Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Гидрогеологические условия формирования залежей тяжелых нефтей на севере Урало-Поволжья

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Гидрогеологические условия формирования залежей тяжелых нефтей на севере Урало-Поволжья"

<?> #

< Министерство природных ресурсов Российской Федерации

<\, Российская Академия Наук

Вссроссийсиш нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный инст1ггут

На правах рукописи

Кузнецова Татьяна Анатольевна

Гидрогеологические условия формирования залежей тяжелых нефтеи на севере Урало-Поволясья

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

чЪ)

/А-

Санкт-Петербург 1997

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном хшституте (ВНИГРИ)

Научный руководитель: кандидат геолого-мин ер алогических наук Н.М. Кругликов

Официальные оппоненты:

Доктор геолого-шшералогических наук, Профессор Б. А. Клубов

Доктор геолого-шшералогических наук С.Н.Белецкая

Ведущая организация: КамНИПКИГС, г.Пермь

Защита диссертации состоится 199 /года в у"—

часов на заседании диссертационного -совета Д.071.02.01 при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, ВНИГРИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института

Авторефератразоспан 199

Отзывы на диссертацию в двух экземплярах, заверенныхподписью ипечатыо, просим направлять по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, ВНИГРИ, ученому секретарю

Ученый секретарь Л А.К.Дсртев

диссертационного Совета Ау^^/'м/

кандидат геолого-минералогачески}гаа>тг " I/

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ. Обеспечение нефтяной отрасли запасами нефти является актуальной проблемой настоящего времени для северной части Волго-Уральской провинции, которая в течение длительного времени являлась одной из баз нефтяной промышленности России, имеет развитую инфраструктуру и содержит истощенные запасы, которые требуют восполнения за счет освоения нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья, в частности тяжелых вязких и высоковязких нефтей (ТВВН).

Знание гидрогеологических условий формирования и преобразования ТВВН, характеризующихся специфическими особенностями, является важным и актуальным для увеличения количества извлекаемых запасов, повышения эффективности методов их разработки при правильной и информационно обоснованной организации и планировании геологоразведочных и эксплуатационных работ.

Вышеперечисленные задачи нашли отражениев "Федеральной программе развития минерально-сырьевой базы России па 1994 - 2000 годы".

ЦЕЛЬ РАБОТЫ. Целью работы является изучение гидрогеологических условий и закономерностей формирования залежей ТВВН и прогноз их распространения на севере Урало-Поволжья для выбора объектов их поиска и разработки.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ 1. Изучение гидрогеологических условий формирования залежей ТВВН.

2. Анализ палеогидрогеологических условий развития региона и формирования залежей ТВВН, выделение палеогидрогеологических циклов и их характеристика.

3. Исследование влияния гидрогеологических факторов (минерализация, сульфатность вод, содержание в них аммония) на размещение и преобразование залежей ТВВН.

4. Вьивление и оконтуривание ареалов распространения залежей ТВВН в нефтеносных комплексах.

ФАКТИЧЕСКИЙ МАТЕРИАЛ. Основой диссертации послужили материалы, собранные автором в объединениях КамНИИКИГС и ПермьНИПИнефть.

Изучены физико-химические свойства 170 залежей нефтей и рассмотрены условия их залегания. Проанализировано 273 анализа подземных вод в разновозрастных отложениях 9 водоносных комплексов на севере Урало-Поволжья.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА. На севере Урало-Поволжья установлено влияние на формирование залежей ТВВН палеогидрогеологических и современных гидрогеологических условий. Показано различие этих воздействий в

отдельные геологические эпохи, определены периоды возникновения и существования условий, благоприятных для интенсивного преобразования нефтей.

Выявлено, что дифференциация в физико-химических составах тяжелых нефтей в вендских и палеозойских отложениях обусловленна генетической самостоятельностью вендских нефтей.

Установлены различия в свойствах и составах нефтей и пластовых вод в терригенных и карбонатных отложениях севера Урало-Поволжья. Терригенным отложениям девонского и визейского возраста свойственно низкое содержание сульфатов в подземных водах и высокое содержание серы в нефтях.

Выявлены основные изменения состава подземныхвод и построены карты гидрохимической зональности для девонских, визейских и башкирских отложений.

Для севера Урало-Поволжья определены регионы распростронения залежей ТВВН на основе гидрогеологических показателей. Построены карты размещения залежей ТВВН в додевонских, девонских, визейских и башкирских отложениях, а также карта прогноза распространения залежей ТВВН в продуктивных нефтеносных комплексах на севере Урало-Поволжья.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ. В результате комплексных исследований по гидрогеологии и нефтехимии залежей тяжелых ВВН составлены карты распространения ТВВН на севере Урало-Поволжья, что может быть использовано в дальнейшем для научно-методических и поисковых работ.

Характеристика гидрогеологических условий формирования и размещения залежей ТВВН и надежности флюидоупорных толщ является составной частью базы данных, необходимых для разработки проектов освоения залежей тяжелых нефтей.

Выявленные палеогидрогеологические, геолого-тектонические особенности размещения и формирования ТВВН рекомендуется использовать при прогнозировании территорий на размещение ТВВН, для их последующей разведки и эксплуатации. Установленные значения интенсивности процессов вторичного преобразования нефтей и возможных путей формирования ТВВН могут быть использованы для прогноза их состава и свойств.

Исследования, проведенные в диссертационной работе, являются определенным шагом вперед в направлении более эффективного и плодотворного использования тяжелых нефтей для восполнения энергоресурсов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ НАУЧНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. 1. Значительная распространенность на севере Урало-Поволжья залежей тяжелых высоковязких нефтей обусловлена длительностью процессов геохимических преобразований нефтей, начавшихся вместе с герцинскими орогеническими

движениями Урала и продолжающихся до настоящего времени. Перестройка структурного плана региона, особенно активная в пермское время привела к интенсификации миграционных процессов нефтей и активному преобразованию их фракционного и химического состава,

2. Различие в химическом составе тяжелых нефтей венда и палеозоя (по групповому составу, содержанию серы и смол), свидетельствует об их генетической самостоятельности в пределах Пермского Предуралья.

3. Низкое содержание сульфатов в подземных водах в терригенных отложениях девонского и раннекаменноугояьного возраста при одновременном высоком содержании серы в нефтях этих же отложений оценивается как следствие изменения палсогидрохимической обстановки.

4. Основными факторами формирования залежей ТВВНв пределах севера Урало-Поволжья являются потери легких углеводородных фракций, особенно интенсивные в ходе орогенических подвижек, в зонах дислокаций, а так же гидрогеохимическое и биохимическое преобразование нефтей в зонах палео- и современного гипергенеза. Подземные воды, являющиеся в зонах гипергенеза носителями окислителей (сульфатов и кислорода) и средой с активной микрофлорой, принимали активное участие во вторичных преобразованиях нефтей, их обогащению тяжелыми фракциями.

5. Прогноз распространения залежей ТВВН на севере Урало-Поволжья в продуктивных отложениях региона. Карты размещения и прогноза залежей ТВВН.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на Всероссийских и региональных конференциях, совещаниях (Пермь, ПГУ и Институт Карстоведения, июнь 1994, Екатеринбург, декабрь 1994, Санкт-Петербург, июнь 1997), на международных конференциях UNITAR (Казань, 1994; Хьюстон 1995) по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам.

По теме диссертации опубликовано две статьи в журналах "Геология нефти и газа" и "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", шесть тезисов в материалах совещаний и конференций в России и за рубежом.

ОБЪЕМ РАБОТЫ. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Содержит 146 страниц машинописного текста, 17 иллюстраций, 17 таблиц. Список литературы включает 132 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю кандидату геолого-минералогических наук Н.М. Кругликову. Особую ценность имели конструктивные замечания и консультации А.З.Кобловой, М.Р.Фрик, В.В.Макаловского, С.Н.Костарева, Г.К.Михайлова, В.М.Проворова, А.В.Шурубора, Б.А.Бачурина, Г.З.Файнбург, АЛ.Гаева, М.Д.Белонина, В.П.Якуцени, В.В.Самсонова, Н.Г.Жузе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГО-ТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА НА СЕВЕРЕ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ И ЕГО НЕФТЕГАЗОНОСТНОСТЬ

Глава состоит из трех разделов. В первом из них рассматриваются структурно-тектонические особенности региона исследований.

В тектоническом отношении исследуемый район является северовосточной частью Русской платформы, где выделяются крупные положительные и отрицательные тектонические структуры I порядка, такие как Татарский, Коми-Пермяцкий своды, Камская моноклиналь, Пермский и Башкирский своды, разделенные Висимской и Бирской седловинами, и крупные впадины в виде Казаиско-Кажимского авлакогена, Верхнекамской впадины (ВКВ), Предуральского прогиба с Сылвенской, Соликамской, Юрюзано-Яйской и Верхнепечорской впадинами разделенными Колвинской, Косьвинско-Чусовской и Красноуфимской седловинами. Крупные структуры сыграли важную роль в нефтегазоносности региона, в формировании гидродинамического режима основных нефтегазоносных структур и этажей нефтегазоносности разреза осадочных пород. Многие тектонические структуры являются скрытыми областями питания водоносных комплексов или зонами разгрузки, где по разломам осадочных пород в различные этапы развития региона происходила дегазация недр, разгрузка высокоминерализованныхводи миграция УВ, формируявдоль этих разломов гидрогеохимические аномалии, зоны восходящих и нисходящих перетоков флюидов. На современном этапе исследования такие зоны, которые способствовали и способствуют формированию залежей ТВВН, фиксируются газогидрохимическими аномалиями.

Во втором разделе главы описана литолого-фациальная характеристика разреза. Геолого-разведочными скважинамиразрез осадочных пород пройден на глубину до 3000 м. В стратиграфическом отношении здесь выделяются додевонские, девонские, каменноугольные и пермские отложения.

В диссертационной работе приводится краткая литолого-стратиграфическая характеристика палеозойского разреза, где преобладают карбонатные породы, атерригенные выступают в разрезев виде пропластков небольшой мощности. Они развиты в среднем и в низах верхнего девона, а в карбоне - в визейском (яснополянский надгоризонт) и в московском ярусах (верейский надгоризонт). В нижней перми преобладают сульфатно-карбонатные породы, а в верхней - терригенные с линзами и пропластками морских и озерных известняков.

В третьем разделе освещена нефтегазоностносгь осадочного чехла и размещение залежей ТВВН в нефтегазоносных комплексах по разрезу. Это отражено графически на составленных автором сводном геологическом разрезе и схеме размещения залежей ТВВН, а также в таблице распределения залежей ТВВН в нефтяных месторождениях севера Урало-Поволжья.

Основные месторождения нефтей приурочены к отложениям девона, нижнего и среднего карбона, что связано с наличием в разрезе наиболее надежных нефтеупорных толщ кыновского, тульского и верейского горизонтов. В палеозойском разрезе выделяется 4 нефтегазоносных этажа:. девонский или живетско-кыновский, верхнедевонско-турнейский, визейско-московский и надверейскин. В настоящее время, вероятно, необходимо выделять еще вендский или додевонский этаж. ТВВН в исследуемом районе установлены на глубинах от 600 до 3000 метров среди вендских, девонских, каменноугольных и нижнепермских отложений в пределах ВКВ, Бирской, Чермозской седловин, Пермского, Татарского и Башкирского сводов. К ТВВН автором относятся нефти с удельным весом более 0.904 г/см3 , и вязкостью более 50 мПа-с и высокой сернистостыо более 2%.

ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ В ВОДОНОСНЫХ КОМПЛЕКСАХ РЕГИОНА ПО РАЗРЕЗУ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА

Вторая глава состоит из четырех разделов. В первом из них рассмотрено состояние гидрогеологической изученности региона, во втором дана гидрогеохимическая характеристика водоносных и продуктивных комплексов, в третьем раскрыты палеогндрогеологическпе условия развития регионов и в четвертом показаны общие закономерности изменения гидрогеохимических условий в водоносных и продуктивных комплексах региона по разрезу осадочного чехла.

Гидрогеологические условия этого обширного района рассматривались в работах В.А.Кротовой, Г.С.Кулинич, М.А.Гатальского, Б.А.Барс, Г.К.Михайлова, И.Н.Шестова, Г.П.Якобсона и др., которые уделяли внимание разработке нефтепоисковых критериев.

Многими исследователями, в том числе и автором диссертационной работы, с учетом литолого-фациальных условий в разрезе осадочных пород выделяется восемь водоносных комплексов: 1) додевонский терригенно-карбонатный; 2) девонский герригенный; 3) верхнедевонско-турнейский (франско-турнейский) карбонатный; 4) визейский терригенный; 5) визейско-башкирский карбонатный; 6) московский (верейско-мячковский)терригенно-карбонатный; 7) верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный; 8) верхнепермский терригенно-карбонатный водоносные комплексы.

Водоносные комплексы разделены между собой плотными флюидоупор-ными пластами толщиной от 5 до 30 м и более. Флюидоупорные толщи в течение геологического времени, под влиянием тектонических движений земной корыв отдельныхрегионах, неоднократно нарушались и создавались условия длявертикальных перетоков флюидов. Характеристика гидрогеологических условий дается снизу вверх, от наиболее застойных гидродинамических условий к зонам более открытых и полузакрытых структур.

Додевонский водоносный комплекс объединяет водонефтегазо-насыщенные пласты вендского и рифейского возраста. Эти отложения в исследуемом районе залегают на глубинах свыше 2000 м. В додевонских. и девонских терригенных толщах вдоль западного борта Калтасинского авлакогена выделяется гидрохимическая зона вод с высоким содержанием брома (>1000 мг/л), кальция (>25 г/л), с низкой сульфатностью г804 '100/гС1 <0,1 и высокой метаморфизацней (гИа/гС1 < 0,6). Здесь же отмечены и наиболее интенсивные нефтепроявления. Далее к северу и востоку (гг. Кудымкар, Березники и Кунгур) воды менее метаморфизованы (гЫа/гС1 = 0,70-0.74). В результате исследования сернистости нефтей и сульфатности вод терригенного девона в зоне ВНК установлена обратная зависимость, т.е. в районах нефтяных месторождений с повышенной сернистостью нефтей воды почти не содержат сульфатного иона.

Карбонатная толща девона и турнейского яруса нижнего карбона характеризуется наличием закарстованных водонасыщенных пород с высокой водоотдачей. Дебиты отдельных скважин превышают 100 м3/час при незначительных понижениях. Минерализация вод превышает 270 г/л. Воды карбонатных пород характеризуются более высокой сульфатностью, что вероятно связано с наличием в водовмещающих породах включений ангидрита.

Тяжелые высоковязкие нефти вскрываются в основном среди турнейских отложений, а проявления ТВВН отмечались при бурении и среди рифогенных известняков франского и фаменского ярусов. Окисление и утяжеление нефтей происходило вероятно под влиянием гидрогеологических факторов, т.к. в зонах распространения тяжелых сернистых нефтей воды содержат пониженное количество сульфатного иона, (до 100 мг/л), но встречаются также воды с повышенной сульфатностью (до 500-600 мг/л), что вероятно связано с изоляцией нефтяной залежи от водонасыщенной части пласта вторичными карбонатными (СаСО^ и сульфатными (Са804+2Ы20) солями.

В визейском терригенном водоносном комплексе, который залегает в основном на глубине более 1300 м, отложения находятся в условиях закрытого артезианского бассейна. Пластовые воды в зоне ВНК характеризуются не высокими значениями коэффициента сульфатности (0,1-0,3). Наиболее высокая сульфатность вод выявлена на юго-западе исследуемой территории (>0,3). А к востоку сульфатность вод уменьшается. ТВВН распространены в районе Верхнекамской впадины, Татарского и Башкирского сводов. Основными гидрогеохимическими нефтепоисковыми критериями, по мнению большинства гидрогеологов-нефтянников (М.А.Гатальский, Е.А.Барс, В.А.Кротова, А.С.Зингер, М.И. Зайдельсон, Г.С.Кулинич, И.Н.Шестов, Г.К.Михайлов и др.), для вод визейского терригенного водоносного комплекса являются пониженная сульфатность вод, повышенное содержание аммония, йода и ОВ, и высокая газонасыщенность вод. Эти же показатели характерны и для залежей ТВВН.

Гидрогеологические условия визейско-башкирского карбонатного и

московского терригенно-карбонатного водоносных комплексов изучены почти на всей исследуемой территории, их отложения насыщены рассолами с минерализацией от 180 г/л до 270 г/л. Опресненные рассолы с минерализацией 180 г/л вскрываются на территории Татарского, Башкирского сводов и в Бирскон седловине в пределах Верхнекамской впадины. Здесь воды иногда обогащены сероводородом, обладают высокой сульфатностью (содержание сульфатного иона превышает 500 мг/л). В зоне ВНК залежи нефти, в том числе ТВВН, иногда изолированы от водонасыщенной части пласта, и состав вод может изменяться в больших пределах, что мы связываем с влиянием тектонических трещин и разломов.

Гидрогеологические условия верхнекаменноугольно-нижнепермского карбонатного водоносного комплекса изучены весьма неравномерно. Это фактически зона замедленного водообмена, по В.К.Игнатовичу, где активно протекают процессы сульфатредукции, что подтверждается наличием в этой зоне сульфатных вод и рассолов. Нефтяные залежи, в том числе ТВВН, и мелкие скопления нефти на современном этапе находятся в условиях активного разрушения н окисления. Вероятно,с этими процессами и связано наличие скоплений самородной серы в толще на Веслянском валу и прилегающих площадях.

Гидрогеологические условия кунгурской гипсово-ангидритовой толщи сложны и разнообразны. В районах ее закарстованности породы насыщены слабоминерализованными (до 4 г/л),трещ1шно-карстовыми водами, а в районах, где данная толща не подвергнута карсту, большинством исследователей (В.М.Проворов, В.Н.Быков, Л.Ю.Дамшшова, Н.К.Грязнов) она рассматривается как региональная флюндоупорная толща, которая оказывает влияние на формирование гидрогеохимического разреза нижележащих водоносных комплексов. Аналогичную роль выполняют и глинистые пласты верхнепермских отложений которые широко распространены на территории Верхнекамской впадины и Казанско-Кажимского авлакогена. Здесь отложения, залегающие на глубине свыше 100-150 м, насыщены минерализованными водами и рассолами, представляющими интерес для бальнеологии. Это преимущественно слабоизмененые седиментационные воды палеоозер и палеолагун.

В разделе 3 главы 2 рассматриваются палеогидрогеологические условия развития изучаемого региона. Палеогидрогеологическим условиям формирования углеводородных залежей большое внимание уделяли А.И.Семихатов (1947), А.А.Карцев (I960), В.А.Кротова (1962) и многие другие. На базе палеогеографических данных осадконакопления и анализа условий перерывов осадконакоплений в истории развития региона выделяются палеогидрогеологические циклы. В каждом цикле выделяются седиментационный и инфильтрационный этапы развития артезианского или нефтегазоносного бассейна.

В период трансгрессии моря (седиментационный этап палеогидрогеоло-гического цикла) в анаэробных условиях накапливались отложения с

повышенным содержанием неокисленного органического вещества (ОВ). В инфильтрационньш этап, когда исследуемая территория являлась сушей, происходило вымывание морского солевого комплекса из водовмещающих пород и интенсивное окисление ОВ до глубин 300 м. Таким образом условия формирования и преобразования углеводородных залежей неразрывно связаны с геологической историей существования нефтегазоностного бассейна. Тектонические движения земной коры (с преобладанием погружений) оказали существенное влияние на изменение пластового давления, температуры, гидрогеохимии и гидродинамики. По данным палеогеографических исследований в период девятикратной смены палеогидрогеологических условий наиболее длительные перерывы в осадконакоплении отмечены:1) на границе вендских и девонских отложений, где выпадают из разреза ордовикские, силурийские и нижнедевонские породы; 2) в конце турнейского времени, где в визейский век имелась терригенная толща яснополянского надгоризонта; 3) на границе серпуховского и башкирского ярусов, где из разреза выпадают отложения краснополянского надгоризонта и 4) современный инфильтрационньш этап, который прослеживается в разных районах от кунгурского, уфимского, татарского и казанского времени.

На границах этих инфильтрационных этапов седиментационное ОВ водовмещающих пород нижележащих толщ до глубины 300 м подвергалось интенсивному микробиологическому разрушению и окислению инфильтрационными водами. В это же время инфильтрационные воды формировали трещинно-карстовые коллекторы в карбонатных породах. Наиболее интенсивные процессы переформиро-вания залежей нефтей и формирования ТВВН происходили в период перестройки структурного плана региона, особенно интенсивно в пермское время.

В четвертом разделе рассмотрены закономерности изменения минерализации, сульфатности и метаморфизации вод в додевонских, девонских, визейских и нежнепермских отложениях. Зонам вод с низким коэффициентом сульфатности соответствует зоны размещения тяжелых сернистых нефтей. Современные гидрогеологические условия застойного водного режима в вендских и палеозойских отложениях, благоприятны для сохранения залежей ТВВН.

ГЛАВА. 3. ГЕОЛОГО - ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ В СВЯЗИ С ВОПРОСОМ ИХ ФОРМИРОВАНИЯ

В третьей главе приводится геолого-геохимическая характеристика основных залежей ТВВН, которые установлены в различных литодого-стратиграфических подразделениях и тектонических структурах Предуралья. Глава состоит из четырех разделов, в первом из них описывается состояние изученности геологических и физико-химических особенностей залежей

ТВВН в регионе. Вопросами изучения формирования залежей ТВВН, особенностями их свойств, условиями их генерации на севере Урало-Поволжья занимались В.А.Успенский, Т.А.Ботнева, С.П.Максимов, А.З.Коблова и др. Во втором разделе дается характеристика ТВВН Верхнекамской впадины и Татарского свода, в третьем - ТВВН Башкирского свода и Бымско-Кунгурскон впадины (БКВ). Физико-химические свойства нефтей, характеристика коллекторов отражены в составленных автором таблицах. На схемах зональности ТВВН ио плотности и сере в девонских, визейских и башкирских отложениях показаны зоны размещения ТВВН с плотностью 0.860-0.904 и более 0.904 г/см5, а также с сернистостью 1 -2 и более 2%. Данные схемы могут быть использованы для изучения закономерности распространения ТВВН по плотности и серев исследуемом регионе. Для проведения перспективной оценки исследуемой территории при поисках залежей ТВВН автором построены карта размещения залежей ТВВН в додевонских, девонских, визейских и башкирских отложениях в пределах ВКВ, БКВ, Башкирского и Татарского сводов. Разнообразие условий распространения связано с влиянием различных природных факторов на преобразование углеводородных залежей, в том числе и с изменением во времени гидрогеологических условий.

Известно, что наибольшим вторичным изменениям подвергаются мелкие залежи нефти. В рассматриваемом регионе примерами могут служить небольшие залежи нижне- и среднекаменноугольных отложений на территории Верхнекамской впадины, Башкирского и Татарского сводов, и в зоне Камсхо-Кинельской системы прогибов. Отсутствие этих залежей в районе Предуральского прогиба можно объяснить влиянием в мезозойское время тектонических подвижек горных сооружений Урала и полным уничтожением углеводородных залежей под влиянием этих факторов.

В крупных залежах нефти наблюдается только некоторое увеличение плотности нефти, содержания в ней серы, асфалътснов и других компонентов в периферийных частях, и в зоне ВНК. Такие изменения происходят под воздействием бактериального окисления при участии подземных вод.

Также известны крупные залежи ТВВН. В додевонских отложениях, мощность которых иногда превышает 1000 м, в исследуемом районе были вскрыты непромышленные залежи нефти на Сивинском и Ларионовском поднятиях. Интенсивные нефтепроявления неоднократно выявлялись среди вендских и рифейсхих отложений в пределах границ Калтасинского авлакогена (Л.В. Шаронов,1971).

Нефти вендских отложений плотные (0,954 г/см3),мало сернистые ( S-0,31%), смолистые (19,6%), низкопарафинистые (0,95%). По составу они напоминают лечебные нефти месторождения "Нефтечала" в Азербайджане. Вендские нефтяные залежи сформировались, вероятно, в девонское время и дальнейшее их преобразование происходило в условиях закрытого бассейна, а отсутствие в водах сульфатных солей способствовало преобразованию углеводородных залежей без участия сульфатредуцирующих бактерий.

На этих же структурах среди визейских и среднекаменноугольных отложений имеются залежи нефти нормального химического состава. Их формирование происходило в других геолого-гидрогеологических условиях, за счет ОВ водонефтевмещающих пород.

Интересные данные для территории Верхнекамской впадины получены по району Ножовской группы нефтяных месторождений, где имеется несколько нефтенасыщенных структур, а тяжелые нефти приурочены к нефтенасыщенным пластам турнейского яруса. Нефтяные залежи открыты здесь в верейских, башкирских, визейских и турнейских отложениях. Вероятно, формирование тяжелых нефтей турнейских залежей связано с вертикальной миграцией углеводородов в период перестройки тектонических структур и общего геологического плана, когда формировалась Верхнекамская впадина. Не исключается возможность и латеральной миграции углеводородов из структурных поднятий с севера на юг по трещиноватым зонам в период формирования Верхнекамской впадины. В это время жидкие углеводороды при струйной миграции по трещинам наиболее интенсивно взаимодействовали с подземными водами.

Этим предположениям соответствует в какой-то мере изменение геохимических условий нефтяных залежей и на Чутыро-Киенгопском и Верещагинском валах. Формирование Бирской седловины и Верхнекамской впадины в пермское время сыграло существенную роль в изменении гидродинамической обстановки ив преобразовании углеводородных залежей в этой крупной геолого-тектонической структуре.

Распределение сернистости нефтей и сульфатности вод башкирских отложений позволило И.Н.Шестову прийти к выводу о возможной латеральной миграции углеводородов в послепермекое время по трещиноватым закарстованным коллекторам башкирского яруса вдоль существующих нефтегазоносных структур. Здесь отчетливо прослеживается геохимическая зональность нефтей по сернистости, смолистости и зональность вод по сульфатности вдоль таких нефтегазоносных структур как Верещагинский и Чутыро-Киенгопский валы.

В доказательство вышесказанному следует привести информацию по составу вод и нефтей Южно-Киенгопского нефтяного месторождения. При переформировании гидродинамических региональных обстановок залежи нефти не подвергались активному воздействию подземных вод в связи с тектонической обособленностью структуры, имеющей крутые крылья, что способствовало уменьшению площади воздействия гипергенных факторов на нефтяную залежь и сохранению последней от преобразования и разрушения. Нефтяные залежи сохранили первоначальную газонасыщенность, а подземные воды в зоне ВНК - первоначальный региональный гидрогеохимический облик и содержание водорастворенных микрокомпонентов. На рассматриваемой структуре подземные воды являются аномальными по основным показателям относительно современного регионального фона.

В целом же нефтяные залежи района Верхнекамской впадины формировались за счет ОВ нефтематеринских отложений в процессе миграции из впадин к структурным поднятиям. Региональная миграция углеводородов первоначально была направлена в сторону Коми-Пермяцкого погребенного свода, а затем к вершине Татарского свода. Миграция углеводородов и их бактериальное окисление вероятно повлияло на газовый состав углеводородных залежей. Возможно первоначальная дальняя миграция жидких углеводородов шла по направлению от Ножовской группы месторождений через Чутыро-Киенгопскую к С арда иск о -Золо тар ев ско й и способствовала формированию залежей тяжелых осерненных высоковязких нефтей.Газовые шапки имеют здесь преимущественно азотный состав.

На северном склоне Башкирского свода тяжелые нефти вскрыты в структурных поднятиях Куединского, Чернушинского и других валов. В стратиграфическом разрезе тяжелые и сернистые нефти вскрываются среди девонских, турнейских, яснополянских, башкирских и верейских отложений. Содержание серы в нефтях превышает 3%, а их плотность находится в пределах 0,904-0,920 г/см}.

В четвертом разделе рассмотрены закономерности распространения ТВВН. Выявлены площади размещения ТВВН в вендских отложениях на Верещагинском валу, в девонских, внзейских и башкирских в ВКВ и на Башкирском своде, что отражено на построенных автором картах размещения залежей ТВВН.

На основании проведенных исследований обнаружено различие в химическом составе ТВВН венда и палеозоя (по серосодержанию, смолам и групповому составу). Это позволило сделать вывод, что вендские нефти обладают определенной генетической самостоятельностью и их формирование не связано общностью процессов с нефтями палеозойских отложений, основным источником которых являются отложения доманика и более молодых комплексов.

ГЛАВА 4. ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НА СЕВЕРЕ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ

В четвертой главе рассмотрены гидрогеологические закономерности формирования залежей ТВВН. В данном процессе палеогидрогеологические, современные гидродинамические и гидрогеохимические условия имеют важное и определяющее значение. Важную роль в преобразовании углеводородных залежей придавали воде в своих работах такие ученые как К.Б. Аширов, М.И. Зайдельсон, М.С. Зингер, Б.В. Озолин, В.А. Кротова, Н.М. Кругликов, М.А. Гатальский, Б.А. Барс, Г.П.Якобсон, Ю.А.Яковлев, Г.К. Михайлов, И.Н. Шестов и др.

Палеогидрогеологические условия развития региона в допалеозойское и палеозойское время (см. гл. 2) показали, что в процессе литогенеза осадочных

пород были благоприятные этапы образования битуминозных, толщ, а также захоронения органического вещества гумусового и сапропелевого рядов. Значительная роль в нефтегазообразовании Предуралья отводится зоне Камско-Кинельской системы прогибов, где в турнейское и девонское время накапливались толщи битуминозных сланцев, а на бортах имелись структурные поднятия и трещиноватые закарсгованные пласты - коллекторы в девонских карбонатных рифогенных толщах.

Формирование залежей ТВВН происходило и происходит за счет гипергенного преобразования углеводородных залежей и диффузионной миграции легких углеводородов в более закрытых условиях под влиянием многочисленных природных факторов. Фактически этот процесс, вероятно, носит прерывисто-непрерывный характер. Первоначальные залежи были представлены легкими нефтями. Через флюидоупорные толщи с момента формирования залежей шла миграция легких углеводородных фракций. При тектонических подвижках в пермское и послепермское время литогенезированные флюидоупоры в зонах тектонических напряжений подвергались трещиноватости, что способствовало более активному процессу миграции легких фракций. Дальнейшее преобразование ТВВН происходило в более поздние периоды мезозойско-кайнозойской тектонической активизации.

Гидрогеологические факторы играют важную роль в привносев зону ВНК сульфатного нона, который поддерживает жизнедеятельность сульфатредуцирующих бактерий. Доказательством этого является наличие в зоне ВНК среди башкирских и вышележащих толщ сероводородных вод, а так же наличие в зоне ВНК уплотненных пород за счет вторичного выпадения в осадок солей кальция в виде кальцита и гипса.

Основными факторами формирования ТВВН являеются фильтрационные потери легких углеводородных фракций через флюидоупорные толщи, дизъюнктивные нарушения и разломы; бактериальное окисление УВ при поступлении залежей нефти в зону гипергенеза под воздействием микрофлоры и окисляющих факторов подземных вод при переформировании структурных ловушек и струйной миграции углеводородов в виде жидкой и газообразной фаз через водонасыщенные породы.

Ниже приводится характеристика взаимосвязей между химическим составов вод и нефтей по отдельным, выделенным нами в главе 2, комплексам с целью обоснования вопроса о формировании залежей ТВВН и прогноза ареалов их распространения.

Древнейшими отложениями, с которыми связаны притоки нефти и интенсивные нефтепроявления в исследуемом районе, являются рифейские и вендские, где нефти вязкие и тяжелые, но малосернистые. Такое явление мы объясняем тем фактором, что эти залежи прошли стадию нефтеобразования, вероятно, в конце девонского времени. Додевонские воды почти бессульфатные и их дальнейшее преобразование происходило в условиях закрытого артезианского бассейна без участия

сульфатредуцирующих бактерий. Процесс длительного утяжеления нефтей шел за счет вертикальных фильтрационных потерь легких УВ фракций и бактериального разрушения более тяжелых углеводородов.

Нефти терригенных отложений девона в исследуемом регионе можно подразделить на две группы: легкие и тяжелые нефти. Причем тяжелые нефти тяготеют к районам Верхнекамской системы дислокаций, которые отмечены вдоль восточного борта Татарского свода. Здесь преобразование нефтей происходило при активном участии, как подземных вод, так и миграции по трещинам вверх по разрезу легких фракций углеводородов. Активное участие принимали также сульфатокисляющие бактерии, т.к. сернистость нефтей здесь достигает 5%.

Тяжелые нефти на территории Башкирского свода вскрыты на Таныпском, Куединском, Чикулаевском, Атерском и Куликовском поднятиях, где отмечены зоны тектонических разломов. Подземные воды в зоне ВНК наиболее тяжелых и сернистых нефтей содержат меньшее количество сульфатного иона.

Наиболее тяжелые и окисленные нефтн карбонатных толщ девона и турнейского яруса тяготеют к зонам тектонических разломов, и их преобразование происходило под влиянием подземных вод в зонах их перетоков.

Гидрогеохимические условия наиболее подробно изучены в толще визейского водонефтегазоносного комплекса, где тяжелые нефти установлены на территории Башкирского, Пермского, Татарского сводов и Верхнекамской впадины. В региональном плане здесь установлено увеличение содержания в водах йода, брома, аммония с запада на восток к Предуральскому прогибу. По сульфатности вод и сернистости нефтей установлена обратная взаимосвязь, т.е. сульфаты вод благодаря их более высокому содержанию вероятно активно участвовали и участвуют в окислении и преобразовании углеводородных залежей в западной части исследуемого региона. Для большинства регионов установлена тенденция тяготения тяжелых ВВН к зонам тектонических разломов, зафиксированных в толще осадочных пород, где происходила смена гидродинамических обстановок и были благоприятные условия для вертикальных перетоков.

В среднекаменноугольных отложениях выделяется два нефтегазонасыщенных этажа: башкирский и верейско-каширский. По гидрогеохимическим условиям здесь выделяется крупная зона опреснения вод, которая охватывает площадь северного склона Башкирского и Татарского сводов, и Бирской седловины. Минерализация вод понижается с 220 г/л до 180-150 г/л., концентрации в водах сульфатов и сероводорода имеют высокое значение, что указывает вероятно на активное биохимическое разложение углеводородов. В зоне ВНК месторождений ВВН идут активные биогеохимические процессы, что подтверждается изолированностью водонасыщенной части пласта от нефтенасыщенной. На границе ВНК трещины и поры заполнены вторичным кальцитом и битумом. Это

необходимо учитывать при выборе методов разработки открываемых залежей нефти.

В нижнепермской нефтегазоносной толще на исследуемой территории известны залежи тяжелых сернистых нефтей, легких нефтей и газоконденсатов, что указывает на наличие здесь сложных гидрогеохимических условий. Подземные воды являются расолами, насыщенными сульфатами и содержащими иод, бор, бром и другие микрокомпоненты. В этой толще повсеместно отмечается развитие активных биогеохимических процессов. Углеводородные залежи газоконденсатов и легких нефтей располагаются в рифогенных массивах и, вероятно, не имеют активной гидродинамической связи с законтурной областью. В районах, где эта связь активная, вдет интенсивное окисление углеводородных залежей, с чем вероятно и связано наличие крепких сульфатных вод и рассолов (г.Краснокамск, Бухаровская структура, Павловка и др.).

Исследования геохимических связей вод и нефтей показали, что эта зависимость носит сложный характер. В верхней части разреза до глубины 1000-1200 м на современном этапе развития региона преобладают гипергенные процессы, на глубинах от 1000 до 1500 м происходят процессы микробиального разрушения углеводородныхзалежей. Набольших глубинах (до 2500м) тяжелые нефти сформировались под влиянием паяеогидрогеохимических факторов, которые имели место в периоды инфильтрационных циклов развития нефтегазоносного артезианского бассейна.

Автором выделяются два основных варианта формирования залежей ТВВН:1. Залежи ТВВН, существующие в настоящее время и сформировавшиеся из легких нефтей в результате потери легких углеводородных фракций и в ходе миграции.2.Залежи ТВВН, сформировавшиеся в результате окисления и гипергенеза в приповерхностных условиях в период интенсивных тектонических дислокаций, смены как тектонической, так и, соответственно, гидрогеохимической обстановок. залежи ТВВН, в девонских, визейских и башкирских отложениях, могли сформироваться в период мезозойской тектонической активизации в условиях приближенных к поверхностным, но позже, сохранившие черты, присущие преобразованным нефтям зоны гипергенеза, погрузились на глубины, где и залегают до настоящего времени.

Таким образом залежи ТВВН в условиях севера У рало-Поволжья сформировались в процессе активного преобразования фракционного и химического составов обычных нефтей в период интенсивных миграционных процессов и смены палеообстановок, возникших в период перестройки структурного плана региона в после пермское время.

Глава 5. ПРОГНОЗ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НА СЕВЕРЕ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ ПО ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ

В пятой главе дан анализ установленных региональных и вертикальных гидрогеохимических закономерностей изменения состава вод и нефтей, а также прогноз размещения залежей ТВВН на севере Урало-Поволжья. Данные исследования нашли отражения на построеноой автором карте прогноза распространения залежей ТВВН в продуктивных нефтеносных комплексах на исследуемой территории. На карте отражены четыре зоны распространения залежей ТВВН: I- в додевонских отложениях в пределах Верещагинского вала в ВКВ, II- и III- в девонских и визейских отложениях на юге ВКВ и северного склона Башкирского свода, IV- в Башкирских отложениях в пределах ВКВ и юго-запада северного склона Башкирского свода. Несовпадение в плане зон размещения II и III с зоной I подтверждает генетическую самостоятельность источников вендских нефтей последней. Зоны II, III и IV имеют сходные территории распространения, за исключением того, что зона IV имеет более широкое развитие на севере ВКВ, Пермском своде и Удмуртском выступе.

При гидрогеохимических исследованиях состава вод установлена зональность изменения состава вод в зависимости от нефтеносности пород. В многоэтажных нефтегазоносных структурах наблюдается более резкая дифференциация вод по содержанию йода, брома, аммония, еульфаткости вод, метаморфизации, а иногда и по содержанию кальция и магния, что рекомендуется использовать в качестве поисковых гидрогеохимических критериев.

Важным фактором, влияющим на взаимодействие подземных вод и нефтей является степень гидродинамической связи залежей ТВВН с законтурной областью. Можно выделить три возможные зоны законтурной области на основании степени насыщенности вод сульфатами: 1) зона с пониженной сульфатностью вод с постепенным уменьшением ее значений к ВНК; 2) зона с распространением вод, обладающих высокой, вплоть до предельной, сульфатностью при наличии в породах гипса , при сочетании с высокой сернистостью нефти; 3) зона, характеризующаяся водами с повышенной сульфатностью и нефтями с низкой сернистостью. Необходимо отметить, что степень гидродинамической связи залежей ТВВН с законтурной областью является важным критерием оценки взаимодействия вод и нефтей.

Таким образом автором дан анализ и прогноз зон размещения залежей ТВВН в додевонских, девонских, визейских и башкирских отложениях в пределах ВКВ, БКВ, Татарского, Пермского и Башкирского сводов, что может быть использовано при определении перспективных территорий, для их последующей разведки и разработки с целью более эффективного освоения ТВВН для восполнения энергоресурсов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Тяжелые вязкие и высоковязкие нефти севера Ур ало-Поволжья являются продуктами палеогипергенного преобразования нефтей в различные геологические эпохи, при котором активную роль сыграли подземные воды.

2. Подземные воды, являющиеся в зонах гипергенеза носителями окислителей (сульфатов и кислорода) и средой с активной микрофлорой, принимали активное участие во вторичных преобразованиях нефтей, их утяжелении, формировании и разрушении залежей в течение длительного периода геологического времени, о чем свидетельствует рассмотрение палеогидрогеологических условий.

3. Активным участием подземных вод в преобразовании углеводородных залежей объясняется обратная взаимосвязь между сульфатностыо вод и сернисгостью нефтей в терригенных девонских и визейских нефтегазоносных толщах. Терригенным отложениям свойственно низкое содержание сульфатов в водах и высокое содержание серы в ТВВН. В карбонатных породах девона, нижнего и среднего карбона рассматриваемая взаимосвязь утрачивает силу в связи с наличием гипсово-ангидритовых включении, являющихся постоянным источником сульфатов в воде. В карбонатных отложениях имеет место повышенное содержание сульфатов в водах и высокое содержание серы в ТВВН. В нижнепермских отложениях эта взаимосвязь не прослеживается.

4. Различнее химическом составе ТВВН венда и палеозоя (по групповому составу, содержанию серы и смол) , свидетельствует о генетической самостоятельности источников вендских нефтей в пределах Пермского Предуралья.

5. Выделены два основных варианта формирования залежей ТВВН: залежи ТВВН, существующие в настоящее время и сформировавшиеся из легких нефтей в результате потери легких углеводородных фракций в ходе их миграции через флюидоупорные толщи, дизьюнктивные нарушения и разломы; залежи ТВВН, сформировавшиеся в результате попадания нефтей в зону гипергенеза и последующего их окисления. Для севера Урало-Поволжья определен регион распространения залежей ТВВН.

6. Современные гидрогеологические условия (высокая минерализация вод, застойный водный режим и т.д.) в додевонских, девонских, нижне-среднекаменноугольных и нижнепермских отложениях благоприятны для сохранения залежей ТВВН.

7. В результате комплексных исследований по гидрогеологии и нефтехимии залежей ТВВН для севера Урало-Поволжья определены регионы их распространения и построены карты размещения залежей ТВВН в додевонских, девонских, визейских и башкирских отложениях, а также карта прогноза распространения залежей ТВВН в продуктивных нефтеносных

комплексах на севере Урало-Поволжья. Полученные результаты могут быть использованы в дальнейшем для научно-методических, поисковых работ и выбора технологии их освоения.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Т.А.КУЗНЕЦОВОЙ

1. Некоторые особенности развития нефтегазовой агломерации на юге Пермского Прикамья.- Пермь, изд. ПГУ - август I994r.-c.15

2. Взаимосвязь сернистости тяжелых высоковязких нефтей и химического составапластовыхводв натерритории Пермского Прикамья: Сборник докл. Международной конференции UNITAR по тяжелым нефтям и битуминозным песчаникам. Казань.- окт. 1994,- с.1464-1479

3. Гидрогеологические условия размещения тяжелых высоковязких нефтей на территории Пермского Прикамья: Тез. докл. IV Всеуральского совещания по подземным водам Урала и сопредельных территорий, Екатеринбург, XII, 1994г.-с.93.

4. Гидрогеология тяжелых высоковязких нефтей на территории Удмуртии, Пермского Прикамья, Кировской области // Геология нефти и газа. - 1994. N12.-С.32-34.

5. Гидрогеологические условия формирования тяжелыхвысоковяззшх нефтей на территории северо-востока Урало-Поволжья // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1995. - N3. -С.21-25.

6. Kouznetsova Tatiana. Hydrogeological conditions of occurence of heavy highly viscous oil in Northeastern Uralo-Povolzhye (The Udmurtia, Perm and Kirov regions) /Abstract. 6-th UNITAR International Conference on Heavy Crude andTar Sands, Feb. 12-17, 1995, Houston, TX. - 170 p.

7. Kouznetsova Tatiana. Hydrogeological conditions of heavy high-viscous oil distribution in Northeast Uralo-Povolzhye (Udmurtia, Perm and Kirov regions) / Heavy Crude andTar Sands - Fueling for a Clean and Safe Environment/ UNITAR, 1995, Vol.1 -p.41-46.

8. Гидрогеологические условия формирования тяжелых нефтей на севере Урало-Поволжья./ Тез. докл. симпозиума "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения", 23-27 июня 1997, СПб,

5?'

Подписано к печати Тираж 100 экз. Заказ N53. Объем 1 усл.п.л.

Отдел оперативной полиграфии НИИХ СПбГУ 198904, Санкт-Петербург, Старый Петергоф, Университетский пр.2