close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

bd000103541

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
Б Е Л Я Е В А ГАЛИНА ЛЕОНИДОВНА
ЗАКОНОМЕРНОСТИ И З М Е Н Е Н И Я СТЕПЕНИ КАТАГЕНЕЗА ОВ
ПОРОД Б О Л Ь Ш И Х Г Л У Б И Н В СВЯЗИ С ПРОГНОЗОМ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ (на примере глубоких и сверхглубоких
скважин)
25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата геолого-минералогических наук
ПЕРМЬ 2005
Диссертация выполнена в Пермском государственном техническом
\ниверсигете
1 iu\ чпый руковолите,1ь-
доктор i еолого-минерало! ических на> к
профессор. засл\-женный геолог 1'Ф
Татьяна Владимировна Карасева
Официа;1ьные оппоненты-
доктор геолого-минералогических нау к.
профессор Владимир Никифорович Быков
кандидат геолого-минералогическил наук
Виктор Анатольевич Ошейков
Вел\ щая организация:
Горный институт УрО РАН (г.Пермь)
Защи га состоится 22 декабря 2005 г. в IS"" часов
на заседании Диссертационного совета Д 212 188.03
I ос\ дарственном техническом университете по адресу
614000. г Пермь, Комсомольский проспект, 29, аул 423
в
Пермском
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ПГ ГУ
/Чыирсфсра! разослан 21 ноября, 2005 г.
Учеиый секретарь Диссертационного совета,
доктор 1еолого-минералогических наук
Уж/^-"^
А.В PacieiacH
TSDOiT^
ДДЗ-^^^^
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Степень катагенеза органического вещества
(ОВ) как параметр, характеризующий преобразование ОВ в результате
увеличения глубины погружения и температур все более широко
применяется в нефтегазовой геологии как в России, так и за рубежом в связи
с успешным его использованием для оценки некоторых аспектов
формирования залежей углеводородов (УВ), а именно определения зон
генеращ1и, масштабов эмиграции и направлений миграции У В , а так;"е
фазового состояния УВ. При этом уровень изученности закономерностей
изменения степени катагенеза ОВ пород больших глубин (более 4 км) в
обычно жестких палео- и современных термобарических условиях пока
крайне недостаточен. В то же время, в связи с истощением ресурсов
углеводородов в верхних горизонтах, во многих регионах России все
большее
внимание
уделяется
перспективам
нефтегазоносности
глубокопогруженных отложений. Для эффективной оценки перспектив
нефтегазоносности
глубоких
горизонтов
необходима
разработка
специфических критериев и показателей, одним из которых может быть
степень катагенеза ОВ пород как комплексный параметр, характеризующий
многие аспекты процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. В
связи с этим все более актуальной становится проблема детального изучения
закономерностей изменения степени катагенеза ОВ пород на больших
глубинах и ее роли в формировании нефтегазоносности. Проводимое в
разных регионах России глубокое и сверхглубокое параметрическое бурение
создает основу для решения такой проблемы.
Цель работы. Изучить особенности изменения степени катагенеза ОВ
пород больших глубин районов бурения глубоких и сверхглубоких скважин
Тимано-Печорской и севера Западно-Сибирской H i l l и оценить роль
катагенетических факторов при формировании нефтегазоносности.
Основные задачи.
1. Изучить современные представления о роли катагенетических
факторов при прогнозе нефтегазоносности больших глубин.
2. На основе различных методов определения степени катагенеза ОВ
пород провести исследования и выявить закономерности изменения
вертикальной катагенетической зональности в разрезах Колвинской глубокой
параметрической, Тимано-Печорской глубокой опорной. Тюменской
сверхглубокой
параметрической,
Ен-Яхинской
сверхглубокой
параметрической и других скважин и проследить их связь с
нефтегазоносностью.
3. Провести количественную оценку ресурсов У В глубоких
горизонтов районов бурения глубоких и сверхглубоких скважин.
Научная новизна работы.
Впервые обоснованы специфические особенности катагенеза ОВ
больших глубин, связанные с жеоткпмп тарипбприаеасими условиями,
РОС НАЦИОНАЛАи^f'
БИБЛИОТЕКА
3
СЯе
•Э
'iS^Jjif:
битумов, частым развитием магматизма и др. Обоснована информативность
для определения катагенеза ОВ больших глубин витринитовой
палеогеотермии и пиролиза ОВ. Количественно описаны закономерности
изменения отражательной способности витринита с глубиной и на их основе
построены геолого-статистические модели.
По результатам изучения
разрезов скважин выделены ранее неизвестные глубинные газоматеринские
свиты в районе Большого Уренгоя.
Получены фактические данные,
подтверждающие
широкое развитие нарушений
катагенетической
зональности в надвиговых зонах, прилегающих к Уралу. На основании
фактических данных по катагенетической зональности и нефтегазоносности
обоснована нижняя граница существования нефтей. Выполнена оценка
прогнозных ресурсов У В глубокопогруженных отложений с использованием
адаптированного к большим глубинам объемно-генетического метода.
Обоснована необходимость применения степени катагенеза ОВ пород как
критерия прогноза нефтегазоносности больших глубин.
Защищаемые положения.
1. Установлено влияние твердых битумов на
отражательную
способность витринита и пиролитический показатель Ттах в жестких
термобарических условиях больших глубин.
2. Обоснованы закономерности изменения отражательной способности
различных видов витринита (сингенетичного, переотложенного и
контаминированного твердьти битумами) на больших глубинах севера
Западной Сибири по данным микропетрографических исследований и
геолого-статистического моделирования.
3. Выделена новая зова генерации газообразных углеводородов в
пределах триасовых отложений на севере Западной Сибири.
4.0боснована необходимость использования степени катагенеза ОВ в
качестве критерия оценки нефтегазоносности больших глубин.
Реализация результатов исследований н практическая значимость.
Результаты исследований вошли в отчеты по тематике МПР РФ, внедрены
во Ф Г У П НПЦ «Недра». Практическое значение работы состоит в решении
ряда методических вопросов определения степени катагенеза ОВ пород
глубокопогруженных комплексов, в частности, уточнение зональности
катагенеза по Ттах и обоснование дополнительных факторов, влияющих на
отражательную способность витринита. Полученные данные служат основой
для прогноза нефтегазоносности отложений ниже освоенных глубин в
районах бурения глубоких и сверхглубоких скважин Тимано-Печорской и
северной части Западно-Сибирской НГП. Предложенное включение степени
катагенеза ОВ пород в качестве критерия оценки нефтегазоносности
позволит повысить эффективность ГРР на нефть и газ на больших глубинах.
Апробапия работы и публикации. Основные положения
диссертационной работы опубликованы в 10 статьях, докладывались на
научно-практической конференции «Геология и полезные ископаемые
Западного Урала» (Пермь, 2001); Всероссийском совещании «Бурение
сверхглубоких и глубоких параметрических скважин. Состояние технологии
бурения, комплексных исследований и основные направления повышения
эффективности» (Ярославль, 2001),
«Научных чтениях памяти П.Н.
Чирвинского» (Пермь, 2002,2004,2005).
Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав,
заключения, изложена на 191 стр. машинописного текста, включает 42
рисунка, 14 таблиц и список литературы 142 наименования.
Работа
выполнена
под
руководством
доктора
геологоминералогических наук, профессора Т.В. Карасевой (Белоконь), которой
автор выражает благодарность. Автор также выражает признательность к.г.м.н. Г.В. Тарханову, к.г.-м.н. А . В . Белоконю, д.г.-м.н. В.И. Вялову и
сотрудникам отдела горючих полезных ископаемых В С Е Г Е И , к.г.-м.н. Ю.А.
Ехлакову, к.г.-м.н. Г.И. Титовой, к.г.-м.н. С.Г. Попову за ценные советы и
помощь при выполнении работы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Глава 1 «Основные представления о роли катагенетических
факторов при прогнозе нефтегазоносности больших глубин» посвящена
особенностям нефтегазоносности в зонах развития мезо- и апокатагенеза и
анализу современного состояния применения степени катагенеза О Б пород
при прогнозе нефтегазоносности, в том числе и на больших (более 4 км)
глубинах.
В настоящее время в России в зонах мезо-апокатагенеза на больших
глубинах более 5 км встречены залежи У В , например, в ордовикских
отложениях
Тимано-Печорской
НГП
(Вуктыльское
месторождение),
меловых - Северо-Кавказско-Мангышлакской (Андреевское, Правобережное
и др. месторождения). За рубежом на глубинах более 6,5 км открыты
месторождения газа Милз-Ранч (7663-8083 м, силурийско-девонские
отложения), нефти
- Лейк-Вашингтон (6536-6543 м). Кроме того, газ
получен с глубины 8088 м на месторождении Мейфидд и с глубины 9420 м
из кембрийско-ордовикских отложений (свита Арбокл) в прогибе Анадарко.
В зонах апокатагенеза обнаружены в основном залежи газа и газоконденсата,
тогда как в зонах мезокатагенеза наблюдается широкий диапазон фазового
состояния У В флюидов.
По результатам многочисленных исследований установлено, что
степень катагенеза О В пород является одним из важных, а в ряде случаев
даже ведущих факторов при формировании нефтегазоносности, что связано
с процессами генерации, эмиграции, миграции, аккумуляции и сохранности
залежей. В работах отечественных (И.И Аммосов, O.K. Баженова, Т.К.
Баженова, Н.Б. Вассоевич, В.И. Горшков, В.И. Ермаков, Г.С. Калмыков, Т.В.
Карасева, А . Э . Конторович, Н.В. Лопатин, С.Г. Неручев, Г.М. Парпарова,
В.А. Скоробогатов, Б.А. Соколов и др.) и зарубежных (Дж. Хант, А.
Перродон, Б. Тиссо, Д. Вельте и др.) исследователей показано, что основная
генерация нефтяных У В в Н Г М П происходит в основном в интервале трех
подзон или градаций катагенеза - MKi - МК3 при R°=0,5-l,15%. Генерация
газовых У В приурочена к катагенетическим градациям МК3-АК2, которые
развиваются обычно на больших глубинах. При этом степень эмиграции
нефти и газа (в меньшей мере) также зависит от уровня катагенетического
преобразования ОБ пород. Вертикальная зональность нефтегазообразования,
с которой связана зональность нефтегазонакопления, в основном
определяется изменением степени катагенеза с глубиной. Катагенетические
факторы по мере погружения отложений все более активно влияют на
формирование пустотного пространства пород. Так, исследования Б.К.
Прошлякова, Н.А. Минского и др. показали, что первичная пористость
гранулярных коллекторов ухудшается в раннем катагенезе (ПКрПКз), затем
в силу процессов выщелачивания в условиях среднего катагенеза (МКрМКз)
начинает возрастать. Сохранность залежей У В на больших глубинах также
контролируется катагенетическими процессами. По мнению многих
исследователей, разрушение нефти наступает при R* более 1,3%, что обычно
соответствует подстадии MKt в отечественной шкале катагенеза и получило
название «deadline» по нефти за рубежом.
В главе показано, что, несмотря на существенное влияние степени
катагенеза ОБ пород на нефтегазоносность, этот показатель далеко не всегда
учитывается
при
прогнозе
нефтегазоносности,
качественной
и
количественной оценке ресурсов У В вообще и больших глубин в частности.
Так, наиболее распространенный метод количественной оценки У В - метод
сравнительных геологических аналогий - даже в современной модификации
«Методического руководства по количественной и экономической оценке
ресурсов нефти, газа и конденсата России» (2000) не рассматривает катагенез
ОВ как один из критериев оценки ресурсов. В главе обосновывается, что
одним из наиболее корректных и перспективных методов для больших
глубин, в котором учитывается катагенетическое преобразование ОВ пород,
является
объемно-генетический
метод
количественного
прогноза
нефтегазоносности. Прогнозные ресурсы У В
определяются путем
количественного моделирования процессов образования нефти и газа из ОВ
нефтегазоматеринских толщ, эмиграции генерировавшихся У В в природные
резервуары и аккумуляции их в ловушках с учетом потерь У В в процессе их
миграции в коллекторах. Однако метод не учитывает возможность
разрушения нефтяных залежей на больших глубинах в зонах жесткого
катагенеза, где происходит деструкция нефти, и, вследствие этого,
появляется дополнительный объем У В газа.
В главе 2 «Методы определения степени катагенеза ОВ пород»
рассмотрены лабораторные методы изучения и интерпретации степени
катагенеза.
Основные
методы
определения
степени
катагенеза
дифферищированы на три группы: 1) палеонтологические, 2)
минералогические, 3) геохимические и физико-химические.
В главе обосновано, что не все методы могут быть успешно применены
для больших глубин. Так, палеонтологические методы (показатель цвета
спор, флуоресцирующие свойства споринита) для определения степени
катагенеза используются при хорошей сохранности спор, что в условиях
больших глубин часто невозможно. Использование метода градаций окраски
конодонтов требует обязательного наличия в разрезе карбонатных пород
палеозойского
возраста. Минералогические
методы
в
основном
апробированы
на
отложениях
со
степенью
катагенетической
преобразованности РОВ не выше мезокатагенеза. На больших глубинах в
условиях жесткого катагенеза возникают трудности с диагностикой
микрокомпонентов катагенетически измененного рассеянного ОВ. При
определении степени катагенеза по изменению минеральной части породы
(трансформации кальцита, дегидратации глин) для больших глубин
проблемой является отсутствие корректных шкал, привязанных
к
катагенетяческим градациям ОВ пород. Определение степени катагенеза по
показателям преломления микроколтонентов РОВ применяется в основном
на стадиях прото-мезокатагенеза.
Наиболее точен и широко применим метод, основанный на
отражательной способности витринита (ОСВ). Этот метод в основном
информативен на всем диапазоне катагенетического преобразования ОВ от
прото- до апокатагенеза включительно, применяется для осадочных пород,
содержащих ОВ как в виде углистых прослоев, так и в рассеянном
состоянии. Однако витрикит, наиболее распространенный мацерал углей, в
некоторых осадочных толщах может отсутствовать или находиться в составе
тонкодиспертной органоминеральной массы, в которой определение ОСВ
невозможно. Наиболее достоверной при определении степени катагенеза
является отражательная способность сннгенетичного витринита, но есть
определенные трудности при отличии такого витринита от переотложенного.
С глубиной анизотропия оптических свойств витринита повышается,
поэтому увеличивается разброс значений показателей отражения. Наличие
твердых битумов, часто проявляющееся на высоких стадиях катагенеза,
занижает отражательную способность витринита.
На примере разреза Ен-Яхинской сверхглубокой скважины с
наибольшим числом определений R" выполнена детальная реконструкция
закономерностей изменения ОСВ (рис.1) с использованием вероятностностатистических методов. При последовательном пошаговом определении
коэффициента линейной корреляции (г)
при сопоставлении значений
отражательной способности витринита (R°) с глубиной (Н) от верхних
горизонтов к нижним выявлены поля с различным соотношением, R° и Н.
Начиная с границы юры и триаса (ниже 5,6 км) вниз по разрезу ослабляется
корреляция между R" и Н, проявляющаяся в юрских и меловых отложениях.
При сопоставлении с R"
до верхней границы триаса
наблюдается
чередование полей с различными сильными положительными и
отрицательными корреляциями, в триасовых отложениях эти связи
значительно ослабевают. На основе линейно-дискриминантного анализа
(ЛДА) получены канонические дискриминантные функции, позволяющие
статистически обосновать границы между установленными соотношениями:
1000
т
«о
Тмах.С
10 500
440 Ш
520
540 560 580
600
Катагенез
2000
мк,
3000
^)имовсхаятопща
л
X
S
"0 4000
Тюменаая секта
\Tmax
5000-
Ягепьная+новоуренг
\
^.т
^ д^.^
Витютинсхая свита
6000 Варенгаяхинская свита
Пурская свита
7000
Хадырьяхаая свита
ХадуттейоаясвШ""
мк,
мк,
Ч ♦
тёЛ
мк,
'
^
*=Чг
л.:^Ж.
H-IIL * N #
^
Коротчаевская свита
3,0 3,5
1,0 1,5 2,0 15
0,5
R0=:
1. +- 2, ■- 3, ♦ - 4, - • - б , ® -6
_ j _
4,0
Р и с 1. Реконструкция катагенегической зональности в скв. Ен-Яхинская СГ-7.
Условные обозначения- 1-сиигенетичный витринит; 2-битуминозный витринит; 3-пере
отложенный витринит; 4-значения Ттах, °С; 5-скользящее среднее; б-зоны с различным
палеогеотермическим градиентом.
о
Z, = - 0,0038Н - 30.6524Г + 0,3936R°+ 46.893, при R=0,94,
(1)
Ъг = 0,002Н + 64,5569г - 1 .гТвК" - 65,5336, при R=0,78,
(2)
Ъъ - 0,0017Н - 27,1099г - 2.5006R'+20.7786, при R=0,46.
(3)
В результате подтверждено выделение самостоятельной группы
соотношений R° и Н, развитой в основном в глубокопогруженных
отложениях. Для данной части разреза при микропетрографическом
изучении разреза Ен-Яхинской скважины в этих отложениях витринит
разделен на три условных вида: 1) сингенетичный, по которому проводилась
реконструкция катагенетической зональности; 2) переотложенный с
повышенными значениями R° и 3) битуминозный (контаминированный
твердыми битумами, продуктами деструкции нефти) с пониженной
отражательной способностью. Для количественного обоснования разделения
витринита на приведенные выше виды получены две линейные
дяскриминантные функции (ДДФ):
Z,=-5.4754R''+0.0066H-27.1044rH).0481 npHR=0.89
(4)
Z2=0.191R''-K).00IH-192.117r.l77.3040 npHR=0.21
(5)
Выполненные расчеты показали, что эффективность верного
определения равна 91,11%,что позволяет установить уравнения регрессии по
трем выделенным группам:
сингенетичный витринит - R°=0.0012H-4,358
при
г=0.93, (6)
витринит с твердыми битумами - R'*=0.00165H-6,616 при г=0.96 (7)
переотложенный витринит - R''= О.00086Н-2.858 при г=0.84.
(8)
Для сингенетичного витринита в разрезе триас-меловых отложений
выявлено и статистически обосновано нарастание градиентов R" в зонах
углефикационных
скачков
{R''=1,0
и
2,3%),
которые
также
идентифицируются по данным пошаговой корреляции R° и Н с глубиной.
Точность ряда методов, основанных на количественном содержании,
свойствах и составе синбитумоидов, на высоких стадиях катагенеза
значительно снижается из-за деструкции самих битумоидов. Наиболее
эффективным методом является пиролиз ОВ. Пиролиз с использованием
аппаратурного комплекса Rock-EvaI-б применим во всем
диапазоне
каггагенетических
преобразований
ОВ
и
позволяет
проводить
полуколичественную оценку генетического потенциала и коэффициента
генерации. Недочетом метода является крекинг и возгонка в температурном
интервале SSO-eOCC не только керогена и твердых битумов, но и смолистоасфальтеновых веществ. В главе обосновывается необходимость применения
комплекса различных методов определения катагенеза ОВ для получения
максимально достоверных результатов. При этом по возможности следует
использовать методы из различных групп, но наиболее оптимальным
является сочетание методов ОСВ и пиролиза ОВ.
Выявлена близкая к прямой зависимость Ттах (Rock-Eval б) от R°,
позволяющая уточнять зональность катагенеза на больших глубинах. При
высоких стадиях катагенеза зависимость описывается уравнением
R''=0,0173*Tmax-7,01; R°>1,2%, г=0,97
(9)
Для разрезов Ен-Яхинской СГ-7 (рис.1) и Тюменской СГ-6
установлено изменение градиентов Ттах с глубиной, соответствующее
углефикационным скачкам.
В результате применения ОСВ, пиролиза ОВ и других методов автором
реконструирована катагенетическая зональность в разрезе Ен-Яхинской
сверхглубокой скважины, внесены изменения в выполненные ранее
определения зональности катагенеза Тюменской сверхглубокой, Колвинской,
Тимано-Печорской и других скважин.
В главе 3 «Закономерности вертикальной катагенетической
зональности в районах бурения глубоких и сверхглубоких скважин»
проведен
анализ закономерностей и тенденций изменения степени
катагенеза ОВ пород в связи с нефтегазоносностью по разрезам глубоких и
сверхглубоких скважин в основных НГП России- Колвинская (забой 7057 м),
Тимано-Печорская (6903,5 м), 1-Верхняя Сочь (5700 м) и др. в ТиманоПечорской Ш П , Тюменская СГ-6 (7502 м), Ен-Яхинская СГ-7 (забой на
01.10.2005 - 7511 м) на севере Западно-Сибирской НГП, ПСУ-758 (3034 м),
Чурочная-44 (2883 м) и др. на севере Волго-Уральской НГП. Кроме того, для
сравнения привлечены данные по самой глубокой в осадочных бассейнах
скважине Берта Роджерс-1 (9590 м, США). В главе, кроме данных,
полученных автором, использованы результаты исследований
С.А.
Данилевского, А.Э. Конторовича, А.В. Белоконя, М.Г. Фрик, А.Н. Фомина,
И.А. Козловой, Л. Прайса и др., выполненные для ряда разрезов скважин
различными методами.
Степень катагенеза ОВ пород в призабойных зонах самых глубоких из
изученных скважин достигает подстадий апокатагенеза АКрАКз-»- В целом,
для большинства скважин
с глубиной наблюдается закономерное
нарастание степени катагенеза ОВ пород, такая же тенденция сохраняется и
ниже 4 км. Исключение составляют скважины в зонах надвиговых
дислокаций, где часто происходит инверсия катагенетической зональности,
которая проявляется в увеличении степени катагенеза на небольших
глубинах в шовных зонах аллохтонов, резком снижении катагенеза в верхней
части паравтохтонов и последующем нарастании с глубиной. Довольно
широко такой характер катагенетической зональности развит на
прилегающих к Уралу территориях юго-востока Тимано-Печорской НГП
(СКВ. 1-Верхняя Сочь, 1-Волимская) и северо-востока Волго-Уральской НГП
(ПСУ-755,ПСУ751идр.).
На срезе 4 км наиболее высокие значения R° (1,4% - МК4) установлены
для Тюменской скважины, наиболее низкие (R''=0,83% - MKj) для ЕнЯхинской СГ-7 (рис.2). На срезе 6 км катагенез ОВ пород в Тюменской
скважине (AKi) уже отстает от катагенеза в Ен-Яхинской (АК2.3) более чем на
подстадию, но в целом для триасовых отложений градиенты изменения R°
сходны. Такое различие в катагенетической преобразованности ОВ
одновозрастных пород относительно близко расположенных скважин может
быть
связано
с
различным,
возможно,
очень
нестабильным
10
Рис. 2. Сравнительный анализ катаганяггичвской зональности в разраза глубоких и свархтубоких скважин
1 - нвфтвпроявления, 2 - газопроявления. 3 - залежи нефти, 4 - залежи конденсата, 5 - 'dead line' по нефти, в - интервалы развития измененных
эффузивов, 7 - зоны воздействия интрузий
палеотемпературным режимом формирования отложений в рифтовых зонах.
Наиболее низкие значения R° (расчетные), соответствующие катагенезу MKj,
на срезе 6 км наблюдаются в Колвинской скважине Тимано-Печорской
провинции, где в глубинном разрезе преобладают карбонатные породы,
характеризующиеся большей теплопроводностью, чем терригенные.
В
Тимано-Печорской глубокой опорной скважине катагенез выше (AKi) за счет
внедрения многочисленных интрузий, оказавших локальное влияние на
палеотемпературный режим отложений. Подзоны МК4-МК3 в скважине резко
сокращены, что, вероятно, также вызвано насыщением разреза в интервале
3920-6772 м пластовыми интрузиями долеритов. В то же время на глубине 6
км катагенез ОВ пород скважины Берта Роджерс-1 при отсутствии интрузий
также соответствует градации АКь
Мощность катагенетической подзоны МК4 наиболее значительна для
Колвинской скважины и Берта Роджерс-1, затем уменьшается в ряду
Тюменская - Ен-Яхииская - Тимано-Печорская скважины. Ряд уменьшения
мощности градации MKj несколько другой: от наиболее высокой для
Тюменской скважины (1,0 км) к минимальной в Ен-Яхинской СГ-7 (0,3 км)
с мощностями в Колвинской - 1,2 км, Берта Роджерс-1 и Тимано-Печорской
скважинах - 0,5 км. В Ен-Яхинской СГ-7, где с МКг до AKi мощности
катагенетических зон приблизительно одинаковы (0,3-0,5 км), в отличие от
Тюменской СГ-6, тенденции к сокращению их вниз по разрезу не
наблюдается. Подзона АК| имеет наибольшую мощность в ТиманоПечорской и Колвинской скважинах. Далее по убывающей следуют Берта
Роджерс-1 (0,9 км), Тюменская (0,8 км) и Ен-Яхинская (0,4 км). Подзона
АК2, наиболее мощная в скважине Берта Роджерс-1 (0,7 км), в Ея-Яхинской
и Тюменской соответствует 0,5 и 0,2 км. Подзона АКз переходит в
эффузивную толщу в Тюменской СГ-6 и в Ен-Яхинской СГ-7.
Установлена связь катагенеза ОВ пород с распределением
нефтегазоносности по разрезам скважин. По результатам исследований
подтверждено развитие нижней границы существования нефтей. Ниже
«deadline» нефтяных залежей и нефтепроявлений в изученных скважинах не
установлено, степень битумииозности пород резко снижается (до фоновых
значений) и в основном наблюдаются газопроявления разных масштабов.
Глубинная граница существования нефтей распространяется от 4,2 км в
Тюменской СГ-6 до 5 км в скв. Берта Роджерс-1. Главная зона
нефтеобразования (MKi-MKj) во всех скважинах (кроме районов надвиговых
дислокаций) распространяется до глубины 4,3-4,5 км, и только в разрезе
Тюменской СГ-6 заканчивается на глубине около 3,8 км.
В главе показано, что различные мощности катагенетических подзон в
рассматриваемых скважинах связаны с особенностями палеотепловых
потоков, существенным изменением градиентов
палеотемператур,
литологическим
составом
вмещающих
толщ
и
проявлением
углефикационных скачков. Глубинные катагенетические зоны наиболее
«сжаты» в молодых осадочных бассейнах и, наоборот, «растянуты» в толщах
12
более древних палеозойских отложений. Глубинная зональность катагенеза
определяет развитие У В разного фазового состояния в разрезах скважин.
В главе 4 «Качественная и количественная оценка ресурсов У В для
районов бурения глубоких и сверхглубоких параметрических скважин»
проведен подсчет ресурсов УВ в районах бурения
скважин в ТиманоПечорской и на севере Западно-Сибирской Н Ш , вскрывших осадочные
отложения ниже 5 км. Для этого применен объемно-генетический метод,
адаптированный к высоким стадиям катагенеза. В объемно-генетический
метод, включающий более тридцати параметров оценки, дополнительно
были введены такие показатели, как геологическое время проявления
генерации и эмиграции нефти, мощность зоны возможной аккумуляции
нефти в период Г Ф Н (до верхнего флюидоупора), современная мощность
отложений, находящихся ниже границы существования нефтей и др. В
результате удалось оценить возможное количество нефти, подвергшейся
деструкции на больших глубинах, а также полученный при этом
дополнительный объем газа. В ряде случаев расчетное количество
аккумулированной нефти после учета всех потерь при миграции почти
полностью терялось из-за деструкции на больших глубинах.
По результатам комплексных исследований (литолого-фациальные
данные, содержание, тип, степень катагенеза ОВ и др.) в изученных разрезах
обосновано выделение глубокопогруженных нефтегазоматеринских свит
(НГМ свит) с плотностью ОВ более 1 млн т/км^, получившие название от
основной свиты, таксономической единицы местных стратиграфических
шкал или стратиграфического горизонта. В разрезе Тимано-Печорской
глубокой опорной скважины это верхнечикшинская и изъельская НГМ
свиты, в Колвинской параметрической - овинпармская и хатаяхинская.
Наибольшее число НГМ свит на больших г;^бинах установлено в
Тюменской СГ-6: пурская (триас), ягельная, верхнекотухтинская, тюменская,
васюганская и баженовская. В разрезе Ен-Яхинской СГ-7 к НГМ свитам
отнесены соответствующие толщи пород пурской (триас), новоуренгойской,
тюменской и баженовской свит местной стратиграфической ыпсалы. НГМ
свиты в триасовых впадинах, вскрытых СГ-6 и СГ-7, выделены впервые. В
таблице приведена сравнительная характеристика НГМ свит по масштабам
нефтегазообразования и возможного нефтегазонакопления.
Несмотря на то, что Колвинская и Тимано-Печорская скважины
находятся по нижним отложениям в зоне развития Печоро-Колвинского
авлакогена, они вскрыли разные фациальные зоны в девонском разрезе. В
первом случае НГМ свиты приурочены к нижнему девону, тогда как во
втором в нижнем девоне НГМ свит не выявлено, а обосновано их положение
в среднедевонских отложениях. В районе Колвинской скважины НГМ свиты
могли привести к аккумуляции значительных количеств нефти, тогда как в
районе бурения Тимано-Печорской скважины - в основном газа (или
газоконденсата).
13
Таблица
Сравнительная характеристика глубокопофужениых НГМ свит по масштабам нефтегаэообразования
Тнмамо-Пачорская НГП
Копвинсиы
Тммано-Пвчорсюа
Стратиграфия
Интервал, M
I
ад
Типов
Катагенез
MKs
Западно^мбмрсмм! НГП
Еи-Яхмнская СГ-Т
£
о;
0,1
Djtv
canp.
D:2v
Т^
J,p
J2«
Jia+b
Jjk+Jjo
JjtKv)
T,a
J,pb
Jja+b
Ja«(v)
4134-4387 6012-8250 5048-5425 4798-4967 4 3 0 5 4 7 0 5 3912-3982 3782-3844 82606504 5437-5560 3960-4173 3854,4-3886
5 1 1 ( M S 5 1 4255-4528
гум.-сапр.
Тюманскап СГ-6
гум
no».
гум.
■YU.
fym.
гум.
MKs
Ml^
fix.
MKs
MK.
MK,
|ум.-<япр.
MK.
canp
0.29
0,09
0,04
0,25
0,77
0.4
0,17
0,99
0,33
4,88
2.02
67,64
232,24
115,87
37.2
63,67
32,65
гум-canp.
>>"
гум
гум.
AK2^
AK,
Ml^.,
MK,
2,84
0,36
0,12
0,08
0,05
0.21
1.06
0,59
0,34
0.05
387,31
140,76
148,1
1.54
Плотность
эмиграции
нефти, м л н Jhaif
8.35
2,63
0,08
0,OS
газа, млрд м'/км'
2.03
0.55
0,36
0,35
нефти, млн т
363,42
179,81
газа, млрд м
373,42
38.53
Масштабы
анкумулямми
105,20
98.57
473,7
662.06
' "\.
414,52
*
>>*
\^1
Сравнительный
анализ
масштабов
генерации
УВ
в
глубокопогруженных отложениях районов бурения Тюменской и ЕнЯхинской сверхглубоких скважин позволил выявить ряд общих черт и
различий. Мощность НГМП и свит в разрезе СГ-7 меньше, но в то же время
зонами генерации У В являются преимущественно одновозрастные с СГ-6
отложения. Так, например, в пурской свите триаса в обеих скважинах
выделены НГМ свиты, в Тюменской СГ-6 в верхней части
стратиграфической свиты, а в Ен-Яхинской СГ-7 - в нижней части.
Новоуренгойская НГМ свита, выделенная только в разрезе СГ-7, обладает
высоким генерационным потенциалом.
Вследствие смены фациальной
обстановки и значительного увеличения доли песчаников в Ен-Яхинской
скважине не может относиться к нефтегазоматеринским значительная часть
пород котухтинской и васюганской свит. В тюменской свите в качестве
материнских обосновано выделение одновозрастных
верхнетюменских
отложений. Баженовская свита, характеризующаяся практически по всей
территории Западной Сибири высоким нефтегенерационным потенциалом,
на севере региона теряет свои позиции, особенно невысок ее потенциал в
районе Ен-Яхинской скважины.
Наибольшей
плотностью эмиграции нефти характеризуется
овинпармская НГМ свиты (8,35 млн т/км^) нижнего девона в районе
Колвинской скважины. Несмотря на высокую степень катагенеза (MKs), эта
свита могла обеспечить большие масштабы аккумуляции нефти, так как в
период проявления Г Ф Н были сформированы ловушки в верхних горизонтах,
а деструкции подверглась только та часть нефти, которая затем оказалась
ниже зоны «deadline». Повышена плотность эмиграции нефти (2,63 млн
т/км^) и в верхней части овинпармского горизонта (хатаяхинская НГМ
свита). В изученных районах севера Западной Сибири по генерации и
эмиграции нефти среди других свит выделяется только баженовская в
районе Тюменской скважины (2,64 млн т/км^). Та же свита в районе ЕнЯхинской скважины характеризуется невысоким значением плотности
эмиграции нефти.
Повышенной
плотностью
эмифации
газа
характеризуются
овинпармская НГМ свита (2,03 млн т/км^) в районе Колвинской скважины и
пурская Н Г М свита в районах Тюменской (1,66 млрд MVKM^) и Ен-Яхинской
(1,06 млрд м^/км^) скважин. В целом глубокопогруженные свиты севера
Западной Сибири (за исключением баженовской) характеризуются
значительными возможностями для формирования газоносности района. При
степени катагенеза до АКг в районах бурения СГ-6 и СГ-7 они могли
обеспечить аккумуляцию в залежи почти 2 трлн м' газа. Этот газовый
потенциал глубокопогруженных отложений ранее не учитывался.
В главе показано, что возможные масштабы аккумуляции и фазовое
состояние генерированных УВ в глубокопогруженных НГМ свитах в
значительной
степени
соответствуют
выявленной
промышленной
нефтегазоносности в верхних горизонтах. Так, глубокопогруженные НГМ
свиты, обоснованные по результатам изучения Тюменской и Ен-Яхииской
15
скважин, находятся в благоприятном положении для миграции У В в крупные
ловушки Большого Уренгоя. В формировании залежей нефти с высоким
газовым фактором Харьягинского месторождения,
вероятно, могли
участвовать НГМ свиты нижнего девона, выделенные в разрезе Колвинской
скважины, генерировавшие в больших количествах углеводороды. Основная
залежь Западно-Соплесского газоконденсатного месторождения практически
подстилается НГМ свитами, генерировавшими в основном газ (и
газоконденсат). В
работе обосновано
существенное
влияние
количественного содержания, типа и степени катагенеза ОВ пород
глубокопогруженных Н Г М свит в зонах большой мощности осадочного
чехла на масштабы нефтегазоносности и фазовое состояние У В всего
разреза.
В главе 5 «Степень катагенеза ОВ пород как один нз ведущих
критериев оценки нефтегазоносности больших глубин» на основе
выполненных
исследований
обосновано
существенное
значение
катагенетических факторов при прогнозе нефтегазоносности больших
глубин, что позволяет квалифицировать этот параметр как один из основных
критериев оценки нефтегазоносности.
В настоящее время степень катагенеза ОВ пород при прогнозе
нефтегазоносности не используется, что может снижать эффективность
геологоразведочньге работ. В главе научно доказано, что основные признаки
критерия оценки нефтегазоносности (применимость для разнотипных
бассейнов или регионов, успешное использование при региональных работах
и доказанность теоретических положений), характерны и для этого
параметра. Степень катагенеза ОВ пород - теоретически разработанный в
отечественной и зарубежной литературе параметр, который позволяет
оценивать не только процессы генерации и эмиграции У В и их масштабы, но
и сохранность залежей УВ. Обоснованы многие закономерности изменения
степени катагенеза ОВ пород. Для обычных глубин установлены связи
между нефтегазоносностью и катагенезом ОВ вмещающих толщ, что
рассмотрено в работах многих ученых. На больших глубинах, где катагенез
ОВ контролирует нижнюю границу существования нефтей и определяет
масштабы газообразования, эти связи имеют еще большее значение. Все это
позволяет сделать заключение, что степень катагенеза ОВ наряду с другими
широко используемыми показателями является полноправным критерием
оценки нефтегазоносности, по которому может быть проведена
классификация нефтегазоносных геологических объектов по степени их
перспективности. Особенно важно применение этого критерия для больших
глубин, где во многих случаях начинает существенно меняться фазовый
состав генерируемых УВ, происходят процессы деструкции нефтей вплоть до
их полного исчезновения, и может формироваться именно тот фазовый
состав флюидной системы, который часто наблюдается и на обычных
глубинах.
16
в главе даны конкретные рекомендации по использованию данного
критерия на различных стадиях ГРР. Так, на региональном этапе, на стадии
прогноза нефтегазоносности при исследовании осадочных бассейнов и их
частей возможно предварительное прогнозирование катагенетической
зональности на сейсмогеологических профилях на основе выявленных
закономерностей и в проектных разрезах опорно-параметрических скважин.
В
комплекс
обязательных
исследований
разрезов
опорных
и
параметрических скважин (особенно вскрывающих отложения ниже 3-4 км)
необходимо включить определение степени катагенеза О В современными
методами. На стадии прогноза нефтегазоносности при обобщении и анализе
геолого-геофизической информации и результатов бурения опорных и
параметрических скважин информация по региональной и вертикальной
катагенетической
зональности
способствует
эффективному
выбору
первоочередных объектов дальнейших исследований. При оценке зон
нефтегазонакопления необходимо использовать данные по катагенетической
зональности. Определение интервалов глубин различных катагенетических
зон позволит избежать ошибок при выделении на последующем этапе
нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления. Поэтому при
оценке ресурсов в обязательном порядке должны использоваться литологокатагенетические
разрезы, а на
картах важнейших критериев
нефтегазоносности основных комплексов необходимо выделить границы
распространения катагенетических зон
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основные научные и практические результаты работы сводятся к
следующему.
На основании использования комплекса методов для определения
степени катагенеза 0 8 пород получены новые данные, указывающие на
большую эффективность при исследовании глубокопогруженных отложений
витринитовой палеогеотермии и пиролиза О В приборным комплексом RockEval 6.
Уточнено соотношение между отражательной способностью
витринита R ° и пиролитическим показателем Ттах, позволяющее более
корректно проводить идентификацию высоких стадий ката1енеза. Научно
обосновано, что при определении степени катагенеза О В пород больших
глубин необходимо учитывать влияние таких дополнительных факторов, как
магматизм, наличие твердых битумов, развитие витринита различных
генетических типов и его высокую анизотропию по отражательной
способности. Для глубокопогруженных отложений севера Западной Сибири
разработаны геолого-статистические модели, позволяющие разделять
витринит
на
сингенетичный,
переотложенный
и
битуминозный
(контаминированный твердыми битумами). Кроме того, количественно
описаны закономерности возрастания ОСВ с глубиной в соответствии с
проявлениями углефикационных скачков.
17
По комплексу методов реконструирована глубинная зональность
катагенеза ОВ пород в разрезе Ен-Яхинской сверхглубокой скважины,
внесены коррективы в изменение соответствующей зональности Тюменской,
Тимано-Печорской, Колвннской и других глубоких и сверхглубоких
скважин. Показано, что в различных регионах с разным возрастом осадочных
отложений на глубинах 4-7 и более км породы характеризуются катагенезом
от МКз до АКз4- Более растянутая катагенетическая зональность на больышх
глубинах в разрезах скважин Колвннской, Тимано-Печорской и Берта
Роджерс-1 по сравнению со скважинами севера Западной Сибири
обусловлена более древним возрастом осадочных бассейнов и широким
развитием карбонатных пород. В зонах надвиговых дислокаций,
примыкающих к Уралу, выявлено широкое развитие нарушений
региональной катагенетической зональности.
В разрезах изученных глубоких и сверхглубоких скважин обоснована
глубинная граница существования нефтей, которая подтверждена
результатами изучения нефтегазоносности, данными испытаний и
исследованиями битуминозности пород. Эта граница в изученных разрезах в
основном соответствует глубинам 4,2-5,0 км, ниже которых могут быть
обн^ужены только газ и газоконденсат.
На больших глубинах по комплексу литолого-фациальных данных,
содержанию и типу ОВ обосновано выделение НГМ свит с различным
генерационным потенциалом. При этом в триасовых впадинах севера
Западной Сибири впервые выявлены газоматеринские свиты с высоким
потенциалом генерации. Выполнена количественная оценка ресурсов УВ
районов бурения глубоких и сверхглубоких скважин на базе
усовершенствованного автором объемно-генетического метода. Полученные
данные позволили переосмыслить роль глубоких горизонтов осадочного
чехла в формировании нефтегазоносности не только на больших, но и на
промышленно
освоенных
нефтегазодобывающей
промышленностью
глубинах.
На основе обоснования ведущей роли степени катагенеза ОВ пород в
качестве критерия оценки нефтегазоносности больших глубин разработаны
конкретные рекомендации ее использования на различных этапах и стадиях
ГРР.
ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО Т Е М Е ДИССЕРТАЦИИ
1. О месте глубоких и сверхглубоких скважин в общей системе
классификации скважин и исследований глубинной нефтегазоносности //
Бурение сверхглубоких и глубоких параметрических скважин. Материалы
Всеросс. сов. - Ярославль, 2001. - С. 26-27. (в соавторстве с Т.В. Белоконь,
В.И. Горбачевым)
18
2. Палеотемпературы девонского терригенного комплекса Пермской
обяаспя// Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Мат. науч.практ.конф. - Пермь, 2001. - С. 166-168. (в соавторстве с С.Г. Поповым)
3. Исследование твердых битумов в Колвинской параметрической
скважине// Проблемы минералогии, петрографии и металлогении/ Научные
чтения памяти П.Н. Чирвинского. Вьш. 4 / Пермь, ПГУ. ун-т. - Пермь, 2002. С. 195-196.
4. О палеотемпературном критерии нефтегазоносности в восточных
районах Пермской области. - Пермь, КамНИИКИГС, 2003. - Деп. в ВИЭМС
03.11.2003 г. №1174мг-о/3. (в соавторстве с С.Г. Поповым, Т.В.Карасевой)
5. Влияние палеотемпературного режима на основные нефтегазоносные
комплексы Пермской области. Научные чтения памяти П.Н. Чирвинского:
Сб. научн. статей. Вып.5 / Пермь, ПГУ, 2003. - С. 136-139 (в соавторстве с
С.Г. Поповым)
6. Палеотемпературы и катагенез нефтегазоносных отложений юга
Верхнепечорской депрессии и прилегающих территорий. // Проблемы
минералогии, петрографии и металлогении/ Научные чтения памяти П.Н.
Чирвинского. Вып. 6. - Пермь, ПГУ, 2004. - С. 108-111. (в соавторстве с А.В.
Белоковем, Т.В. Карасевой)
7. Органическое вещество глубоких горизонтов севера Западной Сибири//
Проблемы минералогии, петрографии и металлогении. Научные чтения
памяти П.Н. Чирвинского: Сб. научн. статей. Вып. 7 / Перм. ун-т. - Пермь,
2005.-С.215-218.
8. Новые направления развития ресурсной базы углеводородов России по
результатам глубокого и сверхглубокого параметрического бурения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - №
3-4, 2005. - С. 6-15. (в соавторстве с Т.В. Карасевой, В.И. Горбачевым, С Е .
Башковой, А.В. Белоконем)
9. Особенности определения степени катагенеза органического вещества
пород аппаратурным комплексом Rock-Eval. - Пермь, КамНИИКИГС, 2005.
- Деп. в ВИЭМС. 16.08.2005 г. № 1221-мг 05.
10.
Степень катагенеза ОВ пород как критерий опенки
нефтегазоносности больших глубин. - Пермь, КамНИИКИГС, 2005. - Деп. в
ВИЭМС 20.07.2005 г. №. 1218 -мг 05.
Лицензия ЛР Ко 020370
Сдано в печать 16.11.05. Формат 60x84/16. Объём 1,0 уч.изд.п.л.
Тираж 100. Заказ 1547.
Печатная мастерская ротапринта ПГТУ.
||2232ld
РНБ Русский фонд
2006-4
25006
г;:
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
977 Кб
Теги
bd000103541
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа