больших глубинах. Поэтому изучение углеводородной и неуглсводородной составляющих газовой смеси, комплексированис с ними материалов по промысловым и лабораторным исследованиям газокондснсатных смесей (Р1ЬК. - давление начала конденсации, Т11К - температура начала конденсации и др.) позволяют построить объемные модели распределения типов УВ-сиетем и установить положение как но разрезу, так и по площади пространственного распределения одно- и двухфазных систем.
Таким образом, для Прикаспийской НГП па больших глубинах характерны зоны развития нсфтсгазокошсисатных, газокондеисатных и газовых систем; возможно обнаружение различного типа залежей, контролируемых взаимораетворимостыо как "первичные", так и "вторичные" газокопдепсатные системы (образование последних связано с нефтяными системами), а также системы, характеризующиеся областью фазового перехода, имеющей сложное строение, где отсутствует четкая граница, разделяющая УВ различного фазового состояния.
Глава 5. ЗОНАЛЬНОСТЬ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕЙ. КАТАГЕНЕЗ ДЕВОНСКИХ И КАМЕННОУГОЛЬНЫХ ТОЛЩ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ И ПРОГНОЗ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ.
Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных зон Волго-Уральской НГП связаны с палеозойскими комплексами юго-восточного склона Русской платформы, северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, восточной моноклиналии Воронежского свода, Рязано-Саратовского прогиба, а также с впадинами Предуральского прогиба (Соликамской, Юрюзаио-Сылвснской, Косьвипско-Чусовской).
Главные направления поисков месторождений нефти и газа на юге Волго-Уральской НГП связано с терригенными и карбонатнвми комплексами девона. Открытые в пределах Жигулевско-Зайкинского блоков Зайкинского и Росташинского иефтегазокондснеатных месторождений в карбонатных среднедевонских (эйфельских) отложениях позволило наряду с живетско-франским терригепным комплексом, важным объектом поисков считать эйфсльские карбонаты. Главным направлением поисков в Прсдуральском прогибе являются терригенные и карбонатные толщи карбона и девона. Залежи газа и газоконденсата обнаружены в Юрюзано-Сылвенской терригенной толще Брусянское (ГК), Кедровка (Г).
Волго-Уральская НГП относиться к бассейнам с неполным вертикальном фазово-гепетическим рядом. В главе рассматривается фазово-геиетическая зональность УВ-систем Волго-Уральской НГП и прогноз фазового состаяния УВ в глубокопогруженных зонах. Совпадение зоиалыюстн в распределение свойств нефтей и стадий катагенеза ОВ терригенных девонских и каменноугольных отложений свидетельствует о сингенетичности нефтей палеозойских комплексов и возможности прогноза фазового состояния углевводородов и их состава по данный катагенеза (палеотемператур) в глубокопщруженпых зонах Волго-Уральской провинции.
Распределение запасов нефти по зонам катагенеза (палеотемператур) продуктивных комплексов девонских и каменноугольных отложений в пределах (иалеотемпераур) Волго-Уральской НГП подтверждает правильность эмпирической кривой распределении запасов иефти по зонам палеотемператур (И.И. Аммосов, 1975 г.) в которой максимум запасов нефти приходится на отложения, испытавшие воздействия палеотемператур 125-150°С. Сокращение запасов отмечается в интервале 1бО-175°С, в зоне палеотемператур 150-175°С запасы нефти составляют менее 5% от общих запасов в недрах. Одновременно возврастает роль газообразных углеводородов .
Изучение типов формации, стадий катагенеза (палеотемператур), индивидуального состава углеводородов (состава газов бензиновых, фракций и фракций высших алканов, нефтей и конденсатов) позволило отнести глубокопогруженные зоны юга Волго-Уральской НГП к "нижней" переходной нефтегазоносной зоне с соотношением залежей жидких углеводородов в пользу газоконденсатпых, глубокопогруженные зоны Предуральского прогиба - к зоне преимущественного распространения тазоконденсатнмх и газовых залежей.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Комплексный анализ закономерностей распределения залежей различного фазового состаяния в геологических бассейнах различного типа полей катагенеза органического вещества и его типа, связанного с типом формаций, фазово-генстических показателей углеводородов, современного и палеогеотермического режима глубокопогружепных горизонтов, масштабов и баланса потенциальной генерации УВ, изотопного состава углерода УВ и ОВ, состава индивидуальных компонентов УВ их соотношений, поведение УВ в условиях высоких температур и давлений позволил оценить основные факторы, обуславливавшие формирование УВ-зональности на больших глубинах и разработать геолого-геохимические показатели раздельного прогноза зон и комплексов преимущественно газо- и нефтенаколления.
Формирование зональности УВ-систем на больших глубинах определяется, главным образом, генетическиим показателями и, прежде всего, соотношением масштабов генерации газообразных и жидких УВ, что связано с условиями накопления исходного органического вещества и степенью катагенеза. Процессы вертикачьной миграции, способные изменить генетическую зональность в пределах нижних горизонтов осадочного чехла весьма ограничены. Определяющую роль при формировании зон нефтегазонакопления на больших глубинах принадлежит ограниченной по масштабам латеральной миграции, вследствии специфики распределения резервуаров (уплотнения пород, вторичные процессы цементации, линзовидиый характер строения продуктивных толщ). Генетическая зональность образования УВ различного фазового состояния во многом обуславливает основные закономерности размещения залежей нефти и газа на больших глубинах.
Выполненный комплексный анализ геолого-геохимических показателей позволил провести районирование крупных территорий по фазовому составу УВ на больших глубинах на различные виды углеводородного сырья.
- В работе использован методический подход, заключающийся в районировании территории по фазовому состоянию на срезе 5000 м, позволивший выявить совпадение зональностей в распределении фазового состояния углеводородов в залежах и градации катагенеза и использовать катагенез в качестве главного критерия, контролирующий фазовое сотояние углеводородов на больших глубинах, с учетом тина формации как основу прогноза фазового состояния УВ на больших глубинах.
- Распределение углеводородов на больших глубинах определяется генетическими причинами - соотношением масштабов генерации газообразных и жидких углеводородов, связанных с условиями накопления исходного УВ (состава и степени катагенеза). Прогноз фазового состояния УВ гга больших глубинах осуществляется на основе фазовогенетичсской зональности углеводородов.
- Фазово-гснетическая зональность гга болмних глубинах в пределах молодых и древних платформ имеет существенные различия, что в значительной степени определяется различиями в катагенетической (налеотермической) зональности. Перспективными территориями для поисков залежей нефти в областях развития морских формаций в пределах молодых платформ являются территории, характеризующиеся пониженными палеогеотермическими градиентами . Перспективными территориями для поисков газа и газоконденсата - районы с повышенными палеотермическими градиентами в пределах древних платформ (для морских формаций), а также области развития угленосных формаций независимо от стадии катагенеза.
- Наиболее характерными типами углеводородных систем гга больших глубинах являются нефтсгазоконденсатньгс, газокондспсатныс и газовые системы: возможно обнаружение различного типа залежей, контролируемого взаиморастворимостью жидких и газообразных углеводородов при различных далепиях и температурах. Наряду с "первичными" конденсатами характерны "вторичные" газокондспсатныс системы метанового состава гг. системы, характеризующиеся областью фазового перехода, имеющей сложное строение, где отсутствует четкая граница, разделяющая углеводороды различного фазового состояния, также высокотемпературные газокондспсатныс системы с высоким содержанием жидких углеводородов.
- Установлена генетическая принадлежность газокопдснсатных систем к областям развития угленосных и субугленосных формаций и нафтеновый и нафтепо-метановый состав конденсатов и генетическая ггрспадлсжность газокопденсатных систем метанового состава к развития морских формаций с сапропелевым типом ОВ. Все нафтеновые конденсаты "первичны" и генетически не связаны с нефтяными системами. К "вторичным" газокондспсатным системам могут быть отнесены конденсаты преимущественного метанового состава.
• На больших глубинах, характеризующихся "жестикими" териобаричсскими условиями, прогнозируются зоны высокотемпературных газовых залежей с высоким содержанием конденсата, специфической особеностью которых является близкий к единице коэффициент извлечена конденсата. Высокие концентрации кислых компонентов из-за высокой растворимости в них жидких УВ оказывают существенное влияние на снижение величин параметров фазового перехода и концентрации газового и газоконденеатных факторов. Это и является причиной того, что давление фазового перехода в этой системе происходит при более низких температурах и давлении и характеризуется относительно низким коиденсатосодержаписм.
- Геохимические критерии раздельного прогноза нефте- и газоносности, основанные на данных углеводородного и изотопного состава газов, нефтей и конденсатов, позволили с геохимических позиций охарактеризовать региональную и вертикальную водородную зональность и выявить диагностические показатели каждой водородной зоны с различным балансовыпм соотношением газообразных и жидких углеводородов.
- В качестве геохимических критериев диагностики генетических зон предложены фазово-генетичесхле показатели - соотношения углеводородов стоящих рядом или близко в одном гомологическом ряду, либо соотношение изомеров одного молекулярного веса. Углеводороды изменяются в процессе миграции, миграционная способность тяжелых и легких УВ различна и определяется их энергетическим уровнем, поэтому изменение концентрации рядом стоящих углеодородов в процессе миграции происходит одинаково, а соотношение их концентрации практически не меняется. Эти соотношения исключают условия отбора (депрессию, пластовые давления, температуру). Углеводородные системы на больших глубинах чувствительны к фазовому переходу, поэтому при разработке фазово-генетических показателей выбор соотношений УВ, стоящих рядом в одном гомологическом ряду является обязательным. Генетические УВ-соотношения "позоляют диагностировать зоны различного фазового состояния, величина соотношений не зависит от стадии катагенеза ОВ пород и от положения УВ-систем в ряду вертикальной фазово-гснетической зональности. В комплексе с типом формаций, стадиями катагенеза фазово-генстические показатели позволяют надежно диагностировать зоны различного фазового состояния и провести районирование перспективных территорий по фазовому состоянию УВ.
Выбранные УВ-соотношспия позволили диагностировать зоны различного фазового состояния, величина значений соотношений не зависит от стадий катагенеза ОВ пород и положение УВ-систем в ряду вертикальной фазово-гснетической зональности, комплексе с типом формаций и стадией катагенеза фазово-генстичсскис показатели позволяют надежно диагностировать зоны различного фазового состояния и провести районирование перспективных территорий по фазовому состоянию УВ.
Наблюдаемое в последние годы снижение доли прироста запасов за счет выработки высокоэффективных ресурсов на малых и средних глубинах, изменение структуры запасов ресурсов, связанное с уменьшением размеров объектов поисков и разведки, с увеличением глубин и выходом в более отдаленные и слабо изученные районы требуют дальнейшего совершенствования методики прогноза углеводородов различного фазового состояния. Выполненный анализ позволит более обоснованно подойти к вопросу разделения ресурсов УВ но фазовому состоянию и перейти к зональному и локальному прогнозу. Проведенные комплексные геолого-геохимические исследования прогноза фазового состояния углеводородов будуг способствовать обоснованию перспектив пефтегазоносности на больших глубинах.
Защищаемые положения:
- теоретические основы и методы прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах;
- особенности фазово-генетичсской зональности в нефтегазоносных бассейнах с различной геодинамичсской обстановкой; типы углсводородоиых систем на больших глубинах;
- геохимические критерии диагностики фазово-генетичееких зон с различным балансовым соотношением газообразных и жидких углеводородов.
Основные работы, опубликованные по теме диссертации.
1. О возможности применения некоторых гидрохимических показателей при поисках нефти и газа в зоне Доно-Медвсдицких дислокаций. Нефтегазовая геология и геофизика, Москва, 1964,сЛ-11
2. Углистое вещество как возможный источник газа при формировании газовых месторождений севера Тюменской области. Геология и разведка газовых и газокдндпссатных месторождений N1, 1968 г. с. 51-60 (совместно с Немченко H.H.)
3. О происхожеднии природного газа месторождений севера ЗападноСибирской низменности. Геология нефти и газа, N4, 1970 г., с. 20-24 (совместно с Васильевым В.Г., Ермаковым В.И., Немченко H.H., Лебедевым B.C.)
4. Изотопный состав углерода природных газов севера ЗападноСибирской низменности связи с вопросом их генезиса. Доклады АН СССР N3, 1970 г., с. 683-686 (совместно с Ермаковым В.И., Немченко H.H., Лебедевым B.C.)
5. Геохимическая характеристика природных газов севера ЗападноСибирской низменности. Тр. ВНИИГАЗ, Свердловск, 1970, с. 83-90
6. Метаморфизм органического ссгцсства и распределение углеводородных газов на севере Западно-Сибирской низменности. Нефп, и газ Тюмени, 1971, N12, с. 11-15 (совместно с Ермаковым В.И., Нсмчснко H.H., Горшковым В.И.)
7. Перспективы поисков газовых месторождений в угленосных толщах Советского Союза. ВНИИГазпром, М. 1971, с. 3-56 (совместно с Ермаковым В.И., Васильевым В.Г., Елиным Н.Д. и др.)
8. Особенности формирования сеноманских газонефтяных залежей на месторождениях Западной Сибири. Доклады АН СССР т. 206, 1972, N3, с. 713-715 (совместно с Ермаковым В.И., Кулахметовым Н.Х., Нсмчснко H.H., Лебедевым B.C.)
9. Рекомендации по направлению гсолого-разведочных работ на газ и нефть территории СССР в районах развития угленосных отложений. ВНИИЭгазпром, М., 1972, (совместно с Ермаковым В.И., Васильевым В.Г., и др.)
10. Карты метаморфизма органического вещества средне-юрских, верхне-юрских, аптских отложений Западно-Сибирской плиты. Сибирское отделение АН СССР вып. 131, М. Недра, 1972 (совместно с Конторовичем А.Э., Трушковым H.A.)
11. Катагеиетические преобразования питринита и нефтегазоносность палеозойских отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В кн.: Органическое исшесто в современных и ископаемых осадках. М., 1976, МГУ (соместно с Калмыковым Г.С.)
12. Зональность распределения и происхождение природных месторождений севера Западной Сибири. Происхождение нефти и закономерности образования и размещения их залежей. Львов. 1977, с. 235-236 (совместно с Нсмчеико H.H., Шпильманом К.А.)
13. Прогноз солсобразованпя при разработке пласта БВ^ Самотлорского месторождения. Проблемы геологии нефти N8, М., Наука, 1976 с. 130-137 (совместно с Черниковым O.A.)
14. Изотопный состав аргона природных газов севера Западной Сибири R связи с вопросом их генезиса. Доклады АН СССР т. 230, 1976, N4, с. 942-945 (совместно с Нестеровым И.И., Нсмчснко H.H., Шпильманом К.А.)
15. Аргон природных газах месторождений севера Западной Сибири как показатель времени формирования. Геология нефти и газа, N6, 1977 г., с. 29-31 (совместно с Нестеровым И.И., Немченко H.H., Шпильманом К.А.)
16. Изменение литологичсскнх особенностей продуктивных пород-коллекторов в процессе разработки залежей нефти. Проблемы геологии и нефти N14. М., Наука, 1977, с. 74-81 (совместно с Черниковым O.A., Зубайраевьм В.Л., Макаренко М.В. и др.)
17. Катагенез, иалеотемпературы и распределение нефгей в девонских и нижнекаменноугольных отложениях северной части Волго-Уральской провинции. Проблемы геологии и нефти вып. 11, М., Наука, 1977, с. 40-53 (совместно с Калмыковым Г.С.)
18. Новые данные о информативности изотопного состава углерода для выделения геохимических типов нефгей Западной Сибири. Доклады АН СССР 1977, т. 263 N5 (совместно с Алексеевым Ф.А., Нестеровым И.И.)
19. Раздельное прогнозирование нефте- и газонакоплепия на севере Западной Сибири. В кн.: Условия формирования зон нефте- и газонакопления в бассейнах СССР и зарубежных стран. Тр. ЗапСибНИГНИ. вып. 138, Тюмень, 1978 с. 83-88 (совместно с Немченко H.H., Горшковым В.И.)
20. Зональность распределения нефтей и катагенез девонских и каменноугольных толщ Урало-Поволжья. Геология нефти и газа N6, 1978, (совместно с Калмыковым Г.С.)
21. Состояние и основные направления исследований нсфгсгазоносности глубоконогруженных горизонтов. В кп.: Нсфгегазопосность глубокогтогружеппых горизонтов. М., 1978 с. 3-20 (совместно с Черниковым O.A., Прошляковым Б.К., Макаренко М.В.)
22. О соотношении изотопного состава углеводородных флюидов и степени катагенеза вмещающих пород Западно-Сибирского и Волго-Уральского нефтегазоносных бассейнов. В кн.: Органическое вещество в современных ископаемых осадках. М., АН СССР, 1979, с. 225-227 (совместно с Калмыковым Н.В., Немченко H.H., Шпильманом К.А.) '
23. Зависимость физико-химических свойств углеводородов и их изотопного состава от катагенеза вмещающих пород Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтсгаюносных провинций. Там же, с. 209-210 (совместно с Нсмчспко H.H., Шпильманом К.А.)
24. Геохимические условия формирования газокоидснсатныи залежей севера Западной Сибири. В кн.: Нефтегазоносные бассейны СССР, МГУ, 1979 (совместно с Немченко H.H., Шпильманом К.А.)
25. Прогнозирование отложения карбонатных солей при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири. Геология нефти и газа N4 1980, с. 29-35 (совместно с Черниковым O.A.)
26. Палеогсотермия и нефтсгазоносиость. М., Наука, 1982, с. 101 (совместно с Аммосовым И.И., Грсчипшиковым Н.П., Горшковым В.И. и др.)
27. Изотопный состав углерода нефтей и газов Западной Сибири. Тр. 27 МГК, т. 9, 1984, с. 141-149 (совместно с Нестеровым И.И., Немчеико H.H., Шпильманом К.А.)
28. Изотопный состав утлерода нефтей и газов Западной Сибири в связи с фациалыюй обстановкой осадконакопления. В кн.: Специфичность геологических условий и нефтегазоносности Сибири при выборе направлений поисково-разведочных работ. М., 1985, с. 53-59 (совместно с Нестеровым И.И., Шпильманом К.А., Крашиным Д.И.)
29. Предноссылки поисков залежей углеводородов на больших глубинах. Тр. ВНИИЭГазпром, вып. 10, М., 1985, с. 53 (совместно с Черниковым O.A., Калмыковым Г.С., Немчеико H.H.,)
30. Перспективы нефтегазоносности больших глубин. М., Наука, 1985, с. 136 (совместно с Черниковым O.A., Макаренко Н.В.)
31. Фазовое состояние углеводородов па срезе 5 км в пределах нефтегазоносных провинций СССР. В кн.: Условия нефтегазообразования гга больших глубинах. М„ Наука, 1986, с. 395-387
32. Прогноз фазового состояния углеводородов нефтегазоносных провинций и областей СССР. Геология нефти и газа. 1986, N3 с. 1-6 (совместно с Немчеико H.H.,)
33. Прогноз фазового состояния углеводородов гга срезе 5 км в пределах нефтегазоносных провинций СССР. В кн.: Зоны нефтегазонакопления - главные объекты поисков, Ленинград, 1986, с. 53-57 (совместно с Калмыковым Г.С., Немчеико H.H.,)
34. Схема прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах в пределах нефтег азоносных провинциях и областей СССР на срезе 5 км. М„ 1986, ВДНХ, с. 3-7
35. Происхождение газокогщенсатных залежей и прогноз фазового состояния углеводородов па севере Западной Сибири. Геолог ия нефти и газа, 1987, N2, с.25-31 (совместно с Немчеико Н.Н)
36. Изотопный состав природных газов Западной Сибири. В кн.: Закономерности' размещения углеводородных газов и сопутствующим им
компонентов. Наука, 1987, с. 67-72 (совместно с Нестеровым И.И., Шпильманом К.А., Крашиным Д.И.)
37. Процессы миграции при формировании залежей в глубокопогружениых горизонтах. В кн.: Энергия и механизм первичной миграции углеводородов, Наука, 1988 с. 93-97 (совместно с Немченко Н.Н)
38. Геохимические показатели прогноза фазового состояния углеводородов на больших глубинах. Пстролгеохим 1988 (XII Международная конференция по геохимическим и физико-химическим проблемам при разведке и добычи нефти и газа, Солыюк, ВНР), с. 211-219, т.1, геохимия
39. Фазово-генетические показатели углеводородной зональности Западной Сибири (по данным индивидуального углеводородного состава нефтей и конденсатов). Доклады АН СССР, т. 300, N3, 1988, с. 693-696 (совместно с Нестеровым И.И., Немченко H.H.)
40. Геохимические показатели прогноза фазового ' состояния углеводородов Западной Сибири (по данным изучения бензиновых фракций нефтей и конденсатов). В кн.: Индикаторы обстановок формирования залежей углеводородов, М., Наука, 1988, с. 70-77
41. Фазовое состояние углеводородов на срезе 5 км в пределах нефтегазоносных провинций и областей СССР. В кн.: Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М., 1988, с. 193-199
42. Прогноз фазового состояния углеводородов па больших глубинах в Западной Сибири. Геология нефти и газа N11, 1989, с. 3-9 (совместно с Немченко H.H., Гиршгорном Л.Ш.)
43. Формирование углеводородных систем в зонах АВПД Западной Сибири. В кн.: Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтсгазоносности осадочных бассейнов. М., 1989, с. 135-139 (совместно с Немченко H.H., Грязновым H.H.)
44. Геохимические показатели раздельного прогноза ушеподородов па больших глубинах. В кн.: Нефгегазоносность больших глубин и грязевой вулканизм, Баку, 1989, с. 75-76 (совместно с Немченко H.H.)
45. Прогноз иефгсгазопосности больших глубин Западно-Сибирской и Прикаспийской НГП. Нефгегазоносность больших глубин и грязевой вулканизм, Баку, 1989 с. 76-77 (совместно с Немченко H.H., Гиршгорном Л.Ш.)
46. Раздельный проиюз и формирование углеводородных систем. М., Наука, 1989, с. 128 (совместно с Немченко H.H.)
47. Раздельный прогноз углеводородов поднадвнговых зон. В кн.: Тектоника и нсфтегазоносность поднадвнговых зон. М., Наука, 1990, с. 260263 (совместно с Немченко Н.Н., Гончарснко Б.Д.)
48. Прогноз фазового состояния углеводородов на больших глубинах более 5000 м месторождения Тенгиз. Геология нефти и газа N5, 1991 (совместно с Перепелнченко В.Ф.)
49. Геодинамическая обстановка и раздельный прогноз углеводородных систем (на примере осадочных бассейнов СНГ). Международный симпозиум геодинамичсской эволюции осадочных бассейнов, М., 1992, с. 106 (совместно Немченко Н.Н., Гоичаренко Б.Д.)
50. Carbon isotopic composition of natural gas Northern part of Western Siberia with their genesis Geochemistry. 1970, p. 243-247 (with V. Ermakov, N. Nemehenko, N. Kulakhmetov, V. Lebedev)
51. Genesis of cenomanian gas and oil deposits in the Northern part of Western Siberia. Geochemistry v. 206, N3, p. 713-715, 1971 (V. Ermakov, N. Nemehenko, N. Kulakhmetov, V. Lebedev)
52. Argon isotopes and genesis of natural gas of North Western Siberia. Geochemistry, 1976, p. 942-944, v. 230, N4 (I. Nesterov, N. Nemehenko)
53. Argon in gas fields of Northern West Siberia as indicator time formation. International Geological Revue, N4, 1979, (I. Nesterov, N. Nemehenko)
54. Origine of the gas-condense deposits and prediction of the phase state of hydrocarbons in Northern West Siberia. International Geological Revue, N5, v.29, p. 588-595, 1987 (N. Nemehenko)
55. Geothermal gradients and temperature data from USSR basins and their bearing on the Prediction of hydrocarbon phase state. Energy exploration & exploration, v.7, N6, 1989, England, p. 401-412 (N. Nemehenko)
56. Prediction of hydrocarbon phase state at great depth for oil and gas provinces and areas of the USSR. The European oil and gas conference, London SW IV IDE 1990, p. 176-181 (N. Nemehenko)
57. Prediction of hydrocarbon phase state at great depth for Western Siberia. Copenhagen 1990 (N. Nemehenko)
58. Geological-gcochimical model of hydrocarbon systems generation in the deepest formation Western Siberian basin. Starvanger, Norway, 1991, p. 37-39 (N. Nemehenko, L. Girshgorn)
59. Petroleum potential deeply bearing formations West Siberia and Precaspian provinces. USA, AAPG, Dallas, 1991, p. 648-649 (N. Nemchenko)
60. Search criteria of gas-condense systems with high condense content. EAPG, Florence, Italy, 1991, p. 173 (N. Ncmchcnko)
61. Phase-genetic model of Tengiz supergiant oil field. EAPG, Florence, Italy. 1991, p. 172-173
62. Prognosis of the phase state of the Tengiz field hydrocarbons below the depth of 5000 m (Prccaspien basin). Bulletin Elf-Aquitain, v.16, N1, 1992, p. 12-20 ( V. Perepelichko)
63. Prediction of oil and gas potential in petroleum Complex for Arctic Regions of Northern Siberia, Exploration Frontiers in Asia and the Western Pacific Australia, Sydney AAPG, 1992 (N. Nemchenko)
64. Some features of formation of HC system in the USSR Arctic Regions, ICAM, Anchorage, USA, 1992, (N. Nemchenko)
65. Separate prognosis and formation of HC system, Kyoto, Japan, 1992, 29th IGC (N. Nemchenko)
66. Peculiarities of formation and prediction of phase-genetic types hydrocarbon systems at high depths, EAPG, Paris, France, 1992 (N. Nemchcnko)
67. Prediction of hydrocarbons in the West Siberian basin, bulletin Elf-Aquatint, v. 16, N2, 1992, p. 285-318
68. Relationship between source rocks and distribution of oil and gas fields in West Siberia, AAPG, New Orleans, USA, 1993 (N. Nemchenko)
69. Zonation of oil and gas pools distribution in the West Siberian Petroliferous province, EAPG, Stavanger, Norway, 1993 (N. Nemchcnko)
70. Gcological-geochimical model hydrocarbon systems in the deepest formations of the Western Siberian basin. Basin modelling, Amsterdam, Sweden, 1993, p. 583-589 (N. Ncmchcnko, L. Girshgorn)
-
Ровенская, Алла Семеновна
-
доктора геолого-минералогических наук
-
Москва, 1993
-
ВАК 04.00.13
- Геохимические показатели формирования залежей жидких углеводородов
- Прогноз фазового состояния углеводородов в залежах по геохимическим данным с применением многомерных статистических методов и ЭВМ
- Геохимия нефтей и газоконденсатов Предкарпатского прогиба в связи с прогнозом нефтегазоносности
- Термобарические показатели углеводородных систем
- Геолого-геохимическая оценка перспектив нефтегазоносности бассейна Южный Коншон - Вьетнам
