Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Структура главной зоны нефтеобразования и оценка генерационного потенциала меловых отложений суббасейна Мараньон (Перу) по данным пиролитической газовой хроматографии
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Структура главной зоны нефтеобразования и оценка генерационного потенциала меловых отложений суббасейна Мараньон (Перу) по данным пиролитической газовой хроматографии"
| Г, ¡'>;)Н V* Государственный Комитет РоссиЛсной Федерации • Ь '••" по висшеиу обрааошшню
РоссийсккЯ университет дружби народов
УДК 553.982:551.763(85) На правах рукописи
Луке велико Церкадо Пере«
СТРУКТУРА ГЛАВНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕОВРАЗОВАНИЯ И ОЦЕНКА ГЕНЕРАЦИОННОГО П0ТЕШ1ИАЛА КЕЛОИК ОТЛОЖЕНИЙ СУББАССЕЙНА МАРАНЮН (ПЕРУ) НО ДАННЫМ ШГОЛИТИЧЕСКиЙ ГАЗОВОЙ ХРОМАТОГРАФИИ
(04.00.17 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений)
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
Москва- 1994
Работа выполнена на-кафедре "Месторождений полезных ископае и их разведки" Российского университета дружбы народов.
Научный руководители:
кандидат геолого-минералогических наук, профессор Д.В.Несмеянов, кандидат геолого-минералогических наук, доцент Е.И.Тараненко
Официальные оппоненты:
доктор геолого-минералогических наук,
Н.В.Лопатин, кандидат геолого-минералогическмх наук, доцент А.А.Трофимук
Бедутзя организация: ВИИГОарубежгеология
Защита состоится "28." пеня 1994 г. в 15*° часов на заседании диссертационного совета К 053.Ж.Об в Российском университете ЛРУжбы народов по адресу:
117198, гпп Москва, ул.Орджоникидзе, 3, ауд. 'НО.
С диссертацией можно ознакомиться и научной библиотеке Российского университета дружбм народов по адресу: 117198, Москва, ул.Миклуко-Маклая, д.6.
Автореферат разослан " (о "УУонЕ 19У4 г. .
Ученый секретарь диссертационного совета кандидат геолого- минералогических наук,
доцент ..—г—С.м,Трушин
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность. Несмотря на весьма благоприятные нефтегеологи-ческие условия, в суббассейне Мараньон (Республика Перу) открыто всего 16 мелких месторождений нефти с извлекаемыми запасами около 100 млн. т. Совершенно очевидно, что имеющиеся геологические аапа-сы нефти не соответствуют потенциальным возможностям недр. Рааре-пение этого противоречия является весьма актуальной задачей для перуанских геологов-нефтяников.
Цель исследовании заключается в определении генерационного потенциала меловых отложений в субйассейне Мараньон на основе дани« метода пиродиткческой газовой хроматографии (Рок-Звал).
' Задачи исследований:
1. Разработка способа первичной обработки массива исходных данных и построение графиков осредненных значений показателей Рок-Эваа.
2. Определение структуры главной зоны нефтеобразовання: выделение специфических подзон генерации латентной (связанной) и свободной микронефтн, а также подзон эвакуации свободной микронефти. .
3. Расчет удельных и общих количеств эмигрировавшей нефти по данным Рок-Эвал.
4. оценка перспектив нефтегааоносности меловых отложений . суббассейна Мараньон.
Фактический материал. В основу диссертационной работы положены фактические материалы, собранные в перуанской государственной компании "Петроперу" и в Национальном инженерном университете Перу (им I). где автор б течение 10 лет работает доцентом, обработка материала'была произведена во время очной аспирантуры в руда С 1990 по 1994 г.
Аналитнческуа основу прозедеиких исследований составляет массив данных Рок-Эвал по 12 екзалшнам, пробуренным в суббассейне Мараньон. По каадоиу нз 209 кернов глинист»« пород были определены Б основных показателей (С 1. Ба, Зз, Т°мах и ТОС), а также 6
3
производи!« показателей (HCl, HI, 01(> PI, S2/Si). Кроме того в работе использованы 15 определений отражательной способности вит-ринита из кровли формации Чонта главной нефтематеринской свиты и вся необходимая информация по геологическому строению суббассейиа Мараньон.
При выполнении диссертации использованы материалы, опубликованные по данному району на испанском, русском и английском языках , а также многочисленные фондовые работы, с которыми автор имел возможность ознакомиться в Перу.
Методы исследований. Данные каадого показателя Рок-Эвад по всем скважинам были сведены по глубинам на общие графики и осред-нены методом "скользящего окна". В результате обработки первичных данных были построены 5 графиков, интерпретация которых позволила выявить структуру ГЭН и пргцлолитъ способ подсчета удельных количеств эвакуированной микронефти. Для определения временя возникновения и эволюции очага нефтеобрааования были построены серии графиков прогрева и палеогеологическлх разрезов.
Научная новизна. В диссертационной работе впервые в практике исследований методом Рок-Эвад был применен метод "скользящего окна", с помощью которого были получены объективные графики распределения средних значений показателей Рок-Эвал по глубине. Впервые в мировой практике были выделены в составе главной зоны нефтеобрааования 3 подзоны генерации латентной (связанной) микронефти, 3 подзоны перехода микро.;ефти из связанного состояния в свободное (подзоны первого фазового перехода) и две подзоны эвакуации растворенной свободной микронефти злизионными водами (подзоны второго фазового перехода).
Практическая значимость. Предложен простой способ расчета удельных количеств эвакуированной микронефти (в кг на 1 м3 породы), в основе которого лежит ограниченное количество исходных данных, обладающих высокой степенью достоверности. Используя этот метод и принимая минимальные объемы нефтепроизводяцих пород (20 и в кровле и 20 м в подошве глинистой свиты Чонта), ми получили 13,2 млрд. тонн эвакуированной микронефти, что при коэффициенте аккумуляции 0,1 и коэффициенте извлечения 0,3 составляет 450 или.т. нефти. Таким образом, в суббассейне Мараньон обнаружено 4
менее 20Z от возможных навлекаемых sanacoв.
В работе обосновывается положение о широком развитии литоло-гических и тектонических экранированных ловушек в дельтовых фаунах свиты Чонта на восточном (платформенном) борту суббассеинл Мараньон и рекомендуется проведение там сейсшстратиграфических работ. Особое внимание обращается на южную центриклишиш 0;«;сеи-на, где возможно обнаружение эалежей, соизмеримых с богатыми аа-лежами северной цеитриклинали, расположенной в Эквадоре.
Апробация результатов работы. Основные положения диссертации были доложены на научно-технических конференциях секции "Геологии и полезные ископаемые" инженерного факультета РУДН. По теме диссертации подготовлена и принята к публикации одна статья.
Структура и объем работы. -Диссертация состоит из 10 глав, включая введение и заключение, общим объемом 200 страниц, из них машинописного текста 105 страниц, 33 рисунка, 9 таблиц и 2 приложения. Список литературы включает 133 наименований. Графический материал исследовательской части Оыя сделан на ЭВМ. Приводится перечень терминов и аббревиатур.
Диссертационная работа выполнена на кафедре месторождений полезных ископаемых и их разведки Российского Университета дружбы . народов под руководством профессора Д.В.Несмеянова и доцента Е.И.Тараненко.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТУ
1. Введение. Обосновывается постановка поблемы, актуальность исследований и применения метода Рок-Эвал, способного дать новую информацию о характере и интенсивности нефтегеиерационных процессов.
2. Нефтегеологическое районирование Перу. В кратком геологическом очерке приводится основная информация о стратиграфии и ли-тологкчестсом составе крупных ллтолаго-стратаграфических комплексов, возрасте и главных чертах строения геострукгурных элементов на территории Перу, В reoiектон,гческом отношении приблизительно 2/3 территории Перу располагается в пределах Андийской складчатой системы, остальная часть - в Предандийском передовом прогибе и на
западном боргу Шю-Американской платформы. В соответствии с геологическим строением в стране выделяются 8 нефтегазоносноскыя бассейнов (НГБ), в состав которых входит 22 суббассейна (НГСБ). Ив всех НГСБ в настоящее время только в трех суббассейнах добывается нефть: в НГСБ Талара на побережье, Укаяли и Мараньон в Пре-дандийской сельве. С 1979 г. НГСБ Мараньон с его 16 небольшими месторождениями является основным поставщиком нефти в Перу.
В работе обсуадаются классификационные схемы нефтегеологн-ческого районирования, предложенные различными авторами. Предлагается собственная классификация НГБ Перу, основанная на классификации И.О.Брода, Б.А.Соколова и Л.В.Несмеянова с небольшими дополнениями и уточнениями. Приводятся краткие описания восьми бассейнов складчато-платформенного и складчатого типов, внутри которых выделяется несколько суббассетов.
3. Геологическое строение суббассейна Мараньон Верхнеамазонского бассейна. НГСБ Мараньон является южной частью крупного Верхнеамааонского НГБ, который расположен на пересечении Субандийского передового прогиба и Амазонской синеклизы. Границами НГСБ Мараньон на северо-востоке и юго-востоке служат западные склоны Гвианского и Бразильского'щитов, па востоке - свод Икитос, за которым находится Среднеачазсшский НТВ, На севере свод Конона-ко отделяет НГСБ Мараньон от эквадорского суббассейна Напо. на востоке границей суббассейна Мараньон служат погребенные складчатые системы передовых складок Анд, аападнее которых расположен суббассейн Сантьяго. На юге система поднятий и разломов отделяет суббассейн Мараньон от соседних суббассейнов Уадьяга и НГБ Укаяли." суббассейн .Мараньон выполнен мощной -толцей (до 10 кы) осадочных пород палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Осадочный чехол условно разделяется на пять литолого-стратиграфических комплексов, каздый из которых соответствует самостоятельному структурному ярусу: 1. «орской ШЕше-верхнепаяеоаойошй, 2. карбонатный морской триасово-юрский, 3. континентальный верхнеюрский, 4. морской меловой и 5. континентальный кайнозойский.
В пределах наученной сейсмикой и бурением части разреза наибольший интерес представляют меловые отложения, имеющие морской генезис и содержащие все известные в НГСБ залежи нефти и основные материнские свиты. Подавляющая часть зал елей находится в ту-рол-кампанской формации Чонта и перекрывающей ее кампан-маастрих-0
тской формации Вивиан. Свита Чонта имеет полифациальное строение: в предгорной части она сложена глинами с прослоями известняков, которые постепенно исчезают к осевой части прогиба, где в основном развита глинистые породы. На платформенном борту суббассейна в составе свиты увеличивается содержание песчаников, появляются авандельтовые, дельтовые и прибрежно-морские фации. Толщина формации изменяется от 1000 м в валадной части суббассейна до 400 -500 м в осевой и до 100 м в восточной. Формация Чонта рассматривается как главная нефтепроиаводящая толшэ. Залегающая выше формация Вивиан сложена светлыми кварцевыми песчаниками и имеет толщину 20-140 м.
Маастрихтская глинисто-лагунная формация Качийаку служит региональным флюидоупором для меловых залежей. Верхнюю часть осадочного выполнения слагают континентальные молассовые, латеритные и дельтово-лагунные отложения кайнозойского возраста толщиной более 4 км.
Морфологически НГСБ Мараньон представляет собой достаточно просто построенную асимметричную впадину с крутым западным и пологим восточным крыльями. За исключением свода Лорето на юге, в пределах НГСБ нет крупных поднятий и четко выраженных структурных зон, способных" выполнять роль нефтесборшх площадей. Возможно, однако, что эта характеристика отражает лишь слабую изученность недр суббассейна.
Слабые нефте- и газопроявления, а также находки вязких и твердых нафтидов отмечены практически по всему разрезу. Промыт- '. ленные залежи-нефти приурочены к формациям Чонте и Вивиан и' встречены на глубинах от 2 до 3,5 км.. Нефти в основном тяжелые, . плотностью от 0,88 до 0,99. Суточная добыча по отдельным скважинам колеблется от 400 до 1800 бар/сут. Извлекаемые запасы оцениваются около 100 млн.т, накопленная добыча на 31.12.1990 г. сос-' тавляет 77,2 млн.т.
4. Выделение и характеристика нефтематеринских свит и тип ОВ.
В разреае осадочных отлежений суббассейна Мараньон можно выделить пять нефтематеринада сеит, связанных с нижне- и среднеде-вонскими глинистыми отложениями группы Кабанильяс,.среднекаменно-угольными - раннепермскими морскими карбонатными породами группы Тарма-Копакабана, позднетриасовыми - раннеюрскими карбонатно-гли-¡шетши образованиями группы Пукара, альбекими глинистыми отложе-
7
ниями формации Райа-Эсперанза и турой-кампаискимн глинистыми породами формации Чонта. По мнению большинства исследователей основной материнской свитой суббассейна является формация Чонта, подчиненное значение принадлежит формации Райа-Эсперанза. Остальные материнские свиты очень плохо охарактеризованы фактическими материалами и, по-видимому, их следует рассматривать как вовмох-но-материнские.
Вопросы выделения нефтематеринских свит и установления генетических свяэей между нефтями и генерационными толшдми относятся к числу главных при изучении нефтеносности НГБ. В работе приводятся данные геохимических исследований горных пород и нефтей, которые позволили установить ряд особенностей и закономерностей.
Положение нефтей в поде фитан-пристан показывает четкую пря-кую линейную зависимость, причем в формации Чонта содержание иаопреноидов вше, чем в формации Вивиан. Соотношение П/Ф (от 0,95 до 1,1) показывает, что генетически исходное 03 относилось К сметанному (гумусово-сапропелевому) типу с преобладанием сапропелевой компоненты. По содержания и соотношению иаопреиоидов, насыщенных и ароматических УВ все нефти НГСБ Мараньон имеют близкие характеристики, что свидетельствует о наличии единой генерирующей толщи, в ролл которой рассматривается формация Чонта.
По соотношения П/Ф к насыщенным УВ/аром.УВ хорошо видно разделение нефтей на группы молодых слабо преобразованных нефтей НГСБ Мараньон, более преобразованных ыезоаойско-палеозойских нефтей НГСБ Укаяли и сильно преобразованных палеозойских нефтей НГСБ Мадре де Диос.
б. Методика исследований. Двя изучения нефтегенерационных свойств глинистых пород свиты Чонта нами бил выбран иэтод Ро1йвал (1I модификация). Первой задачей специальных исследований «вилась разработка принципиально новых графиков распределения данных РЭ-И и, в частности, иа'менение" показателей РЗ-11 по глубинам. В установке Рок-Эвал на основе прецезионной техники и компьютерной обработки данных реализована идея искусственного "созревания" ка-рогена путем программированного нагрева и весового анализа продуктов термолиза. Навеска измельченной породы 'массой, не Солее 0,1 г постепенно нагревается до 600 °С и в ходе прогрева фиксируется содержание сорбированных на породе УВ (сигнал Б1), содержание УВ, выделившихся из керогена при его крекинге (Бг), темлера-8
тура максимума сигнала S2 С-Т0,^). содержанке двуокиси углерода, пслученной при крекинге керогена (сигнал S3) и общее содержание органического углерода (ТОС).
По этим показателям расчитываются углеводородный индекс (HCI-Si/TOC)водородный индекс (HI-S2/TOC), кислородный индекс (OI-S3/TOC) и ряд других производных показателей. Важно, что все первичные показатели даются в г УВ (или СО2) на кг породы, а вторичные показатели - в г на кг ТОО:
Для оценки значимости показателей РЭ-11 нами проанализированы опубликованные данные, где сравнивались данные РЭ с данными стандартных битуминологических анализов. Русскими и зарубежными исследователями было установлено, что между и КБЛ, а также KCI и ХВА существует достаточно тесная прямая линейная зависимость, которая определяет правомочность замены сложных и длительных битуминологических анализов экспресс-анализами с помощью установи РЭ-11.
В нашем распоряжении были данные РЭ-П по 209 кернам, взятым из 12 скважин, расположенных относительно равномерно по всей территории суббассейна. Значения показателя РЭ-11 сносились по глубинам со всех сквачин на единый график, где в общем случае появлялось облако точек, которое не показывало какое-либо специфическое распределение по глубинам. Для выявления особенностей строения этого облака нами было произведено осреднение точек по глубинным интервалам методом "скользящего окна". В результате была получена серия дифференцированных по глубинам кривых, интерпретация которых дала положительный эффект.
Большой раздел диссертационной работы посвящен анализу возможностей метода РЭ-П, сформулированных в трудах американских и французских исследователей. Отмечается, что нефтематеринские породы оцениваются по четырем показателям: по содержанию общэго органического углерода (ТОС), по величине нефтяного потенциала (За или HI), по степени зрелости ОВ - иа графика HI—СС Т°мах), а также определением типа ОВ - из графиков HI-f( Т°мах) и Hl-f(OI). Проведенный анализ показал, что все показатели являются либо некорректными," либо малоинформированными. В частности, при оценке нефтяного потенциала необходимо учитывать степень катагенеза керогена: порода, отдавшая ьефть, будет характеризоваться низким потенциалом. Наиболее высоким нефтяным потенциалом будут обладать нефтематеринские породи в протокатагенезе.. График HI-f( Т°Млх)
9
некорректен в силу нелинейности (периодичности) роста Т0Мах по мере увеличения степени преобразования ОВ. Сведения о миграции микронефти иа материнских пород, которые предлагается получать из графика распределения индекса продуктивности по глубинам, также не могут считаться корректными иа-за невозможности определения эависимости индекса продуктивности от глубины.
6. Результаты исследований меловых отложений методом Рок-Эвал. В начале раздела рассмотрены материалы, использующие данные витринитовой рефлексометрии. По замерам R0 в кровле формации Чонта в 15 скважинах было установлено, что рисунок изорефлексов повторяет рисунок изогипс кровли формации Чонта. Это позволяет проводить границу ПК3/МК1 приблизительно на глубине 2000-2100 м, а МК1/МК2. - около 3000 м. Кроме того по данным РЭ была построена карта средних содержаний TOC в формации Чонта. Из карты видно, что в депоцентре суббассейна содержание TOC невелико - 0,4-0,62, однако, по мерз продвижения на восток, к прибрежкоморским частям бассейна, содержание TOC увеличивается до 2-3%, главным образом га счет гумусовой компоненты. Для дальнейших расчетов среднее содержание TOC в формации Чонта принято в 1%.
Обработка показателей РЭ методом "скользящего окна" позволила построить серию графиков, из которых графики Т°мах, HI и 01 определяются состоянием керогена, тогда как в основе графика HCI лежат генерационные и эмиграционные процессы. Все графики показывают определенную периодичность, распределение аномалий на графиках Т°ылк и HI имеет волнообразный характер с периодичностью приблизительно 600 м. В интервале глубин 2,2-4,2 км повышением Т°млч выделяются три интервала упрощения и структурирования керогена и снижением Т°Мах - два интервала деструкции керогена. На глубине 4,2 км кероген стабилизируется, характеризуясь постоянной Т°мах около 444 °С. '
Одинаковую динамику и почти точную симбатность графику Т°мах имеет график HI. В тех же самых глубинных интервалах проявляются три импульса генерации латентной (скрытой, связанной) микронефти и три импульса перехода микронефти из латентого состояния в свободное. При этом наблюдается четкая корреляция: структурирование керогена сопровождается генерацией и накоплением в составе керогена латентной мН, деструкция керогена параллелизуется со снижением показателя HI. Совершенно очевидно, что импульсы деструкции 10
керогена и перехода мН из латентного состояния в свободное генетически взаимообусловлены. Нами эта трансформация мН названа "первым фазовым переходом".
Наличие трех импульсов генерации свободной мН, очевидно, связано с наличием в составе керогена трех больших групп органических соединений, характеризующиеся разными энергиями актлвации.
Глубина 2,6 км, ниже которой начинается деструкция керогена и генерация свободной мН первого импульса, принимается нами за кровли главной зоны нефтеобразования. Подошва ГЗН проводится на глубине 4,2 км, ниже которой происходит стабилизация керогена и прекращается генерация свободной микронефти. Этот интервал харак-. теризуется значениями отражательной способности витринита 0,53-0,68%, т.е. охватывает градацию МК1 и начало градации МКг- В связи с этим возникает предположение, что ГЗН не обязательно соответствует катагенезу в рамках градации МК1-МК3, как это нередко трактуется, а может реализовываться в более узких интервалах катагенеза.
График 01 обусловлен наличием в составе керогела кислородо-содераащих структур. До глубины 3,0 км содержание этих сТрутур приблизительно одинаково, что говорит о достаточной стабильности кислородных структур в составе керогена. Однако с 3,0 га до 3,6 км индекс 01 резко снижается, что указывает на потерю' керогеном кислорода. В интервале 3,6-4,5'км в составе керогена вновь нарастает содержание слабо связанного кислорода, выделяющегося при термолчзе. Вид графика 01 говорит о наличии в керогене двух групп кислородосодержащих структур. Первую группу образуют слабо связанные структуры внешних частей керогеновых макромолекул, ини отщепляются от керогена в интервале 3,0-3,6 км. и, таким образом, иогут перейти в состав свободной мН первой и особенно второй волны генерации. В интервале 3,6-4,5 км происходит перегруппировка керогена, в частности, разрыз Костиковых кислорбдных связей и переход кислорода в стабильное состояние на периферии ке^згена. Этот кислород у7хе не выделяется в свободное состояние и не входит в состав свободной иН. Ниле 4,5 км перегруппировка кислорода прекращается и содержание его лабильных групп стабилизируется.
Особенности графика 01 позволяют высказать предположение, что мккронефти двух первых этапов генерации будут обогащены смолисто* асфальтеновыми компонентами, тогда как иикронефть третьего этапа будет иметь достаточно благородный углеводородный состав.
11
По-видимому, нефти месторождений Шивийаку, Форестал, Сан-Хасинто, Бартра, Хибаро, Хибариго, йанайаку, имеющие плотность от 0,9416 до 0,9985, обязаны своим происхождением микронефтям первых двух генераций, тогда как нефти месторождений Ваяенсиа и. Новая Эспе-ранса (плотность 0,8109-0,8132) сформировались за счет микронефти третьей генерации.
Рисунок кривой HCl показывает, что содержание свободной микронефти в меловых отложениях суббассейгд Мараньон имеет устойчивую тенденцию к возрастанию по мере увеличения глубины погружения осадков. На этом фоне наблюдаются две отрицательные аномалии, от-мечьищие уход свободной мН. Верхняя аномалия проявляется в интервале 2,8-3,6 км, одннко максимальный уход мН приурочен к интервалу 3,0-3,2 км. Нижняя аномалия охватывает интервал 3,9-4,4 км о максимальной скоростью ухода мякролефти s интервале 4,0-4,2 км.
Уход микронефти из продуцирующих отложений определенно связан с дегидратацией глин, выделением агрессивной возрожденной воды, с створением в ней микронефти и эвакуацией мН в составе эли-вионного потока. Растворение мН в воде и переход ее в мобильное состояние нааван нами "вторим фазовым переходом" иикроиефти. Эвакуация мН фиаически не гвязана с ее генерацией, вследствие чего эти процессы реализуются на разных глубинах и накладываются друг на друга.
На связ. эвакуации нефти с импульсами минералогического преобразования глин и генерации возрожденной соды указывают многие исследователи. В диссертационной работе эта связь впервые устанавливается с по.мосуью метода Рик-Эван. - '
Тякиы образом, материалы метода Рок-Эвал позволяют объективно выявлять границы и детальную структура/ ГЗН.. Построенные графики хорошо коррелируются между собой и и совокупности дают закономерную картину соог'ошения катагенетических, генерационных и. миграционных процессов. Выделение двух фазовых переходов микронефти jymecTaetiHO конкретизировало прежние, в значительной мере абстрактные, схеш нефтеобразования.
7. Возникновение и эволюция очаге нефтеобразования в суббассейне Мараньон. Построение и анализ графиков прогрева позволили представить схему эволюции очагов нефтеобразования. Палеост-руктурныыи постр^с:;:1>'ми установлено, что формация Чонта вошла в ГЭН только в миоцене,- на этапе резкого погружения Предандийского 12 '
передового прогиба. В плиоцене рагиои стал воздыматься, в связи с чем генерационные процессы прекратились. В настоящее время в центральной, наиболее погруженной части суббассейна, кровельная часть свиты Чонта находится в зоне катагенеза, соответствующей градации MX2. С востока и вго-Еостока депоцентр окаймляется зоной, гатагенез которой достиг градации s' '.i. Поднятие Лорето в южной части НГСБ испытало в плиоцене peoicoe воздымание, в результате чего формация Чонта в его пределах пиала из ГЗН.
8. Расчет количества эмигрировавшей никронефти с применение).) негода Рок-Эвад. Наличие флуктуации на кривой ¡II позволяет произвести расчеты объемов мН на первом (разово« переходе. Количества генерированной свободной мН определяются как разность значений HI в максимуме и минимуме генерационной волны. Снятые с графика значения дали для первой волны'70 кг УВ/т TOC, для второй волны - 50 ■ кг УВ/т TOC и для третьей волны - ICO га- УВ/т TOC. Из этих количеств мН какая- то часть осталась в сорбированном состоянии на ке-рогеке и минеральной матрице глин - соответственно 10, 15 и 20 кг УВ/т TOC.. Величины сорбированной мН получены как средние'значения, снятые с графита KCl. Тагом образом, в результате первого генерационного к/пульса было эвакуировано 60, второго 35 и третьего 80 кг УВ/т TOC.
Учитывая, что среднее содержание TOC в глинах формации Чонта составляем стало 1%, порученные значения для перехода па Л т гор-пол города надо уиснъгать В 1СЮ раз, а для перехода на 1 куб.м горной пороли - увеличить в 2,3 раза. После соответствующих . пересчетов -Guzn получены следующие удельные количества эмигрировавшей нефти: для первого импульса - 1,38 so- УВ/мэ, для в-ор^го -0,81 кг УВ/ts3 и дея третьего - 1,84 !<г УВ/м3.
Гагам обрлтом, в формации Чонта в ходе ее погружения последовательно развивались три очага генерации мН": первый очаг - в гитерзале глубин 2,6-3,0 гад (R°-0,53-0,581), второй очаг - в интерваге 3,3-3,6 m (R°-0,58-0,64Z) и, наконец, третий - в интервале 3,9-4,2 ici (R°>0,64£). В соответствие с этими данными были . спределеш плс~дди очагов (по кровле формации Чонта), исходя из полегания, что а третьем очаге уяе прошли две предыдущие волны геперацяч, а во втором - волна первой генерации. Они составили для nepsoro очага - 332ВО кв. км, для второго - 34990 кв.км, для третьего - 52850 ioí.icí.
Величины генерируадей толщины были взяты минимальными - 20 м е кровле формации и 20 м в подошве. При толщине генерирующего слоя 0,04 км объем первого очага составил 1239 куб.км, второго -1399 куб.км и третьего - 2114 куб.км. В результате подсчета объем" эвакуированной мН распределились следующим образом: из первого очага - 1,7х109 т, из'вторсго очага - 3,08х109 т, из третьего - 8,46х109 т, в сумме - 13,25х109 Т.
При вполне допустимом коэффициенте аккумуляции, равном 10Х, геологические запасы нефти в залежах составят 1,3 млрд, т.. При коэффициенте извлечения 0,3, вполне реалыюм для тяжелых перуанских нефтей, -извлекаемые запасы составят 4Б0 млн.т. Таким образом, можно считать,. что зовременние запаси нефти в НГСБ Мараньон составляют менее 20% от прогнозируемых. В связи с этим оценка перспектив нефтеносности суббассейна требует существенных корректив.
3. Оценка перспектив нефтегазоносности суббассейна Мараньон.
На основанчи - высказанных выше, соображений нами произведено нефтегеологическбе оайонирование. с оценкой возможных перспектив. Территория суббассеина была разделена по четырем оценочным градациям. Высокими перспективами характеризуются земли вдоль восточного борта НГСБ в границах I и II очагов генерации (1^-0,58-0,64%). Здесь расположены практически все известные месторождения нефти. Обращает на себя внимание высокая плотность нефтей, обусловленная отдачей керогеном кислородосодержащих структур в мН первых двух генераций. В этой зоне поисковыми работами найдено большое количество мелких антиклинальных ловушек, однако из-за отсутствия вадообразных или сводовых поднятий обнаружение крупных залежей здесь маловероятно. Перспективы первой зоны в первую очередь связываются с диалогическими и тектоническими экранированными ловушками. Для поисков таких ловушек необходимо проведение детальных сейсмостратиграфических работ.
Особенно слабо изучена южная центриклиналь суббагсейна4 которая обладая благоприятными условиями для аккумуляции нефти, может оказаться наиболее перспективной. Поиски нефти здесь нужно начать с изучения периферийных частей поднятия Лорето.
К категории перспективных участкьъ можно отнести западное обрамление суббассейна, где вблизи надвигоь могут быть обнаружены различные, преимущественно тектонически экранированные, ловушки. Перспективы г "ом ьыи сникают большие глубины залегания природных реаервуаров. 14
К ¡сятегорпи налоперспектирннх мокло отнести депоцентр суббассейна в границах III очага генерации. Низкая оценка этой территории связана с общей глинизацией всего мелового разреза и ухудшением коллекторских свойств приромных'резервуаров. Формация Чонта в депоцентре практически не дренируется и не отдает мН. Отот факт был установлен нами по аломап.:'ашм значениям показате- • лей Рок-Звал в сквалнпах Тигрнльо и Чамбира. Косвенны!« доказательством низких генерационных-свойств формации Чопта в депоцент-р? является отсутствие в нем залекзй легкой нефти.
К категории бесперспективных территорий относятся периферий- . пые пасти бассейна, не входящие а ГЗН.
10. Заключение. Применение метода Рок-Эвал для изучения неф-тегенерационных процессов позволило получить принципиально новую информация о структуре ГЗН,'а таете предложить достаточно простой ■ способ оцег:и генерационного потенциала недр (объемов "Эвакуированной нефти). В суббассейна Мараяьон в составj ГЗН четко выделяется три интервала генерации латентной мН, три интервала генерации свободной мН (пергого фазового перехода) и два интервала эвакуации свободной иН (второго фазового перехода).
Полученная модель структуры ГЗН и метод оценки генерационного потенциала нуждается в проверив и дальнейшем совершенствовании на примерах других НТВ.
Ззидагдеше положения.
1. Обработка массива данных Рок-Эвал способеч "скользящего окна" позволяет получить крише распределения средних значений показателен Рок-Эвал по глубине, объективно отраг^жгле ютагене-тичоские, генерационные и миграционные процесса.
2. Графики Рок-Эвал существенно деталпзгруЬт структуру главней ¡юны нефтеобразования: в разрезе !.'злотых отделений суб'ассей-на Мараньон выделяются три интервала генерации латентной (скрытой) иикронефги, три китервапа генерации свободной шжронефти и два интервала эвасуации свободной иакронефти.
3. Применение данных Рок-Эзал позволяет произвести экспресс* подсчет таэличества нефти, эвакуирусп-ой из генерирующей тол-Щ}1.
ABSTRACT
"The structure of oil window by Rock-Eval method and evaluation of oil generating potential of cretaceous deposits in th° Uaranion subbasin (Peru)".
Autor: Luis F. Mercado Perez.
In tliis reasearch work invests ito the problem of the determination of the petroleum source rock ' generating potential by the Rock-Eval method. By the help of the "Slipp-windou" method have get graphics of distribution of Rock-Eval parameters in the burial depth. Interpetation of this graphic material gives in the cretaceous beds of Maranion oil subbasin three phases of latent microoii generation, three phases of frea miorooil generation and two phases of microoii evaquation, Have given mode to determinate the specific quantity of emigrated microoii and calculation of total quantity of generated microoii In the petroleum source bed "Chonta". These calculations showin? that in this subbasin detected less than 201 of prognosed oil reserves. Have given prospectles of defferent regions in the subbasin.
18
- Меркадо Перес, Луис Феликс
- кандидата геолого-минералогических наук
- Москва, 1994
- ВАК 04.00.17
- Сравнительный анализ золотоносных россыпей бассейна реки Мараньон (Перу) и района Ла-Каролина (Аргентина)
- Геолого-геохимические условия нефтегазоносности глубокопогруженных отложений Ногайской ступени и северного борта Терско-Каспийского передового прогиба
- Геолого-геохимические условия нефтегазоносности мезозойских отложений зоны манычских прогибов и южного склона кряжа Карпинского
- Нефтематеринский потенциал юрских и меловых отложений Западного Предкавказья
- Анализ структуры главной зоны нефтеобразования и определение реализованных генерационных потенциалов мезозойских отложений Восточного Предкавказья по термолитическим данным (РОК-ЭВАЛ)