Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности геологического строения и нефтегазоносности южной части предуральского прогиба 8
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 8
1.2 Основные черты тектонического строения 17
1.3 Нефтегазоносность осадочного чехла
1.3.1 Нефтегазогеологическое районирование 19
1.3.2 Нефтегазоносные комплексы 22
2 Геохимическая характеристика нефтегазоматеринских толщ южной части предуральского прогиба 31
2.1 Геохимическая характеристика органического вещества пород по результатам исследований прошлых лет 31
2.2 Геохимическая характеристика органического вещества пород по результатам комплексного исследования с применением современных методик 37
3 Термобарические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах южной части предуральского прогиба 52
3.1 Входные данные для моделирования 52
3.1 Реконструкция термобарических условий в процессе эволюции нефтегазоматеринских толщ 56
3.2 Распределения капиллярных давлений во времени и оценка надежности покрышек и степени сохранности залежей 69
4 Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы южной части предуральского прогиба 75
5 Обоснование перспективных направлений грр в пределах южной части предуральского прогиба 100
Заключение 108
Список использованных источников
- Основные черты тектонического строения
- Геохимическая характеристика органического вещества пород по результатам комплексного исследования с применением современных методик
- Реконструкция термобарических условий в процессе эволюции нефтегазоматеринских толщ
- Распределения капиллярных давлений во времени и оценка надежности покрышек и степени сохранности залежей
Введение к работе
Актуальность темы. Оренбургская область, где к настоящему моменту открыто порядка 250 месторождений углеводородов (УВ), является одним из ведущих нефтегазодобывающих регионов России.
Несмотря на значительную обеспеченность разведанными запасами (при текущих уровнях добычи – около 35 лет по нефти и 45 лет по газу [Соловьев Б.А. и др., 2010]), уже сейчас перед недропользователями региона стоит задача организации поисково-разведочных работ на слабоизученных территориях. Здесь в перспективе возможны открытия, позволяющие улучшить структуру запасов и обеспечить поддержание текущих уровней добычи.
В качестве такого перспективного объекта может рассматриваться Бельская впадина Предуральского прогиба, где к настоящему моменту открыто лишь 8 месторождений УВ: нефтяные – Западно-Рождественское и Тавакановское, нефтегазоконденсатные – Совхозное и Рождественское, и газоконденсатные – Акобинское, Староключевское, Теректинское и Южно-Оренбургское.
Современные оценки ресурсов углеводородов Предуральского прогиба базируются на геологических моделях его строения и нефтегазоносности, созданных по результатам региональных и поисковых работ, выполненных, главным образом, в конце прошлого столетия и нуждаются в пересмотре и обновлении на основании новых геолого-геофизических и геохимических данных и современных технологий.
В настоящей работе предпринята попытка обобщить имеющийся геолого-геофизический и геохимический материал, и на основе накопленных данных, с помощью современных технологий, дать научно-обоснованную оценку перспектив нефтегазоносности подсолевого комплекса отложений исследуемой территории.
Цель исследований заключалась в оценке перспектив нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Бельская впадина) на основе комплексного анализа геологических, геохимических и термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления и бассейнового моделирования.
Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:
-
Определение, на основе обобщения и анализа материалов, особенностей геологического строения и нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба.
-
Изучение нефтегазоматеринских свойств осадочных отложений подсолевой части разреза и обоснование вероятных нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) на основании результатов геохимических исследований органического вещества (ОВ) пород.
-
Реконструкция хронотермобарических условий методом численного бассейнового моделирования с целью выявления степени катагенетического преобразования ОВ НГМТ и установления времени их вхождения в главные зоны нефте- и газообразования.
-
Оценка генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород, включая прогноз фазового состава флюида.
-
Численное моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) с целью реконструкции геологических событий: установления периодов формирования НГМТ, резервуаров, покрышек, ловушек и др., а также периодов генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ.
-
Оценка перспектив нефтегазоносности разреза осадочного чехла и обоснование основных направлений по ведению геологоразведочных работ (ГРР) в пределах южной части Предуральского прогиба.
Научная новизна работы. Для оценки перспектив нефтегазоносности осадочного разреза южной части Предуральского прогиба впервые была применена технология бассейнового моделирования, в результате чего построена трехмерная геологическая модель исследуемого объекта. В рамках настоящей работы моделировались четыре генерационно-аккумуляционные углеводородные системы, соответствующие нефтегазоносным комплексам (НГК) южной части Предуральского прогиба - нижнедевонско-франскому, франско-турнейскому, визейско-башкирскому и нижнепермскому.
С целью идентификации в разрезе осадочного чехла нефтегазоматеринских толщ, а также оценки их количественных и качественных характеристик образцы пород со скважин впервые для данного региона были исследованы с применением экспресс-метода Rock-Eval. Для установления степени катагенетического преобразования органического вещества пород были проведены работы по определению отражательной способности витринита.
Проведенные исследования позволили произвести расчеты продуктивности НГМТ нижнедевонско-франского, франско-турнейского, визейско-башкирского и нижнепермского НГК, создать прогнозную модель нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба, ранжировать изучаемую территорию с точки зрения перспектив нефтегазоносности по каждому НГК, а также определить перспективные направления ведения геологоразведочных работ на нефть и газ в южной части Предуральского прогиба.
В работе защищаются следующие основные положения:
1. Анализ результатов комплексного геохимического исследования с применением современных методик (Rock-Eval) позволил установить, что в пределах южной части Предуральского прогиба нефтегазоматеринскими свойствами обладают отложения живетского, франского, турнейского, визейского, средне-позднекаменноугольного, ассельского и сакмаро-артинского возрастов.
2. Установлено, что очаг генерации для изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем начал формироваться в южной части Бельской впадины: для нижнедевонско-франской и франско-турнейской ГАУС – в раннетриасовое время, а для визейско-башкирской и нижнепермской ГАУС – в позднетриасовый период.
3. Соотношение времени образования ловушек и времени генерации, миграции и аккумуляции УВ было благоприятно для всех изученных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем. Основные элементы (нефтегазоматеринские породы, породы-коллекторы, породы-покрышки, ловушки) всех исследованных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем были сформированы к концу пермского периода. При этом интенсивная генерация и последующая эмиграция УВ из материнской породы происходила в более поздний период – начиная с триасового времени.
4. Наиболее перспективным районом в пределах изучаемой территории является южная часть Бельской впадины, где скопления углеводородов прогнозируются во всех четырех изученных нефтегазоносных комплексах: нижнедевонско-франском, франско-турнейском и визейско-башкирском и нижнепермском. В пределах северной части Бельской впадины основные перспективы связываются с нижнедевонско-франским, франско-турнейским и визейско-башкирским НГК. Перспективы нижнепермского НГК существенно снижены из-за высокого риска ненаполнения ловушек на большей части территории.
Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании прогноза нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба, что позволило ранжировать изучаемую территорию по каждому НГК по степени перспективности и составить карты прогноза нефтегазоносности с определением перспективных направлений ГРР на нефть и газ.
Выводы и рекомендации по проведенной работе приняты к внедрению Департаментом по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» и, кроме того, могут быть полезны для недропользователей, работающих в регионе для обоснования геологоразведочных работ в пределах южной части Предуральского прогиба.
Результаты проведенных исследований используются также в учебном процессе студентами, бакалаврами и магистрантами геологических специальностей и направлений подготовки.
Публикации и апробация работы. Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались на XIX Губкинских чтениях «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2011 г.); на Третьей международной научно-практической конференции для геологов и геофизиков «Проблемы и достижения нефтегазовой геологии» (Калининград, 2013 г.); и изложены в 8 опубликованных работах, включая тезисы докладов конференций.
Фактический материал. Для проведения комплекса геохимических исследований (пиролиз методом Rock-Eval, химико-битуминологический анализ, определение концентрации Сорг кулонометрическим методом на экспресс-анализаторе АН-7529, измерение величины отражательной способности витринита) был использован керновый материал (274 обр.), предоставленный автору НПФ «Оренбурггазгеофизика» (г. Оренбург). Лабораторные исследования были выполнены в учебно-исследовательской лаборатории «Геохимии углеводородов» кафедры Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа, в отделе «Геохимических методов прогноза нефтегазоносности и охраны окружающей среды» ФГУП «ВНИГНИ», а также в лаборатории «Комплексных физических исследований пород» ОАО «ИГиРГИ».
Интерпретация результатов лабораторных исследований выполнена автором с использованием классификаций, предложенных американским геохимиком К.Е. Петерсом [Peters K.E., 1994], а также Н.Б. Вассоевичем и Г.Т. Филиппи (1969 г.).
В качестве фактического материала для создания геологической модели были использованы региональные структурные карты южной части Предуральского прогиба, скважинные данные (литологическое описание керна, замеры температур и др.), геохимическая характеристика ОВ пород, а также опубликованные и фондовые материалы РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Оренбургская Проектная Компания», НПФ «Оренбурггазгеофизика», ОАО «ИГиРГИ» и др.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Общий объем работы составляет 118 страниц, включая 56 рисунков и 8 таблиц. Библиографический список включает 100 наименований.
Благодарности. Автор глубоко признателен своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Ермолкину Виктору Ивановичу за предоставленную возможность совместной работы, за возможность использования личного материала, а также за постоянную и разностороннюю помощь в ходе работы по подготовке диссертации.
Благодарность за всестороннюю поддержку в ходе выполнения диссертационной работы автор выражает заведующему кафедрой Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа, доктору геолого-минералогических наук, профессору Керимову Вагифу Юнусовичу, а также всему коллективу кафедры.
Особую благодарность автор выражает д.г.-м.н. Дахновой М.В. (зав. отделом «Геохимических методов прогноза нефтегазоносности и охраны окружающей среды» ФГУП «ВНИГНИ»), а также сотрудникам отдела «Нефтегазовой геологии и бассейнового моделирования» ОАО «Союзморгео» – Горбунову А.А., к.г.-м.н. Лавреновой Е.А. и Кругляковой М.В. – за ценные консультации и замечания при выполнении настоящей работы.
Основные черты тектонического строения
Отложения турнейского яруса распространены неповсеместно. Разрез сложен, в основном, известняками и доломитами. В нижней части турнейского разреза преобладают доломиты, мелко-тонкокристаллические, от плотных до пористо-кавернозных, содержащие редкие прослои аргиллитов, встречаются прослои реликтово-органогенных, кавернозно-пористых доломитов. Толщина данных отложений 0-60 м. Верхняя часть турнейского разреза -60-66 м (кизеловский горизонт - Cikz) - характеризуется большей глинистостью пород, переслаиванием глинистых известняков с аргиллитами и алевролитами.
Визейский ярус (C/v)
Отложения визейского яруса несогласно залегают на турнейских отложениях. По литологическому составу они подразделяются на два подъяруса. К нижневизейскому подъярусу отнесены породы косьвинского + радаевского и бобриковского горизонтов (мощность - 30 м), а к верхневизейскому - окского надгоризонта (тульский и нерасчлененные алексинско-михайловско-веневский горизонты) мощность до 310 м. Первые - глинисто-карбонатные (а в нижней части - глинистые), среди известняков преобладают пелитоморфные, мелкобиокластовые и сгустково-комковатые разности. Вторые представлены главным образом разнообразными по структуре известняками, серыми и светло-серыми, в различной степени перекристаллизованными, участками доломитизированными, биокластовыми шламово-мелкодетритовыми (криноидно-фораминиферовыми, водорослевыми), пелоидными, реже литокластовыми с обломками псаммитовой размерности. Среди доломитов преобладают постседиментационные разности с реликтово-детритовой структурой, с остатками водорослей, криноидей (последние чаще приурочены к верхней части разреза), в различной степени обогащенные глинистым и битуминозным материалом. В верхней части окского разреза в большинстве скважин выделяется несколько прослоев битумонасыщенных известняков. Серпуховский ярус (C[S) Серпуховский ярус сложен серыми, буровато-серыми лито-, биокластовыми, пелоидно-биокластовыми полидетритовыми известняками (преимущественно водорослево-криноидными), в различной степени доломитизированными (особенно в нижней части яруса), с маломощными прослоями голубовато-серых, тонкокристаллических ангидритов. Толщины серпуховского яруса достаточно изменчивы и варьируют от 21 м (скв. 150 Корниловская) до 233 м (скв. 640 Слудногорская). Средний отдел (Ст) Башкирский ярус (СгЬ)
Башкирские отложения согласно залегают на серпуховских. Разрез представлен светлосерыми биокластовыми полидетритовыми, био-литокластовыми и пелоидно-биокластово-оолитовыми известняками, в различной степени доломитизированными и интенсивно перекристаллизованными, трещиноватыми, в верхней части слабопористыми, редко кавернозными, прослоями битумонасыщенными. Биокластовые известняки содержат органические остатки разнообразного видового состава, среди которых наиболее часто встречаются водоросли (главным образом донецеллы), криноидеи, фораминиферы. Структура в основном мелкодетритовая, реже шламовая. В литокластовых известняках преобладают обломки псаммитовой размерности, в основном хорошо отсортированные, окатанные, гранулированные.
Почти белые оолитовые известняки характеризуются кальцитовым тонко-микрозернистым, иногда крустификационным цементом, часто содержат многочисленные межзерновые поры. Толщины башкирского яруса в пределах южной части Предуральского прогиба изменяются в широком диапазоне - от 88 (скв. 172 Акобинская) до 273 м (скв. 41 Каскиновская), столь же изменчива и стратиграфическая полнота разрезов башкирского яруса. Московский ярус (С2П1) + Верхний отдел (Сз) Вышележащая часть среднего отдела каменноугольной системы, выделяемая в объеме нерасчлененных отложений московского яруса и верхнего отдела каменноугольной системы, имеет ограниченное распространение. В их составе преобладают темноокрашенные породы - доломиты, мергели, аргиллиты. Мелко-тонкозернистые доломиты, как правило, неравномерно глинистые, битуминозные, пиритизированные, участками окремнелые и содержат редкие реликты органических остатков. Мергели имеют доломитовый и известково-доломитовый состав. Аргиллиты характеризуются гидрослюдисто-каолинитовым и каолинитово-гидрослюдистым составом, местами они известковистые, алевритистые, часто пиритизированные и битуминозные.
Толщина отложений варьирует от 9 м (скв. 172 Акобинская) до 234 м (скв. 10 Совхозная). Пермская система (Р) Нижний отдел (Pi) Ассельский ярус (Р/а) В пределах западной части исследуемой территории повсеместное развитие имеют органогенные постройки, по обрамлению которых, в виде полос субширотной и субмеридиональной ориентации располагаются маломощные глинисто-карбонатные отложения депрессионного облика.
Ближе к передовым складкам Урала ассельские отложения представлены молассой -неравномерным чередованием аргиллитов, мергелей, полимиктовьгх песчаников и алевролитов, шламовых (преимущественно сникулевых и тонкозернистых) известняков. Породы связаны между собой постепенными, нерезкими, переходами, где карбонатный, глинистый и кластический материалы находятся совместно, но в различных количественных соотношениях. Более глинистые разности имеют более темную, почти черную окраску. Песчаники в основном мелкозернистые, алевролиты разнозернистые с кальцитовым, реже глинисто-хлоритовым цементом. Известняки серые, светло-серые - неравномерно доломитизированы, местами окремнены, содержат переотложенную фауну фораминифер среднекаменноугольно-раннепермского возраста. Вскрытая мощность ассельского яруса в скважине 4 Петровская достигает 1324 м.
Сакмарский ярус (Рis) В западной части Предуральского прогиба сакмарский ярус сложен известняками биоморфно-детритовыми и органогенно-обломочными. В восточной части прогиба литологический состав ассельских и сакмарских отложений практически одинаков, принадлежность молассы к сакмарскому ярусу определяется результатами палинологических и палеонтологических исследований [56, 57, 58, 59, 60]. Мощность отложений сакмарского яруса составляет 100 (скв. 108 Оренбургская) - 1628 м (скв. 3 Петровская) Артинский ярус (Р/аг) В западной части Предуральского прогиба в составе стратона преобладает роль биогермных прослоев, по составу полидетритовых, криноидно-коралловых, фораминиферово-криноидных, строматолитовых, водорослевых. Наибольшим развитием органогенных известняков характеризуются разрезы скважин Совхозной площади, где преобладают рифогенные известняки с подавляющим большинством фораминиферовой микрофауны, встречаются прослои с господством мшанок, брахиопод, криноидей. Мощность артинских пород в зоне биогермообразования превышает 200 м.
Восточнее разрез яруса сменяется на терригенно-карбонатный, представленный переслаиванием аргиллитов, алевролитов, мергелей, известняков, доломитов, редко песчаников. Здесь артинские отложения несогласно залегают на разных уровнях среднего и верхнего отделов каменноугольной системы.
Геохимическая характеристика органического вещества пород по результатам комплексного исследования с применением современных методик
Степень катагенеза органического вещества пород рассматриваемой пачки - МЬч-МКг. Об этом свидетельствуют значения Ттах образцов (от 439 до 444 С) и показатели отражения витринита в образцах с глубин 4740,9 м и 4743,4 м (0,63 и 0,65 %%, соответственно).
Учитывая относительно невысокую зрелость исследованных образцов - ниже зрелости в «пике нефтяного окна» - по величинам HI можно предположить, что образцы рассматриваемой пачки содержат кероген II и II / III типов.
В интервале глубин 4786,2-4796,3 м выделяются две пачки пород с высоким содержанием Сорг и с большими пиками Si и S2: пачка пород Сгт-Сз+Ріа возраста (интервал глубин 4786,2-4790,2 м) и пачка пород С2т-Сз возраста (интервал глубин 4791,2-4794,3 м), представленные чередованием маломощных прослоев аргиллитов и доломитов глинистых (НОП-35-84%%).
Пачка пород Сгт-Сз+Ріа возраста характеризуется как отличная по углеводродно-генерационному потенциалу со значениями Сорг (пиролизатор Rock-Eval) от 5,41 до 11,98 %% и S1+S2 от 22,92 до 51,14 мг УВ/г породы. Содержание хлороформенного битумоида изменяется от 0,64 до 2,5 %%, что соответствует 6 классу (очень высокое) по классификации Н.Б. Вассоевича и Г.Т. Филиппи.
Значения рхл в образцах пачки варьируют от 9,2 до 26,9 %%.
Учитывая значения Ттах (от 439 до 444 С) и R (0,65% в образце с глубины 4786,74 м) можно сделать вывод, что ОВ пород рассматриваемой пачки находится на границе МК1-МК2.
Все образцы рассматриваемой пачки содержат кероген II типа. Об этом можно судить по величинам HI (от 342 до 405 мг УВ/г Сорг).
Пачка пород Сгт-Сз возраста характеризуется значениями Сорг (пиролизатор Rock-Eval) от 0,69 до 5,25 %% и S1+S2 от 1,86 до 17,47 мг УВ/г породы. Значения концентрации ХБ «А» составляют от 0,16 до 0,32 %%. Значения битумоидного коэффициента (5,9-20 %%) характеризуют сингенетичный битумоид. Зрелость ОВ пород рассматриваемой пачки соответствует градации катагенеза в главной зоне нефтеобразования (МКг). Породы выделенной пачки содержат кероген двух типов: II / III и III. По результатам интерпретации геохимических параметров, полученных по скважине Кзылобинская 162, выделяются три материнские пачки (см. Рисунок 2.3). К отличной можно отнести пачку пород С2т-Сз+Ріа возраста (глубина 4786,2-4790,2 м), представленную чередованием маломощных прослоев аргиллитов и доломитов глинистых. Выше, в интервале глубин 4736,7-4743,2 м, выделена пачка пород P]S-ar возраста, сложенная мергелями известково-доломитовыми с прослоями известняков. По углеводородно-генерационному потенциалу материнскую пачку можно отнести к хорошей. В отложениях Сггл-Сз возраста (глубина 4791,2-4794,3 м) выделена нефтегазоматеринская удовлетворительная по углеводородно-генерационному потенциалу пачка, представленная чередованием маломощных прослоев аргиллитов и доломитов глинистых.
Анализируя результаты исследования 50 образцов пород скважины Корниловская 150 (забой 5710 м, Civ), расположенной в южной части Предуральского прогиба (см. Рисунок 2.1), следует заключить, что в подавляющем большинстве образцов отмечаются низкие значения органического углерода ( 0,5 %) и параметров Si ( 0,11 мг У В/г породы) и S2 ( 0,14 мг У В/г породы). Исследованные породы характеризуются высокой карбонатностью и низким содержанием глинистой составляющей (Рисунок 2.4).
Повышенным содержанием Сорг отличаются несколько пачек пород возраста СгЬ.
Концентрации органического углерода в отдельных образцах с глубин 5330,39 м (известняк) и 5340 м (известняк с примесью глинисто-битуминозного материала) составляют соответственно 2,9 и 1,97 %%, а величины показателя нефтегазогенерационного потенциала OB (S1+S2) - 2,89 и 2,3 мг УВ/г Сорг- Органическое вещество пород рассматриваемых образцов находится на стадии поздней зрелости: значения параметра Ттах достигают 464 С (образец с глубины 5330,39 м) и 468 С (образец с глубины 5340 м). Величины HI в образцах равны соответственно 76 и 79 мг УВ/г Сорг.
Высоким содержанием (1,17-2,58 %%) органического углерода характеризуется интервал глубин 5355,39-5362,25 м, сложенный известняками с прослоями известковистого аргиллита. В обогащенных органическим веществом образцах пород значения параметров Si и S2 варьируют от 0,21 до 0,73 мг УВ/г Сорг и от 0,48 до 1,57 мг УВ/г Сорг, соответственно. Величины температур максимального выхода углеводородов при пиролизе керогена в образцах рассматриваемого интервала свидетельствуют о том, что органическое вещество исследуемых пород сверхзрелое (Ттах 470 С). Значения водородного индекса изменяются от 41 до 74 мг УВ/г Сорг.
По скважинам Вершиновская 501, Нагумановская 1 и Чиликсайская 35 идентификация нефтегазопроизводящих толщ и определение их характеристик затруднены, ввиду маленьких пиков S2 ( 0,5 мг УВ/г породы) в подавляющем большинстве исследованных образцов, что влечет за собой искажение и ненадежность замеров параметров Ттах и HI.
Скважина Вершиновская 501 (забой 7005 м, Die) расположена на стыке трех крупных надпорядковых структур Русской платформы: Волго-Уральской антеклизы (ее юго-восточной части - Соль-Илецкого свода), Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба (см. Рисунок 2.1). По скважине изучено 70 образцов пород палеозойского возраста (интервал глубин 6110-6997 м).
Реконструкция термобарических условий в процессе эволюции нефтегазоматеринских толщ
Основополагающее значение для моделирования имеет исходная информация: объем и качество входных данных определяют корректность построенной модели и степень неопределенности полученных выводов.
Комплект исходных материалов для моделирования определялся требованиями используемого программного обеспечения (PetroMod, Schlumberger), а также количеством и качеством материалов, которые были собраны в процессе обобщения доступной геолого-геофизической и геохимической информации по изучаемому региону.
Основные блоки необходимых входных данных включают: геометрические характеристики бассейна (структурно-тектонический каркас), литолого-фациальную характеристику осадочных комплексов, современные представления об основных геологических событиях (периоды осадконакопления, перерывы, размывы), граничные условия (тепловой поток, палеобатиметрия, температура на поверхности дна палеобассейна).
Для формирования структурно-тектонического каркаса южной части Предуральского прогиба использовались региональные структурные карты, выполненные ООО «Оренбургская Проектная Компания» [23]:
Для более качественного восстановления соляного диапиризма при «backstripping» анализе (процедуре последовательного «снятия» слоев в последовательности, обратной геохронологической), надсолевая часть разреза была разделена на 7 слоев, с выделением верхнепермских, трех отделов триасовых, юрских, меловых и палеоген-четвертичных отложений, в соответствии с информацией (Глава 1) по соотношению отложений соответствующего возраста в пределах района исследований.
Таким образом, осадочный разрез в представляемой модели включает двенадцать основных комплексов (Рисунок 3.1, Таблица 3.1). Временные интервалы, соответствующие периодам осадконакопления основных осадочных комплексов задавались в соответствии с Международной геохронологической шкалой [96].
Для литологической характеристики каждого слоя в модели были созданы соответствующие литотипы с использованием специального модуля PetroMod Lithology Editor (Таблица 3.2) на основании данных о литологических особенностях отложений соответствующего возраста.
Граничные условия - изменения теплового потока и палеоглубин в течение эволюции бассейна - были заданы по материалам опубликованных научных трудов.
В частности, для определения теплового потока были использованы сведения, приведенные в работах по тепловому полю, и карта теплового потока Урала [24, 25; 73]. С учетом этих данных рассчитывалась модель с постоянным тепловым потоком равным 40 мВт/м".
Восстановление палеоглубин моделируемого бассейна выполнялось с использованием атласа литолого-палеогеографических карт СССР [13], Русской платформы и ее геосинклинального обрамления [14]. С учетом этих палеогеографических карт, и проводя аналогию с современными акваториями, для области отложений внутренних палеошельфов условно принимались глубины до 200 м, внешних палеошельфов - до 500 м, континентальных склонов - до 1000 м, глубоководных впадин - до 2000 м.
Оценка придонных палеотемператур изучаемого палеобассейна выполнялась автоматически в применяемом программном обеспечении [100] с учетом современного географического положения бассейна и палеобатиметрии. В основе расчета лежит современное
При характеристике геохимических условий нефтегазообразования для каждой моделируемой генерационно-аккумуляционной углеводородной системы были выделены нефтегазоматеринские толщи (Глава 2) и охарактеризованы содержанием Сорг, типом керогена с соответствующим водородным индексом и химико-кинетическими параметрами реакций преобразования керогена. В таблице 3.3 приведены принятые свойства нефтегазоматеринских толщ моделируемых ГАУС.
По результатам геохимических исследований (Глава 2) было установлено, что нефтегазоматеринскими свойствами обладают отложения живетского яруса среднего девона, франского яруса верхнего девона, турнейского и визейского ярусов нижнего карбона, отложения нижнепермской системы.
С целью выявления степени катагенетического преобразования ОВ выделенных отложений в пакете программ PetroMod была выполнена реконструкция палеотермобарического режима южной части Предуральского прогиба (Рисунки 3.2-3.9).
Проведенные исследования позволяют сделать выводы о степени преобразованности ОВ выделенных нефтегазоматеринских толщ (Рисунок 3.10-3.13).
Так, идентифицированные в отложениях девона НГМТ живетского возраста (нижнедевонско-франская ГАУС) в пределах северной и средней частей Вельской впадины к настоящему времени находятся на стадии генерации нефти (вступили в «нефтяное окно» в позднетриасовое время). В южной части исследуемой территории рассматриваемые отложения к началу триасового времени вступили в главную зону нефтеобразования, а к началу среднеюрского периода уже вошли в главную зону генерации газа.
Степень преобразованности ОВ франских и турнейских отложений {франско-турнейская ГАУС) на большей части исследуемой территории соответствует градации «нефтяного окна» (начало нефтегенерации соответствует позднетриасовому периоду), лишь на юге и юго-востоке, на границе с передовыми складками Урала, нефтегазоматеринские породы находятся в условиях преимущественной генерации газа (начало газогенерации соотносится со среднеюрским периодом).
Характер распределения областей зрелости ОВ НГМТ двух рассмотренных генерационно-аккумуляционных углеводородных систем - нижнедевонско-франской и франско-турнейской - в целом схож, однако для нефтегазоматеринских пород франско-турнейской ГАУС отмечается уменьшение областей преимущественной генерации газа.
Визейские отложения нижнекаменноугольной системы {визейско-башкирская ГАУС) отличаются существенной неоднородностью уровня зрелости ОВ. В пределах западного борта прогиба ОВ выделенных нефтегазоматеринских пород незрелое. На юге и в пределах восточного борта прогиба рассматриваемые отложения находятся в условиях генерации нефти (время вступления в главную зону нефтегенерации соответствует позднетриасовому периоду),
Распределения капиллярных давлений во времени и оценка надежности покрышек и степени сохранности залежей
Для выделения зон нефтегазогенерации, существовавших на протяжении истории развития бассейна, выявления путей миграции углеводородов, прогнозирования их возможных скоплений в пределах исследуемой территории было проведено моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем.
Под ГАУС понимается система природного происхождения, состоящая из очага генерации и всех генетически связанных с ним углеводородов. Эта система включает все необходимые элементы (нефтегазоматеринские толщи, породы-коллектора, породы-покрышки, перекрывающие породы), а также процессы (генерацию-миграцию-аккумуляцию У В и образование ловушек), которые обеспечивают существование залежей углеводородов в осадочном бассейне [98].
Как уже упоминалось выше в пределах изучаемой территории моделировались четыре генерационно-аккумуляционные системы (Рисунок 4.1), соответствующие четырем НГК Вельской впадины - нижнедевонско-франскому, франско-турнейскму, визейско-башкирскому и нижнепермскому.
Ниже изложены полученные результаты по каждой из моделируемых генерационно-аккумуляционных систем.
Нижнедевонско-франский нефтегазоносный комплекс в пределах южной части Предуральского прогиба относится к разряду перспективных - промышленная нефтегазоносность в нем пока не установлена. Изучаемая ГАУС по степени неопределенности относится к разряду гипотетических по классификации L. Magoon [98].
Нефтегазоматеринскими породами для иижнедевонско-франской ГАУС могут являться отложения эйфельского и живетского возрастов, описание которых приводится в Главе 2. Глубины залегания НГМТ увеличиваются в южном направлении от 3-3,5 км в северо-западной части на границе с Восточно-Оренбургским сводовым поднятием до 6,5-7,5 км к зоне сочленения с Прикаспийской синеклизой.
В качестве резервуаров углеводородной системы выступают терригенные - в нижней части комплекса и карбонатные - в верхней части, отложения нижнего и среднего девона (такатинско-вязовский, койвенский, бийский, афононинский и другие горизонты). Покрышками являются аргиллиты и глинистые известняки кыновского горизонта верхнего девона (региональная покрышка).
Современный уровень зрелости ОВ на большей части территории Предуральского прогиба соответствует уровню «нефтяного окна». В погруженных, южной и юго-восточной, областях Предуральского прогиба НГМТ находится в условиях преимущественной генерации газа (Рисунок 4.2).
Генерация углеводородов материнскими породами началась в начале триаса в пределах южной части Предуральского прогиба. Постепенно в процесс генерации были вовлечены остальные территории прогиба. Максимальные скорости генерации УВ материнской породой соответствуют среднетриасовому периоду.
Степень преобразования ОВ на современном этапе развития системы характеризуется существенной изменчивостью (Рисунок 4.3), при этом в наиболее погруженных частях Предуральского прогиба значения параметра превышает 50%.
Активная эмиграция генерированных УВ началась в среднетриасовое время (первый максимум); затем, в течение юры процессы эмиграции испытывали торможение, и вновь активизировались в течение мела, достигнув второго максимума к концу палеогена.
Первые нефтяные скопления в ловушках нижнедевонско-франского НТК образовались в начале триаса (Рисунок 4.4а). Миграция углеводородов осуществлялась в направлении Соль-Илецкого свода. К среднетриасовому периоду скопления УВ образуются и в южной части Вельской впадины (Рисунок 4.46). В среднеюрское время в наиболее погруженной части Предуральского прогиба НГМТ нижнедевонско-франского НТК начинает выходить из «нефтяного окна», и в продуктах генерации появляется газ. Первые скопления газа появились в районе Соль-Илецкого свода (Рисунок 4.4в).
В настоящее время в ловушках нижнедевонско-франского НТК в пределах Предуральского прогиба прогнозируются преимущественно нефтяные скопления. Увеличение газовой составляющей в залежах можно ожидать в западной бортовой части прогиба, на границе с Соль-Илецким сводом. Глубина залегания наиболее крупных из прогнозируемых залежей варьирует от 3000 до 6500 м (Рисунок 4.5).
Особенности геологического строения описываемого НТК обуславливают перетоки УВ в вышележащие отложения франско-турнейского НТК в южной части Предуральского прогиба (Рисунок 4.6).
В Таблице 4.1 приведены результаты расчета продуктивности НГМТ нижнедевонско-франского НТК. Абсолютные значения объемов УВ не следует рассматривать буквально. Интерес представляет соотношение объемов генерированных, адсорбированных, эмигрировавших УВ, а также соотношение объемов газообразных и жидких УВ в продуктах генерации.
Из таблицы следует, что изучаемая НГМТ генерировала преимущественно жидкие УВ -количество газа составляет 10% от общего объема УВ. При этом 28% генерированных углеводородов было сорбировано в самой НГМТ и около 72% - покинуло материнскую породу. Остаточный потенциал НГМТ достаточно высок - сопоставим с объемами генерированных УВ.
