Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты на западной окраине Сургутского свода и формирование залежей нефти пласта ЮСо

ВАК РФ 25.00.09, Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты на западной окраине Сургутского свода и формирование залежей нефти пласта ЮСо"

На правах рукописи

Мальчихина Оксана Викторовна

\

НЕФТЕГЕНЕРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА КЕРОГЕНА БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ НА ЗАПАДНОЙ ОКРАИНЕ СУРГУТСКОГО СВОДА И ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПЛАСТА ЮС0

Специальность: 25.00.09 - геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2005

Работа выполнена в ТО «СургутНИПИнефть», г. Тюмень и ГНЦ ВНИИГеосистем, г. Москва

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук Н.В. Лопатин

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Гурам Николаевич ГОРДАДЗЕ

кандидат геолого-минералогических наук, Наталья Петровна ФАДЕЕВА

Ведущая организация: Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности, г.Тюмень

Защита состоится 29 сентября 2005 г. в часов на заседании диссертационного совета Д216.011.01 при ВНИИгеосистем по адресу 117105 Москва, Варшавское шоссе д.8, конференц-зал. Тел. (095)-954-53-50, факс (095)-958-37-11

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИгеосистем

Автореферат разослан 22 августа 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор геолого-минералогических наук, профессор

В.В.Муравьев

2 ЬЖШ

До ь-Н

Общая характеристика работы

Актуальность темы

Современное состояние нефтяной промышленности Западной Сибири характеризуется высокими темпами выработки активных запасов. Основным резервом добычи нефти на разрабатываемых месторождениях являются трудноизвлекаемые запасы, приуроченные к нетрадиционным сложнопостроенным ловушкам. В связи с этим, поисково-разведочные работы на нефть в тонкозернистых резервуарах баженовской свиты становятся все более актуальными.

Главной проблемой поисков нефти в баженовской свите остаются сравнительно небольшой размер ловушек и неясность путей их картирования. Условия образования ловушек и природного резервуара пласта ЮС0 являются одним из самых сложных вопросов современной нефтяной геологии. Имеются общие предположения о роли источника нефти, реализации его нефтегенерационного потенциала и эффективности первичной миграции нефти в этой генерационно-аккумуляционной системе. Еще меньше сведений о геометрии ловушек, петрофизических особенностях резервуара и роли дизъюнктивной тектоники. Решение этих вопросов будет содействовать успеху поисково-разведочных работ в этом неклассическом природном резервуаре.

Цель работы

Детальное исследование нефтегенерационных свойств баженовской свиты, геолого-геохимический анализ условий формирования залежей нефти в тонкозернистом глинисто-кремнистом природном резервуаре и обоснование направлений поисково-разведочных работ на западной окраине Сургутского свода.

Задачи исследования

1 оценка нефтегенерационных свойств баженовской свиты, распределения нефтегенерационного потенциала керогена по слоевым ассоциациям свиты;

2 определение геохимических особенностей процессов образования, первичной миграции нефти и реализации нефтегенерационного потенциала баженовской свиты;

3 разработка основных положений модели образования залежей нефти в пласте ЮС0 и определение геолого-геохимических предпосылок образования залежей нефти пласта ЮС0 в Сахалин-ско-Ай-Пимской зоне;

4 обоснование перспективных направлений поисково-разведочных работ на пласт ЮС0 на западной окраине Сургутского свода.

Научная новизна

Методами современной органической геохимии были детально изучены нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты и выполнено соответствующее районирование рассматриваемой территории по нефтегенерационному потенциалу глинисто-кремнистых седиментитов и геологическим условиям его реализации. Выделено четыре района, различающиеся по нефтегенерационному потенциалу и параметрам катагенеза (Мычлорская впадина, Тундринско-Сахалинский район, Камынско-Ай-Пимский, Западно-Камынский). В работе обосновывается положение, согласно которому, геодинамическое разрушение сплошности геосреды баженовской свиты в эоцен-четвертичное время, содействующее созданию путей первичной миграции нефти, локальному повышению пластовых температур и образованию пород-коллекторов в глинисто-кремнистой толще «бс», является критическим фактором существования коммерческих по запасам залежей нефти в пласте ЮС0. Обосновываются также рекомендации по ожидаемой локализации перспективных поисковых объектов: геотектоническое растяжение и связанная с ним активизация движений по разломам формируют вдоль панели разлома цепочки ловушек в баженовской свите.

Практическая значимость

Методика оценки содержания нефти и газа в породе, нефтегене-рационного потенциала и степени катагенетической «зрелости» керогена на установке Rock-E val 6 и соответствующие интерпретационные параметры могут быть эффективно использованы при поисково-разведочных работах в Западно-Сибирском бассейне. Обоснование условий формирования залежей нефти в тонкозернистых резервуарах использовано в рекомендациях по направлениям ГРР в баженовской свите на западной окраине Сургутского свода, которые уточнены в предложениях ТО «СургутНИПИнефть».

Основные защищаемые положения

1 Зональность размещения керогена баженовской свиты с различными нефтегенерационными свойствами на изучаемой территории. Выделено четыре района, различающиеся по нефтегенерационному потенциалу и параметрам катагенеза (Мычлорская впадина, Тунд-ринско-Сахалинский район, Камынско-Ай-Пимский, Западно-Камынский-Западно-А й-Пимский);

2 Закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств и нефтегенерационного потенциала пород свиты по ее слоевым ассоциациям. Наиболее высокие нефтегенерационные свойства у пород циклита CiPi, средние значения в С2Р2, обеднены циклиты С3Р3 и

Р4.

3 Продуктивные интервалы свиты связаны с зонами дробления и трещиноватости пород, которые наблюдаются в пачках Рз и Р4 в скважинах, находящихся вблизи разломов;

4 Оптимальными предпосылками для формирования залежей нефти в тонкозернистых глинисто-кремнистых и карбонатно-кремнистых резервуарах баженовской свиты являются превосходные нефтегенерационные свойства керогена (>75 кг УВ/т породы), достаточно высокий уровень катагенеза (R°>0,80 %), интенсивное распространение макротрещиноватости вдоль панели разлома и достаточно эффективная покрышка (>10 м) подачимовских глин.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на конференции "Новые технологии - нефтегазовому региону" (Тюмень, 1998), на 53 межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ-99" (Москва, 1999), были опубликованы в журнале "Journal of geochemical exploration" (2003), "Journal of Petroleum Geology" (2003), "Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений"(2004). Общее число опубликованных работ по теме диссертации - 9.

Фактический материал

В основу диссертации положены итоги исследований автора, выполненные в период с 1998 по 2005 г., при проведении научно-исследовательских работ, связанных с изучением баженовской нефтяной системы, результаты пиролиза (Rock-Eval-6, standart) более 2000

образцов, изучения фильтрационно-емкостных свойств более 600 образцов керна, данные изучения нефтей и битумоидов баженовской свиты Тундринско-Мычлорской зоны. В работе были использованы также опубликованные данные А.Э.Конторовича (1976, 1994, 1999), Н.ВЛопатина, И.И. Нестерова (1987) и других исследователей.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Введение

В ряде крупнейших нефтегазоносных бассейнов установлены необычные скопления нефти в тонкозернистых богатейших по потенциалу нефтематеринских свитах, среди которых свита "Бакен" Уиллистонского бассейна, "киммериджские глины" Северного моря, "Грин Ривер" бассейна Юинта, свита "Монтеррей" (кремнистые глины) Калифорнийских бассейнов, свиты "Араб" и «Ханифа» Аравийско-Иранского бассейна, свита Jla Луна в Маракаибо. В Западно-Сибирском бассейне такие резервуары в верхнеюрской баженовской свите Хантейской антиклизы были открыты на Салыме еще в семидесятые годы, причем дебиты нефти в разведочных скважинах достигали 1700 м3/сутки, но промышленная эксплуатация пласта ЮСо ведется всего несколькими скважинами, так как сложная геометрия ловушек, петрофизические особенности пород свиты затрудняют освоение залежей.

Для решения этих и других проблем предполагалось отработать методику определения значений нефтегенерационного потенциала (S2) и содержания нефти в породе (Si); выявить геохимические особенности распределения алканов и биомаркеров в ряду стеранов и гопанов нефтей и битумиодов. Использовать интегрированную теоретическую концепцию, объединяющую данные о нефтегенерационных свойствах баженовской свиты, строении резервуара и характере первичной миграции нефти пласта ЮСо- Значительная часть этих вопросов рассмотрена в публикациях ряда известных ученых (в работах Ю.В. Брадучана, Н.Б. Вассоевича, Т.В. Дорофеевой, И.В. Гончарова, Ф.Г. Гурари, Т.П. Емец, Ю.Н. Занина, А.Э.Конторовича, И.М. Коса, Н.В. Лопатина, В.Н. Меленевского, АА. Нежданова, И.И. Нестерова, Л.В. Ровниной, Ф.К. Салманова, В.Е. Силича, В.П. Сонича, B.C. Суркова, A.A. Трофимука, И.Н. Ушатинского, В.В Хабарова, Э.М. Халимова и

других исследователей). Однако, проблемы образования тонкозернистого природного резервуара и ловушек пласта ЮС0, механизм формирования залежей нефти продолжают оставаться остродискуссионными.

Глава 1. Особенности геологического строения западной окраины Сургутского свода и нефтеносность баженовской свиты

Рассматриваемая территория расположена в шовной зоне, пограничной между Ханты-Мансийским и Сургутско-Нижневартовским докембрийскими массивами, где проходит Юганская система разломов и Пимско-Балыкский пост-рифтовый желоб. Баженовская свита образовалась во время максимума трансгрессии позднеюрско-неокомского регионального седиментационного цикла.

Стратиграфический диапазон, охватываемый баженовской свитой: включая верхние части кимериджского, волжского ярус и нижне берриасского ярусов. Она сложена седиментитами глинисто-кремнисто-углеродистого состава с различным соотношением минеральных компонентов - от силицитов до аргиллитов. Постоянными компонентами пород баженовской свиты являются ОВ, кварц, минералы глин, полевые шпаты, представленные в основном альбитом. По данным ГИС в баженовской толще выделяются 6 пачек пород с индексом сверху вниз С] и Рь С2 и Р2, С3 и Р3. Кроме того, в кровле, нередко выделяется переходная пачка, а подошве аналогичная пачка имеет индекс Р4 (по методике В.В. Хабарова, 1987).

Баженовская свита на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" испытана в 358 скважинах на 59 площадях. В 202 скважинах при их испытании получена нефть дебитом от первых м3/сут до 463,5м3/сут Следует подчеркнуть, что нефтеносность свиты распределяется неравномерно, нередко с продуктивной скважиной соседствуют скважины, не давшие притока. Большинство площадей, где получены притоки нефти из пород баженовской свиты, расположено в центральных районах бассейна, в пределах Хантейской антеклизы, частично приурочено непосредственно к Юганской впадине. Особенности локализации ловушек баженовской свиты еще слабо изучены. Коллекторские зоны имеют прерывистый, линзовидный характер.

Глава 2. Методы исследований

Современными методами органической геохимии были изучены нефтегенерационные свойства образцов керна баженовской свиты и состав нефтей пласта ЮСо.

Концентрации алканов в нефтях и битумоидах пласта ЮС0 определялись методом газовой хроматографии с пламенно-ионизационным детектором на приборе НР-6890 фирмы Hewlett-Packard, США. Концентрации биомаркеров в ряду полициклических нафтенов (стераны, гопаны) измерялась на газовом хроматографе с масс-селективным детектором HP G1801 В фирмы Hewlett-Packard.

Содержание органического вещества, газа, нефти, остаточный нефтегенерационный потенциал керогена и максимальную температуру термокрекинга керогена измеряли на установке Rock-Eval-6 Standart. Метод пиролиза керогена основан на том, что десорбция газовых и жидких углеводородов с поверхности твердого тела в поровой системе породы проходит при разных температурах, а последующая высокотемпературная деструкция остаточного органического вещества исчерпывающе характеризует его потенциальную нефтегенерационную способность. Схематически процесс разложения и анализа органического вещества с помощью прибора Rock-Eval-6 standart представлен на рис. 1.

Исследование образцов с помощью анализатора Rock-Eval-6 standart проводится в инертной атмосфере азота, в несколько этапов. Во время фаз анализа с помощью инфракрасных детекторов происходит непрерывная регистрация СО и С02. Пламенно-ионизационный детектор фиксирует выход углеводородов (УВ) в температурном диапазоне 350 - 650° С при скорости нагрева 25 °С/мин. На кривой выхода УВ выделяется два пика. Пик Sj характеризует содержание в породе нефти (битумоида). Пик S2 - остаточный нефтегенерационный потенциал керогена. Метод отличается высокой точностью определений, рассчитанные характеристики погрешностей измерений представлены в таблице 1.

Параметр (Sv/Copr)*100 позволяет выделить зоны с низкой миграцией (при его значения ниже 50), активной миграцией (50 - 100) и зоны нефтепроявлений (> 100).

Рис. 1. Схема анализа органического вещества пород на установке Яоск-Еуа1-6 Б1ап<1аЛ

Таблица 1. Погрешности измерений

ТОС, % РС, % ЯС, % Н1, ш^С 01, т^С 01 СО, т^С Т 1 шах, °с МтС, %

Средняя величина 2,9 0,8 2,1 8,7 298 40 16 420 4,3

Стандартное отклонение 0,04 0,01 0,03 0,13 4 4 1 1 0,1

макс. знач. 3 0,8 2,2 8,9 305 55 18 422 4,5

мин.знач. 2,8 0,8 2,1 8,3 290 35 14 419 4,2

относительная ошибка(%) 1,3 1,2 1,5 1,5 1,3 10,3 6 0,2 1,6

Глава Э. Нефтегенерационные свойства керогена баженов-ской свиты

Кероген, входящий в состав битуминозных отложений баженов-ской свиты, относится к типу II.

Нефтегенерационный потенциал баженовской свиты распределен неравномерно. Детально описаны нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты по разрезу 17 скважин 8 месторождений (Маслиховское, Биттемское, Восточно-Биттемеское, Ульяновское, Ай-Пимское, Западно-Ай-Пимское, Сахалинское, Назаргалеевское).

На Биттемской и Восточно-Биттемской площадях баженовские отложения отличаются богатым нефтегенерационным потенциалом керогена и убедительным свидетельством этому являются результаты геохимических исследований керна скв.№ 25 Биттемской площади. Баженовская свита выделена в скв. № 25 в интервале 2907 - 2933 м. Она охарактеризована анализами 58 образцов керна.

Кровельная пачка С; (2907,12 - 2913,79 м) представлена кремнисто-глинистыми образованиями, содержащими кероген высокого нефтегенерационного потенциала - 110 - 135 кг УВ/т породы, обогащенный Сорг=15 - 22 %. Для него характерны превосходное качество как источника нефти (Н1=530 - 590 кг УВ/т Сорг) и высокая нефтена-сыщенность емкостно-фильтрационного пространства породы - 8(=16

- 22 кг УВ/т. Степень катагенеза, установленная по данным пиролиза (Ттах= 442 - 444 0 С), оптимальна для активной генерации нефти. Пачка Р] (2913,80 - 2917,50 м) обладает вдвое более низким потенциалом нефтеобразования, а концентрация нефти в породе не превышает 10 -13 кг УВ/т, что, хотя и является высоким показателем, значительно уступает аналогичному параметру пачки С]. В пачке С2 (2917,7 -2924,30 м) возрастают нефтегенерационный потенциал керогена до 75

- 79 кг УВ/т породы и концентрация нефти в породе до 14 - 15 кг УВ/т. В пачке Р2 (2924,8 - 2926,4 м) нефтегенерационные параметры снижаются: 82 до 52 кг УВ/т; Б, = 8 - 10 кг УВ/т; Сорг= 8 - 11%.

Итак, баженовский разрез скв.№ 25 Биттемской площади обладает высокими нефтегенерационными свойствами и большой концетрацией нефти в породе. Его можно сравнить лишь с богатейшим разрезом "бс", вскрытым в скв.№18 Западно-Маслиховской площади. Наиболее перспективным по геохимическим результатам

представляется интервал кровельной пачки С] (2907,0 - 2913,7 м), а также пачки С2 (2919,0 - 2924,3 м).

Испытания пласта ЮС0 в скв.№ 25 Биттемской площади дали отрицательный результат - притока нефти не получено. Однако чрезвычайно высокая нефтенасыщенность "бс" позволяет предположить, что при использовании более сильных методов воздействия на пласт, например ГРП, возможно получение значительных притоков нефти.

TOC X ^.Wtnefem и* трода Щмпгпормм

нг УВ/ г передо (S,+3j)

Рис. 2. Данные пиролиза образцов пород баженовской свиты из скв.№ 25 Биттемского месторождения

Маслиховское месторождение, скв. №18. Скв.№ 18 расположена в пределах седловины на западном погружении Маслиховской структуры. В кровле разреза "бс" по геохимическим параметрам выделяется переходная пачка глин в интервале 2888,70 - 2889,77 м с промежуточными значениями сопротивления по данным БК и КС и невысокой естественной гамма-активностью. Результаты анализов керна убедительно свидетельствуют в пользу предположения о переходном характере этого прослоя: значения нефтегенерационного потенциала керогена почти в 10 раз больше, чем для подачимовских глин - 28 - 41 кг УВ/т породы; высокое содержание нефти в породе -7,15 - 9,80 кг УВ/т; хорошее качество керогена - HI = 450 - 627 кг УВ/т Сорг.

Пачка Ci (2890,00 - 2893,55 м) отличается хорошими нефтеге-нерационными свойствами керогена: исключительно высоким

нефтегенерационным потенциалом - 125 - 130 кг УВ/т породы; предельными содержаниями органического углерода и нефти в породе -соответственно 20-31 % и 15,48 - 19,57 кг УВ/т; большой концентрацией УВ газов - во = 0,20 - 0,43 кг УВ/т породы и высоким качеством органического вещества - Н1=500 - 600 кг УВ/т Сорг.

Показатель степени катагенеза органического вещества Ттах = 440 - 444 °С, что свидетельствует о достижении оптимального уровня для генерации нефти. Другим подтверждением этого являются превосходные показатели миграционного перераспределения и концентрации нефти в породах пачки Сь где в, = 15 - 19 кг УВ/т породы. Для средней части пачки С] в интервале 2891,37 - 2892, 85 м установлена повышенная карбонатность - 17 - 25 %, что редко встречается в позднем литолого-стратиграфическом миницикле "бс".

Пачка Р| выделяется по результатам пиролиза в интервале 2893,65 - 2896,07 м. Для нее показательны: некоторое снижение содержания Сорг, которое, тем не менее, составляет 18-23 %; превосходный нефтегенерационный потенциал - 85 - 90 кг УВ/т породы и большая концентрация нефти в породе — в] = 12 — 15 кг УВ/т. Уровень катагенеза выдержан по всему разрезу "бс", Ттах здесь также составляет 441 - 445 0 С. Это примерно соответствует значениям отражательной способности витринита, равным 0,72 - 0,78 %, и катагенетическому оптимуму в нефтеобразовании баженовского типа. Пачка Р] отличается повышенной карбонатностью, достигающей 19 -20 %.

Пачка С2 проявляется в интервале 2896,20 - 2900,00 м чрезвычайно высокими показателями нефтегенерационных свойств керогена, практически такими же, как в пачке Сь например, в2 = 100 - 129 кг УВ/т породы; Б, = 15 - 19 кг УВ/т породы; Н1= 500 - 550 кг УВ/т Сорг; содержание УВ газов в породе во = 0,20 - 0,46 кг УВ/т; Ттах = 443 - 444 °С. Карбонатность описываемой части разреза "бс" невысока-5-10%.

Пачка Р2 (2900,20 - 2901,80) обладает превосходными нефтеге-нерационными свойствами, хотя и несколько уступающими аналогичным показателям пачек С] и С2. Для нее типичны Сорг=14 -18%; 82= 80- 100 кг УВ/т породы; содержание нефти в породе - 8|=13 - 16 кг УВ/т породы; значительная концентрация углеродных газов -80=0,21 - 0,32 кг УВ/т породы и водородный индекс керогена - 515 -

560 кг УВ/т Сорг. Карбонатность составляющих ее отложений низкая -2-6 %.

Пачка С3 (2902,10 - 2907,60 м) характеризуется, как чрезвычайно богатая нефтематеринская порода с высоким потенциалом генерации - 82= 120 - 126 кг УВ/т породы и большой концентрацией нефти в породе (8,=15 - 21 кг УВ/т). Содержание Сорг в породе заметно ниже, чем в пачках С[ и С2: в среднем оно близко к 12 %. Этим можно объяснить предельно высокий для "бс" индекс качества керо-гена - Н1=650 - 750 кг УВ/т Сорг. Эта пачка выделяется также газосодержанием - во = 0,08 - 0,26 кг/т породы. Карбонатность отложений пачки С3 низкая-4-6%.

Пачка Р3 - самая мощная в данном разрезе "бс" (2907,90 -2914,70 м). Несмотря на быстрое уменьшение содержания Сорг (6-11 %) и углеводородных газов в породе (до 0,02 - 0,09 кг УВ/т), здесь все еще сохраняются высокий нефтеренерационный потенциал керогена -50 - 70 кг УВ/т породы и большая концентрация нефти в породе -8]=11 - 12 кг УВ/т. Водородный индекс керогена по-прежнему достигает превосходных значений - Н1=550 - 730 кг УВ/т Сорг. Для нее типична невысокая карбонатность пород - около 8 %.

Нижняя переходная пачка Р4 охарактеризована керном в интервале 2914,90 - 2915,70 м. Здесь установлены невысокая концентрация Сорг = 5 - 8 % и низкое содержание УВ газов - 80=0 - 0,03 кг УВ/т породы. Однако и здесь сохраняются сравнительно высокое нефтесодержание в породе - 81=9,06 - 10,80 кг УВ/т и потенциал генерации нефти - 82=43 - 55 кг УВ/т породы. Карбонатность аргиллитов данного прослоя изменяется от 7,1 до 10,9 %. Практически весь разрез "бс" в скв.№ 18 можно отнести к нефтенасыщенным.

ТО С* ^.м/гпфвы Бр шУ г пореви Ш. ж/г поросы

______ мг УВ / г породф^+в )

ГЯК 2 э - 6

Рис.3. Данные пиролиза образцов пород баженовской свиты из скв.№ 18 Маслиховского месторождения

Сахалинское месторождение, скв. №17. В этой скважине проанализированы 67 образцов керна, представляющие весь разрез «бс». Он обладает примерно теми же нефтегенерационными свойствами, что и разрез "бс", вскрытый скв. № 20. Нижняя часть подачимовской глинистой пачки (2976-2978 м) представлена бедными по нефтяному потенциалу породами. В верхнем цикло-ритме С1Р1 (2978,5 - 2984,0 м) отмечаются единичные образцы, в которых нефтегенерационный потенциал достигает 40 и даже 50 кг УВ/т породы, а содержание нефти в породе - 6,0 и 7,38 кг/т. Но в большинстве образцов величины параметров 81 и Б2 не превышают 4,5-5,0 кг УВ/т породы и 25-30 кг УВ/т породы соответственно. Кероген этой, самой богатой по нефтяному потенциалу части разреза "бс" невысокого качества и соответствующий критерий Н1 не превышает 200-250 кг УВ/т Сорг. Следующий циклоритм, С2Р2 (2989,9 - 2999,3 м) значительно беднее предыдущего по нефтегенерационным свойствам керогена. Это обеднение нефтяного потенциала продолжается и в породах циклоритма С3Р3. В итоге, лишь верхняя часть "бс", вскрытая скв. № 17, обладает умеренным нефтегенерационным потенциалом, но и для нее, как и для всего разреза "бс", характерны низкие значения критерия РЕЕ, что свидетельствует о слабом развитии процесса внутриформационного перераспределения новообразований нефти. Концентрации органического углерода велики в пачках С, и С2 (17 - 24 %); карбонатность и

даже прослои известняков показательны для интервала 2982,2 - 2983,8 м. В целом, для рассматриваемого разреза "бс" типичны низкие значения карбонатное™ пород.

В районе самых высокодебитных скважин - № 20 и № 20бис Сахалинского и № 4034 Ай-Пимского месторождений, в период новейшей активизации геотектонических событий, имело место локальное повышение тепловых потоков и, как следствие, интенсивное нефтеобразование и первичная миграция в позднем эоцене и миоцене.

Из вышесказанного следует, что изученная территория дифференцирована. Резкое обеднение пород свиты наблюдается на западе и северо-западе. Это позволило нам выделить 4 района с различными нефтегенерационными свойствами:

1. Мычлорская впадина (месторождения Маслиховское, Северо-Маслиховское, Назаргалеевское, Биттемское, Ульяновское и др.), в пределах которой значения пиролитического параметра Б2 очень высоки (90 - 135 кг УВ/т породы), а 81 = 15 - 32 кг УВ/т породы;

2. Тундринско-Сахалинский, в пределах которого расположены богатые по потенциалу (в2 = 70 - 110 кг УВ/т породы) и концентрации нефти в тонкозернистом резервуаре, = 12 - 22 кг УВ/т породы;

3. Камынско-Ай-Пимский, где значения все еще высоки (40 - 80 кг УВ/т породы), а величины Б! = 8-14 кг УВ/т породы;

4. Западно-Камынский, Западно-Чигоринский и Западно- и Северо-Ай-Пимский район, отличающийся средними и невысокими величинами 82 = 15 - 35 кг УВ/т породы и 81 = 3 - 7 кгУВ/т породы.

Глава 4. Геохимия нефтей пласта ЮСо

Нефти пласта ЮС0 Западной окраины Сургутского свода близки по физико-химическим свойствам. Они относятся к нефтям средней плотности (р20°=0,8515-0,8745 г/м3) и средней вязкости при 20 °С (11,59-32,02 мПа ■ с) со сравнительно невысоким выходом фракций, выкипающих до 150 °С (3,0-14,0 %) и до 200 °С (12,0-23,0 %). Плотность нефтей ЮС0 в пластовых условиях, в среднем, близка к 0,790 г/см3, при размере вариаций между 0,7623 и 0,8220 г/см3. Соответствующие значения вязкости в пластовых условиях ЮС0 низкие: 0,992,67 МПа-с, что свидетельствует о благоприятных миграционно-

дренажных условиях перемещения нефти внутри кремнисто-глинистой толщи "бс". Содержание серы в изученных нефтях изменяется от 0,70 до 2,20 %, твердых парафинов 0,62-4,81 %.

Распределение алканов показало, что нефти пласта ЮСо Сургутского свода принадлежат к одному генетическому семейству баженовского типа. Они характеризуются низким пристан/фитановым индексом (Pr/Ph » 1,0), некоторым преобладанием четных алканов над нечетными в диапазоне пС2з - nC30 (CPI < 1,0), сильным превышением низкомолекулярных УВ над высокомолекулярными (nCi3 - nCi5)/(nC25 - ПС27) = 3,13 - 7,98), невысоким уровнем «зрелости» нефтей, судя по отношениям iC)9 /пСп ~ 0,80 и iC2o / nCig= 0,8 - 1,0. Газовые хромато-граммы алканов фракции насыщенных УВ нефтей ЮС0 Сургутского свода демонстрируют ярко выраженный низкомолекулярный одномо-дальный максимум около пС6 — пСю и лишь в трех случаях на пСю — пС]4, присутствие ряда n-алканов до пС30 и даже пС34, и слабовыра-женный "биомаркерныи" нафтеновый подъем, типично "баженовское" превышение содержания пС2б над пС25.

Распределение С27 - С29 регулярных стеранов, С27 - С31 тритер-панов нефтей пласта ЮС0 изучаемой зоны подчиняется одной и той же закономерности: первые из названных биомаркеров соотносятся как 30:30:40, вторые - как 11:16:37:37. Для нефтей характерен полный спектр стеранов (m/z = 217), включая С30- стераны (24-п- пропилхоле-станы), которые являются индикатором очевидного вклада морской фотосинтезирующей биомассы и, прежде всего, хризофитных водорослей. Нефти имеют низкое содержание трициклических терпанов, явное преобладание С35 гопана над С34, низкий моретановый индекс и низкое содержание гопанов. Все нефти пласта ЮС0 Сахалинско-Западно-Ай-Пимской зоны генетически связаны и по биомаркерам хорошо коррелируются с битумоидами баженовского керна тех же площадей. Единственным источником нефтей ЮС0 были тонкозернистые глинисто-кремнистые породы баженовской свиты.

Глава 5. Петрофизические особенности и геологические модели формирования ловушек в пласте ЮСо

Уникальность рассматриваемых отложений проявляется в формировании скоплений нефти в тонкозернистой глинисто-кремнистой

толще. Образование ловушек пласта ЮС0 по-разному трактуется в публикациях И.И. Нестерова, Ф.Г. Гурари, Н.В. Лопатина, И.Н. Уша-тинского. Для понимания механизма образования скоплений УВ в отложениях баженовской свиты, необходимо изучение свойств и состава геосреды и обоснование факторов, контролирующих распространение залежей.

Породы баженовской свиты отличаются низким содержанием глинистых минералов и являются поэтому хрупкими, подверженными трещиноватости в отличие от обычных глин, для которых характерна пластичность. Тонкозернистые нефтематеринские отложения баже-новского типа подобны молекулярным ситам. Небольшие по молекулярной массе алканы и нафтены мигрируют в их минеральной матрице относительно свободно, в то время как миграция высокомолекулярных УВ зависит от РТ-условий, газонасыщенности флюидов и т.д. В породах баженовской свиты развиты преимущественно микротрещины, макротрещины встречаются в редких случаях. Поровое пространство пород свиты на 30-95% насыщено легкой (0.6-0.8 г/см3) нефтью. Плотность пород баженовской свиты изменяется от 2,10 до 2,55. По сравнению с вмещающими глинистыми породами битуминозные отложения обладают, таким образом, заметно меньшей плотностью. Наибольшая удельная плотность твердой фазы приурочена к породам пачек Pi-P4- Причины пониженной плотности битуминозных отложений заключаются в особенностях их состава (обогащенность органическим, кремнистым веществом), строения (листоватость), изменения (вторичного разуплотнения под влиянием АВПД). На Маслиховской площади установлено яркое проявление процесса разуплотнения баженовских отложений. Здесь обычны значения плотности пород 1,9 - 2,2 г/см3, что связано с затрудненными условиями оттока флюидов и как следствие - с АВПД.

Матричная проницаемость нефтематеринских пород варьирует от 10"3 до 10"и D. Трещинная проницаемость пропорциональна кубу ширины трещины (Nelson, 1985). Проницаемость пород баженовской свиты по нефти, в большей степени, определяется степенью трещиноватости пород и, в меньшей, литологическим составом, условиями фильтрации и составом фильтруемого флюида. Значения проницаемости определяются длиной и количеством трещин.

Совместно с научным руководителем были определены основные положения модели формирования залежей нефти в баженовской свите.

Ловушки пласта ЮСо связаны с проявлением разломной тектоники, концентрируются в зонах макротрещиноватости. Геотектонические процессы, особенно новейшая активизация не только контролируют появление зон макротрещиноватости, с разломообразованием связано повышение тепловых потоков и обусловленное этим увеличение степени зрелости керогена баженовской свиты. Кроме этого, трещинообразование в низкопроницаемых неф-тематеринских породах инициировано изменениями порового давления под влиянием превращения ОВ и его синбитумоидов в менее плотные флюиды - нефть и газ. Трещины повышают проницаемость НМЛ и создают дополнительные миграционные пути для углеводородов. Важно подчеркнуть, что скорости термодеструкции керогена и образования нефти и газа увеличиваются экспоненциально при увеличении температуры. Синхронно с этим проявляется и интенсивность трещинообразования в тонкозернистых нефтематеринских отложениях. Ее механизм может быть представлен в следующей упрощенной форме. Органическое вещество в поровой системе НМЛ во время активной генерации нефти и ассоциированного газа сравнительно короткое время испытывает стресс, как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Во время развивающейся термодеструкции керогена нефть и газ будут инжектированы в поровое пространство минеральной матрицы, начнут вытеснять оттуда пластовую воду, в результате чего образуется двухфазный поток. Это откроет микротрещины в матрице в соответствии с уравнениями:

Рж + Рс>а3 + Т3; (1)

Ро>о3 + Т3, (2)

где Р№ - внутрипластовое давление воды; о3 - давление главного направления стресса; Т3 - давление растяжения в минеральной матрице; Р0 - давление нефти.

В период активной генерации нефти соотношение нефть/вода в поровой системе НМЛ изменяется в пропорции примерно от 2,5:1 до 5,5:1. Оно достигается при оптимальных значениях стресса (в баже-

новской свите Р^ = 28...40 МПа; и,>93° С), к тому же плотность нефти с растворенным в ней при этих РТ-условиях газе составляет обычно 0,7...0,78 г/см3 и ее коэффициент теплового расширения существенно больше, чем у пластовой воды. Очевидно, что именно Р0 вносит основной вклад в образование микротрещиноватости в НМЛ и как следствие - в создание путей первичной миграции нефти в тонкозернистых породах. Последнее обстоятельство наряду с тектонической макротрещиноватостью обеспечивает формирование залежей нефти в баженовской свите. Суммируем условия, благоприятные для масштабного трещинообразования в тонкозернистых нефтематеринских отложениях баженовского типа:

о наличие низкопроницаемой "жесткой" минеральной матрицы; о большие объемы и скорости генерации нефти относительно темпов

релаксации внутрипорового давления; о внутрипоровое объемное отношение нефти к пластовой воде от 3,0 до 9,0.

Теоретически возможны следующие модели образования залежей нефти в пласте ЮС0. Первая (акселеративная) исходит из того, что зона крупного глубинного разлома, достигающего уровня «бс», служит своеобразной артерией для повышенного теплопереноса и в ее пределах кероген баженовской свиты, регионально испытывающий дефицит тепла на западе Сургутского свода, быстро реализует свой исходный богатейший нефтегенерационный потенциал, обеспечивая массовую первичную миграцию нефти, стимулируя образование - ловушки. Главное в этой модели - геологически быстрый переход стагнационного развития баженовской нефтяной системы (из-за низкотемпературного медленно текущего образования и миграции нефти) в эксплозивное ("взрывное") состояние. При этом масштабы нефтена-копления в индивидуальной ловушке не могли быть большими. Объем нефти в миграционно-дренажной зоне можно определить как

V = Б • Ь • (в] + 82) • у, (3)

где Б - площадь дренажной зоны, м2; И - толщина баженовской свиты, м; (81+82) - полный нефтегенерационный потенциал "бс", кг/м3 (при пересчете плотность глин принята равной 2,5 т/м3), у - степень превращения керогена баженовской свиты в нефть.

Вторая (классическая) предполагает, что в соответствии с традиционной схемой стадийности нефтеобразования генерационно-аккумуляционные процессы в баженовской свите развиваются в зависимости от регионального распределения геотемператур. При этом зоны активной аккумуляции нефти в пласте ЮС0 должны располагаться внутри или непосредственно вблизи очага генерации нефти в баженовской свите, а время нефтенасыщения ловушек достаточно длительное.

Экономически приемлемое извлечение нефти пласта ЮС0 зависит от внедрения новых, в частности, геохимических, концепций для ГРР, новой технологии бурения и добычи нефти в приложении к этому «некласическому» резервуару и его значительной ресурсной базе.

Заключение

Основные результаты работы могут быть кратко сведены к следующему.

1. Нефтеносность пласта ЮС0 определяется типом керогена, содержанием органического вещества и степенью катагенетической превращенное™ керогена в нефть, которая зависит от палеотемпера-турного воздействия. Высокие нефтегенерационные свойства керогена баженовского тонкозернистого резервуара являются критачески важной предпосылкой нефтеносности пласта ЮС0.

2. Основу исследований составляют аналитические данные по нефтегенерационным свойствам баженовских глинисто-кремнистых нефтематеринских отложений (> 2000 образцов керна), полученных на установке «Лоск-Еуа1-6 $1апс1агЬ>.

3. Нефтегенерационный потенциал керогена дифференцированно распределен по слоевым ассоциациям «бс»:

о кровельная пачка Сь как правило, имеет наилучшие нефтегенерационные свойства и является вместе с пачками Р[ и С2 основным источником нефти в миграционно-дренажной системе «бс»; о редко самой богатой по потенциалу является пачка С2 (скв. № 4008

Ай-Пимского месторождения); о пачки С3Р3 и Р4 характеризуются более бедными нефтегенерацион-ными свойствами;

4. На изучаемой территории выделены четыре района, различающиеся по нефтегенерационному потенциалу «бс» (S2) и содержанию нефти в породе (Sj):

о Мычлорская впадина (месторождения Маслиховское, Северо-Маслиховское, Назаргалеевское, Биттемское, Ульяновское и др.), в пределах которой значения пиролитического параметра S2 очень высоки (90 - 135 кг УВ/т породы), а Si = 15 - 32 кг УВ/т породы; о Тундринско-Сахалинский, в пределах которого расположены богатые по потенциалу (S2 = 70 - 110 кг УВ/т породы) отложения «бс», S] = 12 — 22 кг УВ/т породы; о Камынско-Ай-Пимский, где значения S2 умеренно высоки (40 - 80

кг УВ/т породы), а величины S, = 8-14 кг УВ/т породы; о Западно-Камынский, Западно-Чигоринский и Западно- и Северо-Ай-Пимский район, отличающийся невысокими величинами S2 = 15 - 35 кг УВ/т породы и Si = 3 - 7 кгУВ/т породы.

5. Степень катагенетической «зрелости» керогена «бс» достигает значений Тшах = 447 °С, отражая катагенез типичный для стадии активной генерации нефти. Степень реализации исходного нефтегене-рационного потенциала керогена изменяется от 20 до 30-35 %. Исключение составляют геодинамически активные зоны, где она достигает 50-55 %(Ттах = 445 - 450 0 С). Здесь были обнаружены высокодебитные проявления пласта ЮС0 в скв. №№ 20 и 20бис на Сахалинской площади, № 4034 на Ай-Пимской в ряде скважин на Маслиховской, Ульяновской и других площадях.

6. Нефти пласта ЮС0 западной окраины Сургутского свода близки по физико-химическим свойствам. Баженовские нефти и биту-моиды керна обнаруживают близкие черты распределения алканов, стеранов, три- и пентациклических гопанов. Они имеют те же индикаторы морской восстановительной среды седиментации и параметры катагенетической зрелости. Данные геохимических исследований позволяют идентифицировать глинисто-кремнистые породы баженовской свиты в качестве единственного источника нефтей пласта ЮСо Сахалинско-Ай-Пимской зоны.

7. В шовной зоне, пограничной между Ханты-Мансийским и Сургутско-Нижневартовским докембрийскими массивами, где проходит Юганская система разломов, Пимско-Балыкский пост-рифтовый желоб и другие региональные тектонические дизъюнктивные элементы, геодинамические напряжения и подвижки, начиная с поздне-

эоценового времени, приводили к развитию сети макротрещиновато-сти в жестких (компетентных) слоях баженовской свиты и локальному «всплеску» теплопереноса. Последнее обстоятельство играло определяющую роль в высокотемпературном образовании относительно легкой и бедной полярными компонентами нефти и заполнении ею миграционно-дренажного пространства макротрещиноватости. Активизация тектонических движений в кайнозойское время в зоне распространения глубинных разломов приводила к локальному увеличению тепловых потоков и проявлению пиков нефтеобразования и аккумуляции нефти в тонкозернистых резервуарах «бс».

8. Благоприятными факторами выделения перспективных объектов поисково-разведочных работ являются геохимические (высокий нефтегенерационный потенциал керогена «бс»), литологические (преобладающая кремнистость, а в нижней части разреза свиты -карбонатность) и геодинамические (зоны региональных разломов и участки пересечения разломов).

9. Высоко перспективны площади на обрамлении Мычлорской впадины. Только невысокие предпосылки нефтеносности пласта ЮС0 отмечены на Западно-Камынском и Западно-Ай-Пимском участках.

Основные работы по теме диссертации

1. Карбонатные породы (на примере палеозойских отложений Западной Сибири) // Тезисы докладов XVII научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Тюмень. 1998. С 68. (Соавторы Олюнин A.B., Яцканич Е.А.)

2. Геохимическая характеристика битумоидов пород баженовской свиты Эниторского месторождения // Тезисы докладов конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону». Тюмень, 1998. С 38. (Соавтор Гилева Ю.В.).

3. Групповой состав битумоидов баженовской свиты Эниторского месторождения // Тезисы III всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». Москва, 1999. С 51. (Соавтор Гилева Ю.В.)

4. Влияние геолого-промысловых характеристик пласта БС11-12 Когалымского месторождения на разработку // Тезисы докладов 53

межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ-99». Москва, 1999. С 56.

5. Геохимичкские критерии перспектив нефтегазоносности баже-новской свиты Ай-Пимского месторождения // Тезисы докладов. Томск, 2000.С.61-65. (Соавтор Чистякова Н.Ф.)

6. Выделение нефтенасыщенных интервалов коллектора по результатам исследования образцов пород (керна и шлама) методом пиролиза Rock-Eval // Тезисы докладов. Когалым, 2003.

7. К вопросу об эффективных направлениях использования геохимического метода пиролиза керогена (Rock-Eval) для характеристики песчаных резервуаров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва, 2004. С 44-50.

8. Unconventional oil accumulations in the upper Jurassic Bazhenov black shale formation, West Siberian basin: a self-sourced reservoir system. Jornal of Petroleum Geology, vol. 26(2), April 2003, pp. 225-244. N.V. Lopatin, S.L. Zubairaev, I.M. Kos, T.P. Emets, E.A. Romanov and O.V. Malchikhina.

9. Petroleum migration and trapping mechanism in fine-grained source rock formation.// Journal of geochemical exploration. Elsevier. 2003, volumes 78 - 79, May 2003, pp. 395 - 397. N.V. Lopatin, T.P. Emets, E.A. Romanov and O.V. Malchikhina.

Соискатель

O.B. Мальчихина

РНБ Русский фонд

20014

2054

Отпечатано в типографии ООО ИПЦ «Экспресс» Формат 60x84/16. Объем 1,5 п.л. Бумага писчая. Печать Duplo. Заказ № 6938. Тираж 100 экз.

2 5 ОНД7Э01 \ i

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Мальчихина, Оксана Викторовна

Введение

1. Геологический очерк

1.1. Тектоническое строение

1.2. Стратиграфическая характеристика

1.3 Современный структурный план

1.4 Литофациальные изменения разреза баженовской свиты

1.5 Нефтеносность баженовской свиты

1.6 Нефтегенерационные свойства «бс» в ЗСБ

2. Геохимические методы изучения нефтегенерационных свойств керогена и состава нефтей баженовской свиты

2.1. Высокоразрешающая газовая хроматография и хроматомасс-спектрометрия

2.2. Измерение степени преобразованности органического вещества

2.3. Пиролиз с помощью Rock-Eval

3. Нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты

3.1 Тип керогена, его мацеральный состав, содержание флюоресцирующих компонентов

3.2 Нефтегенерационные свойства типичных разрезов «бс»

3.2.1 Маслиховское месторождение

3.2.1.1 Маслиховское

3.2.1.2. Скважина № 3251 Северо-Маслиховской площади

3.2.1.3. Скважина № 3281 Маслиховского месторождения

3.2.2. Биттемская и Восточно-Биттемская площади 66 3.2.2.1. Битгемское

3.2.3. Скважина № 3261 Восточно-Биттемской площади

3.2.3. Ульяновская площадь

3.2.3.1.Скважина №

3.2.3.2.Скважина №

3.2.4. Ай-Пимская площадь

3.2.4.1. Скважина №

3.2.4.2. Скважина №

3.2.5. Западно-Ай-Пимская площадь

3.2.5.1. Скважина №

3.2.5.2. Скважина №

3.2.6. Сахалинское месторождение

3.2.6.1. Скважина №

3.2.6.2. Скважина №

3.2.6.3. Скважина №

3.2.6.4. Скважина № 20-бис

3.2.6.5. Скважина №

3.2.6.6. Скважина №

3.2.7. Назаргалеевское месторождение 83 Назаргалеевское

4. Состав нефтей пласта ЮСо

4.1. Физико-химическая характеристика нефтей района исследования.

4.2. Распределение биомаркеров в нефтях изучаемого района.

5. Петрофизические особенности и геологические модели формирования ловушек в пласте ЮСо НО

5.1 Цитологический состав пород

5.2 Емкостно-фильтрационные свойства геосреды «бс»

5.3 Радиоактивность

5.4 Эффект Жамина

5.5 Геодинамическая активность

5.6 Геологическая модель формирования скоплений нефти

5.7 Прогнозные ресурсы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Нефтегенерационные свойства керогена баженовской свиты на западной окраине Сургутского свода и формирование залежей нефти пласта ЮСо"

Западно-Сибирский бассейн — одна из крупнейших депрессий в осадочной оболочке Земли. По своим размерам и запасам он уступает лишь Аравийско-Иранскому бассейну [1]. Длительное время геологоразведочные работы (ГГР) на нефть и газ здесь были чрезвычайно успешны. Но обеспеченность добычи нефти новыми открытиями заметно ухудшилась уже со второй половины 80-х гг. в связи с тем, что наиболее доступные месторождения уже открыты. Возникает необходимость в обосновании критериев поисково-разведочных работ (ПРР), направленных на выявление нефтяных залежей в сложнопостроенном глинисто-карбонатно-кремнистом коллекторе баженовской свиты. К таким же выводам приводит все увеличивающееся потребление нефти и нефтепродуктов. Ежемесячные статистические обзоры крупнейшей нефтяной компании Бритиш Петролеум (июнь 2001 г.) показывают, что в 2000 г. на долю нефти приходилось около 40 % мировой энергетики. Среди ведущих стран — производителей нефти выделялись Саудовская Аравия, США и Россия (>320 млн. тонн каждая из них), а также Иран, Мексика, Венесуэла, Китай и Норвегия (по 157-186 млн. т). На рисунке представлена диаграмма глобального запаса балансов нефти, природного газа и конденсатов.

Нефть

10,815

Конденсаты

Рис. 1. Глобальный запас балансов нефти, газа и конденсата (по данным Геологической службы CUIA(USGS), опубликованным в журнале AAPG

Explorer, июнь, 2000, стр. 24-25).

J.Edwards (2001), обобщивший различные прогнозы (BP statiscal review of world energy, 1998; Degolyer and MacNaughton, 1998; Fravin and Tenseen, 1999; Schollnberger, 1998; Youngquist, 1998), привел следующий сценарий развития мировых энергетических ресурсов в XXI веке [43]: пик мировой добычи нефти будет достигнут между 2010 и 2030 гг., а к 2060 г. вклад добываемой нефти в общий энергетический баланс станет малозначительным;

- начиная с 2020-2030 гг., заметно увеличится доля тяжелых высоковязких нефтей района Атабаски (Канада) и Офисина Тембладор (Ориноко, Венесуэла) - нетрадиционных источников нефти. Их доля в мировом энергетическом балансе, сейчас незначительная, будет сопоставима с вкладом обычной нефти в середине века, а затем, станет доминирующей среди добываемых жидких углеводородов;

- технологический прогресс в испытании и интенсификации притоков нефти, а также резкое увеличение объемов горизонтального бурения откроет широкие перспективы для освоения крупных запасов нефти в кремнисто-глинистых резервуарах богатейших нефтематеринских свит. Этот источник коммерческой нефти может стать самым большим поставщиком нефти во второй половине XXI века;

- максимальный уровень добычи природного газа будет достигнут в 2020-2040 гг., но его вклад в общем балансе потребляемых энергетических ресурсов, в отличие от нефти, будет значительным даже в 2100 г.;

- современный высокий уровень угледобычи сохранится на протяжении всего XXI века;

- прогнозируется быстрый рост возобновляемых источников энергии после 2040 г., а эпоха их доминирования в общем энергетическом балансе начнется после 2060 г., когда солнечная, ядерная и, особенно, водородная энергетики выйдут на первые позиции.

В период после 2030 г. существующих объемов добычи нефти и газа будет явно не хватать для увеличивающегося народонаселения Земли и роста энергозатрат общества в целом, а вклад альтернативных, возобновляемых источников энергии все еще не выйдет за рамки пилотных проектов.

По оценкам английского журнала «World Energy» (ноябрь 2003 г) к 2020 гуду мировые потребности достигнут 36 миллионом тонн условного топлива в пересчете на нефть, из которых более 65 % будет приходиться на нефть и газ.

- Резервом мировой энергетики могут стать скопления нефти в трещинных резервуарах кремнисто-глинистых «черносланцевых» свит, обладающих богатейшим потенциалом нефти.

В связи с вышесказанным неклассические кремнисто-глинистые природные резервуары становятся все более ценным источником коммерческой добычи нефти и газа.

Баженовские отложения Западно-Сибирского бассейна принадлежат к редкому типу классических черносланцевых нефтематеринских свит, среди которых свита «Баккен» Уиллистонского бассейна, «киммериджские глины» Северного моря, «Грин Ривер» бассейна Юинта, свита «Монтеррей» (кремнистые глины) Калифорнийских бассейнов, свита «Араб» Аравийско-Иранского бассейна, свита Ла Луна в Маракабйо. Существование богатых по нефтегенерационному потенциалу глин — большая редкость в геологических разрезах осадочных бассейнов.

Карбонатно-кремнисто-глинистые седиментиты волжско-раннеберриасского времени Западно-Сибирского бассейна сильно обогащены органическим веществом. Они образовались в условиях редкого сочетания благоприятных седиментационных и палеоэкологических факторов: высокой биопродуктивности прокариотической биоты обширного эпиконтинентального морского бассейна, сохраняющего органическое вещество; окислительно-восстановительного режима в нижних слоях водной толщи и в зоне раннего диагенеза, где накапливались рыхлые несцементированные илы с высоким содержанием Сорг; низкой скорости седиментации осадков, предохранившей органическое вещество от минерального «разбавления» [16]. Установлено также очевидное недокомпенсированное прогибание этого седиментационного бассейна, развивавшегося в апогее самой крупной в мезозойской истории трансгрессии моря.

По оценкам ряда специалистов в кремнисто-глинистых породах баженовской свиты содержится около 15 % ресурсов нефти Западной Сибири [4]. Из всех стратиграфических комплексов, слагающих осадочный чехол на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», эти отложения обладают наибольшими ресурсами углеводородов. На сегодняшний день в промышленных масштабах добыча нефти из этого гигантского природного резервуара ведется только семью скважинами.

Изучению баженовской свиты Западной Сибири посвящены работы Н.Б. Вассоевича, Т.В. Дорофеевой, И.В. Гончарова, Ф.Г. Гурари, Ю.Н. Занина, А.Э.Конторовича, Н.В. Лопатина, А.А. Нежданова, И.И. Нестерова, И.Н. Ушатинского, В.В. Хабарова, Э.М. Халимова и др.

Остаются невыясненными структурная, или геотектоническая приуроченность ловушек внутри баженовской свиты, геометрия и протяженность резервуара в пласте ЮСо, механизм формирования его порово-трещинного емкостного пространства, становление и эволюция палеотепловых полей как основного фактора образования нефтеносности, роль геодинамики в создании макротрещиноватости.

Главным фактором, сдерживающим освоение залежей в плотных породах-коллекторах, представляется резко варьирующая величина промышленной нефтегазоносности. Так, результаты разведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей нефти баженовской свиты Салымского месторождения показывают, что только 10,5 % разведочных и 5,4 % эксплуатационных скважин имеют дебиты 100 т/сут. и более (Хавкин А.Я., 1992), т.е. исходя из условия рентабельности скважин с начальными дебитами нефти, по крайней мере, более 50 т/сут. коэффициент успешности бурения не превышает 0,15 [10]. Для нетрадиционного коллектора характерны низкая эффективность геологоразведочных работ, высокий процент низкодебитных и "сухих" эксплуатационных скважин, отсутствие надежных критериев оценки извлекаемых запасов. Многое еще осложняется тем, что в продуктивном пласте ЮСо практически всегда аномально высокое давление и вскрытие происходит на утяжеленном глинистом растворе. При этом наблюдается кальматация призабойной зоны глинистым материалом, а также за счет внедрения воды в безводную нефтяную залежь (эффект Жамена). Отсутствуют технологии вторичных методов воздействия на пласт. Высока

• г вероятность риска проведения поисково-разведочных (ПРР) работ на пласт

ЮСо без экономического успеха. Прежде всего, из-за большой неопределенности в геотектонических предпосылках выделения ловушек и природных резервуаров в баженовской свите В итоге, перспективное направление в расширении базы добычи нефти в Западной Сибири остается нереализованным. Более успешное освоение такого типа природного резервуара отмечается в свите Баккен в Уиллистонском бассейне США, за счет вскрытия пласта на безводной основе с последующим воздействием геля-разрушителя на призабойную зону и больших объемов эффективного для этого случая горизонтального бурения (Price and Le Fever, 1992; Price, 1994; Berg and Gangi, 1999).

Целью исследований является детальное исследование нефтегенерационных свойств баженовской свиты, геолого-геохимический анализ условий формирования залежей нефти в тонкозернистом глинисто-кремнистом природном резервуаре и обоснование направлений поисково-разведочных работ на западной окраине Сургутского свода.

В ходе работы детально изучены литофациальные изменения разреза «бс», тип керогена, его мацеральный состав, содержание флюоресцирующих компонентов, состав нефтей «бс», предложена геологическая модель формирования скоплений нефти в ЮСо, определены геологические и геохимические критерии локального прогноза залежей нефти баженовской свиты.

В основу диссертации положены итоги исследований автора, выполненные в период с 2000 по 2005 г., при проведении научно-исследовательских работ, связанных с изучением баженовской нефтяной системы, результаты пиролиза (Rock-Eval-6, standart) более 2000 образцов, изучения фильтрационно-емкостных свойств более 600 образцов керна, данные изучения нефтей и битумоидов баженовской свиты Тундринско-Мычлорской зоны. В работе были использованы данные отчета "Геохимические предпосылки поисково-разведочных работ на пласт ЮСо в Сахалинско-Ай-Пимской зоне" (Н.В.Лопатин и др.), а также и опубликованные данные А.Э.Конторовича (1976, 1994, 1999), И.И. Нестерова (1987) и многих других исследователей.

Установлено, что объем запасов баженовской свиты Тундринско-Мычлорской зоны может представлять практический интерес для их разработки.

Автор выражает искреннюю благодарность Т.П. Емец, К.Н. Звереву, Я.В. Кирсанову, Н.Ф. Чистяковой за обсуждение в разное время результатов исследований и критические замечания к работе.

Особую благодарность выражаю Н.В. Лопатину и Е.А.Романову за предоставленные материалы и постоянную заинтересованную поддержку при написании работы.

Заключение Диссертация по теме "Геохимия, геохимические методы поисков полезных ископаемых", Мальчихина, Оксана Викторовна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В основе работы большой объем новой аналитической информации о нефтегенерационных свойствах и первичной миграции нефти в баженовской свите, молекулярно-биомаркерном составе нефтей пласта ЮСо и интегрированный анализ этих сведений с историко-геологическими реконструкциями образования и миграции нефти, данными о емкостно-фильтрационном пространстве «бс» и особенностями влияния разломной тектоники на распространение макротрещиноватости и ловушек. В качестве методологической основы взята концепция нефтяных генерационно-аккумуляционных систем. Основные результаты работы могут быть кратко сведены к следующему.

1. Нефтеносность пласта ЮСо определяется типом керогена, содержанием органического вещества и степенью катагенетической превращенности керогена в нефть, которая зависит от палеотемпературного воздействия. Высокие нефтегенерационные свойства керогена баженовского тонкозернистого резервуара являются критически важной предпосылкой нефтеносности пласта ЮС0.

2. Основу исследований составляют аналитические данные по нефтегенерационным свойствам баженовских глинисто-кремнистых нефтематеринских отложений (> 2000 образцов керна), полученных на установке «Rock-Eval-6 standart».

3. Нефтегенерационный потенциал керогена дифференцированно распределен по слоевым ассоциациям «бс»: о кровельная пачка Ci, как правило, имеет наилучшие нефтегенерационные свойства и является вместе с пачками Р! и Сг основным источником нефти в миграционно-дренажной системе «бс»; о редко самой богатой по потенциалу является пачка С2 (скв. № 4008 Ай-Пимского месторождения); о пачки С3Р3 и Р4 характеризуются более бедными нефтегенерационными свойствами;

4. На изучаемой территории выделены четыре района, различающиеся по нефтегенерационному потенциалу «бс» (S2) и содержанию нефти в породе

Si): о Мычлорская впадина (месторождения Маслиховское, Северо-Маслиховское, Назаргалеевское, Биттемское, Ульяновское и др.), в пределах которой значения пиролитического параметра S2 очень высоки (90 - 135 кг УВ/т породы), a Si = 15 - 32 кг УВ/т породы; о Тундринско-Сахалинский, в пределах которого расположены богатые по потенциалу (S2 = 70 - 110 кг УВ/т породы) отложения «бс», Si = 12 - 22 кг УВ/т породы; о Камынско-Ай-Пимский, где значения S2 умеренно высоки (40 - 80 кг УВ/т породы), а величины Si = 8-14 кг УВ/т породы; о Западно-Камынский, Западно-Чигоринский и Западно- и Северо-Ай-Пимский район, отличающийся невысокими величинами S2 = 15 — 35 кг УВ/т породы и S] = 3 - 7 кгУВ/т породы.

5. Степень катагенетической «зрелости» керогена «бс» достигает значений Тща* = 447 °С, отражая катагенез типичный для стадии активной генерации нефти. Степень реализации исходного нефтегенерационного потенциала керогена изменяется от 20 до 30-35 %. Исключение составляют геодинамически активные зоны, где она достигает 50-55 %(Tmax = 445 — 450 0 С). Здесь были обнаружены высокодебитные проявления пласта ЮСо в скв. №№ 20 и 20бис на Сахалинской площади, № 4034 на Ай-Пимской в ряде скважин на Маслиховской, Ульяновской и других площадях.

6. Нефти пласта ЮСо западной окраины Сургутского свода близки по физико-химическим свойствам. Баженовские нефти и битумоиды керна обнаруживают близкие черты распределения алканов, стеранов, три- и пентациклических гопанов. Они имеют те же индикаторы морской восстановительной среды седиментации и параметры катагенетической зрелости. Данные геохимических исследований позволяют идентифицировать глинисто-кремнистые породы баженовской свиты в качестве единственного источника нефтей пласта ЮСо Сахалинско-Ай-Пимской зоны.

7. В шовной зоне, пограничной между Ханты-Мансийским и Сургутско-Нижневартовским докембрийскими массивами, где проходит Юганская система разломов, Пимско-Балыкский пост-рифтовый желоб и другие региональные тектонические дизъюнктивные элементы, геодинамические напряжения и подвижки, начиная с поздне-эоценового времени, приводили к развитию сети макротрещиноватости в жестких (компетентных) слоях баженовской свиты и локальному «всплеску» теплопереноса. Последнее обстоятельство играло определяющую роль в высокотемпературном образовании относительно легкой и бедной полярными компонентами нефти и заполнении ею миграционно-дренажного пространства макротрещиноватости. Активизация тектонических движений в кайнозойское время в зоне распространения глубинных разломов приводила к локальному увеличению тепловых потоков и проявлению пиков нефтеобразования и аккумуляции нефти в тонкозернистых резервуарах «бс».

8. Благоприятными факторами выделения перспективных объектов поисково-разведочных работ являются геохимические (высокий нефтегенерационный потенциал керогена «бс»), литологические (преобладающая кремнистость, а в нижней части разреза свиты — карбонатность) и геодинамические (зоны региональных разломов и участки пересечения разломов).

9. Высоко перспективны площади на обрамлении Мычлорской впадины. Только невысокие предпосылки нефтеносности пласта ЮСо отмечены на Западно-Камынском и Западно-Ай-Пимском участках.

145

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Мальчихина, Оксана Викторовна, Москва

1.Брадучан Ю.В., Гольберт А.В., Гурари Ф.Г. и др. Баженовский горизонт Западной Сибири. - Новосибирск: Наука, 1986, с. 216.

2. Вассоевич Н.Б., Баженова O.K., Бурлин Ю.К. Нефтематеринский потенциал осадочных образований. — М.: ВИНИТИ, 1982. 136 с.

3. Войткевич Г.В., Кокин А.В., Мирошников А.Е., Прохоров В.Г. Справочник по геохимии. М.: Недра, 1990. - 480 с.

4. Гурари Ф.Г., Вайц Э.Я., Меленевский В.Н. и др., 1988. Условия формирования и методика поиска залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты. М.: Недра, с. 130.

5. Геологический словарь / Под ред. Т.Н. Алихова. — Москва, 1973.

6. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. М.: Недра, 1975.

7. Гольберт А.В., Маркова Л.Г., Полякова И.Д. Палеоландшафты Западной Сибири в юре, мелу и палеогене. М.: Наука, 1968. — 152 с.

8. Гончаров И.В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.: Недра, 1987.- 182 с.

9. Добрынин В.М. Проблема коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты // Изв. АН СССР. Серия геологич. -1982. №3.-С. 120-127.

10. Добрынин В.М., Мартынов В.Г. Модель и основные параметры пластового резервуара баженовской свиты Салымского месторождения нефти. В сб.: Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. — М.: —1980.-С. 26-47.

11. Дорофеева Т.В., Аристаров М.Г., Блинкова Е.Ю. и др. Локальный прогноз залежей нефти баженовской свиты. — М.: Недра, 1992. 144 с.

12. Доу Лижун, Ли Чуань, Фан Сян. Диагенетические типы и особенности распределения континентальных нефтегазоносных систем Китая // Нефтяные разведка и разработка. — 1996. — Т. 23, № 1. с. 1-6.

13. Зарипов О.Г., Ушатинский И.Н. Особенности формирования, строения и состава битуминозных отложений баженовской свиты в связи с их нефтеносностью // Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1976. Вып. 113. — с. 53-71.

14. Клубова Т.Т., Халимов Э.М. Нефтеносность баженовской свиты Салымского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

15. Конторович А.Э., Данилова В.П., Костырева Е.А. и др., 1999. Нефтематеринские формации Западной Сибири: старое и новое видение проблемы. Органическая геохимия нефтепроизводящих пород Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, с. 10-12.

16. Конторович А.Э., Меленевский В.Н., Занин Ю.Н. и др. Литология, органическая геохимия и условия формирования основных типов пород баженовской свиты (Западная Сибирь) //-Геология и геофизика. 1998. — Т. 39, №11.-с. 1477-1491.

17. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.И. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири М.: Недра, 1975. с. 679

18. Лебедев А.Т., Масс-спектрометрия в органической химии. — М.: Бином, 2003 г. 493 с.

19. Локальный прогноз залежей нефти баженовской свиты / Под ред. Т.В. Дорофеевой. М.: Недра. — 1992.

20. Лопатин Н.В., Емец Т.П., Симоненкова О.И., Эрбен Ж.П. Баженовская нефтяная генерационно-аккумуляционная система на западе Хантейской антеклизы // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. № 5. - с. 2-28.

21. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Пиролиз в нефтегазовой геохимии. М.: Наука, 1987. с. 144.

22. Лопатин Н.В., Кос И.М., Емец Т.П. Баженовская нефтяная система в зоне сочленения Сургутского и Нялинского сводов Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. № 1. — С. 18-37.

23. Лопатин Н.В., Зубайраев С.Л. Нефтяные генерационно-аккумуляционные системы: логика концепции и ее применение в поисково-разведочных работах // Геоинформатика. 2000. № 3. - С. 67-82.

24. Лопатин Н.В., Кос И.М., Зубайраев С.Л., Емец Т.П. Некоторые геолого-геохимические предпосылки нефтеносности пласта ЮСо в Маслиховско-Ай-Пимской зоне Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -2000. № 6. — С. 13-32.

25. Мкртчян О.М. О строении баженовской свиты // Изв. АН СССР. Серия геологич. 1985. №7. - С. 29-33.

26. Неручев С.Г., Рогозина Е.А., Шиманский В.К. и др. Справочник по геохимиии нефти и газа. — С-Пб.: Недра, 1998. — 576 с.

27. Нестеров И.И., 1987. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири, М.: Недра.

28. Нестеров И.И., Нежданов А.А., Ушатинский И.Н. Аномальные разрезы баженовской и мегионской свит Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1986. №4. - С. 23-28.

29. Петров Ал.А. Геохимическая типизация нефтей // Геохимия. — 1994. №6.-С. 876-891.

30. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Под ред. В.И. Карасева, Э.А. Ахпателова, В.А. Волкова / Матер. IV научно-практ. конф. — Х-Мансийск.: Путивед, 2001. 544 с.

31. Ровнина Л.В., Конышева Р.А., СадовниковаТ.К. К вопросу о вещественном составе баженовской свиты Западной Сибири. Нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. М.: Недра, 1980. — С. 148-175.

32. Современная геодинамика и нефтегазоносность /Отв. ред. Н.А. Крылов, В.А. Сидоров. — М.: Наука, 1989.

33. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири / Сб. науч. тр. / Ред. И.И.Нестеров. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1985.-176 с.

34. Тиссо Б.П., Вельте Д.Х. Образование и распространение нефти / Пер. с англ. М.: Мир, 1981. - 504 с.

35. Условия формирования и методика поисков залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты / Под. ред. Ф.Г. Гурари. М.: Недра, 1988.

36. Ушатинский И.Н. Литология и перспективы нефтегазоносности юрско-неокомских битуминозных отложений Западной Сибири // Современная геология. — 1981. №2. С. 11-22.

37. Филина С.И., Корж М.В., Зонн М.С. Палеогеография и нефтеносность баженовской свиты Западной Сибири. М.: Наука, 1984, с. 35.

38. Хабаров В.В., Барташевич О.В., Нелепченко О.М. Геолого-геофизическая характеристика и нефтеносность битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири. — М.: ВИЭМС, 1981. — 44 с.

39. Berg R.R., Gangi A.F. Primary Migration by Oil-Generation . Microfracturing in Low-Permeability Source Rocks: Application to the Austin Chalk / AAPG Bull. 1999. Vol 83, № 5. - P. 727-757.

40. Demaison G., Huizinga B.J. Genetic classification of petroleum systems // AAPG Bull. 1991. - Vol. 75, № 10. - P. 1626-1643.

41. Edwards, John D., 2001. Twenty-first-century Energy: Decline of Fossil Fuel, Increase of Renewable Nonpolluting Energy Sources. AAPG Memoir 74. Petroleum Provinces of the Twenty-first Century, P. 21-34.

42. Lafargue E., Marquis F. and Pillot D. Rock-Eval 6 applications in hydrocarbon exploration, production, and soil contamination studies//Vinci technologies, Paris, 1998 P. 421 - 437.

43. Morgan, W. A. Petroleum Provinces of the Twenty-first Century // AAPG Memoir. 1991. Vol. 74, - P. 201-242.

44. Petrov A.I., Kleshev KA. Modern Geodynamics and Types of Natural Hydrocarbon Reservoirs. Geodynamics Evolution of Sedimentary Basins // Proceedings of the International Symposium held in Moscow, May 18-23. 1992. Moscow, 1992. - P. 423-433.

45. Pinous, O.V., Levchuk, M.A. and Sahagian, D.L. Regional synthesis of the productive Neocomian complex of West Siberia: sequence stratigraphic framework//AAPGBull/-2001. Vol. 85, № 10.-P. 1713-1730.

46. Zones for Reservoir Modeling: An Example from the Gullfaks Field, Northern North Sea // AAPG Bull. -2001. Vol. 83, № 6. P. 925-951.

47. Willemse, J.M. and Pollard, D.D. Segmented normal faults: correspondence between three-dimensional mechanical models and field data // Journal of Geophysical Research. -1997.Vol 102. P. 675-692.1. Фондовая литература

48. Сонич В.П., Хабаров В.В. Геолого-промысловый анализ материалов и перспективы промышленной нефтегазоносности отложений баженовской свиты месторождений ОАО "Сургутнефтегаз", (книга 3). Тюмень, 1997.

49. Зубков М.Ю. Геолого-промысловый анализ материалов и перспективы промышленной нефтегазоносности отложений баженовской свиты месторождений ОАО "Сургутнефтегаз" (книга 5, часть 2). — Тюмень, 1997.

50. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Симоненкова О.И., Галушкин Ю.И. Оценка нефтегенерационного потенциала перспектив нефтегазоносносности баженовской свиты в западной части территории деятельности ОАО "Сургутнефтегаз". Сургут, 1998.

51. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Геохимическое сопровождение бурения параметрической скважины № 51 — Северо-Мантойской. — Москва, 2001.

52. Лопатин Н.В., Емец Т.П. Научное сопровождение геологоразведочных работ на нефть в сложнопостроенных кремнисто-глинистых резервуарах Западной Сибири. — Москва, 2002.