Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор ранее проведенных исследований. Постановка проблемы и выбор объекта исследования
1.1 Обзор ранее проведенных исследований в пределах Волгоградского Поволжья 14
1.2 Постановка проблемы и выбор объекта исследования 24
2. Особенности геологического строения 28
2.1 Общая характеристика района исследований 28
2.2 Стратиграфия и литология 29
2.3 Тектоника 43
2.3.1 Строение юго-восточного склона Воронежской антеклизы 45
2.3.1.1 Строение нижнего структурного этажа . 45
2.3.1.2 Строение среднего структурного этажа 49
2.3.1.3 Строение верхнего структурного этажа 51
2.3.2 Строение западного борта Прикаспийской впадины 52
2.3.3 Концепция разломно-блокового строения . 52
2.4 Нефтегазоносность 53
3 Особенности нефтегазоносной истории региона . 58
3.1 История геологического развития Волгоградского Поволжья 58
3.2 Концепция двухэтапного формирования залежей 61
3.3 Определения возраста залежей УВ 65
4. Оценка генерационных свойств материнских пород и миграция УВ 70
5. Методика раздельного прогноза нефтегазоносности 79
5.1 Выявление закономерностей геологического строения Волгоградского Поволжья 81
5.1.1 Определение геодинамической активности отдельных тектонических блоков 88
5.1.2 Выявление зон разломов 100
5.2 Определение направления миграции новообразовавшихся УВ на основе геохимических особенностей нефтей 114
5.2.1 Условные геохимические критерии миграции вновь образовавшихся УВГ в старых нефтедобывающих районах 115
5.2.2 Безусловные геохимические критерии миграции вновь образовавшихся УВГ в старых нефтедобывающих районах 122
5.2.2.1 Анализ молекулярного состава нефтей Волгоградского Поволжья 123
5.2.2.2 Анализ состава попутных газов 127
5.3 Прогноз фазового состава флюидов 136
6 Обоснование программы ГРР, направленной на поиск залежей УВ с восполняемыми запасами в пределах Волгоградского Поволжья 141
Заключение 146
Литература
- Постановка проблемы и выбор объекта исследования
- Строение юго-восточного склона Воронежской антеклизы
- Концепция двухэтапного формирования залежей
- Определение направления миграции новообразовавшихся УВ на основе геохимических особенностей нефтей
Введение к работе
Актуальность работы. В топливно-энергетическом комплексе юга России уже на протяжении многих лет отмечается дисбаланс между добычей УВ и приростом их запасов. Принято считать, что прирост запасов может быть осуществлен только в результате открытия новых месторождений углеводородов (УВ), либо же в результате уточнения геологического строения уже открытых, но мало изученных залежей.
Развитие новых геологических представлений и технологий добычи УВ заставляют по-новому подойти к оценке экономической целесообразности ведения ГРР и разработке залежей в старых нефтедобывающих регионах с развитой инфраструктурой и достаточно высокой степенью геологической изученности. В последнее время в научной среде все чаще появляются идеи восполнения запасов УВ в разрабатываемых залежах, не только научно обоснованные, но и подтверждаемые фактическими данными.
Большой вклад в изучение возможности восполнения запасов привнесли А.В. Бочкарев и С.Б. Остроухов, на основе изучения геологического строения Волгоградского Поволжья, Северного и Среднего Каспия, сформулировав концепцию разломно-блокового строения и двухэтапного формирования залежей УВ.
На юге европейской части России среди перспективных на восполняемость запасов УВ можно выделить два региона, имеющих определенное сходство в геологическом строении и развитии: Волгоградское Поволжье и западную часть Терско-Каспийского краевого прогиба (ТККП). Динамика показателей разработки месторождений указанных районов во многом подтверждает вертикальную миграцию и восполнение запасов УВ.
Объектом исследования настоящей работы являются зоны нефтегазонакопления с восполняемыми запасами УВ в разрезе палеозойского регионального нефтегазоносного комплекса с доказанной продуктивностью в пределах области сочленения юго-восточного склона Воронежской антеклизы и западного борта Прикаспийской впадины.
Очевидно, что новые представления о геологическом строении и формировании залежей требуют пересмотра методики поисков и разведки новых объектов УВ в указанных регионах, применение которой позволит повысить инвестиционную привлекательность участков недр, включающих зоны нефтегазонакопления с восполняемыми запасами.
Количественная оценка этих объемов не входит в число задач, решаемых в диссертации.
Целью диссертационной работы является разработка методики поисков перспективных на восполнение запасов УВ зон нефтегазонакопления и обоснование
приоритетных направлений проведения ГРР в пределах центральной части Волгоградского Поволжья.
В ходе исследования для достижения обозначенной цели автором решались следующие задачи:
1) анализ закономерностей геологического строения регионов,
характеризующихся разломно-блоковой тектоникой и этапностью формирования
залежей;
-
обобщение имеющихся методик выявления разрывных нарушений и разработка комплексной методики обнаружения зон малоамплитудных разломов как наиболее вероятных проводников УВ в условиях вертикальной миграции;
-
анализ геохимических особенностей УВ и выделение условных и безусловных критериев их миграции;
4) проведение нефтегазогеологического районирования на основе методики
прогноза фазового состава флюидов и обоснование приоритетных направлений ГРР.
Научная новизна состоит в следующем:
1. Оценена геодинамическая активность тектонических элементов области
сочленения юго-восточного склона Воронежской антеклизы и западного борта
Прикаспийской впадины, послужившая основой прогноза зон нефтегазонакопления с
восполняемыми запасами.
2. Выявлены зоны наибольшего распространения малоамплитудных
дизъюнктивных нарушений на основе комплексного анализа геологической,
сейсмометрической, промысловой и термобарогеохимической информации.
-
Определены направления современной миграции углеводородов на основе результатов анализа физических свойств и геохимической характеристики нефтей.
-
Выполнен прогноз фазового состояния углеводородов в разрезе девонского регионального продуктивного комплекса.
-
Рекомендованы направления геологоразведочных работ, ориентированных на поиски зон нефтегазонакопления с восполняемыми запасами.
Основными защищаемыми положениями являются следующие:
1. Относительная интенсивность геодинамической активности тектонических
элементов области сочленения юго-восточного склона Воронежской антеклизы и
западного борта Прикаспийской впадины – критерий прогноза зон нефтегазонакопления
с восполняемыми запасами.
2. Рациональный комплекс геологических, сейсмометрических,
термобарогеохимических, промысловых и статистических исследований, позволяющий
выявить пространственное положение зон развития малоамплитудных разломов – путей
миграции углеводородов.
3. Схема нефтегазогеологического районирования Волгоградского Поволжья как основа для выбора оптимальных направлений геологоразведочных работ с целью выявления зон нефтегазонакопления с восполняемыми запасами.
Практическая ценность и реализация работы. Полученные результаты исследований могут быть использованы при проектировании ГРР на нефть и газ в пределах Волгоградского Поволжья. Кроме того, разработанная методика может быть применена и в других районах, характеризующихся этапным формированием залежей, например, в пределах западной части Терско-Каспийского краевого прогиба. Представленная методика основана на комплексе уже имеющейся информации в старых нефтедобывающих районах и не требует значительных капиталовложений, при этом позволяет выявить зоны с наибольшей вероятностью проявления процессов «смены» флюидов.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Диссертационная работа соответствует паспорту специальности 25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений по следующим пунктам формулы специальности: - разработка и совершенствование теоретических основ формирования различных типов месторождений нефти и газа, изучение особенностей их геологического строения и закономерностей пространственного размещения в различных геотектонических областях земной коры; - определение геологических предпосылок формирования месторождений и поисковых признаков; -совершенствование методов поисков и разведки месторождений нефти и газа, оценка их ресурсов и подсчет запасов.
В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует пункту 1. Происхождение и условия образования месторождений нефти и газа: - геохимия нефти и газа; - условия формирования скоплений нефти и газа в земной коре; - миграция углеводородов; - нефтегазогеологическое районирование недр (нефтегазоносные провинции и бассейны); - проблема происхождения углеводородов, современные подходы в ее решении. Пункту 2. Прогнозирование, поиски, разведка и геолого-экономическая оценка месторождений: - современные методы поисков и разведки месторождений.
Методы исследований, фактический материал и личный вклад. Решение поставленных задач осуществлялось с позиций комплексного подхода к пониманию процесса восполнения запасов УВ и включало изучение тектонических, палеотектонических, палеогеотермических и геохимических критериев, ответственных за формирование уже существующих залежей УВ, а также за генерацию, миграцию и аккумуляцию УВ на современном этапе геологической истории. Основными применяемыми в работе методическими приемами были геосинергетический подход
А.Н. Резникова к изучению осадочно-породных бассейнов, методы термовакуумной декриптометрии, палеотектонический анализ, анализ вертикальных и латеральных изменений геохимических характеристик нефтей залежей Волгоградского Поволжья. Обработка результатов исследований производилась с помощью специализированного программного обеспечения (ArcView, AutoCAD, Corel Draw, STATISTICA).
Термобарогеохимические исследования газово-жидких включений проводились в Лаборатории термобарогеохимии Южного федерального университета при помощи вакуумного декриптографа ВД-5, сконструированного коллективом кафедры минералогии и петрографии Ростовского государственного университета.
Основой для написания диссертационной работы послужили геолого-промысловые данные по месторождениям Правобережной и Левобережной частей Волгоградского Поволжья, многолетние исследования и фондовые материалы ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» (в настоящее время филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде).
Большая часть фактического материала диссертационной работы является результатами личных исследований автора, проведенных за время работы в ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» и обучения в аспирантуре Южного федерального университета. За это время автором изучены геологические разрезы более 50 скважин, построено семь обобщенных хронотектонических диаграмм, по 71 образцу керна рассчитаны значения условного показателя динамокатагенеза и экспоненциальной геохронотермы, проведен анализ результатов геохимических исследований более 120 проб нефти по месторождениям региона.
Апробация работы. Результаты исследований докладывались на внутривузовских, региональных и всероссийских научных конференциях и конгрессах, в том числе «Проблемы геологии, планетологии, геоэкологии и регионального природопользования» (г. Новочеркасск, 2011); V-VI Донской нефтегазовый конгресс (г. Ростов-на-Дону, 2011-13); «Актуальные проблемы геологии, планетологии и геоэкологии» (г. Новочеркасск, 2012); «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа» (г. Грозный, 2012), «Нефтяная отрасль Чеченской республики» (г. Грозный, 2012), «Фестиваль недели науки юга России» (г. Ростов-на-Дону, 2012), Пленарное заседание на базе структурных подразделений ЮФУ в рамках «Дней российской науки» (г. Ростов-на-Дону, 2013), 10-я Международная конференция «Геленджик-2013. Актуальные проблемы развития ТЭК регионов России и пути их решения» (г. Геленджик, 2013). За научную работу «Новый источник восполнения ресурсной базы углеводородов Северного Кавказа – возобновляемые запасы разрабатываемых залежей» в номинации «Лучшая работа молодых специалистов в
сфере геологоразведочных работ» было присуждено I место (2012 г., региональный конкурс «Гордость нации – ТЭК Дона 2012»).
Публикации. Основные положения опубликованы в 15 научных работах, три из них опубликованы в изданиях, включенных в список, рекомендованный ВАК.
Структура и объем диссертации: Работа состоит из введения, шести глав и заключения. Объем работы – 158 страниц машинописного текста, 7 таблиц, 35 иллюстраций. Библиография включает 99 наименования.
Постановка проблемы и выбор объекта исследования
Полученные результаты стали импульсом для крупномасштабного выполнения сейсморазведочных работ МОВ ОГТ в пределах Волгоградского Правобережья, проводившихся вплоть до настоящего времени. В результате переинтерпретации прежних сейсмометрических данных и анализа вновь полученных данных в период времени с 1997 г. по 2001 г. были открыты Восточно-Кдиновское, Западно-Кочетковское, Николинское, Ново-Чернушинское, Тишанское, Романовское, Верхне-Романовское, Северо-Ключевское и Кудряшовское месторождения нефти.
Изучением геологического строения и перспектив нефтегазоносности Првобережья занимались многие ученые (Г.П. Батанова, В.Н. Михалькова О.Г. Бражников, А.А. Брыжин, П.В. Медведев и др.). Однако основной концепцией геологического строения было пликативное строение, причем происхождение всех антиклинальных структур терригенного девона в пределах тектонических элементов правого берега Волгоградской области имело унаследованный от блокового строения фундамента характер (см. главу 2.3). Происхождение локальных поднятий девонского и каменноугольного возрастов объясняли унаследованным характером строения от структур облекания рифогенных построек верхнедевонского возраста [14, 52, 55]. Таким образом, практически все поисковые работы базировались на данных представлениях. Поскольку связь геологического строения фундамента и рифогенных построек с одной стороны и вышезалегающих структур с другой действительно существует, то подтверждаемость структур была довольно высокой. Однако при планировании ГРР этого этапа не учитывался фактор наличия разрывных нарушений, достаточно сложно определяемых в данном регионе в виду их малых амплитуд. После длительной эксплуатации отдельных залежей Правобережья (евлановско-ливенский горизонт Кудряшовского месторождения) и несоответствие добычи УВ и начальных извлекаемых запасов возникает необходимость пересмотра концепции строения исследуемого региона. Открытие Степного месторождения в пределах Кудиновско-Романовской зоны поднятий и вскрытие скважиной 7-Ольховской на глубине 3166,5 м тектонического нарушения свидетельствует о разломно-блоковом строении Волгоградского Правобережья. Бочкаревым А.В., Бочкаревым В.А. и Остроуховым доказана аналогичность строения Степного месторождения с месторождениями Волгоградского Левобережья, где блоковое строение подтверждается многочисленными факторами [6, 7, 9, 29, 30, 31, 32].
Территорию Волгоградского Левобережья начали изучать еще в начале 50-х гг. в рамках программы региональных гравиметрических исследований, по результатам которых была выделена гравитационная ступень, отделяющая юго-восточный склон Воронежской антеклизы от западного борта Прикаспийской впадины. Основным результатом проделанных исследований стало представление о сложнопостроенном характере строения осадочного чехла западного борта Прикаспийской впадины, что обусловлено не только наличием соляной тектоники, но и существование многочисленных дизъюнктивов в пределах изученной территории.
В 70-х гг. было начато структурное бурение в зоне сочленения юго-восточного склона Воронежской антеклизы и западного борта Прикаспийской впадины, в результате которого было подготовлено пять перспективных на нефть и газ структур. На основе полученных данных о стратиграфии, литологии, петрографии разреза осадочного чехла Левобережной части Волгоградской области сотрудниками лаборатории Прикаспия «ВНИПИнефть» была проанализирована история геологического развития бортовой зоны Прикаспийской впадины, уточнены перспективы нефтегазоносности и даны рекомендации по дальнейшему проведению ГРР. Открытие таких крупных месторождений как Тенгизское и Астраханское в подсолевых отложениях Прикаспия послужили импульсом для продолжения ГРР.
Сейсморазведочные работы 1980-х гг. в пределах Предбортовой ступени позволили выделить протяженную Малышевско-Петровскую зону по нижнекаменноугольным отложениям, включающую ряд локальных поднятий, перспективных на наличие залежей УВ. Полученные результаты позволили выявить в строении осадочного чехла надсолевой, соленосный и подсолевой структурные этажи. В подсолевом комплексе были определены два отражающих горизонта П1 и П2, картирование которых в дальнейшем позволило выделить ряд перспективных структур. Горизонт П1 приурочен к артинским отложениям, П2 является скользящей границей от среднего карбона на Приволжской моноклинали до верхнего девона в Прикаспийской впадине [69].
В целом геолого-геофизическая изученность Волгоградского Левобережья достаточно высокая. Изученность бурением скважин составляет более 600 км2/скв., однако проектные глубины практически всех скважин соответствовали карбонатным отложениям каменноугольного возраста, и только скважиной 3-Левчуновской были вскрыты конвейско-бийские породы нижнего девона. Изученность сейсморазведкой МОГТ составляет около 1 пог. км/км2, по сумме различных модификаций – 0,7 пог. км/км2.
В это же время была намечена крупная программа бурения сверхглубоких параметрических скважин на территории Волгоградского Левобережья, однако сложная экономическая ситуация в нашей стране не позволили завершить начатые работы. Однако определенно важные выводы о геологическом строении региона все же были сделаны. Во-первых, была установлена промышленная нефтеносность подсолевых отложений, были выделены основные тектонические элементы и построены структурные карты по основным отражающим горизонтам и, как следствие, выделены перспективные структуры на нефть и газ. При этом основной особенностью строения подсолевого комплекса пород было его ступенчатообразное погружение к центру Прикаспийской впадины. В результате в пределах Малышевско-Петровской зоны было начато поисковое бурение, в результате которого были открыты такие нефтяные месторождения как Сергеевское, Малышевское, Центральное, Прибрежное, Алексеевское и Левчуновское. Продуктивными оказались в основном терригенные отложения бобриковского горизонта и карбонатные залежи турнейского яруса в интервале глубин от 4100 до 4300 м. При этом дебиты при испытании в колонне составили от 56 м3 до 192 м3 нефти в сутки.
Строение юго-восточного склона Воронежской антеклизы
Фундамент данной территории сложен породами архейско-протерозойского возраста. Это в основном сильно метаморфизованные породы. Структурный план фундамента на данной территории отмечает его общее погружение в восточном и юго-восточном направлениях, которому и соответствует юго-восточный склон Воронежской антеклизы, сводовую часть которой можно проследить на крайнем северо-западе территории.
Формированию современного структурного плана нижнедевонских отложений предшествовало длительное погружение территории с небольшими трансгрессиями. При этом главной особенностью тектоники нижнего структурного этажа является наличие многочисленных дизъюнктивных нарушений, имеющих сбросовый характер и в основном субмеридиональное простирание. По данным сейсморазведки и промысловых данных выделяют и более мелкие нарушения субширотного простирания. О наличии крупных сбросов свидетельствует и геометрия основных тектонических элементов региона, которые вытянуты с юго-запада на северо-восток, их границы «повторяют» друг друга [5, 7, 9, 52].
Юго-восточный склон Воронежской антеклизы (ЮВСВА) в пределах Волгоградского Правобережья представлен чередованием зон поднятий и прогибов (рисунок 2.3). На крайнем северо-западе выделяется Терсинская структурная терраса, характеризующаяся в основном моноклинальным погружением горизонтов терригенного девона в юго-восточном направлении, на фоне которого отмечаются отдельные приподнятые зоны, что может объясняться унаследованным строением складчатого фундамента.
Погружаясь, Терсинская структурная терраса переходит в Доно-Медведицкий прогиб, причем границей между ними служит флексурно-разломная зона юго-восточного падения амплитудой до 100 м. Доно-Медведицкий прогиб простирается с юго-запада на северо-восток и включает более мелкие тектонические элементы, в свою очередь представленные чередованием поднятий и депрессий. На крайнем севере описываемой территории выделяется Карамышская структурная терраса, переходящая в южном направлении в обширную Уметовско-Линевскую депрессию, расположенную в центральной части ЮВСВА. Линевская впадина представляет собой изометричную мульду, расположенную в северной части депрессии. Уметовская мульда -территориально достаточно крупный тектонический элемент ромбической формы, вытянутый с юго-запада на северо-восток. В юго-западном направлении Уметовско-Линевская депрессия граничит с Березовской седловиной, выраженной в палеоплане сравнительно приподнятой зоной с сокращенными Тектонические элементы: Сводовая часть Воронежской антеклизы: I – Хоперская моноклиналь; Юго-Восточный склон Воронежской антеклизы: II - Ивановский прогиб, III - Терсинская структурная терраса, III1 - Кленовско-Меловатская ступень, IV - Доно-Медведицкий прогиб, IV1 - Карамышская структурная терраса, IV2 - Уметовско-Линевская депрессия, IV21 -Линевская и V22 Уметовская впадины, IV3 - Березовская седловина, IV4- Арчединско-Донской прогиб, V - Кудиновско-Романовская приподнятая зона, V1 - Кудиновско-Коробковский вал, V2 - Романовская структурная терраса; VI - Приволжский мегавал, VI1 - Каменско - Золотовский выступ, VI2 - Ровенский прогиб, VI3 - Антиповско-Щербаковская приподнятая зона, VI4 - Дубовско-Суводской выступ, VI5 - Николаевско-Городищенская предбортовая ступень; Западный борт Прикаспийской впадины: VII - Нижнепермский бортовой уступ, VIII – Волгоградский прибортовой прогиб, IX – Ахтубинско-Ерусланский мегавал.
Схема тектонического районирования нижнего структурного яруса в пределах Волгоградского Право- и Левобережья (филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде с дополнениями автора) относительно прилегающих прогибов (Арчединско-Донской прогиб) толщинами девонских отложений.
Западная часть Доно-Медведицкого прогиба (Березовская седловина и Арченско-Донской прогиб) и его восточная часть (Уметовская депрессия) разделены между собой крупной Кудиновско-Романовской приподнятой зоной, границы между этими элементами представлены флексурно-разломной зоной юго-восточного падения. Кудиновско-Романовская зона поднятий осложнена Кудиновско-Коробковским сложным валом, переходящим в Романовскую структурную террасу, которая в свою очередь по системе флексурно-разрывных нарушений сочленяется с Дубовско-Суводским выступом, относящимся к Приволжскому мегавалу.
Приволжский мегавал представляет собой крупную положительную структуру, ограничивающую с востока ЮВСВА и простирающуюся в юго-восточном направлении. С запада мегавал ограничивается флексурно-разломной зоной, отделяющей его от Кудиновско-Романовской зоны поднятий и Уметовской депрессии, с востока – бортовым уступом Прикаспийской впадины. Приволжский мегавал представлен рядом поднятий: Каменско-Золотовским, Антиповско-Щербаковским, Дубовско-Суводским, разделенными прогибами субширотного направления, которые при иной интерпретации сейсмометрических данных могут быть системой разрывных нарушений широтного простирания. На северо-востоке территории Приволжский мегавал представлен Ровенским прогибом, вытянутым параллельно бортовому уступу Прикаспийской впадины.
Восточная часть Приволжского мегавала представлена структурной террасой – Николаевско-Городищенской предбортовой ступенью. Также как и большинство тектонических элементов ЮВСВА, Предбортовая ступень имеет субмеридиональное простирание и ограничена как с запада, так и с востока флексурно-разломными зонами. На уровне нижнего и верхнего структурных этажей в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени выделяется ряд локальных поднятий, включающих залежи УВ (Малышевское, Юрьевское, Алексеевское, Северо-Алексеевское, Левчуновское, Сергеевское месторождения и ряд перспективных структур), ограниченных дизъюнктивными нарушениями субширотного и субмеридионального направлений и объединенных в Малышевско-Петровскую зону нефтегазонакопления [4, 26].
Начиная со средне-позднедевонского времени в пределах описываемой территории отмечается заметное затухание тектонических движений. Накопление карбонатных осадков происходило с учетом рельефа дна моря. Поскольку последний напрямую зависел от предыдущей геологической истории, то было установлено почти полное соответствие контуров тектонических элементов нижнего и среднего структурного этажей, при этом отмечается инверсионный характер залегания карбонатного комплекса пород. Прогибам нижнего этажа соответствуют положительные тектонические элементы, приподнятым структурам – отрицательные (таблица 2.1, рисунок 2.4).
Концепция двухэтапного формирования залежей
При определении возраста газоконденсатных залежей необходимо учитывать как превращенность пропана (), так и углеводородный состав легких фракций. Причем в случае если Т превышает Тк, то образование ГК залежи произошло за счет преобразования УВ самой залежи. В случае, когда Т намного меньше Тк, принимается, что основная роль в формировании ГК залежей отведена
Таким образом, палеотектонический анализ Волгоградского Левобережья свидетельствует о том, что реализация материнского потенциала происходила в период времени с середины карбона до начала палеогена. В настоящее время в пределах Волгоградского Заволжья, материнские породы погружены в главную зону газообразования. Анализ превращенности пропана и углеводородного состава легких фракций показал, что формирование современного состава нефти произошло в основном за счет вертикальной миграции легких УВ. 4. Оценка генерационных свойств материнских пород и миграция УВ.
В основе прогнозирования залежей нефти и газа любого региона лежит определение источника генерации, т.е. потенциально материнских пород, их катагенетической характеристики и оценка возможности миграции УВ.
При выявлении материнских пород перед исследователями в первую очередь стоит задача анализа распределения по отношению к зонам аккумуляции пород с содержанием ОВ, достаточного для генерации УВ, а также определение его типа и степени преобразованности.
Необходимо отметить, что практически все исследования, на которые автор ссылается в настоящей главе, проведены в институте ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», в научной среде которого существует два отличных друг от друга подхода к вопросу о формировании залежей УВ Волгоградского Поволжья. Автор считает необходимым дать краткую характеристику этим подходам.
Первый подход, поддерживаемый В.П. Филипповым, А.Н. Степановым, Р.А. Твердовой, А.Г. Габриэляном, Н.И. Жарковым и А.Я. Куклинским [11, 37, 42, 87, 95], заключается в относительно «автохтонной» характеристике залежей, т.е. аккумуляции УВ в пределах нефте- и газопроизводящих пород в пределах как Правобережной, так и Левобережной частях Волгоградского Поволжья.
На основе химико-битуминологических исследований [11, 25] в пределах Терсинской структурной террасы в качестве материнских пород выявлены отложения живетского яруса, расположенные на глубине 1800-1900 м. Нефтепроизводящие породы северной и центральной частей Доно-Медведицкого прогиба выявлены на глубинах около 2200 м. В стратиграфическом отношении отложения приурочены к верхнефранскому подъярусу. В пределах южной части указанного тектонического элемента материнскими обозначены породы нижнефранского подъяруса, расположенные на глубине 1700-1900 м. Терригенную толщу нижнего и среднего девона Кудиновско-Романовской зоны поднятий полностью характеризуют как нефтепроизводящую. На Приволжской моноклинали толщу материнских пород выделяют на глубине 2200-2400 м, что соответствует карбонатным отложениям нижнего карбона.
На основе детального химико-битуминологического анализа (ХБА), проведенного Р.А. Твердовой и А.И. Асташовой, фациально-генетический тип РОВ был охарактеризован как сапрогумолит на стадиях литификации Д и Ж, т.е. стадии катагенеза МК1-МК3 [87]. Сотрудниками ИГиРГИ был проведен один анализ керогена одного образца из скважины 116 Кудиновской площади (интервал 2926-2933 м). На диаграмме Ван-Кревелена кероген был расположен между сапропелевым ОВ, сапропелевым керогеном и гумусовым углем, что подтвердило сделанный ранее вывод Р.А. Тведовой и А.И. Асташовой. Стадия катагенеза РОВ по результатам исследования керогена была определена как МК2-МК3.
Известно, что одним из основных показателей генерационного потенциала пород является содержание Сорг. Н.Б. Вассоевич определил кларки для различных типов пород: для глинистых пород они составляют 0,9 %, для карбонатных – 0,2 %, песчаных – 0,2 %, алевролитовых – 0,45 %. При этом существуют тенденции увеличения Сорг по мере накопления глинистых компонентов и уменьшения по мере возрастания степени превращенности горных пород, поскольку в процессе катагенеза часть Сорг улетучивается [38].
Волгоградское Правобережье характеризуется следующим распределением Сорг в горных породах. Для глинистых пород терригенного девона количество Сорг варьирует от 0,12 до 5,0 %, для карбонатных – от 0,15 до 1,12 %, для песчано-алевритовых – от 0,16 до 1,32%. Содержание УВ в автохтонном ХБ изменяется от 0,19 до 40 %, а количество УВ в пересчете на горную породу составляет для аргиллитов 0,02 %, для известняков – 0,04 %, для песчаников – 0,19 %. В целом по указанному региону отмечается увеличение ОВ во впадинах и уменьшения ОВ – в сводах, при этом необходимо помнить об инверсионном характере строения двух структурных этажей.
На основе многочисленных измерений ОСВ (более 300 определений) в пределах Волгоградского Поволжья максимальная катагенетическая превращенность была установлена в пределах Кудиновско-Романовской зоны поднятий (от стадии катагенеза МК3 – Кудиновская площадь, до стадии МК5 – Моисеевская площадь). Сотрудники ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» такое распределение катагенетической превращенности пород объясняют наличием интенсивного теплового потока. На Коробковской площади современная температура на глубине 4 км составляет 150С, палеотемпература -235С. Восточнее указанного региона воздействие теплового потока уменьшается и современные температуры в пределах Романовской и Антиповско-Балыклейской площадей на отметках 4,0 км не превышают 100С. Соответственно такая термическая характеристика будет влиять и на степень преобразованности пород. Отложения воробьевского горизонта восточной части Кудиновско-Романовской зоны (Романовская площадь) характеризуются стадией катагенеза МК2, южнее выделяется зона МК3, а восточнее Романовской площади – МК4. Необходимо отметить, что увеличение степени катагенеза по мере продвижения на восток связано, скорее всего, с погружением осадочного чехла, а не воздействием теплового потока. На рисунке 4.1. представлена схематичная карта степени преобразованности пород Волгоградского Поволжья, составленная по материалам института ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».
Помимо указанных исследований в институте ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» проводились экспресс-пиролиз исследования пород терригенного девона методом «Rock-Eval», по результатам которых изучаемые отложения были охарактеризованы как породы с высоким генерационным потенциалом. Поскольку сапропелевое РОВ в зависимости от стадии катагенеза генерирует и жидкие, и газообразные УВ, а гумусовое РОВ – в основном газообразные, то сторонники первого подхода в определении материнских пород характеризуют толщу терригенного девона как нефтегазопроизводящую. При этом они практически отвергают наличие вертикальной миграции и указывают на автохтонный характер существующих залежей.
Определение направления миграции новообразовавшихся УВ на основе геохимических особенностей нефтей
Романовская структурная терраса обладает более низкой геодинамической активностью (угловой коэффициент k на порядок ниже, чем для Кудиновско-Романовской приподнятой зоны и составил 0,00014), однако в ее пределах открыто большое количество мелких нефтяных месторождений, в которых процессы «смены» флюидов отмечаются менее интенсивно. Возможно, миграция УВ нефтяного ряда в указанные ловушки происходила в два этапа [53, 79, 80]. Первый этап – наиболее длительный – включал вертикальную миграцию УВ от материнских пород к современным продуктивным горизонтам. Второй этап – менее продолжительный – заключался в латеральной миграции в пределах продуктивных пластов и непосредственной аккумуляции в ловушках. Низкий показатель геодинамической активности говорит об отсутствии крупных зон распространения дизъюнктивных нарушений, по которым миграция могла бы осуществляться в более короткие сроки. Таким образом, можно сделать вывод о небольших перспективах восполнения запасов УВ. Кроме того, отсутствие залежей в отложениях терригенного девона также свидетельствует о главенствующей роли латеральной миграции в формировании нефтяных залежей. Однако территория однозначно является перспективной на наличие нефтяных залежей в отложениях карбонатного девона.
Уметовская мульда из всех тектонических элементов Волгоградского Правобережья характеризуется наименьшей геодинамической активностью (угловой коэффициент k=0,0000408), при этом в этой тектонической зоне открыто только одно нефтяное месторождение – Чухонастовское, единственная залежь которого приурочена к бобриковским песчаникам верхнего структурного этажа. Очевидно, здесь отсутствуют проводящие разломы, а также структуры, благоприятные для аккумуляции УВ, что позволяет говорить о бесперспективности данного тектонического блока на предмет восполнения запасов.
В пределах Волгоградского Левобережья ситуация является не столь показательной, в виду того, что здесь на протяжении всей геологической истории наблюдалось более ярко выраженное погружение территории и в основном действовали только силы растяжения, по крайней мере, такая закономерность отображается на уровне тектонических элементов III порядка (рисунок 5.8).
Однако наибольшей геодинамической активностью обладает Нижнепермский бортовой уступ (угловой коэффициент k=0,0018), Антиповско-Щербаковская приподнятая зона и Николаевско-Городищенская ступень характеризуются одинаковым угловым коэффициентом k=0,00004. Следует отметить, что именно к Нижнепермскому бортовому уступу приурочена гряда газовых месторождений (Лободинское, Комсомольское и Южно-Кисловское).
При этом низкие значения углового коэффициента могут быть связаны как с недостаточным количеством данных для расчетов, что объясняет низкие коэффициенты корреляции, так и возможным влиянием крупной соленосной толщи нижнепермского возраста, притормаживающей все катагенетические процессы [56].
Таким образом, установленную закономерность чередования положительных и отрицательных структур автор объясняет чередованием сил сжатия и растяжения, что подтверждено проведенными исследованиями. В настоящей работе выполнен анализ на уровне тектонических элементов третьего порядка, и это вполне отвечает поставленной задаче – выявить зоны для дальнейших, более детальных исследований в области выявления проводящих разломов и геохимических свидетельств современной миграции УВ. Однако можно с определенной уверенностью утверждать, что данная методика позволяет выявлять перспективные объекты с потенциальным восполнением запасов и на более низких уровнях.
Выявление зон разломов Как было установлено, значительная часть залежей УВ в пределах Волгоградской области характеризуется наличием дизъюнктивных нарушений. Известно, что в пределах погруженных платформенных областей наиболее распространенными являются сбросы и сбросо-сдвиги. Районы их активного распространения во многом определяют зоны активной миграции.
Поэтому на втором этапе поисков залежей, перспективных на восполнение запасов УВ, целесообразным является выявление зон разломов как возможных путей современной миграции флюидов.
Предлагаемая методика предполагает использование большого количества методов обнаружения сбросов (дистанционных, визуальных, сейсмометрических, геофизических, геолого-промысловых [6, 24, 30, 43], статистических и термобарогеохимических [83, 84, 85]). Однако дизъюнктивные нарушения Волгоградского Поволжья характеризуются малыми амплитудами, что значительно усложняет поставленную задачу.
Применение дистанционных и визуальных методов в настоящей работе не рассматривается, однако современный рельеф поверхности в пределах Волгоградской области косвенно указывает на наличие крупного глубинного разлома, в плане практически совпадающего с руслом р. Волга. Левобережная часть рассматриваемого региона в среднем на 50 м ниже Правобережной, причем изменение гипсометрии достаточно резкое, что может быть объяснено неотектоническими движениями, проявляющимися в современном облике планеты.
Сейсмометрические методы (2D и 3D) являются классическими и наиболее универсальными при установлении наличия разломов. Региональные исследования МОГТ позволили выявить общую картину разломно-блокового строения. Временной разрез по региональному профилю, составленный сотрудниками ФГУП «Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизикиЙ, свидетельствует об основной концентрации разрывных нарушений на западных и восточных границах Кудиновско-Коробковского сложного вала, а также Левобережной части Волгоградского Поволжья (рисунок 5.9). Все же главной трудностью в выявлении сбросов и сбросо-сдвигов является их малая амплитуда, не всегда улавливаемая даже современными методами сейсморазведки. Так, сейсморазведка 3D позволяет выявлять нарушения с точностью до 100 м и с амплитудой не менее 5-10 м.
