Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Прогнозирование нефтегазоносности меловых и юрских отложений Большехетской впадины на основе моделирования геотермобарических и геохимических условий формирования углеводородных скоплений

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование нефтегазоносности меловых и юрских отложений Большехетской впадины на основе моделирования геотермобарических и геохимических условий формирования углеводородных скоплений"

На правах рукописи

БОНДАРЕВ АЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЛОВЫХ И ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ БОЛЬШЕХЕТСКОЙ ВПАДИНЫ НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ГЕОТЕРМОБАРИЧЕСКИХ И ГЕОХИМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 6 ЯНВ 2014

005544422

Москва-2013

005544422

Работа выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина»

Научный

руководитель:

Официальные оппонепты:

Ведущая организация:

доктор геолого-минералогических наук, профессор по кафедре «Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа», Шилов Геннадий Яковлевич

Котенёв Юрий Александрович, доктор технических наук, кандидат геолого-минералогических наук, профессор по кафедре «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», Уфимский государственный нефтяной технический университет, заведующий кафедрой «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

Карпов Валерии Александрович, кандидат геолого-минералогических наук, ООО «Институт инновационных технологий и методов управления недропользованием», начальник отдела технического консалтинга и исследований месторождений

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Защита состоится 25 февраля 2014 года в 15.00 на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина» по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, д. 65, корпус 1, аудитория 232.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина.

Автореферат разослан 2(\ -№.¿$11 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Леонова Е.А.

Актуальность работы

В условиях возрастающей потребности мировой экономики в нефтегазовых ресурсах, оценка углеводородного потенциала и прогноз нефтегазоносности являются приоритетными задачами для поддержайия уровня добычи нефти и газа на должном уровне.

Большехетская впадина, с точки зрения нефтегазоносности, является перспективным, однако, малоизученным районом. В пределах Большехетской впадины открыто 4 газовых и одно газонефтяное месторождение, из них только Пякяхинское и Находкинское месторождения разбурены редкой сеткой разведочных скважин.

Наличие выявленных сейсморазведочными работами перспективных структур ставит вопрос о возможности заполнения их углеводородами, а также составе и объеме вероятных залежей. Кроме того, актуален вопрос о возможности сохранения жидких углеводородов в жестких термобарических условиях наиболее глубоких частей впадины в юрской системе.

Цель и задачи исследований

Цель исследований: Прогноз нефтегазоносности меловых и юрских отложений Большехетской впадины на основании исследований геотермобарических и геохимических условий формирования скоплений нефти и газа и моделирования УВ систем.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи: -исследование процессов осадконакопления, восстановление палеоклимата, палеоуровня моря, литолого-фациальное моделирование разреза, анализ и обобщение основных литотипов разреза, прогноз фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и флюидоупорных свойств покрышек,

-исследование основных зон АВПоД и времени их образования, уплотнения пород, связанных с АВПоД, проверка точности результатов по скважинным замерам давлений и сопоставление с результатами исследований других авторов.

-восстановление процесса прогрева осадочных толщ, сопоставление полученных результатов со скважинными замерами температур, изучение теплового потока из мантии.

-выделение в разрезе основных материнских толщ, исследование процесса созревания органического вещества в материнской породе и эмиграции УВ.

-исследование роли разломных нарушений в формировании УВ скоплений.

-моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС), процесса миграции углеводородов и аккумуляции их в возможных ловушках, выявление потенциальных скоплений нефти и газа в структурах меловых и юрских отложений.

Научная новизна

На основе анализа материалов буровых и геофизических работ, а также впервые примененного для этого региона бассейнового моделирования, выявлены термобарические условия развития и современное состояние Большехетской впадины. Впервые изучены 3 наиболее погруженные зоны АВПоД с закономерностями изменения избыточного давления. Эти данные сопоставлены с результатами исследований АВПоД на соседнем Мессояхском валу.

Установлена температурная история погружения бассейна, а также смоделирован процесс генерации и миграции УВ.

Практическое значение работы и реализация результатов исследований

Прогноз термобарических условий формирования и сохранения залежей УВ может быть использован как при проектировании поисковых и разведочных скважин, так и для создания уточненных геологических моделей месторождений с целью подсчета запасов УВ и проектирования разработки.

Полученные автором минимальная, максимальная и средняя оценки ресурсов и генераций позволит более успешно вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, оценить их экономическую эффективность и снизить риски по их успешному завершению.

Методология калибровки геофлюидальных давлений и температур, разработанная автором, была использована при написании научно-технического отчета «Комплексное геолого-геофизическое и геохимическое прогнозирование и обоснование направлений поисково-разведочных работ в палеозойских нефтегазоносных комплексах бортовых зон Прикаспийской синеклизы».

Результаты проведенных исследований используются также в учебном процессе бакалаврами, студентами и магистрантами нефтегеологических специальностей и направлений подготовки.

Основные защищаемые положения

1. Изучение процесса уплотнения пород в пределах Большехетской впадины позволило установить, что избыточные давления в низах меловой и юрской систем

формировались в два этапа, в эоцене (50-40 млн. лет) и в раннем миоцене (20-10 млн. лет) и связаны со скоростью осадконакопления.

2. Объемы генерации и первичной эмиграции УВ, выявленные в пределах Большехетской впадины, превышают запасы открытых на данный момент месторождений более чем в 3 раза. Значительная их часть скопилась в не разбуренных глубокозалегающих меловых и юрских отложениях, оставшаяся часть УВ мигрировала в окаймляющие мегавалы и просачивалась через плохопроницаемые породы и разломы на поверхность.

3. Разработаны методические приемы калибровки геофлюидальных давлений и температур, моделируемых с помощью программного комплекса РеНоМоё, основанные на сравнительном анализе значений поровых давлений, получаемых по методике эквивалентных глубин в эталонированных скважинах, по данным ГИС, а также значений температур, получаемых по прямым замерам скважинных термометров.

Апробация работы н публикации

По теме диссертации сделан доклад на конференции: XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2011 г.),

XX Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013 г.)

По теме диссертационной работы было опубликовано 7 печатных работ, из них 5 в изданиях, рекомендованных ВАК.

Автор диссертации является лауреатом премии имени академика И.М. Губкина за 2012 год за «Цикл учебной и научной литературы по моделированию осадочных бассейнов УВ геосистем и месторождений нефти и газа» (Московская организация НТО НГ)

Фактический материал

Структурные карты по основным отражающим горизонтам, 11 скважин с данными замеров температур, давлений, пористости на различных глубинах, скважинные отбивки, описание керна, результаты Яоск-Еуа1 анализа кернов скважины 320-Турладско-Вадинской, результаты оценки зон АВПоД на Мессояхском валу, типовые литолого-стратиграфические разрезы, результаты и материалы подсчета запасов УВ Пякяхинского месторождения, опубликованные литературные источники.

Структура и объем работы:

работа состоит из 5 глав, объем работы 155 стр., 70 рисунков, 7 таблиц, список литературы содержит 17 наименований

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.г,-м.н., проф. Г.Я. Шилову за постановку задач и конструктивную помощь на протяжении всего периода совместной работы. Автор благодарен профессорско-

преподавательскому коллективу РГУ нефти и газа им И.М. Губкина - зав. кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа, д.г.-м.н, проф. В.Ю. Керимову, д.г.-м.н., проф. В.И. Ермолкину, д.г.-м.н, проф. В.Ю. Лаврушину, д.г.-м.н, проф. A.C. Гаджи-Касумову, к.г.-м.н., Е.А. Лавреновой, A.A. Горбунову, за ценные советы и помощь в проведении исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1 Особенности геологического строения Большехетской впадины

Исследованием нефтегазоносное™ и геологического строения Большехетской впадины и Западно-Сибирской плиты занимались многие ученые - Бакиров A.A., Бакиров Э.А., Брехунцов A.M., Губкин И.М., Итенберг С.С., Коровин М.К., Конторович А.Э., Керимов В.Ю., Ларичев А.И., Михайлова H.A., Нестеров И.И., Скоробогатов В.А., Умрилов Е.Л., Хафизов Ф.Ш., Шилов Г.Я., Шпильман В.И., и пр.

Площадь исследований расположена в уникальном по строению регионе -Гыданско-Енисейском блоке, в пределах которого палеозойский, пермо-триасовый (промежуточный структурный этаж) и мезозойско - кайнозойский (платформенный чехол) мегакомплексы представляют единый осадочный чехол, залегающий на протерозойском фундаменте.

Большехетская впадина ограничена со всех сторон несколькими мегавалами. С востока впадину ограждают Сузунский мегавал, с юга Тазовский и Юрхаровский мегавалы, с запада впадину ограничивает Ямбургский мегавал, с северо-запада — Нижнемессояхский мегавал, а с севера - Танамо-Малохетский мегавал (Соленинское поднятие).

Большехетская впадина является структурой первого порядка, входит в надпорядковую Надым-Тазовскую синеклизу, которая в свою очередь входит в Ямало-Тазовскую мегасинеклизу. В пределах впадины выделяются складчатый фундамент, промежуточный структурный этаж, мезозойско-кайнозойский платформенный чехол.

По материалам сейсморазведки отложения осадочного чехла в пределах рассматриваемой площади имеют мощность 5,8 - 8,2 км. Мезозойско - кайнозойский осадочный чехол залегает на тафрогенных триасовых образованиях, а в пределах крупных поднятий - на палеозойских отложениях.

Интерес в данной работе был сфокусирован на юрских и нижемеловых отложениях, как наиболее перспективных в плане увеличения ресурсной базы объектов. В разрезе этих отложений выделяются нижне-среднеюрский, верхнеюрский, ачшювский, неокомский комплексы.

Глава 2 Методика прогнозирования нефтегазоносности Болыиехетской впадины

В данной главе кратко рассматриваются основные критерии и методы прогноза нефтегазоносности на основе различных исследований, в том числе: тектонический и палеотектонический анализы осадочных бассейнов; литолого-фациальный (формационный) и палеогеоморфологический анализы осадочных бассейнов; геохимический, геотермический и гидрогеологический анализы осадочных бассейнов; геофлюидодинамический метод изучения региональных закономерностей нефтегазоносности.

По результатам анализа нефтегазоносного бассейна и в соответствии с мнениями других авторов Большехетская впадина по классификации Б.А. Соколова (1980 г.) отнесена к внутриплатформенному типу и синеклизному классу осадочного бассейна. Помимо классификации Соколова существуют классификации: К. Буа 1982 г.; П. Вуд и К. Хафф 1978-1979 г.; H.A. Еременко 1980 г.

Для этого типа осадочного бассейна характерны устойчивое прогибание с редкими периодами инверсии, развитие глубинных разломов в значительных интервалах времен, относительно малая скорость осадконакопления и малая литологическая изменчивость пород.

Так как большинство залежей в данном регионе осложнены тектоническими экранами, возникает резонный вопрос о том, какую роль сыграли разломные нарушения в формировании УВ скоплений. Этот вопрос подробно рассматривается в главе 4.

В процессе работы был проведен обзорный фациальный анализ, результаты которого использовались в бассейновом моделировании при реконструкции истории осадконакопления.

Геофлюидодинамические исследования проводились исключительно в рамках моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем, в связи со сложностью миграционных процессов и вопросом о проводимости глубинных разломов.

В данной главе приведена краткая характеристика компьютерных технологий моделирования и прогнозирования нефтегазоносное™, рассмотрены основные программные решения для бассейнового моделирования (Petromod, Ternis, Basinmod, Sigma2D, Terramod). Кратко рассмотрена методика основных расчетов для бассейнового моделирования, взаимосвязь параметров, преимущества и недостатки компьютерных методов прогнозирования нефтегазоносное™.

В процессе моделирования генерационно-аккумуляционных углеводородных систем и геотермобарических условий учитывались такие факторы влияния как: эрозионные процессы, изменения в тепловом потоке из мантии, уплотнение пород в процессе погружения, теплоперенос за счет миграции подземных вод, палеоклиматические изменения на поверхности.

Глава 3 Геотермобарические условия формирования углеводородных скоплений в Большехетской впадине.

В этой главе рассмотрен процесс создания и расчета геотермобарических моделей Большехетской впадины. Методика бассейнового моделирования, применяемая для изучения строения и развития Большехетской впадины, является обобщающей и требует большого набора различной информации, часто в исходном, а не интерпретированном виде. Общие закономерности, выявленные в данном исследовании при трехмерном моделировании, подтверждаются одномерным моделированием за пределами Пякяхинского ЛУ, на восточном и западных бортах впадины и другими методиками. По исследуемой территории были созданы следующие модели генерационно-аккумуляционых углеводородных систем:

• Трехмерная геологическая модель в пределах Пякяхинского ЛУ.

•Двухмерная модель по региональному геологическому профилю, проходящему

через Центрально-Таймырский желоб, Мессояхский мегавал, Восточную часть

Большехетской впадины и Тагульско-Сузунскую зону поднятий.

• Одномерные модели по данным сводных литолого-стратиграфических колонок

Усть-Енисейского и Тазовского типовых разрезов.

Для построения трехмерной геологической модели Пякяхинского ЛУ были использованы структурные построения по 5 отражающим горизонтам. Этот

структурный каркас был уточнен скважшшыми данными, и число слоев увеличилось до 18. Разрешение этой модели по латерали изометрично и составило 500 м/яч., по вертикали ячейки слоев были разбиты на подслои максимальной мощностью 100 м.

Из-за недостаточной изученности литолого-фациальных особенностей разреза и латеральной распространённости типовых литологий, использовалась методика усреднения в литотипы, основанная на данных бурения и сводной литолого-стратиграфической колонки. Более точно литолого-фациальная изменчивость разреза была передана в одномерных моделях по типовым геологическим разрезам и в двухмерной региональной модели.

Палеоструктурные построения, выполненные по Пякяхинскому ЛУ и региональному профилю, в целом сходятся с общим представлением о формировании структур Западной Сибири. Формирование осадочного чехла происходило унаследованно, структуры Западо-Сибирской плиты конседиментационные, образовывались параллельно с осадконакоплением.

Геотермобарический анализ, выполненный при помощи инструмента бассейнового моделирования, требовал для достижения достоверности калибровки, то есть сравнения промежуточных результатов с реальными замеренными данными в скважинах. В качестве эталонных калибровочных данных были взяты данные по замерам температур, давлений, пористости и пр. в скважинах Пякяхинской, Российской и Западно-Хальмерпаютинской структур (для трехмерной модели), Тагульской, Сузунской и Мессояхской групп месторождений (для региональной двухмерной модели).

Погрешности калибровки для скважин составили менее 5%, что говорит о хорошей сходимости результатов. Некоторое расхождение фактических и прогнозных данных наблюдается в скважинах Пякяхинская-2003 и -2001 в верхней части разреза, остальные данные согласуются с расчетными, а ошибки не превышают 5%.

Исследование поровых, пластовых и избыточных давлений и зон АВПоД.

Как показали исследования (Керимов и др., 2009), основной причиной формирования зон АВПоД в разрезах Севера Западно-Сибирской плиты следует считать литогенетический фактор, связанный с процессом гравитационного недоуплотнения глинистых пород. В результате высокой скорости осадконакопления и неравновесного уплотнения, вода из пор не успевает вытесняться, оставшаяся часть которой увеличивает в порах давление.

В данной работе, при расчете в качестве основного фактора повышения давления также подразумевается недоуплотнение глин, с учетом влияния процессов генерации углеводородов на глубине и изменения температуры. Остальные факторы, влияющие на 1 распределение давлений в данном регионе, незначительны и без значительной потери | точности ими можно пренебречь.

Геологическая обстановка формирования зон АВПоД напрямую зависит от гидродинамической связанности коллекторов и формирования в них АВПД. Для верного представления о процессе формирования избыточного давления нами были изучена гидродинамическая связь основных коллекторов низов мела и верхнеюрской системы. Были проработаны различные варианты и комбинации, но наилучшую сходимость обеспечил следующий вариант:

Альб-сеноманский комплекс является свободным для водообмена. Пласты БТ9-14 Заполярной свиты частично закрыты, водоток замедлен, но достаточен для своевременного выхода излишков флюидов и зоны АВПД здесь образуются только в периоды активного прогибания и осадконакопления, но к настоящему времени избыточное давление отсутствует.

Линзовидная песчаная ачимовская толща в составе глинистой мегионской свиты является закрытой системой, т.к. коллектора толщи не соединены между собой. В этой толще формируется зона АВПД, которая по своим градиентам давлений и избыточным давлениям контролируется таковыми в выше- и нижележащих толщах и зонах АВПоД.

Меловой Палеогеновый Неогеновыйа

J, К, К2 ______ Р, N, N,

Рисунок 3 - Изменение поровых давлений, сверхгидростатических давлений и глубины нижнемегионской свиты во времени. A.B. Бондарев 2013

Для того, чтобы проследить формирование избыточных давлений во времени, сопоставим график изменения порового давления во времени с графиком изменения глубины соответствующего пласта. Для примера воспользуемся данными скважины Пякяхинская-2004 и расчетными данными по давлениям в нижней части мегионской свиты (Рисунок 1).Из представленного графика видно, что периоды наиболее интенсивного роста поровых давлений совпадают с наиболее интенсивными периодами прогибания и осадконакопления на территории.

Всего таких периодов интенсивного прогибания и роста избыточных давлений было два: в эоцене (50-40 млн.лет) и в раннем миоцене (20-10 млн.лет). При этом в периоды относительно медленного прогибания, хоть и наблюдается рост поровых давлений, сверхгидростатическое давление остается практически неизменным. Это говорит о том, что процессы уплотнения в глинах продолжают происходить, однако избытки воды частично успевают покинуть непроницаемые породы.

Результатом неогеновой эрозии стало падение поровых давлений, и, как следствие, уменьшение градиента давлений до текущих значений. Наиболее интенсивное уменьшение градиентов давления происходило 4-2 млн. лет назад за счет частичного уменьшения литостатического давления и продолжающегося процесса оттока флюида.

В результате своего развития и достаточно большого содержания глин по разрезу в низах меловой системы и юрских толщах были сформированы три ярко выраженные зоны АВПоД: 1-я зона, заполярная свита - градиент порового давления составил от 0,12 до 0,135 атм/м; избыточное давление составило 15 МПа; 2-я зона, верхняя часть мегионской свиты- градиент составил от 0,145 до 0,155 атм/м; избыточное давление составило 20 МПа; 3-я зона, нижняя часть мегионской свиты- градиент составил 0,15 до 0,163 атм/м; избыточное давление составило 27 МПа.

При этом характерно, что практически на всей площади исследования сверхгидростатическое давление формировалось равномерно и практически не менялось по латерали. В таком случае градиент контролируется глубиной залегания формирующего зону АВПоД пласта, а избыточное (сверхгидростатическое) давление равномерно распределено по пластам.

Для того, чтобы оценить точность определений сверхгидростатических давлений, мы воспользовались данными определения давлений на Мессояхском валу (Керимов и др, 2009), в целом результаты не противоречат друг другу.

Исследование температур, тепловых потоков и модели прогрева осадочных

толщ.

В результате проведенных расчетов была получены различные модели прогрева осадочных отложений Большехетской впадины, в том числе: трехмерная по Пякяхинскому ЛУ, двухмерная по региональному профилю и одномерные модели. Все модели подтверждены скважинными замерами температур и позволяют оценить историю развития температурного поля бассейна. Для примера воспользуемся одномерными моделями прогрева (Рисунок 2).

Аптский .Репер гли

Берриас-валанжирский

Верхняя юра

Маастрихский Кампанский

Туронский

Сеномансжий

Альбский

Триас

Аптский • Репер глин

Верриас-валанжирский

Рисунок 2 - модели прогрева центральной части впадины, а) Усть-Енисейский тип разреза; б) Тазовский тип разреза. A.B. Бондарев 2013.

Как следует из построенных моделей, прогрев осадочных пород в исследуемом бассейне был равномерным вплоть до неогеновой эрозии и контролировался климатическими изменениями и тепловым потоком из недр. В период эрозии температуры нижней части разреза несколько понизились. Так, например, до неогеновой эрозии температура в нижней части модели (мегионская толща, верхняя юра) достигали значений в 140 оС (в наиболее погруженной части бассейна). По окончании неогеновой эрозии температуры упали в среднем до 110 оС.

На бортах Большехетской впадины температуры отложений того же возраста изменялись с 110-120 оС (до эрозии) до 90-100 оС (к настоящему времени).

Для оценки теплового режима также были рассчитаны градиенты температур для различных литотипов. Так, песчаные слои (как, например, песчаные линзы ачимовской толщи и серия пластов БТ09-14) имеют пониженный градиент около 2 °С/100м., а чисто глинистые слои (как например, региональный репер Шоколадных глин и верхнемегионская толща) около 4 °С/100м. В среднем по разрезу градиент температур составил 3.1 °С/100м.

Глава 4 Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС).

При количественной оценке перспектив нефтегазоносности относительно малоизученных комплексов отложений одним из эффективных методов считается объемно-генетический, который базируется на определении количества сгенерированных и эмигрировавших УВ из нефтегазоматеринских свит.

Выделение в разрезе нефтегазоматеринских пород восточного борта Большехетской впадины проведено по данным образцов пород скважины 320 Туколандо-Вадинской площади (Ларичев, 2003), исследованных методом Яоск-еуа1. Также использовались данные органической геохимии Тюменской сверхглубокой скважины СГ-6 (Т.В.Белоконь-Карасева и др, 2006)

В настоящее время северо-восточная часть Западно-Сибирской плиты в геохимическом отношении изучена значительно хуже по сравнению с другими ее районами. При этом, особую важность приобретает параметрическое бурение, которое позволяет детально и комплексно изучить геологический разрез и оценить перспективы территории, прилегающей к району бурения. В связи с этим, параметрическая скв. 320 Туколандо-Вадинской площади представляет особый интерес, так как пробурена на

достаточном удалении от всех известных месторождений и на большую глубину — 4521 м.

Всего было проанализировано 228 образцов пород из меловых и юрских отложений: 76 из малохетской, 40 из суходудинской, 27 из нижнехетской, 56 из яновстанской, 8 из сиговской и 21 из малышевской свит. (Ларичев, 2003)

Следует отметить, что данная параметрическая скважина пробурена на восточном борту Большехетской впадины в пределах Усть-Енисейского типового разреза, в то время как центральная и западная части впадины лежат в пределах Тазовского типового разреза. Ближайшая скважина, охаректиризованная данными геохимических исследований Тазовского типового разреза - это Тюменская сверхглубокая СГ-6. Скважина расположена более чем в 250 км от района исследований, поэтому велика вероятность погрешностей. Проведенные геохимические анализы характеризуют пласты Тзь JiP, Jit + ha, Jja-b, J3 как потенциально нефтегазоматеринские (Т.В. Белоконь-Карасева, 2006), причем геохимические характеристики баженовской и яновстановской свит близки.

По результатам анализа образцов пород Rock-Eval (проводился в СНИИГГиМС) и восстановления начальных значений Сорг, экстраполируя результаты исследований на трехмерную модель и региональную двухмерную модель, мы выделили две нефтематеринские толщи, способные генерировать углеводороды в достаточном объеме: Толща верхней юры (баженовская и яновстановская свиты) и нижнемегионская толща, Обе толщи представлены вторым/третьим типом керогена с заниженными значениями водородного индекса, что и определило в последующем преимущественно газовый состав генерируемых УВ.

Для более верного подсчета количества сгенерированных УВ в трехмерной модели, были также созданы модели минимальных и максимальных оценок значений Сорг в материнских пластах: минимальное содержания органики в обоих пластах установлено Сорг = 2 %, максимальное Сорг = 5 %.

Для того, чтобы оценить положение основных зон нефтегазогенерации необходимо воспользоваться моделью расчета отражающей способности витринита Sweeney & Burnham (1990). В этой модели подразумевается зависимость отражающей способности витринита от температур, и выделяются следующие зоны: незрелая зона (0 - 0.55 R0, %); зона ранней генерации нефти (0.55 - 0.7 R0, %); основная нефтяная зона

(0.7 - 1 Я0, %); зона поздней генерации нефти (1-1.3 11°, %); зона жирного газа (1.3 - 2 %); зона сухого газа (2-4 К", %); зона перегретых пород (>4 Я0, %);

Из результатов расчетов можно судить о том, что материнские породы нижнего мегиона и баженовской свиты практически повсеместно находятся в поздней зоне генерации нефти, наиболее погруженные их части попали в окно генерации жирного газа, а, приподнятые бортовые части все еще находятся в зоне основной генерации нефти.

Исходя из результатов восстановления истории развития температур, давлений и положений зон генерации УВ, можно синтезировать модель созревания органического вещества (Рисунок 3).

Из представленной модели видно, что генерация углеводородов происходила неравномерно. Однако, заметим, что процентное значение зрелого органического вещества не зависит от его содержания в породе, поэтому представленная модель действительна для минимальной, средней и максимальной оценок начального потенциала материнской породы.

Генерация углеводородов в материнских пластах верхней юры начинается с середины нижнего мела (130-100 млн. лет назад), в верхнем мелу-плиоцене объемы генерации несколько увеличиваются (100-50 млн. лет назад), но пик генерации приходится на эоцен-олигоцен (50-13 млн. лет назад). Последние 13 млн. лет генерация происходила в малых масштабах в связи с эрозией и понижением температур разреза.

Если судить об объемах генерации по трем различным оценкам начального потенциала материнских пород, то максимальная оценка сгенерированных ресурсов превышает минимальную более чем в три раза.

Минимальная оценка генерации составила почти 2,5 млрд. т.

Медианная оценка генерации составила более 5,5 млрд. т.

Максимальная оценка генерации составила почти 8,8 млрд.т.

Рисунок 3 - Модели созревания ОВ верхнеюрских отложений к времени: а) 100 млн. лет (к концу нижнемеловой эпохи); б) 75 млн. лет (к концу мелового периода); в) 50 млн. лет (к концу лютетского века эоценовой эпохи); г) 40 млн. лет (к концу эоценовой эпохи); д) 25 млн. лет (к концу олигоценовой эпохи); е) 13 млн. лет (к концу серравалийского века миоценовой эпохи); ж) 3 млн. лет (к концу плиоценовой эпохи); з) к настоящему времени; А.В. Бондарев 2013.

Причем, основные тенденции генерации сохраняются вне зависимости от начального содержания органического углерода, изменяется лишь общая масса сгенерированных УВ.

Миграция УВ

Расчет скоростей миграции происходил: в плохо проницаемых пластах по формуле Дарси с учетом влияния избыточных давлений и особенностей литологии; в коллекторах по методике «линий тока». В качестве дополнительной проверки проводился расчет миграции по методике Invasion Percolation.

Использование вышеуказанных методик и технологий бассейнового моделирования дало возможность создать модели миграции и аккумуляции УВ в Большехетской впадине (Рисунок 4).

С началом генерации в мегионской и баженовских свитах (—100 млн. лет назад) углеводороды поступали в коллекторские пласты ачимовской и мегионской толщи. Миграция происходит в газообразной форме, с растворенной нефтью. Достигая покрышки (верхняя часть мегионской свиты), миграция продолжается латерально, до ловушек и формирует залежи. Из-за недостаточности флюидоупорных свойств покрышек присутствует факт просачивания УВ через покрышки и формирование залежей выше по разрезу.

Дополнительными путями для вертикальной миграции УВ служили разломные нарушения, которые, однако, обладают малыми амплитудами, но образуют зоны трещиноватости. Именно благодаря этим разломам формировались залежи в вышележащих комплексах. Заметим, что значительная часть УВ выходит за пределы моделирования вверх по бортовым склонам впадины.

Ресурсы сформированных залежей к настоящему времени по средней оценке Сорг, и сравнение с официальными данными по запасам показаны в таблице 1.

Рисунок 4. Модели миграции и аккумуляции УВ в Большехетской впадине. Направление (вектора) миграции и сформированные залежи: а - 100 млн. лет назад (конец нижнемеловой эпох); 6-70 млн. лет назад (конец мелового периода); в - 40 млн. лет назад (конец эоценовой эпохи); г - 13 млн. лет назад (к концу серравалийского века миоценовой эпохи); д - сформированные залежи к настоящему моменту. A.B. Бондарев 2013.

Таблица 1. Сравнение ресурсов сформированных залежей и официальных данных по запасам.

По Запасы С!+С2, Ресурсы и Сз

результатам По состоянию По состоянию

Структура данной работы на 2011 г. на 2008 г.

млрд. млн. млрд. млн. млрд. м3 млн.

м3 т. м3 т. т.

Пякяхинская 303 109 229 69

Российская 3,40 1,30 30 5,9

Сояхская 31,50 9,30 45,05 9,7

Роль разломных нарушений в миграции УВ показана на региональной геологической модели. Для проверки различных гипотез роли разломов в миграции УВ были изучены различные сценарии их развития. Наилучшую сходимость обеспечил сценарий с открытыми для миграции разломами на протяжении периодов активного прогибания бассейна в эоцене и миоцене с объемным способом расчета миграции флюидов через разломы. Повышенная глинистость разреза и частое переслаивание песчаных и глинистых пластов тормозят миграцию по разломам за счет кольматации их глинами в периоды неактивности. Малая часть УВ также просачивалась через покрышки, которые редко имеют большую толщину, однако объемы таких просачиваний имеют влияние только в нижней части разреза (неоком - юра), где развиты зоны АВПД и просачивание ускорено за счет больших перепадов давлений.

На протяжении всей истории генерации и миграции часть УВ эмигрировали за пределы впадины, мигрируя по бортовым зонам в окаймляющие мегавалы, формируя там залежи. Для того, чтобы подтвердить эту точку зрения, достаточно взглянуть на кривую сравнения объемов суммарных залежей в пределах рассматриваемого участка и объемов потерь УВ за счет миграции (Рисунок 5). Оценки суммарных геологических ресурсов по всему району дают небольшое различие (470 млн. т. по максимальной оценке и 400 млн. т. по минимальной), в то время как суммарная масса потерянных при миграции УВ значительно превышает массу залежей даже в минимальной оценке (660 млн. т. по минимальной оценке, 2,3 млрд. т по средней оценке и более 3,5 млрд. т. по максимальной).

Это говорит о том, что сгенерированные УВ, заполнив существующие ловушки, мигрировали за пределы впадины и формировали залежи в прибортовых мегавалах.

Следует помнить, что под потерями УВ при миграции понимается не только выход УВ за пределы моделирования в прилежащие мегавалы, но и рассеивание УВ по пластам и образование непромышленных скоплений углеводородов.

Превышение массы сгенерированных УВ над массой суммарных аккумуляций более чем в пять раз (по средней оценке) говорит о переполнении существующих ловушек и миграции большого количества УВ вверх по восстанию пластов за пределы впадины. В такой ситуации следует ожидать, что ловушки, находящиеся в ачимовской, заполярной свитах, а также пластах верхней юры при соблюдении условия герметичности на протяжении своего развития будут заполнены УВ.

■ Потери, минимальная оценка

а Ресурсы, минимальная оценка

Потери, медианная оценка

Ресурсы, медианная оценка

а Потери, максимальная оценка

а ресурсы, максимальная оценка

Рисунок 5 - Сравнение суммарных ресурсов и потерь УВ при миграции. A.B. Бондарев, 2013

Глава 5 Рекомендации по повышению эффективности геолого-разведочных

работ.

Как было показано выше, залежи меловой и верхнеюрской систем появились в результате относительно недавней генерации и их объемы контролируются в основном размерами ловушек и герметичностью перекрывающих плохо проницаемых пластов, нежели местоположением относительно очагов генерации, хотя более погруженные части и смогли больше выработать свой материнский потенциал.

В

■

■

□ а :

a ' О .....

и а

В а

в ■ D а в

■ а с & Л & Ä 4 » 60 140 120 100 □ Ä I I в А е А А

80 60 40 20 0

Время, млн. лет

Выявленные на данный момент крупные залежи, как в самой Большехетской впадине, так и в ее бортовых частях и окаймляющих мегавалов, являются структурными, часто тектонически или литологически осложненными. Внимание в данной ситуации следует обратить на литологические неоднородности пластов, которые могут создавать перспективные неструктурные ловушки, и разломы, служащие проводниками флюидов из погруженных зон генерации.

В связи с этим основным направлением ГРР следует рассматривать:

• поиск неструктурных ловушек нижнего мела и юры;

• изучение литофациальпых свойств покрышек, изучение закономерностей развития трещиноватости как фактора негерметичности ловушек;

• дальнейшее изучение свойств разломов, времени их активности и степени влияния на миграционные процессы;

• бурение параметрической скважины в центральной части впадины с целью изучения юрских (возможно триасовых) отложений Тазовского типового разреза.

Как было показано выше, в зону генерации жирного газа попали наиболее погруженные пласты верхней юры и нижнего мела на глубинах более 4,5 км. Не следует ожидать скопления жидких УВ ниже этой отметки, т.к. из-за повышния температур в этой зоне происходит преобразование нефти в газообразные УВ.

Кроме этого, рекомендуется более подробно изучить строение и причины неудачного опоискования Российской структуры, продолжить поисковые работы на Российской структуре, несмотря на первые неуспешные скважины. Опробование скважины Российская-1 дало воду с непромышленными притоками нефти и растворенного газа. Более глубокие пласты могут содержать промышленные запасы, а незначительные объемы нефти и газа, полученные при опробовании, могут быть связаны с просачиванием УВ через покрышку нижележащих толщ.

В результате проведенных исследований даны рекомендации по основным направлениям ГРР в Большехетской впадине (Рисунок 6)

В нижне-среднеюрском НГК основным направлением ГРР следует считать поиск ловушек и изучение Тазовского типового разреза скважинами с целью выявления закономерностей распределения коллекторов и покрышек. В термобарическом отношении этот комплекс перспективен только на газ.

В верхнеюрском НГК большое количество УВ не эмигрировало из материнских толщ, и относительно недавняя генерация позволяет предположить высокую нефтегазоносность комплекса. В связи с этим основным направлением ГРР здесь следует считать локализацию коллекторов. На окаймляющих мегавалах этот комплекс вполне может содержать крупные запасы нефти и конденсата (за исключением областей, затронутых эрозией), что маловероятно в пределах впадины.

В ачимовском НГК основным направлением поисково-разведочных работ следует считать поиск литологических ловушек, прогноз формы и распространения песчанистых тел. Поисковые объекты, не имеющие в разрезах дизъюнктивных нарушений, высокоперспективны на газ и, в меньшей степени, на газоконденсат. Поисковые объекты, нарушенные разломами, несколько менее перспективны в связи с миграцией УВ вверх по разрезу и отсутствием современной генерации в материнских толщах.

Неокомский НГК высокоперспективен для поисков нефти и газа. В северной, более погруженной части впадины, ожидаются скопления газа и конденсата, в южной части скопления нефти. На это указывает процесс генерации УВ в мегионской свите.

В аптском, альб-сеноманском и турон-конъякском НГК на данный момент открыты залежи углеводородов как в пределах Большехетской впадины, так и в соседних регионах. Все эти залежи являются приразломными, миграция углеводородов происходила из нижележащих комплексов. Комплексы эпигенетичны, т.к. потенциальная нефтегазоматеринская толща, способная генерировать УВ (репер «Шоколадных глин») только к концу развития впадины вошла в зону генерации ранней нефти и не успела сгенерировать достаточное количество углеводородов. В связи с этим, перспективы данных комплексов напрямую зависят от качества подстилающей комплексы региональной покрышки «Шоколадных глин». В связи с этим следует более подробно изучить герметичность этой покрышки, выявить зоны разуплотнения и трещпноватости, и сконцентрировать ГРР на приразломных зонах.

Заключение

Основные результаты работ:

Выполненное литолого-фациальное моделирование разреза позволило автору изучить условия осадконакопления основных стратиграфических элементов, построить

Рисунок 6 - Карта перспектив нефтегазоносности Большехетской впадины. A.B. Бондарев 2013

Изучение процесса уплотнения пород в пределах Большехетской впадины позволило установить точное время формирования зон АВПоД, их стратиграфическое положение и генезис.

Выявлено распределение температурного фона по всей площади исследований, а также на глубинах больших, чем у пробуренных на данный момент скважин. Установлены геотермальные градиенты для каждого литотипа в разрезе впадины и влияние эрозионного процесса на изменение температур пород.

Проведенное трехмерное моделирование процесса генерации УВ в материнских породах мегионской и баженовской свит позволило установить, что генерация УВ

кривые палеоглубин моря и палеотемператур осадконакопления. Были созданы и обобщены основные литотипы разреза.

Перспективные структуры

Первоочередные структуры для поисково-оценочного бурения

Газоконденсатные месторождения

Нефтегазоко

началась в середине нижнего мела и приобрела максимальную активность в эоцене-олигоцене, полностью прекратившись к середине миоцена.

В пределах выделенных материнских толщ, автором оценены их начальные генерирующие свойства (исходный Сорг, HI и пр.), проведено моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС), процесса созревания органического вещества в материнской породе и эмиграции.

Оценена степень проводимости разломных нарушений при помощи итерационного моделирования процесса миграции углеводородов и распределение их по возможным ловушкам.

Разработаны рекомендации по повышению эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ на территории Большехетской впадины.

Список научных трудов по теме диссертации

1. Шилов Г.Я. Бондарев A.B. Некоторые проблемы и особенности промыслово-геофизических исследований глубокозалегающих отложений, «Нефть, газ и бизнес» 2011 №4, с. 34-37,

2. Александров Б.Л. Шилов Г.Я. Бондарев A.B. Учет данных о распространении поровых давлений при проектировании конструкции скважин в сложных геологических условиях, «Каротажник» 2011 №11 с. 36-45

3. Бондарев A.B. Изучение особенностей неотектоники Большехетской впадины на основе дешифрирования космических снимков, «Нефть, газ и бизнес», 2011 №11, с. 44-49

4. Бондарев A.B., Биле С. Особенности тектоники Большехетской впадины. // Материал XIX «Инновационные технологие прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». -Москва, 2011.-С. 184-185

5. Бондарев A.B. Термодинамический режим и генерация УВ в осадочной толще Большехетской впадины, «Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа» 2012 №2, с. 15-19

6. Шилов Г.Я. Бондарев A.B. Василенко Е.И. К вопросу генезиса зон аномально высоких поровых и пластовых давлений, «Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа» 2012 №4, с. 13-16

7. Шилов Г.Я. Александров Б.Л. Бондарев A.B. Беляев C.B. Особенности распространения АВПоД в разрезах Большехетской впадины и Средне-мессояхского вала, «Нефть, газ и бизнес» 2012 №8, с. 37-40

8. Шилов Г.Я. Бондарев A.B. Калита М.А. Наумова Л.А. Применение петрофизических трендов упругих свойств коллекторов для прогноза их распространения в осадочных бассейнах, «Нефть, газ и бизнес» 2012 №9, с. 50-53

9. Бондарев A.B. Формирования избыточных давлений в разрезах Большехетской впадины. // Материалы XX Губкинских чтений «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». - Москва, 2013.-С. 142-144

Подписано в печать: 19.12.13

Объем: 1,0 п.л. Тираж: 100 экз. Заказ № 184 Отпечатано в типографии «Реглет» Г. Москва, Ленинский проспект, д.2 (495) 978-66-63, wvvvv.reglet.ru

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Бондарев, Александр Владимирович, Москва

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И

ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА»

04201456067

БОНДАРЕВ АЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ

УДК

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЛОВЫХ И ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ БОЛЫИЕХЕТСКОЙ ВПАДИНЫ НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ГЕОТЕРМОБАРИЧЕСКИХ И ГЕОХИМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель д.г.-м.н., профессор Шилов Г.Я.

Москва 2013

Оглавление

Введение..................................................................................................4

Актуальность работы...........................................................................4

Цель h задачи исследований...............................................................4

Научная новизна...................................................................................5

Основные защищаемые положения..................................................6

Апробация работы и публикации......................................................6

Фактический материал........................................................................7

Структура и объем работы:................................................................7

1 Особенности геологического строения Болынехетской впадины...................................................................................................8

1.1 Физико-географические условия района работ....................8

1.2 Стратиграфия.............................................................................12

1.3 Тектоника....................................................................................23

1.4 Нефтегазоносность.....................................................................28

2 Методика прогнозирования нефтегазоносности Большехетской впадины...................................................................32

2.1 Классические методы прогнозирования нефтегазоностности.........................................................................32

2.1.1 Тектонический и палеотектонический анализ осадочных бассейнов.........................................................................................................34

2.1.2 Литолого-фациальный (формационный) и

иалеогеоморфологический анализ осадочных бассейнов.....................35

2.1.3 Геофлюидодинамический метод изучения региональных закономерностей нефтегазоносности........................................................37

2.2 Компьютерные методы прогнозирования нефтегазоностности.........................................................................38

2.2.1 Ternis........................................................................................................39

2.2.2 Basinmod.................................................................................................42

2.2.3 Terramod.................................................................................................44

2.2.4 81СМА-2Б..............................................................................................45

2.2.5 Ре1гоМо(1.................................................................................................48

3 Геотермобарические условия формирования углеводородных скоплений в Большехетской впадине.............................................68

3.1 Предварительные одномерные модели Большехетской впадины..............................................................................................68

3.2 Входные данные для трехмерного моделирования и калибровка модели..........................................................................79

3.3 Моделирования поровых и пластовых давлений, избыточного давления и зон АВПоД............................................96

3.4 Моделирования температур, тепловых потоков и модель прогрева осадочных толщ............................................................116

4 Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС).....................................................128

4.1 Выделение нефтегазоматеринских пород и определение направлений потоков углеводородов (УВ) при их генерации и эмиграции........................................................................................128

4.2 Моделирование процессов миграции и аккумуляции углеводородов, а таже возможностей разрушения залежей.. 138

5 Рекомендации по повышению эффективности геологоразведочных работ............................................................................149

Заключение:.......................................................................................153

Список литературы..........................................................................154

Введение

Актуальность работы

В условиях возрастающей потребности мировой экономики в нефтегазовых ресурсах, оценка углеводородного потенциала и прогноз нефтегазоносности являются приоритетными задачами для поддержания уровня добычи нефти и газа на должном уровне.

Болыиехетская впадина, с точки зрения нефтегазоносности, является перспективным, однако, малоизученным районом. В пределах Большехетской впадины открыто 4 газовых и одно газонефтяное месторождение, из них только Пякяхинское и Находкинское месторождения разбурены редкой сеткой разведочных скважин.

Наличие выявленных сейсморазведочными работами перспективных структур ставит вопрос о возможности заполнения их углеводородами, а также составе и объеме вероятных залежей. Кроме того, актуален вопрос о возможности сохранения жидких углеводородов в жестких термобарических условиях наиболее глубоких частей впадины в юрской системе.

Цель и задачи исследований

Цель исследований: Прогноз нефтегазоносности меловых и юрских отложений Большехетской впадины на основании исследований геотермобарических и геохимических условий формирования скоплений нефти и газа и моделирования УВ систем.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

-исследование процессов осадконакопления, восстановление палеоклимата, палеоуровня моря, литолого-фациальное моделирование разреза, анализ и обобщение основных литотипов разреза, прогноз фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и флюидоупорных свойств покрышек,

-исследование основных зон АВПоД и времени их образования, уплотнения пород, связанных с АВПоД, проверка точности результатов по

скважинным замерам давлений и сопоставление с результатами исследований других авторов.

-восстановление процесса прогрева осадочных толщ, сопоставление полученных результатов со скважинными замерами температур, изучение теплового потока из фундамента.

-выделение в разрезе основных материнских толщ, исследование процесса созревания органического вещества в материнской породе и эмиграции УВ.

-исследование роли разломных нарушений в формировании УВ скоплений.

-моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС), процесса миграции углеводородов и аккумуляции их в возможных ловушках, выявление потенциальных скоплений нефти и газа в структурах меловых и юрских отложений.

Научная новизна

На основе анализа материалов буровых и геофизических работ, а также впервые примененного для этого региона бассейнового моделирования, выявлены термобарические условия развития и современное состояние Болынехетской впадины. Впервые изучены 3 наиболее погруженные зоны АВПоД с закономерностями изменения избыточного давления. Эти данные сопоставлены с результатами исследований АВПоД на соседнем Мессояхском валу.

Установлена температурная история погружения бассейна, а также смоделирован процесс генерации и миграции УВ.

Практическое значение работы и реализация результатов исследований

Прогноз термобарических условий формирования и сохранения залежей УВ может быть использован как при проектировании поисковых и разведочных скважин, так и для создания уточненных геологических моделей месторождений с целью подсчета запасов УВ и проектирования разработки.

Полученные автором минимальная, максимальная и средняя оценки ресурсов и генераций позволит более успешно вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, оценить их экономическую эффективность и снизить риски по их успешному завершению.

Методология калибровки геофлюидальных давлений и температур, разработанная автором, была использована при написании научно-технического отчета «Комплексное геолого-геофизическое и геохимическое прогнозирование и обоснование направлений поисково-разведочных работ в палеозойских нефтегазоносных комплексах бортовых зон Прикаспийской синеклизы».

Результаты проведенных исследований используются также в учебном процессе бакалаврами, студентами и магистрантами нефтегеологических специальностей и направлений подготовки.

Основные защищаемые положения

1. Изучение процесса уплотнения пород в пределах Болыиехетской впадины позволило установить, что избыточные давления в низах меловой и юрской систем формировались в два этапа, в эоцене (50-40 млн. лет) и в раннем миоцене (20-10 млн. лет) и связаны со скоростью осадконакопления.

2. Объемы генерации и первичной эмиграции УВ, выявленные в пределах Болыиехетской впадины, превышают запасы открытых на данный момент месторождений более чем в 3 раза. Значительная их часть скопилась в не разбуренных глубокозалегающих меловых и юрских отложениях, оставшаяся часть УВ мигрировала в окаймляющие мегавалы и просачивалась через плохопроницаемые породы и разломы на поверхность.

3. Разработаны методические приемы калибровки геофлюидальных давлений и температур, моделируемых с помощью программного комплекса Ре^оМос!, основанные на сравнительном анализе значений поровых давлений, получаемых по методике эквивалентных глубин в эталонированных скважинах, по данным ГИС, а также значений температур, получаемых по прямым замерам скважинных термометров.

Апробация работы и публикации

6

По теме диссертации сделан доклад на конференции: XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2011 г.),

XX Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013 г.)

По теме диссертационной работы было опубликовано 7 печатных работ, из них 5 в изданиях, рекомендованных ВАК.

Автор диссертации является лауреатом премии имени академика И.М. Губкина за 2012 год за «Цикл учебной и научной литературы по моделированию осадочных бассейнов УВ геосистем и месторождений нефти и газа» (Московская организация НТО НГ)

Фактический материал

Структурные карты по основным отражающим горизонтам, 11 скважин с данными замеров температур, давлений, пористости на различных глубинах, скважинные отбивки, описание керна, результаты Rock-Eval анализа кернов скважины 320-Турладско-Вадинской, результаты оценки зон АВПоД на Мессояхском валу, типовые литолого-стратиграфические разрезы, результаты и материалы подсчета запасов УВ Пякяхинского месторождения, опубликованные литературные источники.

Структура и объем работы:

работа состоит из 5 глав, объем работы 155 стр., 70 рисунков, 7 таблиц, список литературы содержит 17 наименований

1 Особенности геологического строения Большехетской впадины

1.1 Физико-географические условия района работ

Открытие, разведка и разработка месторождений в непосредственной

близости или же в самой Большехетской впадине, а также сейсмические исследования последних лет позволили более четко оконтурить и изучить эту структуру. В Географическом отношении Большехетская впадина расположена между р. Енисей и Тазовской губой в долине рек: малая и большая Хета, Мессояха.

Морфологически описываемый район представляет собой полого-волнистую, плоскую ступенчатую равнину с большим количеством озёр и рек. Для местности характерно большое количество ледовых холмов. Абсолютные высотные отметки колеблются от 15 до 110 м. Глубина речных врезов составляет 5-10 м.

Гидрографическая сеть рассматриваемого района хорошо развита и имеет ряд своих особенностей. Многие реки представляют собой короткие протоки, соединяющие многочисленные озера. Вследствие равнинности рельефа и близкого залегания к земной поверхности вечной мерзлоты, реки имеют мелкие долины, неглубокие, извилистые русла и низкие берега.

Криогенные и посткриогенные процессы, связанные с вечной мерзлотой, определяют характер современного микро- и мезорельефа.

На территории распространены термокарстовые явления, имеют место процессы солифлюкции - медленное передвижение почв и рыхлых грунтов под влиянием попеременного протаивания и замерзания, морозобойное трещинообразование, течение оттаявшего грунта, многолетние бугры пучения.

Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Значительное влияние на формирование климата оказывают: непосредственная близость моря, повышающая температуру зимой и снижающая ее летом; защищенность с запада Уральскими горами, с востока

- Восточно-Сибирскими, и при этом - полная открытость территории с севера и юга из-за равнинно-плоского рельефа.

На рис. 2 показаны также площади восточной части Большехетской впадины (Горчинская, Сузунская, Тагульская, Русско-Реченская). (Шилов & Керимов, 2010)

Условные обозначения

Лхмияжтртшш* р.жхы С^ С*»«—

Ж) кжм^кухоэсм }Ш*я Г« н> а>р<

Министерство природных ресурсов Российской Федерации Федеральное государственное унитарное предприятие Всероссийский научно-псследовательскнй геологический институт им А. П. Карпинского (ФГУП "ВСЕГЕИ") ФПТ1 ' ЗапСибНИШТ" КАРГА А ДЛО1ШIСТ РАТI ЕВ НО Г О ДЕЛЕНИЯ

Масштаб 1 : 4 250 ООО

Янию-Неяеоккй «»током кын округ Центр-гСАЛЕХАРД

Рисунок 1 - Обзорная административная карта Ямало-ненецкого автономного округа.

Рисунок 2 - Обзорная карта лицензионных участков Болыпехетской

впадины и прилегающих районов

1.2 Стратиграфия

Для сравнительной характеристики геофлюидальных полей в юрском нефтегазоносном комплексе были привлечены материалы (ГИС, керн, испытание) по юрским скважинам, прилегающей с юга к изучаемому региону, восточной части Большехетской впадины (площади Тагульская, Русско-Реченская, Горчинская, Сузунская). Эти месторождения приурочены к Пур-Тазовской нефтегазоносной области.

Площадь работ расположена в уникальном по строению регионе -Гыданско - Енисейском блоке, в пределах которого палеозойский, пермо-триасовый и мезозойско - кайнозойский мегакомплексы представляют единый осадочный чехол, залегающий на протерозойском фундаменте.

Складчатый фундамент.

Согласно тектонической карте Западно - Сибирской плиты, под редакцией B.C. Суркова, О.Г. Жеро, территория отчетных работ находится в области докарельской и карельской складчатости, переработанных байкальским тектогенезом, с развитием выступов и горстов. Породы фундамента (по данным скважин Новопортовского месторождения) представлены кристаллическими зелеными хлорит-серицитовыми сланцами. Глубина залегания фундамента по данным сейсморазведки составляет здесь 12 - 18 км.

Промежуточный структурный этаж.

Отложения промежуточного структурного этажа по данным сейсморазведки представлены мощной толщей (порядка 8 км), осадочных образований палеозойского возраста, залегающих непосредственно на породах фундамента.

В пределах изучаемого района, нижняя часть платформенных образований (венд-нижний палеозой) представлена преимущественно морскими карбонатными формациями, а в составе верхней части (верхний

палеозой) преобладают континентальные угленосные отложения с пологой дислоцированностью пород (углы наклона слоев до 20°) .

Палеозойские образования, вскрытые в скв. 414 Уренгойского месторождения, представлены покровами кластолав - обломками лав трахибазальтового состава, реже трахиандезитами.

Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол.

По материалам сейсморазведки отложения осадочного чехла в пределах рассматриваемой площади имеют мощность 5,8 - 8,2 км.

Мезозойско - кайнозойский осадочный чехол залегает на тафрогенных триасовых образованиях, а в пределах крупных поднятий - на палеозойских отложениях.

Разрез заканчивается сплошным покровом ледниковых, водноледниковых и аллювиально-морских образований четвертичного возраста мощностью 60 -120 м.

Платформенный разрез вскрыт в районе работ поисково-разведочными скважинами до верхов джангодской свиты нижнеюрского (тоарского) возраста (скв. 2 Восточно-Мессояхская - интервал 3094-3202 м, скв. 4 Западно-Мессояхская - интервал 3048-3199 м - средняя юра, верхняя часть вымской свиты).

Керном освещены отложения среднеюрского, валанжинского, готерив-барремского, апт-альбского, сеноманского и турон-коньякского ярусов .

Триасовая система.

В основании мезозойско-кайнозойского чехла залегают терригенные осадки триасового возраста, выделенные в красноселькупскую и тампейскую серии, мощностью более 1 000 м.

В пределах участка отчетных работ отложения триасовой системы бурением не изучены. Описание приводится в соответствии с региональными стратиграфическими схемами отложений Ямальской НГО.

Красноселькупская серия представлена аймальской, коротчаевской и трыбьяхской свитами.

Аймалъская свита представлена толщей метааргиллитов, базальтовых туфов, лавокластитами, дайками микродолеритов. Мощность свиты более 195 м.

Коротчаевская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена базальтами гиперстеновыми, двупироксеновыми. Мощность подсвиты 330 - 350 м. В кровле верхней подсви�