Содержание к диссертации
Введение
1 Особенности геологического строения Большехетской впадины 8
1.1 Физико-географические условия района работ 8
1.2 Стратиграфия 12
1.3 Тектоника 23
1.4 Нефтегазоносность 28
2 Методика прогнозирования нефтегазоносности Большехетской впадины 32
2.1 Классические методы прогнозирования нефтегазоностности 32
2.1.1 Тектонический и палеотектонический анализ осадочных бассейнов . 34
2.1.2 Литолого-фациальный (формационный) и палеогеоморфологический анализ осадочных бассейнов. 35
2.1.3 Геофлюидодинамический метод изучения региональных закономерностей нефтегазоносности. 37
2.2 Компьютерные методы прогнозирования нефтегазоностности 38
2.2.1 Temis 38
2.2.2 Basinmod 41
2.2.3 Terramod 44
2.2.4 SIGMA-2D 46
2.2.5 PetroMod 48
3 Геотермобарические условия формирования углеводородных скоплений в Большехетской впадине . 67
3.1 Предварительные одномерные модели Большехетской впадины 67
3.2 Входные данные для трехмерного моделирования и калибровка модели.
3.3 Моделирования поровых и пластовых давлений, избыточного давления и зон АВПоД 96
3.4 Моделирования температур, тепловых потоков и модель прогрева осадочных толщ. 116
4 Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС). 128
4.1 Выделение нефтегазоматеринских пород и определение направлений потоков углеводородов (УВ) при их генерации и эмиграции. 128
4.2 Моделирование процессов миграции и аккумуляции углеводородов, а таже возможностей разрушения залежей . 138
5 Рекомендации по повышению эффективности геолого разведочных работ 149
Заключение 153
Список литературы 154
- Стратиграфия
- Тектонический и палеотектонический анализ осадочных бассейнов
- Моделирования поровых и пластовых давлений, избыточного давления и зон АВПоД
- Моделирование процессов миграции и аккумуляции углеводородов, а таже возможностей разрушения залежей
Введение к работе
Актуальность работы
В условиях возрастающей потребности мировой экономики в нефтегазовых ресурсах, оценка углеводородного потенциала и прогноз нефтегазоносности являются приоритетными задачами для поддержания уровня добычи нефти и газа на должном уровне.
Большехетская впадина, с точки зрения нефтегазоносности, является перспективным, однако, малоизученным районом. В пределах Большехетской впадины открыто 4 газовых и одно газонефтяное месторождение, из них только Пякяхинское и Находкинское месторождения разбурены редкой сеткой разведочных скважин.
Наличие выявленных сейсморазведочными работами перспективных структур ставит вопрос о возможности заполнения их углеводородами, а также составе и объеме вероятных залежей. Кроме того, актуален вопрос о возможности сохранения жидких углеводородов в жестких термобарических условиях наиболее глубоких частей впадины в юрской системе.
Цель и задачи исследований
Цель исследований: Прогноз нефтегазоносности меловых и юрских отложений Большехетской впадины на основании исследований геотермобарических и геохимических условий формирования скоплений нефти и газа и моделирования УВ систем.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
-исследование процессов осадконакопления, восстановление палеоклимата, палеоуровня моря, литолого-фациальное моделирование разреза, анализ и обобщение основных литотипов разреза, прогноз фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и флюидоупорных свойств покрышек,
-исследование основных зон АВПоД и времени их образования, уплотнения пород, связанных с АВПоД, проверка точности результатов по скважинным замерам давлений и сопоставление с результатами исследований других авторов.
-восстановление процесса прогрева осадочных толщ, сопоставление полученных результатов со скважинными замерами температур, изучение теплового потока из мантии.
-выделение в разрезе основных материнских толщ, исследование процесса созревания органического вещества в материнской породе и эмиграции УВ.
-исследование роли разломных нарушений в формировании УВ скоплений.
-моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС), процесса миграции углеводородов и аккумуляции их в возможных ловушках, выявление потенциальных скоплений нефти и газа в структурах меловых и юрских отложений.
Научная новизна
На основе анализа материалов буровых и геофизических работ, а также впервые примененного для этого региона бассейнового моделирования, выявлены термобарические условия развития и современное состояние Большехетской впадины. Впервые изучены 3 наиболее погруженные зоны АВПоД с закономерностями изменения избыточного давления. Эти данные сопоставлены с результатами исследований АВПоД на соседнем Мессояхском валу.
Установлена температурная история погружения бассейна, а также смоделирован процесс генерации и миграции УВ.
Практическое значение работы и реализация результатов исследований
Прогноз термобарических условий формирования и сохранения залежей УВ может быть использован как при проектировании поисковых и разведочных скважин, так и для создания уточненных геологических моделей месторождений с целью подсчета запасов УВ и проектирования разработки.
Полученные автором минимальная, максимальная и средняя оценки ресурсов и генераций позволит более успешно вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, оценить их экономическую эффективность и снизить риски по их успешному завершению.
Методология калибровки геофлюидальных давлений и температур, разработанная автором, была использована при написании научно-технического отчета «Комплексное геолого-геофизическое и геохимическое прогнозирование и обоснование направлений поисково-разведочных работ в палеозойских нефтегазоносных комплексах бортовых зон Прикаспийской синеклизы».
Результаты проведенных исследований используются также в учебном процессе бакалаврами, студентами и магистрантами нефтегеологических специальностей и направлений подготовки.
Основные защищаемые положения
1. Изучение процесса уплотнения пород в пределах Большехетской впадины позволило установить, что избыточные давления в низах меловой и юрской систем формировались в два этапа, в эоцене (50-40 млн. лет) и в раннем миоцене (20-10 млн. лет) и связаны со скоростью осадконакопления.
2. Объемы генерации и первичной эмиграции УВ, выявленные в пределах Большехетской впадины, превышают запасы открытых на данный момент месторождений более чем в 3 раза. Значительная их часть скопилась в не разбуренных глубокозалегающих меловых и юрских отложениях, оставшаяся часть УВ мигрировала в окаймляющие мегавалы и просачивалась через плохопроницаемые породы и разломы на поверхность.
3. Разработаны методические приемы калибровки геофлюидальных давлений и температур, моделируемых с помощью программного комплекса PetroMod, основанные на сравнительном анализе значений поровых давлений, получаемых по методике эквивалентных глубин в эталонированных скважинах, по данным ГИС, а также значений температур, получаемых по прямым замерам скважинных термометров.
Апробация работы и публикации
По теме диссертации сделан доклад на конференции: XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2011 г.),
XX Губкинские чтения «Фундаментальный базис инновационных технологий поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2013 г.)
По теме диссертационной работы было опубликовано 7 печатных работ, из них 5 в изданиях, рекомендованных ВАК.
Автор диссертации является лауреатом премии имени академика И.М. Губкина за 2012 год за «Цикл учебной и научной литературы по моделированию осадочных бассейнов УВ геосистем и месторождений нефти и газа» (Московская организация НТО НГ)
Фактический материал
Структурные карты по основным отражающим горизонтам, 11 скважин с данными замеров температур, давлений, пористости на различных глубинах, скважинные отбивки, описание керна, результаты Rock-Eval анализа кернов скважины 320-Турладско-Вадинской, результаты оценки зон АВПоД на Мессояхском валу, типовые литолого-стратиграфические разрезы, результаты и материалы подсчета запасов УВ Пякяхинского месторождения, опубликованные литературные источники.
Структура и объем работы:
работа состоит из 5 глав, объем работы 155 стр., 70 рисунков, 7 таблиц, список литературы содержит 17 наименований
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.г.-м.н., проф. Г.Я. Шилову за постановку задач и конструктивную помощь на протяжении всего периода совместной работы. Автор благодарен профессорско-преподавательскому коллективу РГУ нефти и газа им И.М. Губкина - зав. кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа, д.г.-м.н, проф. В.Ю. Керимову, д.г.-м.н., проф. В.И. Ермолкину, д.г.-м.н, проф. В.Ю. Лаврушину, д.г.-м.н, проф. А.С. Гаджи-Касумову, к.г.-м.н., Е.А. Лавреновой, А.А. Горбунову, за ценные советы и помощь в проведении исследований.
Стратиграфия
Для сравнительной характеристики геофлюидальных полей в юрском нефтегазоносном комплексе были привлечены материалы (ГИС, керн, испытание) по юрским скважинам, прилегающей с юга к изучаемому региону, восточной части Большехетской впадины (площади Тагульская, Русско-Реченская, Горчинская, Сузунская). Эти месторождения приурочены к Пур-Тазовской нефтегазоносной области.
Площадь работ расположена в уникальном по строению регионе – Гыданско - Енисейском блоке, в пределах которого палеозойский, пермо-триасовый и мезозойско - кайнозойский мегакомплексы представляют единый осадочный чехол, залегающий на протерозойском фундаменте.
Складчатый фундамент. Cогласно тектонической карте Западно - Сибирской плиты, под редакцией В.С. Суркова, О.Г. Жеро, территория отчетных работ находится в области докарельской и карельской складчатости, переработанных байкальским тектогенезом, с развитием выступов и горстов. Породы фундамента (по данным скважин Новопортовского месторождения) представлены кристаллическими зелеными хлорит-серицитовыми сланцами. Глубина залегания фундамента по данным сейсморазведки составляет здесь 12 - 18 км.
Промежуточный структурный этаж. Отложения промежуточного структурного этажа по данным сейсморазведки представлены мощной толщей (порядка 8 км), осадочных образований палеозойского возраста, залегающих непосредственно на породах фундамента.
В пределах изучаемого района, нижняя часть платформенных образований (венд-нижний палеозой) представлена преимущественно морскими карбонатными формациями, а в составе верхней части (верхний палеозой) преобладают континентальные угленосные отложения с пологой дислоцированностью пород (углы наклона слоев до 200) .
Палеозойские образования, вскрытые в скв. 414 Уренгойского месторождения, представлены покровами кластолав – обломками лав трахибазальтового состава, реже трахиандезитами.
Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол. По материалам сейсморазведки отложения осадочного чехла в пределах рассматриваемой площади имеют мощность 5,8 - 8,2 км. Мезозойско - кайнозойский осадочный чехол залегает на тафрогенных триасовых образованиях, а в пределах крупных поднятий - на палеозойских отложениях. Разрез заканчивается сплошным покровом ледниковых, водноледниковых и аллювиально-морских образований четвертичного возраста мощностью 60 - 120 м.
Платформенный разрез вскрыт в районе работ поисково-разведочными скважинами до верхов джангодской свиты нижнеюрского (тоарского) возраста (скв. 2 Восточно-Мессояхская - интервал 3094-3202 м, скв. 4 Западно-Мессояхская – интервал 3048-3199 м - средняя юра, верхняя часть вымской свиты). Керном освещены отложения среднеюрского, валанжинского, готерив-барремского, апт-альбского, сеноманского и турон-коньякского ярусов . Триасовая система.
В основании мезозойско-кайнозойского чехла залегают терригенные осадки триасового возраста, выделенные в красноселькупскую и тампейскую серии, мощностью более 1 000 м.
В пределах участка отчетных работ отложения триасовой системы бурением не изучены. Описание приводится в соответствии с региональными стратиграфическими схемами отложений Ямальской НГО.
Красноселькупская серия представлена аймальской, коротчаевской и трыбьяхской свитами. Аймальская свита представлена толщей метааргиллитов, базальтовых туфов, лавокластитами, дайками микродолеритов. Мощность свиты более 195 м.
Коротчаевская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена базальтами гиперстеновыми, двупироксеновыми. Мощность подсвиты 330 - 350 м. В кровле верхней подсвиты, располагается апобазальтовая метакора выветривания, базальты гиперстеновые, двупироксеновые, с прослоями лавобрекчий. Наблюдаются вторичные изменения: хлоритизация, эпидотизация. Мощность подсвиты 0 – 400 м.
Трыбьяхская свита представлена двумя пачками. Нижняя пачка сложена песчаниками с прослоями аргиллитов, гравелитов. Мощность пачки порядка 68 м. Верхняя пачка - это базальты гиперстеновые, вторично измененные. В кровле апобазальтовая каолинитовая кора выветривания. Мощность пачки колеблется от 0 до 19 м.
Тампейская серия подразделяется на пурскую, варенгаяхинскую, витютинскую свиты. Пурская свита в рассматриваемом районе состоит из трех подсвит. Нижняя подсвита – в основном переслаивание аргиллитов, алевролитов и вулканогенно-теригенных песчаников. Мощность подсвиты 0 – 134 м. Средняя подсвита сложена алевролитами темноокрашенными, в основании подсвиты залегают серые граувакковые песчаники, иногда с «катунами» темно-серых и серых аргиллитов. Мощность подсвиты 0 -1 59 м.
Тектонический и палеотектонический анализ осадочных бассейнов
TerraMod является программой для бассейнового моделирования, необходимая для эффективной оценки площадей разведки на нефтегазоностность. Обеспечивая анализ истории осадочных бассейнов и, в частности, эволюцию их материнских пород и первичную миграцию углеводородов, она включает в себя строгий расчет и процедуру автоматизированной калибровочной проверки. Создается уникальная оптимизированная модель, которая близко подходит к конкретной геологии района разведки, в том числе надвиговым системам.
Другие программы не учитывают скорость нагрева, но TerraMod очень отличается от программ старого бассейнового моделирования в том, что она моделирует процесс уплотнения в итерационных циклах, моделирование движения жидкости и тепла в бассейне на протяжении геологической истории. Таким образом, она полностью учитывает давление и температуру модели и включает в себя зависимость кинетики от скорости нагрева, решающее значение для правильного определения объемов генерации и в быстро и медленно застаивающихся бассейнах Программа точно имитирует осаждение, динамику жидкостей и тепловой поток, в том числе процессов, происходящих во время опускания, поднятия, эрозии и надвигах. Она может быть применена к любой геологической местности. В программе определяется уплотнение по истории бассейна и предупреждает вас о любых элементах модели, которые могут быть геологически неправильны.
Программа рассчитывает: Генерацию углеводородов и миграцию во времени для каждого из определенных типов керогена и для пользовательских смесей керогена, используя любое количество самостоятельно определенных материнских пород; Объемные параметры нефти и газа для определенных толщ материнских пород и целых очагов нефтегазообразования; Полное сочетание профилей температуры и давления, показывающее, где могут быть слои под низким и высоким давлением; Данные об мигрировавшей плотности нефти для нефтей, генерированных в любое время; Сроки созревания и генерации; Эффективность запечатывающей способности пород-покрышек; Геоистория и обратно-упрощенная истории осаждения. Эффективность миграции
Программа вычисляет миграцию как сумму трех различных процессов: Миграцию давлением в углеводородной фазе, что приводит к движению углеводородов в качестве отдельной фазы внутри и через материнскую породу. Это регулируется количеством генерации углеводородов во времени. Если сгенерированное количество велико, то углеводородная фаза протолкнет себя через систему, что приведет к высоким темпам миграции. Миграция углеводородов в зависимости от их насыщенности в материнской породе. Это не является эффективным методом и эффективность миграции низкая.
Миграция углеводородов путем растрескивания материнской породы. Программа вычисляет пластовые давлений в зависимости от напряжения и нагрузки, а затем оценивает, когда система даст сбой. Он также вычисляет предел прочности отложений в зависимости от времени, также вычисляя, когда разломы сформируются. SIGMA-2D, разработана в Технологическом Исследовательском Центре Японской Национальной Нефтяной Компании.
Поскольку данный программный пакет представляет собой образец воплощения современных знаний и методологий в области бассейнового моделирования, считаем необходимым приведение некоторой информации о его строении и возможностях.
Геологическое строение, интерпретированное по сейсмическим разрезам, легло в основу двумерного моделирования по программе SIGMA-2D. Построение модели потребовало ввода широкого спектра геологических, геотермических и геохимических данных. Например, результаты во многом зависят от литологического описания горизонтов, слагающих моделируемые.
Реализация ключевых элементов углеводородной системы (petroleum systems) Южного Каспия в ходе геологической истории бассейна иллюстрируется с помощью специальной аннотированной диаграммы на примере двух площадей (Рисунок 8) а.
PetroMod – программный продукт для моделирования нефтегазоносных систем, комбинирующий сейсмические данные, данные по скважинам и геологические представления, для создания динамической модели нефтегазоносного бассейна. Программный продукт PetroMod позволяет определить историю генерации углеводородов данной области интереса в масштабе геологического времени, путей миграции, число и тип накоплений нефти и газа в поверхностных и пластовых условиях.
Результат этих работ позволяет получить ключевые данные для принятия решения о дальнейшем инвестировании в данный проект. Окончательный результат работ позволит составить стратегию разработки и оптимизировать экономические показатели данного месторождения, принимая во внимание следующие факторы: -реконструкцию истории погружения с учетом уплотнения пород; -моделирование истории прогрева; -моделирование локальных процессов, таких как процессы нефтегазогенерации и первичной миграции, цементации и образования вторичной пористости и др.; -гидрогеологическое моделирование осадочных бассейнов; -моделирование вторичной миграции и аккумуляции УВ.
Моделирование позволяет поисковику сформулировать четкую последовательность гипотез, помогающих оценить как перспективность нефтеносности, так и саму нефть (типы пород, их погребение, термическую историю, качество материнской породы, дренирующие системы). Благодаря точным анализам четкая формулировка задач помогает установить ключевые параметры и оценить возможный риск для прогнозируемых перспективных участков. В этом смысле моделирование является инструментом поисково-разведочных работ на нефть.
Моделирования поровых и пластовых давлений, избыточного давления и зон АВПоД
Таким образом из приведенных калибровочных данных видно что несмотря на расхождение фактических и смоделированных температур в скважинах Пякяхинская-2003 и -2001 в верхней части разреза, остальные данные согласуются с модельными, а ошибки не превышают 5%.
Недоверие в данной модели вызывают лишь калибровка по поровым давлениям. Моделирование дало прогноз зон АВПД в Заполярной свите, верхней и нижней части Мегионской свиты, в то время как по фактическим данным давление там не превышает гидростатического. Единичные замеры избыточных давлений наблюдается лишь в скважжинах Пакяхинская-2002 -2003 -2004, где они подтверждают прогнозное давление.
Кроме того в скважинах: Западно-Хальмерпаютинская-2014 и Пакяхинская-2005, замеры скважин дали значения ниже гидростатических. Такое явление известно лишь в зонах повышенной трещиноватости выступов фундамента, однако в данной ситуации эти замеры не соответствуют истине и эти значения необходимо отбраковать.
Также следует обратить внимание что в результатах калибровки указано именно поровое давление, т.е. давление в плохопроницаемых пропластках, в то время как реальные замеры из скважины показывают пластовое давление в коллекторе.
Таким образом редкие пропластки глин (представленные в модели в литологической смеси с песчаниками и алевролитами) создают локальные зоны АВПД, которые подтверждаются единичными скважинными данными, в то время как остальная часть разреза сохраняет гидростатическое давление. Моделирование, будучи неспособным самостоятельно разделить пропластки с плохой/хорошей проницаемостью использует методику литологических смесей, равномерно распределяя глину по пласту. В таком случае модель показывает нам прогнозные поровые давления в глинистых пропластках или литологически замкнутых областях. В то время как пластовое давление скорее всего остается гидростатическим. Представленные в данной работе результаты калибровки хоть и не идеальный случай калибровки модели, но всеже достаточно точны для того чтобы утверждать что модель достоверна. Достоверность модели – это главное условие использования ее для прогноза нефтегазоносности.
Моделирования поровых и пластовых давлений, избыточного давления и зон АВПоД. Фактические данные по пластовым (поровым) давлениям свидетельствуют, что природа (генезис) геофлюидальных давлений очень разнообразна. Она зависит от конкретных геологических условий и определяется наложением большого комплекса природных факторов, связанных с геологической историей района.
Как известно, термодинамическое состояние геологической системы определяется соотношением объема, давления и температуры. Изменение любого из этих трех термодинамических параметров или их сочетаний, обусловленное геологическими процессами может явиться причиной формирования аномальных геофлюидальных давлений.
Для того, чтобы изучать геофлюидальные давления с единых теоретических и методологических позиций необходима их генетическая классификация, которая показывала набор гипотез о причинах образования АВПД (АВПоД) (Рисунок 34)
В первую (литогенетическую) группу входят механизмы, которые генерируют аномальные давления в осадочном чехле под влиянием различных процессов и явлений, происходящих в породах самого чехла. При этом рост давления может происходить как за счет привноса флюида, так и за счет роста объема твердой фазы, а снижение давления - за счет уменьшения объема флюида. Природные водонапорные геогидродинамические системы
Понижение зон разгрузки пластовых вод Избыточное давление из-за всплывания газа в залежах УВ Рис.№ 5.2 ГЕНЕТИЧЕСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ОСНОВНЫХ МЕХАНИЗМОВ ОБРАЗОВАНИЯ АВПД(АВПоД) и АНПД(АНПоД) Условные обозначения:1-увеличение объема флюида; 2-увеличение объема скелета; 3-увеличение объема скелета и флюида; 4-уменьшение(сжатие) объема флюида; 5-уменьшение объема скелета породы; 6-уменьшение объема скелета и флюида
Рисунок 34 – Генетическая классификация основных механизмов образования АВПД (АВПоД) и АНПД (АНПоД) К механизмам образования АВПД (АВПоД) в первой группе относятся:
Вторая группа объединяет механизмы, в которых в качестве обязательного элемента присутствует вертикальная миграция флюидов.
К третьей группе относятся эндогенно-энергетические механизмы, в которых АВПД (АВПоД) возникает под действием энергии недр – тепловой или механической (тектоническое сжатие), а АНПД (АНПоД) - под действием механической энергии при изменении положения замкнутых объемом флюидов вследствие тектонической дислокации.
Четвертая группа включает гидродинамические механизмы роста давлений, происходящие, в основном, в инфильтрационных водонапорных системах.
При образовании АНПД следует учитывать и техногенный фактор, связанный с отбором пластовых флюидов во время эксплуатации залежей углеводородов. Изучение поровых давлений глинистых пород-покрышек залежей с аномальными давлениями флюидов представляет особый интерес для прогнозирования пластовых давлений в коллекторах, поскольку большинство методов оценки давлений по геофизическим данным определяет величину поровых давлений.
Моделирование процессов миграции и аккумуляции углеводородов, а таже возможностей разрушения залежей
Выделение в разрезе нефтегазоматеринских пород проходило по данным органической геохимии восточного борта Большехетской впадины проведенной в скважине 320 Туколандо-Вадинской площади (Ларичев А.И., 11\2003).
В настоящее время северо-восточная часть Западно-Сибирской плиты в геохимическом отношении изучена значительно хуже по сравнению с другими ее районами. При этом особую важность приобретает параметрическое бурение, которое позволяет детально и комплексно изучить геологический разрез и оценить перспективы территории, прилегающей к месту бурения. В связи с этим параметрическая скв. 320 Туколандо-Вадинской площади представляет особый интерес, так как пробурена на достаточном удалении от всех известных месторождений Туруханского района Красноярского края и на большую глубину — 4521 м. Скважина расположена на восточном склоне Большехетской впадины, относящейся к Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НТО) Западно-Сибирской плиты. Она вскрыла на полную мощность среднеюрско-нижнемеловой разрез. В составе нижнего мела выделены яковлевская (K1a-al2, jak) — 1800...2215 м, малохетская (K1h1-a1, mch) — 2215...2589 м, суходудинская (K1V1-h1,sd) — 2589...3374 м, нижнехетская (K1b-v1, nch) — 3374...3737 м свиты. Яновстанская (J3km2-К1b, jan) — 3737...4135 м свита имеет возраст ранний мел — поздняя юра. Сиговская (J3o1-km1, sg) свита позднеюрского возраста выделяется в интервале 4135...4253 м, точинская (J2k2-J3o1,t) и малышевская (J2bt-k1,ml) свиты — в интервалах 4253...4376 и 4376...4521 м, соответственно.
В современном комплексе исследований по оценке перспектив нефтегазоносности особая роль принадлежит изучению геохимии рассеянного ОВ (РОВ). Комплекс исследований позволяет надежно оценивать как начальный, так и текущий (настоящий) нефтепроизводящий потенциал отложений, объемы генерированных углеводородов (УВ) и устанавливать возможные источники УВ.
Всего было проанализировано 228 образцов из меловых и юрских отложений: 76 из малохетской, 40 из суходудинской, 27 из нижнехетской, 56 из яновстанской, 8 из сиговской и 21 из малышевской свит. Изучали аргиллиты, алевролиты и песчаники.
Как правило, содержание органического углерода не превышает 2 %. Исключение составляют образцы с угольными включениями (интервал 2000.... 2100 м), в которых значение Сорг достигает 20....25 %. Средние и интервальные содержания органического углерода, а также пиролитические характеристики по свитам приведены в таблице (Таблица 7).
При невысокой преобразованности ОВ индекс продуктивности обычно не превышает 0,10....0,15. Для большей части исследованных образцов он более высокий и достигает 0,6 (Рисунок 54). Объяснение этого несоответствия заключается в следующем. Как правило, максимальными значениями PI обладают песчаники, которые в принципе не должны давать пиролитического сигнала. Поскольку в действительности он имеется, его наличие обусловлено следами миграции УВ в песчаниках — вторичными битумами.
При детальном рассмотрении пирограмм образцов с повышенными значениями PI (Рисунок 55) отчетливо видно, что для неэкстрагированных образцов отсутствует четкий высокотемпературный пик S2, поскольку на его "левое" плечо накладывается пик от смолисто-асфальтеновой части битума (S2).
Геохимический каротаж данных пиролиза (содержания УВ в низко- (S1) и высокотемпературных (S2) пиках, мг У В/г породы), PI — индекса продуктивности, равного отношению S1/(S1 + S2), содержания органического углерода (С,рг), выхода хпороформеч- ного битумоида (А) и битумоидного коэффициента (Р) по скв. 320—Туколандо-Вадинской:
Общая характеристика разреза по типу РОВ и его катагенетической преобразованности приведена на Рисунок 56 в виде диаграммы зависимости HI от Tmах. Видно, что преобладающая часть разреза представлена ОВ с низкими значениями водородного индекса, что обусловлено значительным вкладом терригенной составляющей и окислительными условиями в диагенетической стадии седиментогенеза. Об этом свидетельствовали также данные об элементном составе керогенов и распределении УВ биомаркеров в битумоидах. Лишь небольшая часть образцов находится в области, отвечающей второму типу ОВ.
Таким образом, экстраполируя результаты данных геохимических исследований на трехмерную модель мы получили две нефтематеринские толщи способные генерировать углеводороды в достаточном объеме:
