Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние изученности мезозойских отложений 7
2 Геологическое строение и нефтегазоносность 13
2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 13
2.2 Тектоника 17
2.3 Нефтегазоносность 25
2.3 Л Характеристика регионально нефтегазоносных комплексов 26
2.3.2 Породы-коллекторы и флюидоупоры 31
2.3.3 Состав и свойства нефтей, газоконденсатов и газов 41
2.4 Гидрогеологические условия и термобарический режим 56
2.4.1 Гидрогеохимическая и гидродинамическая характеристика водоносных горизонтов 56
2.4.2 Характеристика современного геотемпературного поля 61
2.4.3 Пластовые давления 64
3 Литолого-фациальные и палеогеографические условия формирования мезозойских отложений и накопления органического вещества 66
3.1 Триасовый период 68
3.2 Юрский период 77
3.3 Меловой период 87
3.3.1 Нижнемеловая эпоха 87
3.3.2 Верхнемеловая эпоха 93
4 Оценка нефтегазоматеринского потенциала пород 94
4.1 Геохимическая характеристика органического вещества пород по данным химико-битуминологического анализа 94
4.2 Геохимическая характеристика органического вещества пород по данным экспресс-пиролиза «Rock-Eval» 103
4.3 Вьщеление пефтегазоматеринских пород и характеристика их генерационного потенциала 113
4.4 Геохимическая типизация нефтей и газов 124
4.5 Корреляция рассеянного органического вещества пород и нефтей 130
5 Условия генерации углеводородов и формирования их скоплений 134
5.1 Генерационная зональность углеводородов 134
5.1.1 Характеристика основных факторов генерационной зональности 134
5.1.2 Катагенез органического вещества пород 141
5.1.3 Модель генерации углеводородов в мезозойских отложениях 150
5.2 Термобарическая зональность углеводородных скоплений 154
5.3 Условия и время формирования залежей 157
6 Оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений 166
6.1 Прогноз фазовой зональности углеводородных скоплений 166
6.2 Количественная оценка перспектив нефтегазоносности отложений кизлярской свиты 177
Заключение 188
Список использованной литературы 190
- Нефтегазоносность
- Геохимическая характеристика органического вещества пород по данным экспресс-пиролиза «Rock-Eval»
- Характеристика основных факторов генерационной зональности
- Количественная оценка перспектив нефтегазоносности отложений кизлярской свиты
Введение к работе
Актуальность проблемы. Мезозойские отложения зоны Манычских прогибов (ЗМП) и южного склона кряжа Карпинского – территории, расположенной на стыке Ставропольского края и Республик Дагестан и Калмыкия, привлекают в последние годы все большее внимание с точки зрения их нефтегазоносности. Здесь уже открыты и находятся в разработке несколько нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей в триасовых, юрских и нижнемеловых отложениях. Однако существует ряд нерешенных проблем, связанных с выяснением особенностей геологического строения и нефтегазоносности отдельных комплексов осадочных пород. В частности, достаточно низкая эффективность проводимых в этом районе геологоразведочных работ (ГРР) требует решения вопросов, связанных с обоснованием условий генерации углеводородов (УВ) разного фазового состояния и формирования их скоплений.
Целью работы является оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений в пределах восточной части ЗМП и южного склона кряжа Карпинского на базе новых геолого-геохимических исследований.
Основные задачи исследования:
-
Изучение литолого-фациальных и палеогеографических условий образования мезозойских отложений и накопления в них органического вещества (ОВ).
-
Выявление закономерностей изменения по площади и разрезу свойств и состава ОВ пород мезозойского возраста.
-
Рассмотрение закономерностей изменения состава и свойств УВ мезозойских отложений.
-
Обоснование условий катагенетического преобразования рассеянного органического вещества (РОВ) мезозойских отложений и генерации УВ.
-
Качественная оценка перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений и оценка прогнозных ресурсов УВ в отложениях кизлярской свиты.
Научная новизна.
-
На основе детальных литолого-фациальных и палеогеографических исследований составлены новые схемы распространения ОВ различных генетических типов в мезозойских отложениях восточной части ЗМП и южного склона кряжа Карпинского.
-
Разработана новая модель катагенетического преобразования РОВ в нефтегазоматеринских отложениях мезозоя изучаемой территории.
-
Составлена новая схема зональности нефтегазонакопления в мезозойских отложениях.
-
На базе новой геолого-геохимической информации проведена качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности отложений кизлярской свиты.
Защищаемые положения:
-
-
Выявленные закономерности распределения ОВ различных генетических типов в мезозойских отложениях восточной части ЗМП и южного склона кряжа Карпинского.
-
Модель катагенетического преобразования РОВ пород, составленная с использованием данных экспресс-пиролиза «Rock-Eval», химико-битуминологического анализа РОВ пород и результатов изучения отражательной способности витринита, позволяющая с достаточной точностью определять положение главной зоны нефтеобразования (ГЗН) в мезозойских отложениях.
-
Прогноз фазовой зональности углеводородных скоплений и обоснование границ распространения зон преимущественного нефте-, газо- и газоконденсатонакопления в мезозойских отложениях.
-
Оценка прогнозных ресурсов УВ в отложениях кизлярской свиты, подтверждающая перспективность этих отложений для постановки ГРР в восточной части ЗМП и на южном склоне кряжа Карпинского.
Практическая значимость и реализация результатов.
Представленная модель изменения пиролитических параметров экспресс-пиролиза
в модификации «Rock-Eval» позволяет достаточно точно определять граничные интервалы проявления главной фазы нефтеобразования (ГФН) в процессе катагенеза и выявлять положения ГЗН как в разрезе отложений, так и в плане на территории их распространения. Результаты, полученные автором, использованы при планировании ГРР на нефть и газ в пределах Восточного Предкавказья. Разработки автора, касающиеся оценки ресурсов триасовых отложений восточной части ЗМП использовались при выполнении договора по государственному контракту «Технико-экономическое обоснование освоения ресурсов углеводородного сырья пермо-триасового комплекса северо-восточной части Ставропольского края», заказчик – Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Ставропольского края.
Фактический материал.
В основу работы положены результаты научных исследований, выполненных автором в период с 1999 по 2009 гг., данные бурения, гидрогеологических, геофизических и геохимических исследований по более 200 скважинам, пробуренным на территории восточной части ЗМП и южного склона кряжа Карпинского, результаты изучения кернового материала (около 3000 образцов пород, в т.ч. микроскопическое изучение – 220 шлифов), анализ устьевых и глубинных проб нефтей и газоконденсатов (447 проб), свободных, попутных и водорастворенных газов (468 проб), многочисленные публикации по исследуемой проблеме.
С целью изучения вопросов нефтегазообразования и нефтегазонакопления автором были дополнительно отобраны образцы пород (керн) мезозойских отложений из пробуренных скважин Ставропольского края, Республик Калмыкия и Дагестан, и проведены геохимические исследования образцов в специализированных лабораториях НИИ ПНТ НП СевКавГТУ, ИГиРГИ и ОАО «СевКавНИПИгаз». Общее количество результатов геохимических исследований образцов пород, использованных в работе составило:
- пиролитические исследования ОВ пород в модификации «Rock-Eval» – 154 определения;
- изучение отражательной способности витринита – более 1000 определений;
- химико-битуминологический анализ – около 3000 определений.
Обобщение материала осуществлялось путем статистической обработки данных, построения графиков и карт, отражающих современные и палеогеологические условия в мезозойском комплексе восточной части ЗМП и южного слона кряжа Карпинского.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы прошли первичную апробацию на IV Региональной научно-технической конференции «ВУЗовская наука – Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, 2000 г.); III Международной конференции «Геодинамика и нефтегазоносные системы Черноморско-Каспийского региона» (г. Симферополь, 2001 г.), I Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов» (г. Астрахань, 2002 г.), VI Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (г. Кисловодск, 2008 г.), Международной научно-практической конференции ИГ ДНЦ РАН «Геология и нефтегазоносность юга России» (г. Махачкала, 2008 г.), IX Международной конференции «Новые идеи в науках о земле» (г. Москва, 2009 г.), VI Международной конференции «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей – 2009», (г. Геленджик, 2009 г.), VIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (г. Астрахань, 2009 г.).
Публикации: Содержание диссертации опубликовано в 14 работах. Результаты проведенных исследований отражены в 4 научно-исследовательских отчетах НИИ проблем и новых технологий в нефтегазовой промышленности СевКавГТУ, выполненных для Министерства природных ресурсов Республики Калмыкия (2001 г.), Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Ставропольского края (2000, 2008 гг.).
Нефтегазоносность
Большую роль в изучении геологического строения рассматриваемой территории сыграло бурение опорных скважин — Артезианской (1949 г., забой3592 м в пермо-триасовых отложениях) и Джанайской (1951 г., забой 3035 м в пермо-триасовых отложениях), расположенных по региональному сейсмическому профилю с. Артезиан — с. Черный Рынок — г. Кизляр, выполненному трестом «Грознефтегеофизика».
Разбуривание выявленных поднятий (Промысловского, Олейниковского, Ики-Бурульского) с 1952 по I960 годы и получение первых промышленных фонтанов газа и нефти из неглубокозалегающих (около 1 км) альбеких отложений, окончательно убедили исследователей в высокой перспективности территории Республики Калмыкия. Период времени с 1954 по 1968 годы характеризуется разведкой апт-неокомских и юрских отложений на южном погружении кряжа Карпинского, здесь были открыты основные месторожденияшефти и газа, находящиеся в длительной разработке. Большинство выявленных месторождений являются газоконденсатными и нефтегазоконденсатными (Улан-Хольское, Каспийское и др.).
Первые поисковые скважины в восточной части ЗМП пробурены в период с 1949 по 1953 гг. В 1953 году в Ставропольском крае получена первая нефть из отложений нижнего мела (месторождение Озек-Суат). Последующие 10 лет отмечены высокими темпами разведки нижнемелового и юрского комплексов (месторождения Зимняя Ставка, Колодезное и др.).
В 60-е годы были открыты нефтяные и газовые месторождения в юрско-нижнемеловых отложениях Равнинного Дагестана — Южно-Сухокумское, Русский Хутор Центральный и др., получены сведения о структурах, развитых в юрско-меловом комплексе отложений рассматриваемой территории. На этом этапе проводились сейсмические работы с целью выявления и подготовки локальных поднятий в нижнемеловых и юрских отложениях. Расстояние между основными и связующими профилями составляло 0,5 км, что позволило выявить в Равнинном Дагестане значительное количество структур в юрско-нижнемеловом комплексе отложений. К 1970 г. все основные известные месторождения на территории Равнинного Дагестана были выявлены и введены в разработку. В восточной части Ставропольского края, поисковые и детальные сейсморазведочные работы МОВ ОГТ были начаты в 1968 г. трестом «Грознефтегеофизика», в связи с получением промышленного притока нефти из скважины № 5 Урожайненской площади. Цель работ — выявление и подготовка структур в юрско-меловом и в пермо-триасовом комплексах отложений, залегающих на глубинах 3,5 — 5 км. В результате этих работ к поисковому бурению в мезозойских отложениях были подготовлены многие поднятия.
В 1970 году по региональному профилю, отработанному в Прикумской системе поднятий партией вновь созданного треста «Ставропольнефтегеофизика», были выделены перспективные участки для постановки сейсмических исследований, целью которых явилось изучение строения пермо-триасовых отложений. В результате региональных работ в Восточ-но-Манычском и Арзгирском прогибах были выявлены основные тектонические элементы в триасовом комплексе и установлены закономерности их распространения. Наряду с региональными работами проводились детальные площадные работы с целью подготовки объектов к поисково-разведочному бурению, в. результате которых были выделены крупные структурные элементы: АрбалинскшЬи Совхозный валы, Максимокумско-Приманычский, Колодезно-Закумский и Урожайненский приподнятые блоки. В пределах Арзгирского прогиба была выявлена Бойчаровская грабенообразная впадина, выполненная разновозрастными отложениями триаса. На некоторых объектах, установленных геофизическими методами, были получены промышленные притоки нефти и газа и открыты месторождения (Совхозное, Байджановское, Надеждинское и др.).
В пределах Восточно-Манычского прогиба трестом «Грознефтегеофизика» проводились работы MOFT в период с 1978 по 1993 гг., по результатам которых построены структурные карты по разновозрастным отложениям нижнего мела, юры и триаса. На территории Республики Калмыкия сейсморазведочные работы МОВ-ОГТ были проведены в 1982 г. На базе этих исследований, по отражающим горизонтам палеогена и верхнего мела выявлен ряд локальных поднятий, группирующихся в антиклинальные зоны (валы) — Промысловско-Цубукскую, Каспийско-Камышанскую и Комсомольско-Артезианскую и были открыты Калининское, Солянковое, Майли-Харанское, Шахметское, Курганное и др. месторождения.
По сравнению с вышележащими отложениями, триасовый комплекс пород отличается более сложным строением (разбит на блоки, имеет крутые углы падения слоев). Несмотря на достаточно высокую плотность сейсмических профилей, строение триасового комплекса оставалось недостаточно изученным. Профильной сейсморазведкой в этом комплексе (в основном в нижнетриасовых отложениях) выявлены и подготовлены к поисковому бурению структуры только с амплитудой более 50 м. В этой связи, с 1984 г. на площадях с доказанной нефтегазоносностью начали проводить пространственные сейсмические исследования МОГТ ЗД. Структурные построения по данным последних исследований характеризовались высокой точностью и детальностью и позволили установить, что одной из причин получения отрицательных результатов в скважинах, пробуренных на месторождениях, является попадание их в крыльевые части структур. К 1994 году пространственной системой наблюдений (ЗД) покрыта территория Величаевско-Максимокумского вала, Восточно-Манычского прогиба и Прикумской системы поднятий, которая простирается от Величаевского и Колодезного месторождений на западе, далее продолжается в пределах Путиловского, Поварковского, Правобережного, Зимне-Ставкинского месторождений, доходит на востоке до Русского Хутора Северного и Русского Хутора Центрального и заканчивается на территории Дагестана.
С 1994 года после передачи нефтяных и газовых месторождений южного склона кряжа Карпинского и Восточно-Манычского прогиба с баланса ПО «Нижне-Волжскнефть» на баланс АООТ «Калмнефть» резко сократились объемы сейсморазведочных работ и глубокого поискового бурениями, как следствие, не открыто ни одно новое месторождение нефти и газа. В то же время значительный объем сейсмического материала по южному склону кряжа Карпинского и северному склону Восточно-Манычского прогиба, полученный ПО «Гроз-нефтегеофизика» остался в г. Грозном и был потерян вследствие произошедших там событий
Анализ вскрытой части разреза пермо-триасовых отложений территории Ставропольского края показал, что наибольшей изученностью характеризуются породы нефтекумской свиты, а наименьшей — породы маджинской свиты.
Выполненные сейсмические и тематические исследования литофациальной и палеогеографической обстановок осадконакопления нижнетриасовых отложений.в пределах Восточно-Манычского прогиба и на сопредельных территориях, позволили сделать вывод о возможном развитии органогенных построек в этих образованиях [69, 78, 85]. Здесь в 1982 г. было открыто в карбонатных коллекторах нефтекумской свиты нижнего триаса Озерное нефтяное месторождение.
В 2004 - 2005 гг. в Восточно-Манычском прогибе, западнее Озерного месторождения, ОАО «Ставропольнефтегеофизика» проведены сейсморазведочные работы МОГТ 2Д, которые подтвердили наличие вышеназванных биогермных построек в нижнем триасе. Детализировано строение структуры Новая Надежда и выявлена новая структура Бакресская.
В последние годы хорошую результативность дает применение высокоразрешающей сейсморазведки, позволяющей выделять объекты как в антиклинальных малоамплитудных, так и в сложнопостроенных ловушках стратиграфического и литологического класса, которые позволят выявить новые залежи нефти и газа и естественно повысят результативность поисково-разведочных работ.
Геохимическая характеристика органического вещества пород по данным экспресс-пиролиза «Rock-Eval»
Вопрос о наличии пород-коллекторов и флюидоупоров является одним из важнейших критериев прогнозирования нефтегазоносности. Лито логическая характеристика различных типов пород дана на основании изучения керна глубоких скважин ряда площадей: Арбалин-ской, Джанайской, Подсолнечной, Манычской, Надеждинской, Восточно-Артезианской и многих других.
Триасовые отложения. Триасовые отложения представлены разнообразными породами, слагающими разрез. Различная интенсивность вторичных преобразований в них обусловливает весьма неоднородное и сложное строение коллекторских и экранирующих толщ.
В отложениях нижнего триаса (индского яруса) в пределах восточной части ЗМП породы-коллекторы представлены, карбонатными разностями. Среди них наибольшее распространение имеют кристаллические известняки и доломиты. В виде прослоев встречаются ор-ганогенно-детритовые, оолитовые и комковатые доломитизированные известняки.
Кристаллические известняки и доломиты в большинстве случаев обладают низкими коллекторскими свойствами, пористость насыщения их составляет 1,2 — 8,5 %, а проницае-мость 0 — 0,54-10" мкм , что связано с весьма низкой межзерновой первичной и вторичной пористостью. В кристаллических известняках и доломитах с такими низкими емкостными и фильтрационными свойствами первичная пористость почти полностью отсутствует, так как породы характеризуются микро- и мелкозернистой структурой, обусловившей плотную упаковку зерен кальцита и доломита в породе. Исследование микрозернистых известняков и доломитов в шлифах позволило установить в них наличие микротрещин шириной до 5-Ю мкм, протяженность до 2,5 мм, имеющих прерывистое строение без взаимного пересечения. Эти микротрещины обычно выполнены вторичным кремнеземом или кальцитом, а, как известно, микротрещины минерального типа не могут обладать фильтрационными свойствами.
В средней и верхней частях разреза индского яруса встречаются кристаллические известняки и доломиты с крупной и среднезернистой структурой, представляющие интерес, как возможные коллекторы нефти и газа. В известняках и доломитах с подобной структурой в результате перекристаллизации кальцита или доломита образовалась вторичная межзерновая пористость. В тех случаях, когда вторичные межзерновые поры в известняках и доломитах изолированы, коллекторские свойства этих пород низкие. Напротив, при наличии открытых микротрещин коллекторские свойства пород повышаются. Трещинная проницаемость в таких известняках колеблется в широких пределах от 24 до 3160-10"3 мкм2.
В разрезе карбонатной пачки индского яруса, помимо описанных кристаллических известняков, встречаются прослои оолитовых и органогенно-обломочных известняков, имеющих развитие в верхней ее части. Известняки этого типа имеют трещинную проницае мость, которая в отдельных образцах достигает 1332-Ю"3 мкм2. Плотность карбонатных пород составляет 2 -4 г/см3.
В разрезе оленекского яруса, представленного карбонатно-терригенными образованиями, не выделяется пачек, обладающих удовлетворительными коллекторскими свойствами. Встречающиеся в основании яруса, маломощные прослои пелитоморфных известняков, обладают весьма низкими коллекторскими свойствами, так как известняки нередко трещиноваты, но трещины обычно заполнены кальцитом (пористость не превышает 5 %, прони-цаемость0,3-10" мкм).
Прослои песчаников, залегающие среди аргиллитов, интенсивно изменены вторичными процессами, главным образом аутигенным минералоообразованием, что полностью сократило в них первичную пористость.
По данным исследования образцов керна известняки нижненефтекумской подсвиты имеют открытую пористость 0,5 — 2,8% (вторичная пористость - 0,4 — 1,1 %) и проницаемость 0,0025 — 0,7-10"3 мкм?. Для известняков и доломитов средне- и верхненефтекумской подсвит открытая пористость составляет 0,6 — 19,4 %, вторичная 0,2 — 10,9 %, проницаемость 0,0025 4,6-10" мкм . В отдельных образцах вторичная пористость достигает 18;8 %. Проницаемость пород, определенная лабораторным путем, занижена, поскольку по данным промысловых исследований она достигает 385-10"3 мкм2. Отложения средней и верхней подсвит являются основными коллекторскими толщами. Они развиты в пределах Величаевско-Максимокумского вала и южного борта Восточно-Манычского прогиба. Вдоль северного борта Восточно-Манычского прогиба развиты отложения нижней и частично средней подсвит. В пределах Арзгирского прогиба наличие отложений нефтекумской свиты основывается на данных сейсморазведки.
Породы-коллекторы среднего триаса представлены известняками и песчаниками. Исследования коллекторских свойств пород среднего триаса показали весьма низкие их значения. Так оолитовые известняки имеют пористость от 2,3 до 8,3 %, а проницаемость не превышает 0,5-10"3 мкм2. В среднезернистых песчаниках пористость насыщения изменяется от 5,1 до 12,3 %, в большинстве случаев составляет 7,0 %. Определения проницаемости показы-вают не более 0,05-10" мкм". В мелкозернистых песчаниках и алевролитах пористость не превышает 3 - 4,5 %, проницаемость - 0,016-10"3 мкм2, а трещинная проницаемость составля-ет 43,92-10" мкм . Плотность песчаников изменяется от 2,0 до 2,55 г/см .
Известняки и доломиты кизлярской свиты, по данным лабораторных определений, имеют общую пористость от 0,7 до 7,6 %. Эффективное поровое пространство образует открытые трещины, реже каверны и поры вьицелачивания известняка. Раскрытость трещин до 0,012 мм, открытая пористость 0,05 — 0,2 %. Коллекторские свойства продуктивных пластов ладинского яруса изменяются в широких пределах: пористость от 10,7 до 20,5%, проницаемость от 1,0 до 250-10"3 мкм2.
Песчано-алевролитовые породы среднего триаса не могут рассматриваться, как потенциально возможные коллекторы нефти и газа порового типа из-за вторичных процессов, которые почти полностью сократили первичную межгранулярную пористость пород.
Возможными коллекторами нефти и газа являются только оолитовые известняки, залегающие в основании анизийского яруса и песчанистые известняки, залегающие в верхней его части, которые имеют несколько пониженную пористость по сравнению с песчаниками, но содержат серию микро- и макротрещин, что может обеспечить в них фильтрацию УВ.
В отложениях верхнего триаса присутствие осадочных пород, способных аккумулировать УВ в промышленном количестве, крайне ограничено. В разрезе верхнего триаса отмечаются прослои и пласты разнозернистых песчаников, алевролитов, туфопесчаников и туфов. Пористость песчаников колеблется в пределах от 3,7 до 18,1 %; туфов 4 - 10,8 %. Про-ницаемость пород варьирует в широких пределах: от 0,1 до 258 10" мкм . Однако основная масса пород имеет проницаемость менее 1-10" мкм . Низкие значения-емкостных и фильтрационных свойств пород верхнего триаса обусловлены вторичными преобразованиями стадии эпигенеза - окремнением и кальцитизацией. Все песчаники и алевролиты содержат значительную примесь кремнезема, что связано с интенсивной вулканической деятельностью в позднетриасовое время и переносом пеплового материала на большие расстояния.
Как видно из вышеизложенного, в триасовых отложениях изучаемой территории основным типом коллектора нефти и газа является трещинный, реже порово-трещинный и кавернозный. Покрышками, способными обеспечить сохранность залежей нефти и газа, являются: в нижнем триасе — породы оленекского яруса, в среднем - глинистые породы (аргиллиты), образующие мощные (до 100 м и более) пачки, в верхнем — прослои аргиллитов.
Экспертная оценка показывает, что в северной части Восточно-Манычского прогиба перспективы нефтегазоносности могут быть связаны с рифами барьерного типа, формировавшимися на окраине платформенного бассейна в нижнетриасовое время.
Характеристика основных факторов генерационной зональности
По аналогии с расположенной южнее второй более изученной структурно-фациальной зоной органогенные постройки могут быть отнесены к биогермным либо рифовым массивам. Биогермные тела сложены светлыми массивными известняками толщиной от нескольких десятков до ста и более метров.
Вторая структурно-фациальная зона располагается южнее первой. Для нее характерна латеральная дифференциация литологического состава карбонатной толщи нефтекумской свиты. Кроме того, в этой зоне получили широкое распространение крупные органогенные постройки весьма сложной морфологии.
В култайское и демьяновское время темп прогибаниям области развития биогермного (рифогенного) комплекса значительно усиливается и мелководное осадконакопление сменяется образованием-глинистых и известково-глинистых илов в условиях постепенно нарастающей глубоководности; в резко восстановительных условиях диагенеза. В это время, по-видимому, рост гряд органогенных построек прекращается и из глинистых и известково-глинистых илов формируется толща с обилием ископаемых остатков живых организмов, носящая черты толщи доманикоидного характера.
В отложениях нефтекумской свиты нижнего триаса пониженными средними значениями содержания Сорг (0,1 - 0,33 %) характеризуется центральная часть ЗМП (рис. 3.1 а). Среднее содержание Сорг закономерно увеличивается до 0,99 % в. северо-западном и до 0,62 % в юго-восточном направлениях — в сторону увеличения «глубины бассейна осадкона-копления. Отложения представленькпреимущественно карбонатными породами (известняки и доломиты), у которых среднее значение параметра ТОС составляет 0,44 % (рис. 3.1 б).
В залегающих ниже глинистых и терригенных породах куманской свиты (верхний карбон) значения параметра ТОС существенно меньше и равны соответственно 0,23 % и 0,02 %.
Построенные для отдельных тектонических элементов гистограммы распределения значений ТОС для основных типов пород нижнетриасового возраста (рис. 3.1 в) показывают, что повышенные значения ТОС (0,60 % и 0,59 %) имеют известняки Арзгпрского прогиба и Дадынского вала. Пониженные значения ТОС = 0,14 % фиксируются в известняках Восточ-но-Манычского прогиба и Величаевско-Максимокумского вала. Содержание Сорг во всех глинистых породах рассматриваемых тектонических элементов практически одинаковое и составляет 0,32 % (Дадынский вал) - 0,34 % (Восточно-Манычский прогиб и Величаевско-Максимокумский вал). Наиболее характерные фотографии шлифов пород нижнетриасового возраста, содержащих кероген разных типов, представлены на рисунке 3.1 г. Во всех изученных шлифах определено наличие как гумусового (эпизодические остатки унифицированного растительного детрита), так и сапропелевого типа ОВ, пирита, остаточного ОВ с ореолами смолисто-асфальтенового и смолистого битумоида. Кероген гумусового типа ОВ образовался в основном из остатков высшей наземной растительности, для которого характерны длинные алифатические цепочки (рис. 3.1 г, аргиллит). Сапропелевый тип керогена формировался в основном из водорослевых и микробных липидов (рис. 3.1 г, известняк). Проведенные исследования позволяют с определенной долей уверенности определить генетический тип ОВ пород нижнетриасового возраста как смешанный (преимущественно сапропелево-гумусовый).
По результатам лабораторных определений пористость известняков в скважине № 1 (интервал 5274 — 5280 м) Новая Надежда не превышает 2,57 %, однако, учитывая весьма незначительный вынос керна, можно предположить наличие в разрезе пород нефтекумской свиты нижнего триаса более рыхлых, легко разрушающихся-разностей известняков, которые относятся к высокоемкостным коллекторам. При микроскопическом исследовании пород этого интервала среди карбонатов выделяются тонкие (до 0,01 — 0,02 мм) слабо извилистые непрозрачные и темно-коричневые прожилки углеродистого битуминозного вещества. Кроме того, встречаются полые и частично заполненные поры и каверны (диаметром до 0,5 мм) с включениями черного и темно-коричневого битуминозного вещества. Наличие в породах пустот (рис. 3.2, 3.3) может свидетельствовать о широком проявлении процессов выщелачивания и формирования вторичной емкости.
Отложения кизлярской свиты среднего триаса имеют довольно широкое распространение по площади исследования и протягиваются полосой от Бойчаровской площади t (Арз-гирский прогиб) вплоть до Каспийского моря. По литолого-фациальнымгусловиям отложения кизлярской свиты разделяются на две структурно-фациальные зоны (рис. 3.4 а).
В южной части ЗМП получила распространение первая структурно-фациальная зона. Ее формирование происходило в застойных или тиховодных условиях, лишь временами сменявшимися условиями слабой подвижности водной массы, отвечающих внешней части шельфа с глубинами от первых десятков до 100 — 200 м, предположительно аномальной солености. Существующие неровности морского дна разделяли участки с разным соотношением осаждения терригенного материала и биохемогенного карбонатонакопления. Отложения представлены преимущественно карбонатно-терригенно-аргиллитовым типом пород. В направлении с юго-запада на северо-восток наблюдается снижение содержания в разрезе карбонатных пород, постепенное уменьшение среднего диаметра зерен терригенньк пород и увеличение глинистости. Рисунок 3.2 - Фотографии керна нефтекумской свиты - известняк органогенный (водорослевый) перекристаллизованный участками слабо доломитизированный, светлосерый с тонкими (до 0,3 мм) различно ориентированными короткими стилололитоподобными прожилками черного углеродистого вещества. Видны достаточно частые поры выщелачивания диаметром до 1 мм; а - скважина № 1 Новая Надежда (5274 -5280 м); б - скважина № 8 Цекертинская, 5200 м.
Рисунок 3.3 - Фотографии шлифов пород нефтекумской свиты скважины № 1 Новая Надежда (интервал 5274 - 5280 м), без анализатора, цена 1 деления линейки 0,012 мм: а - остатки сине-зеленых водорослей; б - неправильная пустота выщелачивания в водорослевом известняке (белое в верхней части шлифа) с черным и темно-коричневым битуминозным веществом по стенкам и отдельными крупными ромбовидными зернами доломита
Количественная оценка перспектив нефтегазоносности отложений кизлярской свиты
Повсеместное наличие стратиграфических несогласий и литологических «окон» в пределах изучаемой территории, несомненно, оказали положительное влияние на процессы вертикальной миграции УВ, особенно легких. Следовательно, вполне допустимо, что источником для формирования некоторых залежей, в нижнемеловых отложениях были УВ; образовавшиеся как в этих отложениях, так и частично мигрировавшие из нижележащих триасовых и юрских отложений. Между тем результаты тщательного анализа имеющихся данных о физико-химических свойствах нефтей и попутных газов продуктивных отложений изучаемой территории позволяют отметить, что имевшие место процессы вертикальной миграции не снивелировали различий между сингенетичными нефтями отдельных комплексов отложений.
Первая наиболее часто используемая геохимическая классификация нефтей была создана в 70-х годах прошлого столетия (Горнорудное Бюро США: Смит, Лейн, Гартон). С развитием современной органической геохимии она стала не актуальна и на смену ей стали появляться многие другие классификации [21], в основу которых, был положен углеводородный состав или преобладание углеводородного состава отдельных фракций нефти.
Принцип использования особенностей химического состава нефтей- и материнских пород, учитывающий и физико-химические свойства среды осадконакопления, был отражен в классификации F. Vlierboom. На основе 42 анализов группового углеводородного состава бензиновых фракций нефтей и конденсатов мезозойских отложений исследуемой территории, проведена их типизация. Установлено, что все нефти» и конденсаты триасового нефтегазоносного комплекса являются? метановыми, а юрского и нижнемелового - метановыми, и ме-тано-нафтеновыми. Все образцы нефтей триаса образованы.из континентального ОВ; отложенного в мелководных бассейнах различного типа (рис. 4.20 а). Конденсаты и нефти юры занимают промежуточное положение между I и ІГполем и образованы из континентального и морского ОВ: Нефти и конденсаты нижнего мела сосредоточились преимущественно во втором поле, образованы из ОВ с высокой планктоногенной составляющей (рис. 4.20 а).
Кроме того, в работе была использована наиболее распространенная классификация! нефтей (Б. Тиссо, Д. Вельте, 1978 г.), которая основывается на использовании содержания в нефтях УВ различных структурных типов: алканов, циклоалканов (нафтенов), ароматических УВ, смол, асфальтенов и серы. В поле треугольной диаграммы выделяются 6 классов нефтей (рис. 4.20 б). Установлено, что нефти и конденсаты триасового, юрского и нижнемелового комплекса являются парафиновыми. Наиболее обогащены легкими УВ нефти и конденсаты триаса, наименее — нижнего мела, а значения юры занимают промежуточное положение.
Исследования показали, что на местоположение нефтей и конденсатов влияют вторичные факторы, такие как эволюция и превращение (Г. И Сафонова, 1974 г., Б. Тиссо,
Д. Вельте, 1981 г.). Расположение нефтей и конденсатов на треугольной диаграмме указьюает на то, что нефти и конденсат мезозойских отложений, находясь на различных глубинах, претерпели катагенетические изменения. Под воздействием температуры и давления окружающих пород в нефтях и конденсатах происходило медленное, но непрерывное изменение молекулярных структур. Вследствие такого рода превращения, а именно термического созревания, сформировался современный геохимический облик мезозойских нефтей и конденсатов.
Первая классификация природных газов была предложена В.И. Вернадским в 1912 году. В настоящее время существует множество классификаций газов по разным признакам: генезису, химическому составу, месту нахождения (В.В. Белоусов, А.Л. Козлов, М.И. Суббота, Л.М. Зорькин, И.В. Высоцкий, Н.А. Еременко, СП. Максимов и др.). Используя данные 117 анализов свободных и попутных газов мезозоя, согласно тригонограмме (рис. 4.21 а) в триасовых отложениях выделяются легкие углеводородные газы, в юрских и нижнемеловых отложениях (рис. 4.21 б, в) - преимущественно легкие и незначительное количество тяжелых углеводородных газов (площади: Пушкарская, Колодезная, Безводненская и другие).
Классификация растворенных в пластовых водах газов по составу приведена на рисунке 4.22. По данным 37 анализов водорастворенных газов мезозоя территории исследования определен преимущественно углеводородный класс газов. Однако имеются триасовые и юрские пробы водорастворенных газов с содержанием неуглеводородных компонентов от 50 до 75 %.
В основе выявления генетического родства УВ из рассеянного ОВ и нефтей лежит сходство нефтяньк УВ по структуре с некоторыми биологическими предшественниками [7, 10, 23, 52, 53, 72, 80]. Использование информации о составе УВ в нефтях позволяет выявлять структуры, унаследованные от исходного ОВ материнских пород. Такое сходство устанавливается по характеру относительного распределения определенных компонентов — хемофос-силий, или биологических маркеров. Степень сходства или различия подтверждает, предполагает или опровергает наличие связи между нефтями и битумоидами материнских отложений. При этом используют несколько независимых критериев корреляции.
Накопление УВ в залежах произошло в результате первичной и вторичной миграции. Состав битумоидов, оставшихся в материнских породах, отличается от состава той части би-тумоидов, которые накопились в коллекторе. В связи с миграцией нефти в залежах, в отличие от битумоидов материнских пород, сильно обогащены насыщенными УВ, умеренно обогащены ароматическими УВ и очень обеднены полярными (N, S, О) компонентами. Следовательно, насыщенные и ароматические УВ более пригодны для корреляции нефть — материнская» порода, чем гетеросоединения. Тем не менее, Р.Г. Панкиной» [51] была предпринята удачная попытка, корреляции нефть — материнская порода по данным-об изотопах серы. Т.А. Ботневойг [7] проводится это сопоставление по данным структурно-группового состава метано-нафтеновых УВ, спектральных исследований и изучения изотопов-углерода; Последнее заслуживает особого внимания, так как является основным для корреляции нефть — керо-ген породы. Нефть, связанная с определенным керогеном (битумоидом) материнской породы, должна быть изотопически идентичной родственному керогену (битумоиду) или, несколько легче его. Результаты исследований Т.А. Ботневой указывали на одинаковые изменения параметров, как для» нефтей, так и для ОВ пород, что свидетельствует о влиянии на нефть исходного ОВ материнских пород.
Методом тонкоструйной люминесцентной спектроскопии Т.А. Теплицкой (1985 г.) был определен состав полициклических ароматических УВ. С помощью этого метода можно идентифицировать индивидуальные многоядерные ароматические УВ и определять их относительное содержание в нефтях и хлороформенных экстрактах пород. Исследования показали их одинаковый «набор» в нефтях и битумоидах пород одноименного мезозойского возраста. Интересен тот факт, что в породах палеозойского возраста не были обнаружены даже следы полициклических ароматических УВ.
Наиболее простым и часто используемым для корреляции нефть — материнская порода и нефть — нефть является метод капиллярной газожидкостной хроматографии для изучения УВ фракции С9 - Сзо по обычной методике. Результаты хроматографического анализа, проведенного В.А. Чахмахчевым и СВ. Атанасян, показали четкую дифференциацию нефтей меловых, юрских и триасовых отложений территории исследования по всем генетическим показателям (см. рис. 4.18). Нефти юры и нижнего мела обогащены легкими фракциями У В, выкипающими до С is- Для нефтей триаса в основном характерно заниженное содержание этих У В и обогащение высокомолекулярными алканами состава С24 - С28. Предположительно, частичная потеря легких фракций вызвана миграционными процессами. Так, в восточной части территории исследования в отложениях триаса залегают нефти обогащенные легкими УВ (месторождение Сухокумское). В то же время в отложениях юры залегают нефти триасового типа (месторождения: Зимняя Ставка, скважина № 92, Урожайное, скважина № 17), сохранившие свое бимодальное распределение УВ в процессе переформирования залежей. Тенденции в характере распределения УВ нефтей юры и триаса были отмечены и в составе битумоидов этих пород.
УВ-спектры хлороформенных экстрактов среднеюрских отложений (рис. 4.23) показывают, что битумоид аргиллитовой толщи насыщен УВ и является первичным по отношению к вмещающей породе, в то время как подстилающие песчаниковые и алевролитовые пласты содержат мало тяжелых УВ, хотя в отношении легких почти полностью повторяли картину распределения, наблюдавшуюся в породах аргиллитовой толщи. Полученные данные хорошо коррелируются с результатами люминесцентно-битуминологического анализа. По сравнению с аргиллитами песчаники содержат более легкий тип битумоида. По-видимому, в данном случае мы имеем конкретное доказательство эмиграции легких УВ из аргиллитов в подстилающие песчано-алевролитовые пласты.
Похожие диссертации на Геолого-геохимические условия нефтегазоносности мезозойских отложений зоны манычских прогибов и южного склона кряжа Карпинского
-
