Содержание к диссертации
Введение
1. О строении и нефтегазоносности отложений терригенного девона Пермского края
2. Основные закономерности формирования и геологического строения девонских терригенных отложений южных районов Пермского края
3. Характеристика генерации углеводородов в девонских терригенных отложениях
3.1. Особенности распределения органического вещества и битумоидов в породах
3.2. Масштабы генерации углеводородов
4. Характеристика зон аккумуляции углеводородов
4.1. Ловушки, коллекторы и флюидоупоры
4.2. Состав и свойства нефтей и газов
5. Модель формирования нефтегазоносности в отложениях терригенного девона южных районов Пермского края
5.1. Результаты корреляции нефть – органическое вещество пород, нефть-нефть
5.2. Обобщенная модель формирования нефтегазоносности 102
6. Зональный прогноз нефтегазоносности девонского терригенного нефтегазоносного комплекса на юге Пермского края
Заключение
Список литературы
- О строении и нефтегазоносности отложений терригенного девона Пермского края
- Основные закономерности формирования и геологического строения девонских терригенных отложений южных районов Пермского края
- Масштабы генерации углеводородов
- Состав и свойства нефтей и газов
Введение к работе
Актуальность работы. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция длительное время занимает одно из ведущих мест по добыче нефти в стране, но с каждым годом уменьшается количество вновь открытых и разведанных запасов. Так, на сегодняшний день ресурсная база Пермского края весьма истощена, основные нефтегазоносные комплексы уже достаточно разбурены и изучены. Многие исследователи считают, что актуальной проблемой является переход к исследованию менее изученных комплексов, а рост ресурсной базы углеводородов всего севера Урало-Поволжья и Пермского края в том числе связан в первую очередь с отложениями терригенного девона и додевонскими комплексами пород. В пределах ряда регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции отложения терригенного девона являются основными источниками добычи углеводородов (УВ), тогда как в северных районах их вклад в ресурсный потенциал не превышает 7-10 %.
На территории Пермского края уже открыто более 40 месторождений нефти с залежами в девонском терригенном нефтегазоносном комплексе (НГК). Большинство месторождений сосредоточено на юге края в пределах севера Башкирского свода и прилегающих районов. В то же время развитие поисковых работ в значительной степени затруднено, так как до сих пор нет единого мнения о формировании в них залежей.
Цель работы. Научное обоснование и оценка перспектив
нефтеносности девонских терригенных отложений южных районов Пермского края.
Основные задачи исследования. В ходе достижения поставленной цели решались следующие задачи:
обобщение данных по геологическому строению и нефтеносности девонских терригенных отложений;
качественная и количественная оценка генерации углеводородов в отложениях терригенного девона;
- характеристика особенностей зон аккумуляции УВ девонского
терригенного НГК;
- обоснование модели основных этапов формирования нефтегазоносности
девонских терригенных отложений и разработка геолого-математических
моделей прогноза нефтеносности.
Методы решения поставленных задач.
-
Сбор, обобщение и систематизация результатов комплексных геологических, геохимических и петрофизических исследований девонских терригенных отложений и составление баз данных.
-
Построение региональных схематических карт, профилей и разрезов по основным параметрам, характеризующим строение и нефтегазоносность терригенного девона.
-
Статистическая обработка результатов изучения строения, коллекторских свойств пород, физико-химических свойств и состава нефтей.
-
Применение вероятностно - статистических методов при прогнозе нефтеносности.
Научная новизна работы. Обоснован комплекс геологических критериев контролирующих нефтегазоносность девонских терригенных отложений. Установлено, что генерационный потенциал пород комплекса недостаточен для формирования залежей. Впервые установлена генетическая связь нефтей терригенного девона с органическим веществом (ОВ) пород и нефтями верхнедевонско-турнейского комплекса. Обоснована новая модель основных этапов формирования нефтегазоносности девонских терригенных отложений на юге Пермского края. Впервые разработаны вероятностно-статистические модели прогноза нефтеносности, выделены перспективные структуры.
Защищаемые положения.
-
Модель основных этапов формирования нефтегазоносности девонских терригенных отложений южных районов Пермского края.
-
Геолого-статистические модели прогноза нефтеносности девонских терригенных отложений.
3. Схема прогноза нефтегазоносности юга Пермского края.
Фактический материал. В работе проанализированы данные по
результатам исследований более 1000 скважин, 433 образцам керна и 393 пробам нефтей. Всего более сорока геологических, геофизических и геохимических параметров было вовлечено в исследование.
Практическая значимость и реализация результатов исследований. Полученные результаты принципиально меняют подходы к проведению поисковых геологоразведочных работ в девонском терригенном комплексе на юге Пермского края. Выполнен прогноз нефтеносности подготовленных и выявленных структур. Результаты исследований использованы отделом подсчета запасов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» филиал в г. Перми «ПермНИПИнефть».
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 100-летию профессора П.А. Софроницкого (ПГНИУ, Пермь, 2010), Юбилейной научно-практической конференции, посвященной 95-летию Пермского университета и 80-летию геологического факультета «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (ПГНИУ, Пермь, 2011), ежегодных конкурсах молодых работников и специалистов Филиала ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" «ПермНИПИнефть» в г. Перми.
По теме диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 3 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, списка литературы из 121 наименований. Общий объем диссертации 138 страниц, в том числе 54 рисунка, 16 таблиц.
Автор выражает благодарность научному руководителю Заслуженному геологу РФ, д.г.-м.н., профессору Т.В. Карасевой за всестороннюю поддержку и помощь в выполнении данной работы.
О строении и нефтегазоносности отложений терригенного девона Пермского края
Первое упоминание, сбор информации 1845-1889 гг. Р. Мурчисон отметил, что терригенные отложения девона развиты неповсеместно, местами присутствуют только карбонатные разности, представленные темноцветными известняками, перекрывающимися темно-серыми каменноугольными известняками. В 1860 г. P.M. Грюневальдт, проводя геологические исследования в бассейне р. Чу совой подтвердил правильность выводов о наличии девонских и каменноугольных отложений, опубликованных Р. Мурчисоном.
На этом изучение девона в Пермском крае прекращается на длительное время, и только 30 марта 1929 года в Верхнечусовских Городках, когда из скважины № 20 с глубины 330 м поднят доломит артинских отложений, содержащий признаки нефти и газа, интерес к изучению нефтегазоносности региона резко возрос.
Начало изучения девонских отложений 1929-1947 гг. В период с 1933-1934 гг. по результатам первой пробуренной скважины в Краснокамске начинаются планомерные геологические исследования отложений терригенного девона. Породы верхнего девона Краснокамской скв. 1 изучались Е.Н. Ларионовой, П.А. Софроницким, Л.З. Егоровой, Н.П. Малаховой и В.П. Батуриным.
В довоенные годы на территории Пермского края открыто нефтяное месторождение с залежами нефти в терригенном девоне: Краснокамское (1935г.). Чуть позже в 1945 г. открыто Северокамское месторождение. Эти открытия дали веское основание для развития геологоразведочных работ в платформенной части Пермского края и толчок для роста объемов разведочного бурения и увеличения глубины исследований. В военные годы бурение глубоких скважин было несколько приостановлено. В 1943-1944 гг. одновременно ведутся исследования по нескольким направлениям; так, К.И. Адрианова, М.В. Бунин, Л.П. Гмид, Б.П. Марковский и Н.Н. Соколова детально изучают стратиграфию девонских отложений бассейна р.Чусовой. Н.Н. Соколова и Л.П. Гмид (1949) провели петрографо-минералогическое изучение девонских отложений в Пермском, Кизеловско-Косьвинском и Чусовском районах. Ими были выявлены определенные минералогические коррелятивы, характерные для каждого стратиграфического горизонта и их изменения. Установлено, что минералогический комплекс пород нижнего девона остается постоянным для Краснокамского, Кизеловско-Косьвинского районов и северной части бассейна р.Чусовой и несколько меняется в более южных районах – в средней и южной частях бассейна р.Чусовой. В Краснокамске исследователи условно выделили нижний девон – мощную немую пестроцветную толщу и эйфельский ярус (такатинскую свиту). В это время закладываются новые скважины.
К.И. Адрианова (1945) впервые провела тематические исследования по изучению девонских отложений бассейна р.Чусовой с целью оценки перспективности нефтеносности этого района. Чуть позже Н.И. Пьянкова по брахиоподам установила нижнеживетский возраст карбонатных отложений среднего девона Краснокамско-Полазненского вала, в которых ею были выделены фавозитово-строматопоровые и сирингопоровые слои.
Систематическое изучение, уточнения накопившейся информации о девонских отложениях 1947 – 1990 гг. В данный период все результаты бурения систематически изучаются ВНИГРИ и ЦНИЛами нефтекомбинатов и трестов. В 1947-1949 гг. ежегодно в глубокое бурение вводились новые площади. Начиная с 1948 г. бурение в девонских отложениях планируется на всех структурах, вводимых в глубокую разведку, но фактически бурение, как правило, велось с весьма малым отбором керна.В этот период отложения изучались группой геологов ЦНИЛа Молотовнефть: Е.Н.Ларионовой, А.С.Ердяковым, Н.И.Пьянковой и Э.М. Демичевой, а так же П.А.Софроницким, Н.А. Трифоновой, Н.Н. Соколовой, В.Н. Тихим и другими учеными. В результате работ ЦНИЛа были составлены сводные разрезы и разрезы по скважинам Краснокамской, Северокамской и Полазненской структур. Дана их подробная литологическая, фаунистическая характеристики и фациальная интерпретация. Отложения, подстилающие такатинскую свиту, условно считавшиеся живетскими, названы нижним девоном – эйфелем (Е.Н. Ларионова, 1949). В такатинской свите песчаников выделена нижняя пачка ожелезненных пород. Терригенная продуктивная толща, как и раньше на основании находок в верхней ее половине эстерий нижнефранской фауны, Е.Н. Ларионовой целиком причислена к пашийской свите. Она условно сопоставила ее с ардатовским и большей частью нарышевского горизонтов Туймазов. Разделить толщи ввиду непостоянства ее литологического состава и отсутствия фауны было признано невозможным.
Начиная с 1950 г. изучение выходит на стадию уточнения накопившихся материалов. Так, идет сопоставление составленных ранее местных стратиграфических схем девона. На землях «Молотовнефть» девонские отложения изучаются по новым разрезам Пермской области и Удмуртии. Так Е.Н. Ларионова и Н.И. Петренева детально описали девонские отложения Пермского Прикамья в разрезах г. Осы, выделив доманиковую свиту над аналогами саргаевских слоев, Н.Н.Соколова – палеогеографию времени осадконакопления девонских отложений и составила палеогеографические карты для всего живетского века без выделения более дробных отрезков времени. Е.Н. Ларионова (1951) закончила первую сводную работу, обобщившую все имеющиеся к этому времени материалы по стратиграфии и фациям девонских отложений Прикамья. В 1952 г. опубликована работа Н.Н. Соколовой по петрографии девонских отложений Приуралья и палеогеографии времени их образования. В работе дано детальное описание терригенных девонских и более молодых отложений, приведена их минералогическая характеристика. В 1953 г. издан сборник докладов «Девон Русской платформы», в котором изложены результаты изучения не только девонских, но и додевонских толщ. В 1956 - 1957 гг. ВНИГРИ опубликованы монографии по Волго-Уральской области: «Тектоника» под редакцией В.Д. Наливкина, «Девонские отложения» под редакцией В.Н. Тихого и «Нефтегазоносность» под редакцией Ю.А. Притулы. Обобщение материалов по землям объединения «Пермнефть» проведено П.А. Софроницким, Е.Н.Ларионовой, Н.И. Петреневым и И.Х.Абрикосовым. В период с 1956 - 1959 гг. обобщение материалов по геологии и нефтеносности Пермского края проведено в рамках тематических работ под руководством К.С. Шершнева. С 1955 г. систематические исследования по геологии и нефтеносносности Волго-Уральской области начинают проводить во ВНИГНИ, строение данных отложений рассмотрено в фондовых и печатных работах З.И. Бороздиной, З.Н. Ивановой, А.А. Клевцовой, В.А. Клубова, С.К. Нечитайло, К.Ф. Родионовой, М.Ф. Филипповой и другими исследователями. До 1959 г. разведочные работы были сосредоточены в основном в центральных и южных районах Пермского края, позднее начато бурение по девонским отложениям на северо-западе (склон Коми-Пермяцкого свода) и востоке (Предуральский прогиб).
В 1950-1977 гг. шло развитие представлений о геологическом строении Камско-Кинельской системы палеовпадин, что обеспечило высокую результативность геологоразведочных работ [19ф]. В эти годы открыты практически все основные нефтяные месторождения Пермского края. Важно отметить, что возросли глубины открываемых залежей (до 1600-2400 м), обеспечивался постоянный прирост промышленных запасов. Важность изучения терригенного девона для увеличения ресурсной базы отмечают и зарубежные исследователи [98,99,100]. На территории края освоены южные и северные нефтедобывающие районы. Опыт разведочных работ показал, что структуры, прослеженные по пермским и каменноугольным отложениям, не всегда сохраняются в неизменном виде в девонских отложениях. В связи с этим с начала 60-х годов XX века заметно возрастает объем геофизических, особенно сейсмических исследований, представляющих собой один из основных методов подготовки девонских структур под разведочное бурение. По мере исследования отложений существенно менялись представления о стратиграфии девонских терригенных отложений. Длительное время, до середины 60-х годов, под пашийской свитой понималась вся терригенная толща девона. Вопрос о разновозрастности данных отложений одним из первых поставил В.Н. Крестовников (1975). Для многих исследователей существующий вариант проведения границы между верхним и средним отделами девонской системы, является дискуссионным. В стратиграфической схеме Урала граница между верхним и средним отделами проводится по кровле тиманского горизонта, в стратиграфической схеме Восточно-Европейской платформы граница между этими отделами проведена по подошве пашийских отложений. На Русской плите вопрос о проведении указанной границы является дискуссионным [2], Ю.А. Ехлаков (2001ф) придерживается варианта проведения границы между средним и верхним отделами в подошве тиманского горизонта.
Основные закономерности формирования и геологического строения девонских терригенных отложений южных районов Пермского края
В геологическом разрезе края выделяются два крупных структурных комплекса: складчатый фундамент и осадочный чехол. Формирование кристаллического фундамента проходило на протяжении архейского и раннепротерозойского времени. Осадочный чехол начинается с отложений рифейского возраста, которые неравномерно распространены на территории края. Вендскому циклу геологического развития территории предшествовал континентальный перерыв в осадконакоплении, длившийся около 230-260 млн лет, в это время на большей части Прикамья шел интенсивный размыв рифейских отложений и пород фундамента. Процесс осадконакопления вендских пород также прерывался общими восходящими движениями земной коры, обусловившими его цикличность и наличие внутриформационных перерывов. В раннепалеозойское время большая часть территории края унаследовала континентальный режим развития, на это указывает отсутствие отложений кембрийского, ордовикского и силурийского периодов. Континентальный перерыв сопровождался формированием преимущественно латеральной коры выветривания на положительных формах рельефа, сложенных породами рифея и венда.
Девонский период развития начался с трансгрессии морского мелководного бассейна из Уральской зоны на пенеплезированную додевонскую поверхность платформы [87]. Анализ данных, полученных разными исследователями (Ю.А. Кузнецов, А.В. Кутуков, Л.В. Шаронов и другие ученые) позволил восстановить условия осадконакопления пород терригенного девона [50,51,54,92,11ф,12ф].
В эйфельское время среднедевонской эпохи развития трансгрессии морского бассейна после некоторой задержки усиливается, но остаются области размыва в пределах Красноуфимско-Чусовского палеовыступа и Татарско-Коми-Пермяцкой суши [79]. В позднеэйфельское время морская обстановка сменилась континентальным режимом из-за общего подъема территории. К началу живетской трансгрессии на юго-востоке изучаемого района находилась возвышенная равнина. Данный участок с затянувшимся континентальным режимом имеет различное наименование. Так, в работах В.М. Проворова используется понятие Красноуфимская палеосуша [76], а в работах Ю.И.Кузнецова данное поднятие соответствует положению Пермско-Башкирского палеосвода (рис. 1.1) [52]. По мнению автора, географическая привязка территории наиболее удобна, поэтому далее используется понятие Красноуфимской палеосуши. Красноуфимская палеосуша, сложенная в основном протерозойскими породами, служила источником сноса терригенного материала и имела пологий региональный наклон. В связи с этим в направлении с северо-запада на юго-восток идет равномерное уменьшение мощности живетских отложений до их полного отсутствия (рис. 2.1). В это время происходило отложение осадков прибрежной равнины. На большей площади мощность живетских отложений менее 30 м. По всей территории отложения ложатся на денудированную поверхность вендских отложений.
Подошва терригенного девона хорошо прослеживается по гамма-каротажу. Кривые гамма-каротажа и нейтронного гамма-каротажа вендских пород находятся в противофазе относительно кривых для пород терригенного девона. Вендские отложения от изучаемого комплекса отличаются незначительной дифференциацией кривой гамма-каротажа, диапазон 8,0 - 9,0 мкР/ч, а также кривой нейтронного гамма-каротажа значения которой близки к фоновым показателям и изменяются от 0,5 до 0,6 усл.ед. (рис. 2.2). Живетские отложения представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами, причем более грубозернистые породы приурочены, как правило, к нижней части разреза. Часто встречаются линзы сидеритов, нередко железистые оолиты, гнезда и прослои шамозит-сидеритовых руд. Песчаники белые, светлосерые, серые с коричневатым оттенком, пестроокрашенные и ожелезненные, в нижней части горизонта с тонкими прослоями мелкообломочных гравелитов, неравномерно алевритистые и глинистые, с тонкой горизонтальной слоистостью. Цемент смешанный: кальцитовый, ангидритовый, гидрослюдистый и каолинитово-гидрослюдистый. Алевролиты от светло- до темно-серых, коричневато-темно-серые, редко темно-зеленовато-серые, кварцевые, разнозернистые, несортированные и мелкозернистые хорошо сортированные, неравномерно песчанистые и глинистые, тонкослоистые, иногда косослоистые, участками неравномерно ожелезненные, с линзовидными и горизонтально-волнистыми тонкими слойками мелкозернистого кварцевого песчаника, участками сильно сидеритизированные, прослоями кварцитовидные. Аргиллиты серые, темно-, коричневато- и зеленовато-серые, тонкоотмученные и неравномерно алевритистые, слабо слюдистые, плотные, участками сильно сидеритизированные, в основании горизонта каолинизированные и с прослоями каолинитовых глин, тонко- и косоволнисто-слоистые.
В живетское время местами накапливались наземные осадки с остатками растений и пески, заполнявшие русла водотоков, промытые в лагунно-озерных отложениях [30]. Русловые потоки, приносившие с континента отсортированный песчаный материал, формировали мощные хорошо отсортированные коллекторы (рис.2.3). Примером служат месторождения юго-восточной зоны, такие как Мало-Усинское, Кирилловское, Андреевское, где мощности живетских отложений превышают 30 м. Более подробно выделение проток на этой площади выполнено в работах А.П. Вилесова и других исследователей [3ф]. К окончанию живетского времени на юго-востоке продолжала существовать низменная, тектонически пассивная Красноуфимская палеосуша, сложенная рифейско-вендскими породами [27]. На территории происходило отложение осадков в условиях прибрежных равнин, временами затопляемых морем.
В современном структурном плане по кровле живетских отложений выражены Пермский и Башкирский своды (рис. 2.4). Башкирский свод ограничен изогипсой -1980 м и осложнен Андреевским, Дубовогорским выступами, а в районе Калмиярского месторождения поверхность живета опускается до отметки -1930 м, разделяя Башкирский свод на восточную и западную вершины, при этом западная часть является наиболее приподнятой. Пермский свод ограничен изогипсой -1980 м и имеет меньшую амплитуду. Позднедевонской эпохе геологического развития предшествовал региональный подъем территории с формированием мощной коры выветривания [76], поэтому, пашийские песчаники часто залегают на эродированной поверхности живетских или вендских отложений.
Масштабы генерации углеводородов
Необходимо отметить, что повышенное содержание в породах ОВ и битумоидов не гарантирует наличие нефтематеринских свит. Самым существенным показателем является плотность содержания органического вещества (Qов) в породах, по данному критерию можно судить о промышленном потенциале генерации УВ в отложениях [78]. В работе под нефтематеринской свитой понимается – литологически однородная свита осадочных пород, содержащая биогенное рассеянное органическое вещество которое в условиях генерации УВ может дать начало промышленным скоплениям нефти и газа. По эмпирическим данным промышленная нефтеносность связана с нефтематеринскими свитами, в которых плотность содержания ОВ составляет более 1 млн т/км2 [80]. Понятие о промышленной и непромышленной залежи относительно запасов УВ весьма условное. Принято считать, что если скопление достаточно для рентабельной разработки, оно называется промышленной залежью. По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.
Для определения масштабов генерации проведен расчет плотности современного содержания органического вещества Qов по данным 42 скважин, согласно формуле [48]: Qов=Cорг H d 107, (3.1) где: Cорг – среднее (или средневзвешенное) содержание углерода в породах, %; H- толщина нефтегазоматеринских пород, км; d – плотность горных пород, г/см3. Расчет проводился для пород терригенного девона без расчленения на стратиграфические подразделения в связи с их незначительной мощностью. Среднее значение Сорг в материнских породах изменяется в нешироких пределах от 0,2 до 1,3 %. Наиболее высокая концентрация Сорг (более 1 %) характерна для пород Енапаевской, Тураевской, Кирилловской и Бикбайской площадей, а наиболее низкие значения встречены в породах Андреевской, Аряжской, Бырминской, Дубовогорской и Ленской площадей. Мощность материнских пород, определенная по данным ГИС, варьируется также в узком диапазоне от 8 до 60 м. Минимальные мощности характерны для отложений Бикбайской, Поляковской, Тураевской площадей, наибольшие значения отмечены для западных площадей, таких как Кирилловская, Кустовская и Туркинская. В некоторых скважинах нефтематеринские породы не выделены, так как концентрация Сорг менее 0,2 %, что наиболее характерно для восточных районов (Аряжская, Тартинская, Кулигинская, Чайкинская площади).
По рассчитанным данным построена схематическая карта распределения плотности ОВ на изучаемой территории (рис. 3.9). На всей территории, всего в разрезах скважин 82 и 101 Кирилловской площади отмечаются повышенные мощности нефтематеринских пород (более 50 м), рассчитанная плотность содержания ОВ только для скв.82 превышает предельное значение. На востоке повышенными значениями для данной территории (более 400 тыс.т/км2) обладают единичные скважины нескольких поисковых площадей, такие как Туркинская (скв.53,52), Батырбайская (скв.30) и Енапаевская (скв.76). В разрезах этих скважин мощность нефтематеринских пород изменяется в диапазоне 20-40 м. Для территории свойственна высокая литологическая неоднородность пород, а также низкая концентрация Сорг (менее 0,2 %), в связи с этим отмечается частое отсутствие нефтематеринских пород в разрезах скважин, так отсутствие нефтематеринских пород (НМП) отмечается более чем в 20 % изученных скважин.
Расчеты, представленные в методическом руководстве по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России показывают, что при минимальной плотности эмиграции нефти (0,25 млн т/км2) полная потеря углеводородов уже произойдет при мощности коллектора менее 50 м.
Необходимо понимать, что запасы нефти и газа в месторождениях всегда во много раз меньше количества нефти, эмигрировавшей из материнских пород, такая ситуация связана с огромными потерями углеводородов при их миграции в коллекторы и аккумуляции в ловушках. Существует несколько причин приводящих к значительным потерям – рассеивание углеводородов при миграции в породах-коллекторах в виде остаточной «мертвой» нефти на путях миграции и зонах аккумуляции, а также потери связанные с растворением углеводородов при миграции в пластовых водах. Растворимость нефтяных углеводородов в воде при вступлении пород в главную зону нефтеобразования весьма низкая; так, обычно в воде растворяется менее 1 % от генерированного количества нефти, следовательно, эту незначительную потерю при расчетах можно игнорировать. Более значительные потери связаны с рассеиванием углеводородов в породах.
Судя по пиролитическим параметрам S1 (показатель характеризующий содержание микронефти) и S2 (характеристика нефтегенерационного потенциала), общий нефтяной потенциал отложений невысок. Все образцы относятся к бедным нефтематеринским (S2 менее 2 мг/г, а для большинства пород менее 1 мг/г). Показатель продуктивности S1 в большинстве образцов низок (значения менее 0,3 мг/г). Значение водородного индекса HI менее 300 мг/г (для данных образцов значения чаще всего заметно меньше 200 мг/г Сорг), что указывает на бедный нефтематеринский потенциал, ОВ с существенной долей гумусовой составляющей. Параметр Tmax изменяется в диапазоне 400-528 0С, что соответствует главной зоне нефтеобразования.
Все полученные результаты по расчету генерационного потенциала пород терригенного девона и данные пиролиза органического вещества отвергают возможность генерации нефти в промышленных масштабах породами изучаемого комплекса. Несмотря на установленный факт в пределах исследуемой территории на протяжении нескольких десятилетий ведется разработка месторождений с залежами углеводородов в породах терригенного девона, что указывает на необходимость изучения вышележащих и нижележащих комплексов, как вероятных источников нефти.
Ранее в работах М.Г. Фрик и других ученых. [13ф,16ф,18ф], исследования проводились для всей территории края, имеющей различные условия образования терригенного девона. Так, породы центральной части края формировались в более глубоководных условиях, чем южные и северные, что должно было привести к захоронению большого количества ОВ, обогащенного сапропелевыми компонентами. В связи с этим осреднение параметров привело к завышению нефтегенерационного потенциала терригенного девона. Детальное изучение геохимических показателей – пород терригенного девона на относительно небольшой территории юга Пермского края, с сравнительно сходными условиями осадконакопления позволило более достоверно оценить генерационный потенциал пород.
Отсутствие нефтематеринских свит было предопределено всей историей развития южных районов Пермского края, представленных в тектоническом отношении севером Башкирского свода, югом Пермского свода, восточной частью Бымско-Кунгурской впадины и западной частью Верхнекамской впадины. Уже в седиментогенезе отложение осадков в условиях прибрежной равнины привело к захоронению незначительного количества ОВ преимущественно гумусового типа. В диагенезе геохимические условия окислительных и слабовосстановительных фаций привели к окислению и разрушению большей части органического вещества еще на ранних стадиях литогенеза. Резкая литологическая изменчивость пород, частое замещение глинистых отложений песчаниками также не способствовало формированию выдержанных мощных нефтематеринских пород.
Состав и свойства нефтей и газов
При рассмотрении взаимосвязи всех трех факторов, наблюдается некоторая группировка наблюдений. На рисунке 4.11 а по оси абсцисс нанесены значения фактора F2, по оси ординат – F1; кроме того, в скобках приведены значения фактора F3. По значению фактора F1 наблюдается деление наблюдений на три группы. В интервале значений фактора F1 (-2,0; -0,6) находятся залежи, относящиеся к восточному борту Камско-Кинельской системы впадин. В диапазоне от -0,6 до 0,6 находятся залежи, расположенные вдоль границы внутренней прибортовой и бортовой зоны ККСВ, в интервале значений 0,6; 2,5 – залежи, преимущественно осевой зоны ККСВ. По значению фактора F2 отмечено разделение месторождений на две группы. В первую группу попадают залежи, со значениями F2 от -2,0 до -0,5 и в основном, расположенные во внутренней бортовой зоне ККСВ. Ко второй группе относятся залежи со значением фактора F2 более -0,5, расположенные в осевой и бортовой зонах ККСВ. Значения третьего фактора не позволяют выявить четкую зональность, вероятно, это связано с отсутствием влияния современных геологических условий на свойства нефтей терригенного девона.
При учете деления по двум факторам все наблюдения подразделяются на 5 групп, что позволяет выделить более четкую зональность относительно зон ККСВ (рис. 4.12). К первой группе относятся залежи, расположенные в диапазоне значений F1 0,6 – 2,5; F2 -0,5 – 3,0, это преимущественно осевой зоны ККСВ. Вторая группа (F1-0,6 – 0,6; F2 -0,5 – 3,0) залежи, расположенные в пределах бортовой зоны ККСВ и вблизи ее границы. Третья группа (F1 -0,6 – 0,6; F2 -0,5 – -2,5) – залежи восточной преимущественно внутренней прибортовой зоны ККСВ. Залежи, относящиеся к четвертой группе (F1 -0,6 – -2,0; F2 -0,5 – 3,0), расположены в пределах восточной внешней прибортовой зоны ККСВ. Наблюдения пятой группы расположены в области F1 -0,6 – -2,0; F2 -0,5 – -2,0, к ней относятся залежи восточной бортовой зоны ККСВ.
Группировка месторождений по данным факторного анализа Условные обозначения:1 – границы Пермского края; 2 – осевая зона ККСВ; 3 – внутренняя прибортовая зона ККСВ; 4 – бортовая зона ККСВ; 5 – внешняя прибортовая зона ККСВ; 6 – залежи, данные которых учитывались при факторном анализе; 7 – залежи, относящиеся к первой группе; 8 – залежи, относящиеся ко второй группе; 9 – залежи, относящиеся к третей группе; 10 – залежи, относящиеся к четвертой группе; 11 – залежи, относящиеся к пятой группе. Применение статистических методов при изучении изменения свойств нефтей терригенного девона позволило выявить связь нефтей данного комплекса с особенностями развития зон ККСВ [43].
Анализ изменения свойств нефтей изучаемого и верхнедевонско-турнейского комплексов указывает на их близость. Плотность нефтей терригенного девона изменяется в диапазоне 0,837-0,913 г/см , содержание серы - 1,2-3,4 %, концентрация асфальтенов - 1,8-12 %, наличие парафинов - 1,8-5,2 %. Нефти верхнедевонско-турнейского комплекса имеют следующие характеристики: плотность - 0,846-0,992 г/см , сера - 1,6-4,1 %, асфальтены - 1,9-10,2 %, парафины - 1,8-5,2 %. Выполнена статистическая обработка данных нефтей верхнедевонско-турнейского комплекса; так же как и для нефтей терригенного девона, выделено два фактора, дающих больший вклад в изменение состава и свойств нефтей. Полученные математические выражения имеют следующий вид: Fi=0,89pl + 0,66-vz - 0,54-gaz + 0,75N + 0,82-S + 0,89-sml + 0,72-asf, (4.4) F2 = 0,8- Tpr - 0,71- prf. (45) Верхнедевонско-турнейские залежи, как и залежи терригенного девона, разделились на три группы, связанные с распространением зон ККСВ (рис. 4.11б). Меньшее количество групп связано с менее широким распространением залежей комплекса. В результате установлено, что свойства нефтей верхнедевонско-турнейского комплексов не только близки к нефтям изучаемого комплекса, но изменение их свойств и состава также определяется распространением зон ККСВ.
Линейный дискриминантный анализ (ЛДА) подтвердил, что нефти терригенного девона и вышележащего верхнедевонско-турнейского комплекса не разделяются по физико-химическим свойствам (рис. 4.13). Для ЛДА использовались следующие параметры нефтей: плотность (pi), концентрация серы (S), смол (sml), асфальтенов (asf) и парафинов (prf). Полученные дискриминантные функции имеют следующий вид: Zi = 0,25 asf + 0,24 pl - 0,87 S - 0,35 sml - 0,51 prf + 3,43 (4.6) Z2 = 0,68 asf - l,05 pl - 0,46 S + 0,34 sml + 0,68 prf + 0,06 (4.7) На основе первой дискриминантной функции наблюдается только отделение нефтей вендского комплекса, что подтверждает их специфические свойства, отсутствующие в нефтях вышележащих комплексов и указывает на отсутствие вертикальной миграции УВ из пород вендского комплекса. По второй дискриминантной функции разделение нефтей не отмечено.
Таким образом, в зонах аккумуляции углеводородов терригенного девона наибольшее количество залежей нефтей открыто в тиманских породах, как правило, нефть сосредоточена у поверхности региональной покрышки комплекса. Для рассматриваемых пород свойственна высокая литологическая неоднородность, частое замещение коллекторов плотными породами, с чем связано широкое распространение пластовых литологически экранированных залежей. От вышележащих комплексов проницаемая часть терригенного девона отделяется плотными песчано-аргиллитовыми тиманскими породами, мощность которых значительно сокращается с запада на восток. Внутри комплекса выдержанного флюидоупора нет, в связи с этим многопластовые залежи часто имеют единый водонефтяной контакт.
На основе дополненной и систематизированной информации о свойствах и составе нефтей выявлены закономерности в их изменении в региональном плане. Отмечено улучшение товарных характеристик в направлении с запада на восток исследуемой территории, которое характерно и для вышележащих комплексов. С помощью статистического анализа обосновано разделение залежей на пять групп, связанных с их положением относительно зон развития ККСВ. На основе ЛДА доказано сходство по физико-химическим свойствам и составу нефтей терригенного девона и верхнедевонско-турнейского комплекса.
Основной целью данного раздела является изучение формирования нефтегазоносности отложений терригенного девона с позиции современной осадочно-миграционной теории, рассматривающей этот процесс от образования нефтегазоматеринских пород, генерации и эмиграции углеводородов до аккумуляции их в залежи и консервации.
Нефть является сложной системой, состоящей из множества индивидуальных углеводородных и неуглеводородных компонентов, для установления источника ее генерации в первую очередь необходимо определить тип исходного ОВ и условия его захоронения, в связи с этим возникает необходимость применения комплексных исследований [8]. В ходе изучения свойств нефтей рассматриваемого комплекса кроме геохимических характеристик проанализированы и генетические показатели, такие как изотопный состав углерода нефти, концентрация металлопорфиринов, соотношение пристан/фитан. К сожалению, в связи с недостаточным количеством данных по ОВ пород и нефтей терригенного девона не изучены многие другие показатели.
Углерод имеет два стабильных изотопа, C1Z и С , имеющие длительный период распада, что позволяет использовать их при решении геологических задач, связанных с генезисом нефтей. Данный показатель позволяет провести сравнение нефтей различных комплексов на предмет единого источника генерации [15,16,31].
