Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геолого-геофизические особенности строения 13
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика 21
1.2. Геофизические параметры и поля 33
Глава 2. Структурные элементы и особенности геодинаики 47
2.1. Структурные особенности 50
2.2. Структуры осадочного чехла 56
2.3. Геодинамика 63
2.4. Гидродинамические условия формиованиязон нефтегазонакопления...70
Глава 3. Нефтегазоносность 75
3.1. Размещение и типы скоплений углеводородов 77
3.2. Особенности нефтегазоносного разреза 86
3.3. Характеристика выявленных объектов 99
3.4. Типизация ловушек нефти и газа 117
3.5. Региональные закономерности распределения УВ залежей 124
Глава 4. Глубинный прогноз 130
4.1.О локальной и региональной миграции углеводородов 130
4.2. Глубинные структуры по геофизическим полям 135
4.3. Районирование территории по перспективам нефтегазоносности... 145
4.4. Практические рекомендации по выявлению новых перспективных объектов 161
Заключение 167
Список опубликованных работ 170
Список литературы 172
- Литолого-стратиграфическая характеристика
- Структурные особенности
- Размещение и типы скоплений углеводородов
Введение к работе
Актуальность проблемы. Необходимость расширения ресурсной базы
углеводородного сырья (УВ) на юге России продиктовано значительным
истощением разрабатываемых месторождений и это определяет актуальность
| проведения геологоразведочных работ (ГРР) в пределах слабо изученных
территорий, перспективность которых обосновывается по результатам анализа комплекса геологических данных.
В западной части Терско-Каспийского прогиба (ТКП) к настоящему времени из всех прогнозируемых типов ловушек УВ во всем стратиграфическом диапазоне геологического разреза выявлены, разбурены и сравнительно хорошо изучены лишь брахиангиклинальные складки палеоген-мелового комплекса. Они установлены в пределах нескольких узких антиклинальных зон, где уже открыты нефтяные залежи.
Большая часть территории (погруженные области прогиба и бортовые
'к зоны) остается слабо изученной. Открытым остается вопрос о дислокациях в
прогибе, в частности, наличии погребённых поднятий, не выяснено до конца строение бортовых зон, представляющих нефтепоисковый интерес в связи с прогнозируемыми там зонами развития литологических и тектонических экранов, а также распространения гряд барьерных рифов.
Планомерное геологическое изучение и освоение УВ ресурсов Терско-
Сунженской складчатой области (ТССО) и прилегающих к ней территорий
западной части ТКП было начато с конца 50-х годов после открытия
высокопродуктивных залежей в верхнемеловых отложениях на месторождениях
Малгобек-Вознесенское, Карабулак-Ачалукское и Заманкульское. В то же время
перспективная восточная часть Кабардино-Балкарии на фоне этих и других
„ крупных месторождений, расположенных в непосредственной близости, не
привлекла должного внимания в связи с резко затухающей складчатостью ТССО.
Редкая сеть региональных и поисковых сейсмопрофилей, а также
структурно-поисковых и параметрических скважин, выполненных
ч
различными объединениями, недостаточно увязаны между собой, в связи с чем территория Кабардино-Балкарской республики (КБР) так и остается слабо изученной. Данную проблему осложняет также утеря большей части материалов геолого-геофизических и тематических работ.
В связи с вышеизложенным особую актуальность приобретает изучение глубинного строения и оценка перспектив нефтегазосности рассматриваемой территории на основе систематизации, обобщения и анализа накопившейся за последние десятилетия геолого-геофизической информации.
Цель работы заключается в изучении глубинного строения и оценке перспектив нефтегазоносности западной части Терско-Каспийского прогиба, определении перспективных комплексов и объектов для направления дальнейших поисковых и разведочных работ.
Основные задачи исследования:
систематизация, анализ и обобщение накопленной геолого-геофизической информации в пределах западной части ТКП и его обрамления;
изучение и детализация особенностей глубинного строения территории;
рассмотрение основных критериев оценки перспектив накопления УВ с учётом наличия коллекторов и покрышек а также характера влияния разрывной тектоники на процессы нефтегазонакопления;
анализ условий размещения УВ залежей по нефтегазоносным структурным этажам и выделение локальных структур геосинклинального, платформенного, промежуточного типов и установление их генетических особенностей;
обоснование глубинного прогноза нефтегазоносности новых и уже известных объектов с учётом тектонического районирования и концепции вертикальной миграции УВ;
оценка прогнозных ресурсов УВ на территории КБР;
разработка практических рекомендаций по направлению ГРР.
'" Научная новизна: впервые для западной части ТКП:
обобщена и систематизирована геолого-геофизическая информация за последние три десятилетия;
выполнено детальное тектоническое районирование рассматриваемой территории, при этом тектоническое строение осадочного чехла увязано со
* структурами фундамента;
по сейсмическим данным на территории КБР построена структурная схема палеозойского фундамента;
определены основные критерии (тектонический, литолого-стратиграфический и гидродинамический) оценки перспектив нефтегазоносности и выделены локальные структуры в пределах тектонических элементов II и III порядков;
установлены условия размещения УВ залежей в стратиграфическом разрезе, а также их связь со структурами разной степени дислоцированности;
«" - разработана типизация ловушек нефти и газа с привязкой к нефтегазоносным
структурным этажам;
составлены схемы размещения преобладающих типов природных резервуаров УВ по трем нефтегазоносным структурным этажам;
оценены перспективы нефтегазоносности западной части ТКП и ресурсная база УВ на территории КБР;
разработаны план реализации перспектив нефтегазоносности и практические рекомендации по направлению ГРР.
Основные защищаемые положения:
1. Особенностями глубинного строения западной части рассматриваемого
региона являются: а) погружение и затухание Терско-Суженской складчатой
v зоны в западном направлении, что привело к образованию Нальчикской
надвиговой зоны и Кабардинской системы антиклинальных структур;
б) разломные зоны и блоки фундамента повлияли на строение осадочного
чехла, образующего юрский (подсолевой), верхнеюрско-нижнемеловой,
» *"
верхний мел-эоценовый, олигоцен-миоценовый, плиоцен-четвертичный
^ структурно-стратиграфические комплексы.
2. Разработана типизация ловушек нефти и газа на основе трех
ч контролирующих факторов: структурного, литологического,
стратиграфического и с учетом морфологических особенностей, степени нарушенности ловушек и механизма их образования. Вьщелены структурные (антиклинальные, брахиантиклинальные, погребенные поднятия, моноклинальные приразломные) и неструктурные (рифовые) типы ловушек. Вьщеленным типам ловушек соответствуют однотипные залежи нефти и газа.
3. Перспективы нефтегазоносности бортовых зон Терско-Каспийского
прогиба обусловлены наличием в верхнем структурном этаже (верхи нижнего
мела и верхний мел) антиклинальных (в том числе погребенных) ловушек, в
среднем (низы нижнего мела, верхняя юра) - брахиантиклинальных и
приразломных моноклинальных образований, в нижнем (подсолевая верхняя
юра) - приразломных моноклинальных и рифовых (биогермных) ловушек.
* Прогнозируется преобладание нефтяных залежей над газовым и
газоконденсатными.
Практическая ценность и реализация работы. Результаты проведенных исследований. могут_ быть использованы при составлении и реализации программ проведения ГРР на нефть и газ Территориальным агентством по недропользованию по КБР и нефтяными компаниями, при разработке программ лицензирования пользования недрами и программ освоения минерально-сырьевого комплекса КБР, а также республиканской программы решения социально-экономических проблем.
Типизация ловушек нефти и газа и схемы размещения перспективных объектов по трем структурным этажам предложены в качестве прогноза
1 нефтегазоносности территории, выбора методики и направлений дальнейших
і геологоразведочных работ.
v Разработки автора в части направления FPP уже частично реализованы в
ежегодных федеральных программах (1995-2002г.г.), а также
w выполняются в настоящее (2005-2006гг.) в рамках федеральной
программы по воспроизводству минерально-сырьевой базы. В виде предложений они вошли в аналогичные программы: федеральную на период 2004-2010 г.г., республиканскую целевую на 2003-2005 г.г.
Предложения и рекомендации явились составной частью проектов
*' поисково-оценочных работ и пробной эксплуатации залежей
лицензионных объектов (месорождения: Харбижинское, Ахловское, Арак-Далатарекское, Советское) ОАО «НК «Роснефть» - Кабардино-Балкарская топливная компания» и ОАО «Каббалкнефтетоппром».
Фактический материал и личный вклад автора. При подготовке
диссертации использованы собственные результаты исследований с
учетом фактического материала различных производственных и научных
организаций нефтяной отрасли (ПО «Грознефть», ПО
«Ставропольнефтегаз», треста «Грознефтегеофизика», ОАО
«Ставропольнефтегеофизика», «СевКавНИПИнефть» ПГО
«Севкавгеология», Кабардино-Балкарская ГРЭ). Проанализированы и
учтены ранее опубликованные работы по данной проблеме. При непосредственном участии автора с 1993 года обоснованы и выполнены поисковые и региональные сейсморазведочные работы в объеме более 1150 п.км, высокоточные гравиразведочные работы на площади около 1000 кв.км. Комлексирование этих методов продолжается в 2005-2006г.г. в рамках федеральной программы. Проведены работы по расконсервации старого фонда скважин, испытанию перспективных горизонтов, приросту и уточнению запасов на Ахловском и Харбижинском, Советском месторождениях. По результатам этих работ уточнено геологическое строение ранее выявленных месторождений и перспективных
v структур, выявлены новые перспективные площади и стуктуры. На
рассматриваемой территории, подготовлены к поисковому бурению четыре новых перспективных площади.
4 Впервые разработана типизация ловушек нефти и газа и составлены схемы
размещения преобладающих типов природных резервуаров УВ по трем нефтегазоносным структурным этажам. Выполнено детальное тектонические районирование рассматриваемой территории. По сейсмическим данным на территории КБР построена структурная схема палеозойского фундамента.
* Оценены прогнозные ресурсы УВ по двум вариантам: по локальным
перспективным объектам и по удельной плотности в пределах расчетных
участков, разработаны рекомендации по дальнейшему направлению ГРР.
Апробация работы. Основные результаты доложены на заседаниях научно-технических советов Регионального агентства по недропользованию по ЮФО, Территориального агентства по недропользованию по КБР, ФГУП «ВНИГНИ», ОАО «Каббалкнефтетоппром» и ОАО «НК «Роснефть» -Кабардино-Балкарская топливная компания», а также на научно-практических конференциях: «Перспективы развития горнодобывающего и металлургического комплексов России» (г. Владикавказ, 2002г.), Четвертой
Международной научной конференции «Проблемы геологии, полезных
ископаемых и экологии юга России и Кавказа (г. Новочеркасск, 2004г.)
Публикации. Результаты исследований автора отражены в восьми статьях, а так же в двух коллективных геологических отчетах и трех проектах.
Объёмы работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав введения и заключения, изложенных на 173 страницах, содержит 9 таблиц, иллюстрирована 49 рисунками. Список использованных источников включает 125 наименований.
Автор благодарит д.г.-м.н., профессора Г.И.Лебедько,
П.Е.Пчелинцева, к.г.-м.н. А.Н.Маркова за помощь в ходе выполнения
v диссертационной работы, выражает признательность специалистам ФГУП
«ВНИГНИ» за конструктивное обсуждение различных аспектов
диссертационной работы.
*
Литолого-стратиграфическая характеристика
В пределах западного окончания Терско-Каспийского краевого прогиба геологический разрез представлен комплексами пород палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста (рис.5).
Породы палеозойского фундамента - темно-серые, зеленовато-серые углифицированные сланцы, прорванные гранитными интрузиями,вскрыты глубокими скважинами в пределах Баксанской моноклинали.
Отложения нижнего (триасового) структурного этажа осадочного чехла выявлены глубоким бурением восточнее рассматриваемой территории и представлены вулканогенными породами.
На породах палеозойского фундамента несогласно залегают нижнеюрские отложения.
Нижний отдел (Ji). Нижний отдел юры в пределах описываемой территории представлен терригенными отложениями плинсбахского (Jip), и тоарского (Jit) ярусов, сложенные конгломератами, серыми полимиктовыми песчаниками, глинистыми углеродистыми сланцами. Мощность отложений колеблется от 100 до 400 метров.
Средний отдел (J2). Терригенная толща доггера представлена, в основном, темно-серыми почти черными песчанисто-слюдистыми аргиллитами с пропластками светло-серых песчаников, алевролитов и линзами мергелей ааленского (т2а), байосского (ЗД) и батского (J2bt) ярусов. Наибольшая мощность среднеюрских отложений вскрыта глубокими скважинами на Баксанской площади и составляет 850 метров.
Верхний отдел (J3). Отложения верхней юры в пределах западного окончания ТКП распространены повсеместно и представлены келловейским (тзк), оксфордским (J30), кимериджским (J3km) и титонским (J3tt) ярусами. На описываемой территории верхнеюрские отложения достаточно хорошо изучены как в естественных обнажениях, так и по данным глубокого бурения. (Рис. 5,6,7).
Келловейский ярус (J$)- Отложения келловея представляют светло серые песчаные ювестковистые породы и сменяющие их вверх по разрезу черные неизвестковые аргиллиты, а также органогенно-обломочные и оолитовые известняки, которые несогласно перекрывают разновозрастные породы нижне-среднеюрского возраста. Мощность келловейских отложений достигает 20-24 метров, с уменьшением ее на север и северо-запад до 7- 15м.
Оксфордский ярус(Ззо). Залегают оксфордские отложения на известковых песчаниках и аргиллитах келловея несогласно, часто имея в подошве базальный конгломерат, хорошо охарактеризованный аммонитами. На западе ТКП низы отложений яруса представлены губко-водорослевыми темно-серыми известняками, богатыми останками кремневых губок. В обнажениях известняки сильнобитуминозные, криптозернистые, среднеслоистые и сгустковые. Породы разбиты трещинами различной ориентации и обладают коллекторскими свойствами за счет вторичной пористости. Средняя и верхняя: части яруса сложены белыми массивными доломитами с примесью терригенного (кварцевого) материала и тонкослоистыми известняками. В кровле отложений Оксфорда отмечаются линзы известняков, образованных исключительно обломками раковин брахиопод.
Предполагается возможное формирование коралловых рифов субкавказской ориентации оксфордского возраста. Мощность яруса 230-280 м. (Рис. 6).
Кимериджский ярус (J km). На размытой поверхности оксфордских доломитов залегает пачка известняков кремово-серого цвета толсто- и среднеслоистых, микро- и тонкозернистых с прослоями доломитов, а также органогенно-обломочных и оолитовых известняков. Мощность известняково доломитового слоя кимериджа достигает местами на юге рассматриваемого района 300 м.
Толща келловей-оксфорд-кимериджских отложений в литературе посвященной нефтегазоносности ТКП носит название "Подсолевой юры (толщи)". Общая мощность "подсолевого" комплекса достигает 800 метров.
Титонский ярус (J3 tt). Нижний-средний подъярус (J3 tt1"2) - "Солевая юра".
Наиболее надежным флюидоупором в пределах ТКП являются две субрегиональные покрышки. Это "нижняя солевая юра" и "верхняя солевая юра", разделенные между собой "межсолевой юрой".
Нижняя и верхняя "солевая юра" имеют аналогичные строение и состав и развиты на значительной площади ТКП. Они сложены чередующимися между собой пачками ангидритов, галитов и относительно редких пластов доломитов. Каменная соль и ангидрит-галитовые породы бесцветные, серые, редко бело-розовые, крупнозернистые, перекристаллизованные. Галиты распространены, в основном, в центральной части ТКП.
"Межсолевая юра" представлена глинистыми, оолитовыми, органогенно-обломочными известняками с многочисленными спикулами губок.
Мощность "межсолевой юры" достигает 250-300 м. Органогенный детрит представлен, главным образом, спикулами губок.
"Верхняя солевая юра" является непроницаемой покрышкой для "межсолевой юры".
Общая наибольшая мощность "солевой юры" колеблется в пределах 800-1200 м (Рис. J).
Структурные особенности
Западная часть ТКП характеризуется сложным складчато-блоковым строением. Системы крупных разломов выделены М.Н. Смирновой, И.М. Крисюк, В.А. Станулисом, В.И. Коноваловым, В.Д. Талалаевым и другими.
По фундаменту территория Терско-Каспийского прогиба осложнена системой разломов трех основных ориентировок:
а), близширотной - Черногорской, Пшекиш-Тырныауз-Аргудан-Сунженской, Терской, Краевой и Ногайской;
б), северо-восточной - Малкинской, Баксанской, Чегемской, Черекской, Ардонской, Цхинвальско-Казбекской, Аргунской, Новогрозненской (Аксайской);
в), северо-западной - Нальчикской, Датыхско-Ахловской, Бенойско-Эльдаровской, Гудермесско-Моздокской.
Подавляющее число выделенных разломов отчетливо прослеживаются в фундаменте и, проникая в осадочный чехол до различных стратиграфических уровней, относятся к категории скрытых.
Среди глубинных разломов общекавказского простирания наиболее крупным является Черногорский (Владикавказский), отделяющий мегантиклинорий Большого Кавказа от Терско-Каспийского прогиба. Согласно представлениям М.Н. Смирновой Черногорский разлом состоит из двух систем разломов и в целом является поднадвигом под мегантиклинории Большого Кавказа, так как в осадочном чехле маркируется надвигами с южным падением сместителей.
Особую разновидность систем глубинных разломов представляют шовные зоны. Именно с ними связано формирование линейно-ориентированных субширотного простирания антиклинальных надразломовых структур. К ним относятся Аргудан-Сунженская и Терская, а также к этому типу следует отнести Краевую (Притеречную), Черногорскую, Сюретско-Ахловскую, Бенойско-Эльдаровскую, Гудермесско-Моздокскую.
Субмеридинанальное простирание Нальчикского глубинного разлома определило и ограничило зону Баксанской моноклинали с многочисленными тектоническими блоками, которые глубоко проникли в осадочную толщу.
Можно предполагать, что субширотные раздробленные шовные зоны (Черногорская, Сунженская, Терская, Краевая, Ногайская), выявленные КМПВ-ГСЗ, МОВЗ и имеющие современную ширину 5-7 км, в периоды растяжения земной коры имели гораздо большие размеры. При проявлении масштабного тангенциального сжатия альпийского тектогенеза они формировали горстообразные приподнятые блоки фундамента, влияющие на формирование структуры осадочного чехла. На временных региональных палеопрофилях на южном борту ТКП выделяется крупный выступ фундамента размером в высоту до 2 км, контролировавший осадконакопление в пермо-триасовом и юрском бассейнах. Довольно уверенно его положение фиксируется на сейсмопрофилях в автохтоне Варандийской складки.
Северный борт ТКП, ограниченный Краевым и Ногайским глубинными разломами и шириной 20-25 км, наклонен к югу с погружением фундамента от -6,5 км до -8-Ю км. На западе борт осложнен Степновским выступом и Степновским прогибом, восточнее предполагается наличие Шелковского палеовыступа и Бабаюртовского вала. В пределах борта в триасовых отложениях вскрыта мощная вулканогенно-осадочная толща, происходит региональное выклинивание к северу нижне-среднеюрских и верхнеюрских отложений.
Притеречная антиклинальная зона с размерами 75 х 5-Ю км и высотой 500 м с юга ограничена узкой протяженной Притеречной депрессионной зоной, в которой фундамент погружается до отметок -8,5-9,0 км.
Терская антиклинальная зона имеет протяженность 195 км при ширине 5-Ю км. Высота ее достигает 1000 м, наиболее приподнятая западная часть (Малгобек-Вознесенская) оконтурена изогипсой -7500 м.
Грозненско-Харбижинская антиклинальная зона выделяется впервые с учетом материалов сейсморазведки, в осадочном чехле она выражена структурами Старогрозненской, Алханчуртской, Западно-Алханчуртской, Харбижинской и др. Размеры зоны 165x5-8 км, высота около 500 м.
Размещение и типы скоплений углеводородов
В пределах западной части Терско-Каспийского прогиба установлены более шестидесяти промышленных скоплений УВ в мезокайнозойских отложениях. Они стратиграфически связаны с отложениями палеоген-верхнемеловыми - 34 залежи, альб-аптскими - 14 залежей, барремскими - 3 залежи, валанжинскими - 7 залежей, верхнеюрскими - 4 залежи (Табл.1).
Все известные месторождения (залежи) приурочены к трем группам структур: к крупным складкам плиоцен-антропогенного формирования, структурные планы которых резко выражены по всему разрезу вплоть до поверхности; к поднятиям-«спутникам» крупных структур, не отражающимся в верхнемайкопской серии и неогеновых отложениях и к группе погребенных поднятий, расположенных в зонах прогибов по отложениям неогена.
Характеристика выявленных месторождений нефти на территории КБР приведена в таблице 2. Типы скоплений и размещение углеводородных залежей на рассматриваемой территории тесно увязаны с выявленными общими закономерностями их фазового распределения в основной части ТКП.
Анализ размещения нефтяных и газовых залежей в мезозойском комплексе, а также их физико-химическая характеристика свидетельствует о региональной фазовой зональности смещения углеводородных скоплений с запада на восток - от нефтяных залежей к нефтеконденсатным и далее на восток газоконденсатним и природным газовым. Такое же изменение происходит с содержанием в нефти серы, асфальтенов, смол и парафинов.
В пределах глубин, достигнутых бурением, выделяются два основных геохимических углеводородных этажа. Первый (сверху вниз) УВ этаж охватывает интервал от верхнемеловой толщи, сложенной в основном карбонатными породами, до нижнемеловых терригенных отложений включительно. Для него характерно наличие нефти и конденсатной продукции обычно средней степени превращенности. Второй УВ геохимический этаж, имеющий более метанизированные нефти и конденсатоподобные УВ фазы со средней и сильной степенями превращенности, относится к интервалу валанжинских, берриасских и верхнеюрских (надсолевых) отложений. Эта этажность иногда имеет локальные нарушения из-за происходивших межрезервуарных флюидных перетоков, в связи с чем границы распространения нефтей различных разновидностей не имеют повсеместно выдержанной стратиграфической приуроченности по региону. Комплекс аналитических данных, характеризующих химические особенности нефтей, конденсатов и конденсатоподобных УВ фаз, свидетельствует о различии генотипа углеводородных флюидов, полученных по выделенным этажам.
Результаты гидродинамических исследований, в том числе полученные с применением специальных индикаторов, и данные о начальных пластовых давлениях указывают на то, что в верхнем УВ геохимическом этаже на отдельных площадях ТКП не исключается даже современная гидродинамическая связь верхнемеловой толщи с терригенным комплексом нижнего мела. В этой же области на многих площадях довольно часто фиксировались нефтегазопроявления при бурении в верхней части альб-аптского яруса до вскрытия расположенных ниже продуктивных песчано-алевролитовых пачек разреза. Такое явление в геологическом отношении может рассматриваться как одно из доказательств существования миграционного флюидного шлейфа на переходе от продуктивной зоны альб-аптского разреза до верхнемеловой толщи. Закономерности размещения УВ залежей в обоих упомянутых геохимических этажах свидетельствуют о вполне определенной структурно-тектонической закономерности размещения залежей.
Обнаружение в пределах ТКП газоконденсатных и газовых скоплений на ряде месторождений ниже залежей нефти однозначно указывает на существование там вертикальной зональности (этажности) в размещении различных фазовых типов УВ залежей. Это вполне обычное явление для альпийских краевых прогибов, к которым относится и Терско-Каспийский краевой прогиб. Современный характер упомянутой этажности предопределен итоговым эффектом всего предшествующего сложного нефтегазо-геологического режима, дифференциацией глубинной зональности катагенеза рассеянного органического вещества (РОВ) нефтегазогенерировавших отложений, пространственно-временным развитием зон нефте- и газообразования.
В этой же области отмечается и определенная фазовая площадная (горизонтальная) зональность размещения УВ залежей в мезозойском комплексе отложений. Почти по всем его основным стратиграфическим интервалам отмечается тенденция смены в восточном направлении однофазовых залежей нефти на газоконденсатные и даже газовые. В целом это согласуется с намечающейся общей картиной смены степени катагенеза РОВ, признаваемых как потенциально нефтегазопродуцировавшие отложения в ТКП. Выявленные УВ залежи в мезозойском комплексе ТКП, в общем, охватывают диапазон от нефтяных до газовых включительно, от однофазовых до двух-трехфазовых. Степень их изученности в фазово-диагностическом отношении в зависимости от этапов ГРР и разработки весьма разная. Барогеотермические пластовые условия некоторых залежей околокритические или близки к ним. Во многих случаях обнаружилось существование нефтей с высокой усадкой и, в том числе, так называемых нефтей переходного состояния со специфическими физико-химическими свойствами и с очень высокой газонасыщенностью. Последнее обстоятельство и своеобразный компонентный состав растворенного в них газа, сближающий их с конденсатоподобными фазами, затрудняет диагностику фазового характера скоплений. Естественно, что в связи со всем изложенным выше, в ТКП серьезное практическое значение приобрели вопросы определения фазовых типов УВ залежей.
П.Е.Пчелинцев, Н.И.Кононов, Н.Н.Волгин на основе анализа всех имеющихся данных и различных методик, попытались установить закономерности фазового размещения УВ залежей в ТКП и его бортовых частях. Полученные расчетные диагностические показатели для определенных фазовых типов УВ залежей ТКП в значительной части относятся к группе газогеохимических критериев и отражают определенные различия в составах газов разных фазовых типов УВ залежей.
Определенную помощь в установлении фазового состояния УВ залежей, при достаточно высокой надежности данных о начальных пластовых давлениях и температурах может оказывать также термобарический показатель, предложенный А.Н. Резниковым и А.А. Ярошенко для мезозойских объектов Восточного Предкавказья. Ими была установлена зависимость стандартной плотности нефтей и конденсатов от соотношения начальных пластовых температур и давлений.
Похожие диссертации на Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности западной части Терско-Каспийского прогиба
