Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности геологического строения областей распространения глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП 11
Глава 2. Нефтегазоносность и генерационно аккумуляционные углеводородные системы глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП 25
2.1. Нефтегазоматеринские толщи в губокозалегающих отложениях Волго Уральской НГП 40
2.2. Трансформация органического вещества во времени в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП 43
2.3. Оценка содержания Сорг по результатам комплексирования геохимических и геофизических методов в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП 50
Результаты и выводы по Главе 2 57
Глава 3. Коллекторы и покрышки в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП 59
3.1. Петрофизическая характеристика пород коллекторов в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП 73
Результаты и выводы по Главе 3 82
Глава 4. Термобарические условия в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП 83
4.1. Распределение пластовых давлений и температур во времени и с глубиной в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП 84
4.2. Определение и прогнозирование распространения зон аномально высоких пластовых (поровых) давлений в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП 88
Результаты и выводы по Главе 4 95
Глава 5. Генерация, миграция и аккумуляция углеводородов в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП 97
5.1. Оценка плотности генерации и эмиграции углеводородов во времени 97
5.2. Миграция и аккумуляция УВ 113
Результаты и выводы по Главе 5 117
Глава 6. Перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП и приоритетные направления ГРР 119
Результаты и выводы по Главе 6 135
Заключение 136
Список литературы 141
- Особенности геологического строения областей распространения глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП
- Оценка содержания Сорг по результатам комплексирования геохимических и геофизических методов в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП
- Оценка плотности генерации и эмиграции углеводородов во времени
- Перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП и приоритетные направления ГРР
Введение к работе
Актуальность работы
Опыт и результаты геологоразведочных работ (ГРР) в большинстве нефтегазоносных провинций мира показывают, что дальнейшие перспективы добычи нефти и газа связаны с более глубоко залегающими (5 км и более) комплексами отложений. Снижение ресурсной базы углеводородов (УВ) и падающая добыча УВ крупных месторождений в Волго-Уральской НГП делают проблему поисков новых объектов ГРР в глубокозалегающих отложениях весьма актуальной. Актуальность поставленной работы связана с необходимостью прогнозирования нефтегазоносности глубокозалегающих отложений в Волго-Уральской НГП с целью увеличения ресурсной базы УВ.
Цель работы
Выявление условий формирования нефтегазоносности и перспектив поисков скоплений нефти и газа в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП на основе комплексного анализа результатов геолого-геофизических, геохимических исследований и моделирования углеводородных систем.
Основные задачи
-
Определить особенности геологического строения областей распространения глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП.
-
Исследовать условия нефтегазоносности и генерационно-аккумуляционные углеводородные системы (ГАУС) и их элементы – нефтегазоматеринские толщи, коллекторы и флюидоупоры глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП.
-
Исследовать условия трансформации органического вещества во времени на основе моделирования УВ систем и оценить содержание Сорг по результатам комплексирования геохимических и геофизических методов в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП.
-
Исследовать термобарические условия, определить и прогнозировать распространение зон аномально высоких пластовых (поровых) давлений в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП.
-
Создать модели геологических процессов – генерации, миграции и аккумуляции УВ, обеспечивающих эволюцию ГАУС, а также образование и существование скоплений УВ.
-
Определить перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП и приоритетные направления ГРР.
Научная новизна работы
-
Определены и исследованы элементы и процессы в генерационно-аккумуляционных углеводородных системах: выделены нефтегазоматеринские породы и свиты; уточнены типы коллекторов в глубокозалегающих отложениях; определена зональность катагенеза ОВ пород; создана критериальная база прогноза нефтегазоносности.
-
Определены геохимические характеристики нефтегазоматеринских толщ и исследованы процессы трансформации органического вещества в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП по результатам геохимических исследований органического вещества.
-
Оценено Сорг глубокопогруженных горизонтов Волго-Уральской НГП в
результате применения методики комплексирования геохимических и геофизических методов (гамма-каротаж (ГК), регистрирующий гамма-активность пород).
4. Определены и прогнозированы зоны распространения аномально высоких
пластовых (поровых) давлений в глубокопогруженных отложениях Волго-Уральской НГП в результате исследования и моделирования термобарических условий.
Практическая значимость
Оценены перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП, что позволило ранжировать исследуемую территорию по степени перспективности и определить первоочередные направления ГРР на нефть и газ. Разработанные рекомендации по приоритетным направлениям ГРР в высокоперспективных, перспективных и возможно перспективных районах Волго-Уральской НГП, включают как проведение региональных и регионально-зональных геофизических работ и сверхглубокого бурения, так и подготовку районов бурения, современные геолого-геофизические исследования разрезов скважин, обеспечивающие повышение эффективности ГРР и освоения залежей УВ на больших глубинах.
Методы исследования
Пиролитические исследования образцов пород методом Rock-Eval;
Методика комплексирования геохимических и геофизических методов (гамма-каротаж, регистрирующий гамма-активность пород) для оценки содержания Сорг;
Методика «эквивалентных глубин» для оценки геофлюидальных давлений по геофизическим, петрофизическим параметрам пород и технологическим данным бурения и определения границ осадочных бассейнов;
- Моделирование углеводородных систем с применением программного
обеспечения PetroMod фирмы Шлюмберже.
Фактический материал
В диссертации был использован обширный фактический материал и данные:
материалы сейсмических работ и типовые литолого-стратиграфические разрезы по Волго-Уральской НГП;
данные ГИС, замеры температур, давлений, скважинные отбивки, описание керна по 115 скважинам Волго-Уральской НГП (Акобинские 171, 172, 173, Буранная 1, Долинная 101, Донголюкская 210, Вершиновская 501, Нагумановские 1, 501, Новоелховская 20009, Песчаная 20, Сарапульская 1, Аракаевская 1, Восточно-Аскинская 1, Каинсайские 1, 2, Корниловская 150, Кзылобинская 162, Новопавлоская 400, Песчаная 20, Предуральские 106, 111, Чиликсайская 35, Сарапульская 1 и др.);
интерпретированы и обобщены результаты геохимических исследований образцов разновозрастных палеозойских отложений из 28 скважин: Зыковская 32, Каскиновская 42, Копанская 175, Маякская 2, Нагумановская 520, Новопавловская 400, Предуральская 105, Предуральская 110, Предуральская 111, Рождественская 231, Рождественская 236, Староключевская 112, Чкаловская 161, Чкаловская 174, Акобинская 172, Корниловская 150, Нагумановская 1, Чиликсайская 35, Вершиновская 501, Кзылобинская 162, Северо-Копанская 126, Северо-Копанская 133, Новоелховская 20009, Песчаная 20, Сарапульская 1, Акобинская 171, Аракаевская 1, Восточно-Аскинская 1 (в том числе по 11 скважинам - определения отражательной способности витринита (60 образцов); по 20 глубоким скважинам (около 600 образцов) результаты пиролитических исследований
методом Rock-Eval; по 13 скважинам (500 образцов) результаты люминесцентно-битуминологического анализа).
Личный вклад автора
Автор лично занимался исследовательскими работами по теме диссертации, самостоятельно решил все вышеуказанные задачи:
Интерпретация и обобщение результатов пиролитических исследований образцов пород методом Rock-Eval и углепетрографических исследований;
Комплексирование геохимических и геофизических методов (гамма-каротаж, регистрирующий гамма-активность пород);
Оценка геофлюидальных давлений по геофизическим, петрофизическим параметрам пород и технологическим данным бурения и определение границ осадочных бассейнов по методике «эквивалентных глубин»;
- Моделирование углеводородных систем с применением программного
обеспечения PetroMod фирмы Шлюмберже.
Публикации и апробация результатов работы
Основные результаты и положения диссертационной работы, полученные автором, изложены в 9 опубликованных работах, включая 1 статью в издании, включенном в международную реферативную базу данных Скопус (Scopus) и 2 статьи в изданиях из перечня ВАК РФ.
Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на российских и международных конференциях: XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» (Москва, 2011), 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), 67-ая Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ - 2013» (Москва, 2013), 1-ая международная конференция «Углеводородный потенциал больших глубин: Энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз» (Баку, 2012).
Структура и объем работы
Особенности геологического строения областей распространения глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП
Геологическое строение и нефтегазоносность Волго-Уральской НГП в разное время исследовались И.М. Губкиным, А.А. Бакировым, В.Ю. Керимовым, М.М. Алиевым, Н.Г. Ахметзяновым, С.В. Багмановой, С.Е. Башковой, Т.В. Белоконь, С.В. Богдановой, Н.Б. Вассоевичем, А.Л. Ворожбит, В.П. Гавриловым, А.Г. Галимовым, Н.Б. Гибшманом, П.И. Дворецким, И.А. Денцкевичем, В.И. Ермолкиным, И.М. Жуковым, Ю.Г. Зиминым, В.Г. Кузнецовым, Ю.М. Кутеевым, Е.А. Леоновой, Г.В. Леоновым, Е.В. Лозиным, А.Г. Лурье, С.П. Макаровым, С.В. Максимовым, А.В. Масловым, Д.М. Мургазалиевым, А.В. Овчаренко, А.С. Пантелеевым, Л.А. Пятаевым, Р.Г. Самвеловым, Б.А. Соловьевым, В.М. Судоргиным, А.М. Тюриным, А.С. Филиным, Э.М. Халимовым, Р.О. Хачатряном, Ю.Н. Якименко, Н.Н. Яхимовичем и многими другими исследователями.
Волго-Уральская НГП является старейшим нефтегазодобывающим регионом России, где разработка залежей углеводородов на глубинах более 4 – 5 км составляет незначительную долю в общем объеме промышленного освоения. Площадь перспективных территорий на глубинах ниже 5 км может составлять по разным оценкам от 134 тыс. км2 до 180 тыс. км2. В пределах Волго-Уральской НГП наибольшей мощностью осадочного чехла характеризуются восточные и юго-восточные районы провинции, где поверхность фундамента по геофизическим данным может залегать на глубинах до 16 – 18 км.
Осадочный чехол территории Волго-Урала залегает на породах кристаллического фундамента архейско-нижнепротерозойского возраста [2]. Вскрытая мощность фундамента обычно не превышает 10 – 15 м, реже 40 – 60 м в основном в северных и центральных районах провинции, лишь глубокими параметрическими скважинами на Татарском своде пройдено около 2000 м. Осадочные образования на срезе 5 км можно условно разделить на две зоны: северная и центральная с развитием рифейских отложений, и южная на границе с Прикаспийской НГП, где преобладают палеозойские отложения.
Глубокопогруженные осадочные образования в северных и центральных районах провинции представлены разновозрастными рифейскими отложениями и связаны с крупной структурой рифейского осадконакопления – Камско-Бельским прогибом [5].
В зоне сочленения Волго-Уральской НГП и Прикаспийской синеклизы в южных, юго-восточных и юго-западных районах Волго-Урала геологический рельеф на глубине 5 км имеет более молодое образование и сформирован палеозойскими комплексами пород.
В качестве объектов для изучения глубоких горизонтов Волго-Уральской НГП, в зависимости от глубины погружения фундамента, мощности осадочного чехла в глубокопогруженных отложениях, распространения нефтегазоносных комплексов и условий формирования глубоких горизонтов, рассматриваются следующие структурно-тектонические элементы: Камско-Бельский прогиб, Сылвенская впадина, Мраковская впадина, Соль-Илецкий свод, южная часть Бузулукской впадины, юго-западная зона Волго-Уральской НГП (Приволжская моноклиналь, Антиповско-Щербаковская зона поднятий) (Рисунок 1.1).
Камско-Бельский прогиб (авлакоген) в Волго-Уральской провинции является наиболее крупной и мощной структурой рифейского осадконакопления. На больших глубинах развиты все стратиграфические подразделения рифейского комплекса [1]. На севере границей прогиба служит региональная система разломов фундамента северо-восточного простирания, контролирующих развитие рифейских отложений. В северо-восточной зоне авлакогена выделяется Пермский выступ фундамента, в пределах которого мощность рифея резко сокращена (в скважине Северокамск 12 она составляет 23 м). На востоке авлакоген ограничивается Осинцевско-Красноуфимским выступом, где глубина залегания поверхности фундамента не превышает 2,7 км, а рифейские отложения отсутствуют. Южная граница Камско-Бельского прогиба четко не определена.
Имеющийся геолого-геофизический материал указывает на широкое развитие разрывных нарушений и их роль в формировании различных типов структур (выступов, горстов, грабенов) и в распространении отдельных свит рифея. В региональном плане в Камско-Бельском прогибе прослеживаются две обособленные впадины: северная – Камская (Осинская) и южная – Бельская, разделенные Орьебаш-Татышлинско-Чернушинской зоной приподнятого залегания фундамента, расположенной вдоль границы Башкортостана с Удмуртской Республикой и Пермским краем [3] (Рисунок 1.2). На территории развития глубокопогруженных отложений поверхность залегания фундамента изменяется от 4 км на севере и до 16 км на востоке провинции.
На фундаменте залегают разновозрастные отложения рифея и на глубинах более 4 км распространен только рифейский комплекс, вендские породы имеют более высокое залегание. Камская впадина ограничивается региональными разломами, контролирующими развитие рифейских отложений на севере, востоке и западе.
Бельская впадина в рельефе рифея также представляет собой моноклиналь, достаточно плавно погружающуюся с северо-запада на юго-восток, на востоке не имеет ограничения выступами фундамента, а погружается под складчатый Урал. Северная граница с Орьебаш-Чернушинской зоной нечеткая, условно может быть принята по изогипсам от –7,5 до –8,0 км. Перепад глубин залегания фундамента составляет от 3 км на западе до 16 км на востоке и юго-востоке. Широтный Серноводско-Абдулинской авлакоген, являющийся западным ответвлением Бельской впадины, расширяется в восточном направлении до Бельской впадины. В восточной части Камско-Бельского прогиба мощность осадочного чехла изменяется в среднем от 3 – 4 до 10 – 12 км. На значительной площади распространения древних образований отмечается крайне низкая плотность бурения скважин ниже 4 км: 9 скважин имеют глубину более 5 км (Сарапульская 1 в Удмуртии, Орьебаш 82, Калтасинская 83, Кабаковская 62, Кипчакская 1, Аслыкуль 4, Восточно-Аскинская 1, Леузинская 1, Шкаповская 740 в Башкортостане) и более десятка скважин глубиной от 4 до 5 км (Бедряжская 203, Ножовская 92, Очер 14 в Пермском крае, Арлан 7000, Восточно-Аскинская 1, Кушкульская, Ахмеровская 6 в Башкортостане, Азинско-Пальниковская 133 в Удмуртии и др.) [4].
В Бельской впадине и Серноводско-Абдулинском авлакогене глубокие горизонты заполнены нижнерифейскими (прикамская, калтасинская, надеждинская, кабаковская свиты) и среднерифейскими породами (тукаевская, ольховская, усинская свиты), а на востоке и юго-востоке более молодыми верхнерифейскими отложениями (леонидовская, приютовская, шиханская свиты). Мощность рифейских отложений в этой зоне глубже 4 км по сейсмическим данным может достигать 12 км, вскрытая скважинами мощность изменяется от десятков – первых сотен метров (Орьебашская 82, Кушкульская 100, Ахмеровская 6 и др.) до 1521 – 1188 м (Кабаковская 62, Леузинская 1, Кипчакская 1).
Сылвенская впадина в тектоническом отношении представляет собой часть Предуральского прогиба. Сылвенская впадина отделена от расположенной южнее Юрюзано-Айской впадины Красноуфимской седловиной. Тектоническое строение впадины и прилегающих территорий тесно связано со строением блокового кристаллического фундамента. Поверхность кристаллического фундамента с глубины около 3 км на Кунгуро-Уфимском выступе погружается в восточном направлении до глубины более 7 – 9 км (Рисунок 1.3). Влияние тектонического строения фундамента прослеживается практически по всем структурно-стратиграфическим подразделениям осадочного палеозойского чехла.
В Сылвенской впадине ниже 4 км залегают следующие нефтегазоносные комплексы: верхневизейско-башкирский карбонатный, верхнетурнейско визейский терригенный, среднефранско-турнейский карбонатный, эмсско нижнефранский карбонатно-терригенный, рифей-вендский потенциальный терригенно-карбонатный. В палеозойском комплексе на исследуемой территории выявлены многочисленные нефтегазопроявления и открыты месторождения нефти и газа. Промышленная нефтеносность связана с верхнедевонско турнейским карбонатным, визейским терригенным, верейским терригенно карбонатным нефтегазоносными комплексами (Усть-Икинское, Сабардинское месторождения). Газоносность связана в основном с визейско-башкирским карбонатным, верейским терригенно-карбонатным, каширско верхнекаменноугольным карбонатным, нижнепермским терригенно-карбонатным нефтегазоносными комплексами (Бухаровское, Кедровское, Муслюмовское месторождения и др.).
Оценка содержания Сорг по результатам комплексирования геохимических и геофизических методов в глубокозалегающих отложениях Волго-Уральской НГП
При прогнозировании нефтегазоносности и обоснования моделей генерационно-аккумуляционных систем (ГАУС) широко используется параметр Сорг, который оценивается при геохимических исследованиях разрезов скважин, когда образцы пород исследуют с помощью метода пиролиза, что позволяет анализировать содержание углерода органического происхождения с высокой точностью, однако его применение ограничено выносом керна. Для увеличения вертикальной разрешающей способности оценки Сорг, на практике прибегают к использованию различных методов ГИС. В нефтегазовой практике известны успешные применения такого подхода, как за рубежом, так и в РФ [30].
Осадочные толщи – обогащенные ОВ, имеют высокое показание гамма-каротажа (ГК); насыщенные нефтью и газом, имеют повышенное сопротивление; насыщенные газом, обладают высоким показанием акустического каротажа (АК) и имеют, как правило, низкое содержание водорода, что приводит к повышению показаний нейтронного каротажа (НК).
Известно, что большинство естественных радиоактивных изотопов, распространенных в горных породах, относится к семействам урана, актиния и тория. При этом следует указать на такую важнейшую геохимическую особенность урана, как его высокую миграционную способность, благодаря образованию хорошо растворимого уранил-иона UO2+. Вообще, содержание урана в породах характеризует восстановительные условия и наличие углерода органического происхождения. Исследования по спектрометрии естественного гамма-излучения показали, что при изучении глинистых пород метод ГК можно использовать для оценки содержания органогенного углерода [30]. Относительно высокая радиоактивность глинистых пород объясняется повышенной сорбцией урана на глинистых частицах, присутствием минералов шестивалентного урана и образованием в условиях восстановительной среды четырехвалентного урана. Возможна также значительная адсорбция ионов урана из природных вод, где они присутствуют в различных соединениях.
Этот методический подход оценки содержания Сорг в нефтегазоносных толщах с использованием результатов ГИС был опробован для оценки содержания Сорг глубокопогруженных горизонтов Волго-Уральской НГП. Проведенные автором исследования показали, что наилучшими перспективами при комплексировании геохимических и геофизических методов для оценки Сорг обладает гамма-каротаж (ГК), регистрирующий гамма-активность пород.
В данной главе рассматриваются результаты применения гамма-каротажа для оценки Сорг при комплексных геолого-геофизических исследованиях разрезов глубоких скважин изучаемого региона. Основанием для этого служат литологические и геофизические свойства пород, слагающие разрезы глубоких скважин. Для этого было проведено сопоставление данных Сорг по керну с показаниями гамма-каротажа по разрезу глубоких горизонтов скважин Нагумановская 1, Вершиновская 501, Песчаная 20, Акобинская 171, Корниловская 150, Кзылобинская 162, Чиликсайская 35 Волго-Уральской НГП.
Коэффициент корреляции между данными Сорг по керну и показаниями ГК (J) определялся по формуле [46]: где – значения, принимаемые признаком ; – значения, принимаемые признаком ; – среднее арифметическое признака ; – среднее арифметическое признака ; – количество членов рядов.
Оценка Сорг по гамма-каротажу в параметрической скважине Нагумановская 1 (забой 6007 м, D2ef), пробуренной в юго-восточной части Соль-Илецкого свода, проводилась в интервале 4120 – 6000 м. Характеристика интевалов по Сорг приведена в Таблице 2.1.
Как видно из приведенных данных, наблюдается хорошее совпадение оценок Сорг по керну и гамма-каротажу в интервалах выделенных нефтегазоматеринских толщ.
По вышеуказанной схеме были проведены исследования глубокопогруженных горизонтов скважин Песчаная 20, Вершиновская 501, Корниловская 150, Акобинская 171, Кзылобинская 162, Чиликсайская 35 (Рисунок 2.17), а также построены корреляционные зависимости между Сорг по керну и показаниями гамма-каротажа (J) для ГАУС: эмсско-нижнефранской, среднефранско-турнейской, верхнетурнейско-визейской, верхневизейско башкирской, верхнебашкирско-нижнемосковской, нижнемосковско нижнепермской (Рисунок 2.18).
Построены корреляционные схемы по линиям скважин Корниловская 150 Акобинская 171 – Кзылобинская 162 и Песчаная 20 – Нагумановская 1 Вершиновская 501 (Рисунок 2.19).
Как видно из приведенных данных, наблюдается хорошее совпадение оценок Сорг по ГК и керну. Приведенные примеры оценки Сорг по данным гамма-каротажа показывают , что применение данного методического подхода может повысить эффективность изучения нефтематеринских толщ в разрезах глубоких скважин Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, что повышает эффективность ГРР.
Оценка плотности генерации и эмиграции углеводородов во времени
Как было отмечено в Главе 2, образование и эволюция ГАУС включает в себя, наряду с описанными выше элементами, все геологические процессы – генерацию, миграцию и аккумуляцию УВ, обеспечивающие образование и существование скоплений УВ. Эти процессы должны протекать во времени и пространстве таким образом, чтобы ОВ, изначально содержащееся в НГМТ, смогло аккумулироваться в залежи УВ. В концепции Магуна генерация– миграция–аккумуляция рассматривается как единый процесс.
Генерация УВ на больших глубинах значительно отличается от таковых на небольших глубинах. Однако, при этом процесс генерации углеводородов в разных масштабах и в различных геологических обстановках на больших глубинах протекает в условиях, не противоречащих основным физическим и химическим законам [14, 22]. На больших глубинах в областях высоких давлений и температур сохраняются все условия для процессов нефтегазообразования. Другой аспект глубинной нефтеносности – возможность консервации потенциала ОВ на большой глубине ниже ГЗН и последующей его реализации. В отличие от верхнего этажа, характеризующегося горизонтально-слоистой моделью, глубокие недра характеризуются преимущественно пластово-блоковым, а сверхглубокие – массивно-блоковым строением. Гидродинамическая связь между соседними блоками, затруднена – либо отсутствует. Движение флюидов происходит преимущественно в субвертикальном направлении в сторону дневной поверхности. В периоды спокойных, неинтенсивных тектонических процессов превалирует рассредоточенная разгрузка через слабопроницаемые породы. В периоды активизации тектонических процессов газо-жидкостная смесь под большим давлением разрывает нижнюю часть осадочного чехла, образуя меж- и внутрипластовые флюидные интрузии. В отличие от традиционных, глубокие углеводородные системы характеризуются специфическими структурными особенностями зон накопления и миграции флюидов. Большое значение имеет обоснование нижней границы распространения УВ скоплений в осадочных бассейнах. На очень больших глубинах можно прогнозировать не только газовые, но и нефтяные залежи, хотя в пластовых условиях последние УВ будут находиться не в жидкой, а в газоподобной («нефтеконденсатной») фазе. Анализ изменения катагенетических условий в разрезах глубоких и сверхглубоких скважин в осадочных бассейнах различных регионов позволил выявить, что различные мощности катагенетических подзон в рассматриваемых скважинах связаны с существенным изменением градиентов палеотемператур, давлений, особенностями палеотепловых потоков, и литологическим составом вмещающих толщ. Для всех бассейнов наблюдается закономерное изменение фазового состояния УВ с глубиной. Одним из основных фундаменталных факторов флюидодинамической концепции формирования и размещения нефтегазоносности является факт обязательной пространственной ассоциации зон нефтегазонакопления и скоплений УВ, исключительно с ареалами и пунктами разгрузки (дренажа) субрегиональных гидро- (флюидо-) динамических систем, сопряженными с крупными линеаментами первого и второго порядков.
Надежность оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов значительно повышается при использовании технологий моделирования ГАУС. Ниже рассмотрены результаты моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ, обеспечивающие образование и существование скоплений УВ.
В районе параметрической скважины Сарапульская 1, пробуренной в северной части Камско-Бельского авлакогена, развитие процессов нефтегазообразования просходило в два этапа: раннерифейском и позднепалеозойском (Рисунок 5.1).
На первом этапе осадконакопление шло очень быстро. К началу подъема территории поверхность фундамента уже погрузилась на глубину около 8 км. За позднепалеозойский этап отложения погрузились на 2000 м. Подошва нижнерифейских отложений достигла степени катагенеза МК1 при температуре 120 – 130 С около 1640 млн. лет назад. Около 1625 млн. лет назад в интервале температур 180 – 190 С отложения достигли степени катагенеза МК4. Максимальные температуры поверхности фундамента составляли 300 С. Подошва сарапульской свиты рифея вошла в ГЗН при температуре 100 – 110 С около 1600 млн. лет назад. В интервале температур 130 – 140 С около 1560 млн. лет назад подошва сарапульской свиты вышла из ГЗН. Подошва петнурской свиты достигла степени катагенеза МК1 в интервале температур 80 – 90 С. На втором этапе погружения подошва перекрывающих фундамент отложений испытала дополнительный прогрев и апокатагенез. Реликтовая главная зона нефтегазообразования по расчетным данным выделяется в подошве петнурской и кровле сарапульской свит нижнего рифея на глубине 3 – 4,5 км. Такое глубинное и довольно растянутое положение ГЗН может быть связано с довольно большой мощностью осадочных отложений на территории Сарапульской впадины, составляющей по геофизическим данным 9 км.
В районе Аракаевской скважины, к концу артинского времени, ГЗН уже распространилась от рифейских до нижнекаменноугольных отложениий. Франские отложения, в том числе семилукский горизонт, вступали в ГЗН (как кровля, так и подошва) в самом начале пермского времени при температуре 81 – 83 С и пребывали в основном при катагенезе МК1, когда генерируются главным образом тяжелые вязкие нефти. Нижележащие венд-рифейские отложения испытали катагенез до градации МК2. Генерация нефти в семилукских отложениях вполне могла сопровождаться их эмиграцией и аккумуляцией в вышележащих отложениях девона и даже турнейского яруса, где были развиты карбонатные породы с пористостью до 10 – 12,5 %. Возможно, значения пористости занижены при моделировании из-за неучета трещиноватости, обычно проявляющейся в карбонатных породах.
В районе бурения Аракаевской скважины в аллохтонной части разреза развиты пласты генерирующие газ. Формирование отложений НГМ свиты произошло в позднедевонское время, скорее всего, в семилукское время. Еще до проявления надвиговых процессов свита вступила в ГЗН в начале пермского периода. В это время могла образоваться залежь тяжелой вязкой нефти в вышележащих отложениях. Во время генерации газов в свите, скорее всего, не реализовавшей полностью нефтяной потенциал, в период надвиговых дислокаций образованная залежь подверглась разрушению сначала вследствие вымывания газами нефтяных компонентов, а затем из-за попадания в зону «deadline» по нефти (МК4), когда нефть преобразовалась вплоть до пиробитумов. За счет термальной деструкции нефтей появлялись дополнительные объемы УВ газов. По результатам моделирования это произошло в конце юрского времени, но, если учесть тепловые процессы при движении толщ пород, то в более раннее время. Палеозалежь зафиксирована по интенсивному развитию твердых нерастворимых битумов в верхнедевонских и турнейских отложениях. Генерированные УВ газы мигрировали в паравтохтонную и аллохтонную части разреза, заполнили уже сформировавшиеся к этому времени ловушки в верхней части разреза.
В районе бурения параметрической скважины Восточно-Аскинская 1 осадконакопление происходило в 3 этапа: в раннем и среднем рифее, в позднем венде и во второй половине палеозоя – девонском, каменноугольном и пермском периодах. В результате ниже 4 км оказался только рифей-вендский потенциальный нефтяной комплекс. Реконструкция катагенетической истории осадочного чехла разреза скважины Восточно-Аскинская 1 показала, что в тектонической истории данного района выделяются ранне-среднерифейский, вендский и средне- поздне- палеозойские этапы погружения со средними скоростями осадконакопления 9, 7 и 16 м/млн. лет соответственно. Отмечено развитие довольно высоких температур в осадочном чехле, их снижение за мезозойско-кайнозойский этап отсутствия осадконакопления могло составить от 30 С для палеозойской части разреза и до 70 С и более для погруженных частей рифейского комплекса. Современная температура фундамента в районе бурения при глубине его залегания 7000 – 7100 м составляет около 160 С. В истории нефтегазогенерации рифейских отложений фиксируется два основных этапа – рифейский и палеозойский, разделенные длительным периодом затухания нефтегенерации. На первом этапе, характеризовавшемся мощным осадконакоплением, прошли ГЗН и вступили в ГЗГ отложения, залегающие ниже ашитской подсвиты нижнего рифея. Завершение катагенетических процессов в ашитской подсвите на стадиях МК1 – МК4 позволило ей частично сохранить газоматеринский потенциал для палеозойской генерации УВ. Последовавший позднерифейский инверсионный период мог привести к разрушению образовавшихся на раннерифейском этапе залежей УВ. На позднепалеозойском этапе погружения генерация УВ возобновилась только после того, как породы получили такой же импульс тепла, который они имели на первом этапе. С учетом предполагаемого времени существования залежей углеводородов не более 200 – 400 млн. лет проявление интенсивного нефтегазообразования в нижнерифейских породах в позднепалеозойский период значительно повышает перспективы газоносности рифей-вендских отложений. Для отложений среднего рифея, венда и палеозоя основным этапом протекания нефтегенерационных процессов являлся палеозойский. На современном этапе реликтовые границы катагенетических зон располагаются на следующих уровнях: МК1 – 1550 – 2000 м, МК2 – 2000 – 2500 м, МК3 – 2500 – 3100 м, МК4 – 3100 – 3450 м, МК5 – 3450 – 4000 м и АК ниже 4000 м. Нижняя граница существования нефтей в пределах района бурения соответствует глубине 3,5 – 3,8 км, ниже могут быть обнаружены только газ и газоконденсат.
Перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений Волго-Уральской НГП и приоритетные направления ГРР
В Волго-Уральской НГП по результатам комплексного изучения геологического строения, нефтегазоносности и моделирования ГАУС, в качестве объектов для изучения нефтегазоносности глубоких горизонтов в зависимости от глубины погружения фундамента, мощности осадочного чехла, распространению нефтегазоносных комплексов и условиям формирования глубоких горизонтов – в диссертационной работе рассматривались следующие структурно-тектонические элементы: Камско-Бельский прогиб, Сылвенская впадина, Мраковская впадина, Соль-Илецкий свод, южная часть Бузулукской впадины, юго-западная зона Волго-Уральской НГП (Приволжская моноклиналь, Антиповско-Щербаковская зона поднятий). Выполненный анализ показал, что наибольшие перспективы открытия скоплений УВ в глубокопогруженных горизонтах связаны с мощностью осадочного чехла более 2 км и выделяются преимущественно в юго-восточных и восточных районах сочленения Волго-Урала с Прикаспийской впадиной и Предуральским прогибом.
Камско-Бельский прогиб (авлакоген) в Волго-Уральской провинции является наиболее крупной и мощной структурой рифейского осадконакопления. По материалам геофизических исследований на больших глубинах развиты все стратиграфические подразделения рифейского комплекса. По результатам исследований единичных скважин обнаружены нефтематеринские породы, выявлены благоприятные условия для развития коллекторов. Установленные, в основном жесткие, условия катагенеза указывают на перспективы обнаружения только скоплений газовых УВ.
В северной и западной части Камской впадины на глубинах более 4 км комплекс представлен отложениями прикамской подсерии нижнего рифея, мощностью по сейсмическим данным в среднем 1 – 2 км, скважинами вскрыт на Очерской площади незначительной мощности, 150 – 300 м. Южнее, в центральной части Камской впадины и северной части Бельской впадины в глубокопогруженных отложениях рифей сформирован последовательно, увеличиваясь с севера на юг отложениями прикамской подсерии, калтасинской, надеждинской и кабаковской свитой, мощностью от 1 км до 5 км. Вскрытая скважинами мощность рифейских отложений на глубинах более 4 км изменяется от первых десятков метров до 1 км (Восточно-Аскинская 1, Бедряжская 203).
В Бельской впадине и Серноводско-Абдулинском авлакогене глубокие горизонты заполнены нижнерифейскими (прикамская, калтасинская, надеждинская, кабаковская свиты) и среднерифейскими породами (тукаевская, ольховская, усинская свиты), а на востоке и юго-востоке более молодыми верхнерифейскими отложениями (леонидовская, приютовская, шиханская свиты). Мощность рифейских отложений в этой зоне глубже 4 км по сейсмическим данным может достигать 12 км, вскрытая скважинами мощность изменяется от десятков-первых сотен метров (Орьебашская 82, Кушкульская 100, Ахмеровская 6 и др.) до 1521–1188 м (Кабаковская 62, Леузинская 1, Кипчакская 1).
В скважине Леузинская 1 НГМП с повышенными геохимическими характеристиками выявлены в ольховской свите среднего рифея, приютовской и шиханской свитах верхнего рифея. В осадочных породах акбердинской подсвиты ольховской свиты практически выявлено фоновое количество битумоидов: лишь в редких прослоях черных аргиллитов оно составляет 0,001 %. Изучение степени катагенетической преобразованности ОВ рифейских пород показало, что на глубинах более 4 км практически вся территория Камско-Бельского прогиба находится в жестких катагенетических условиях и соответствует градациям катагенеза МК4 и выше. По результатам исследований главная зона нефтеобразования в осадочном чехле Волго-Уральской НГП начинается в палеозойских отложениях с глубины 1,4 – ,7 км и продолжается примерно до глубины 4,5 км, ниже уже развивается главная зона газообразования, нижняя граница которой пока не выявлена. В связи с этим, в глубокопогруженных отложениях Камско-Бельского прогиба возможно обнаружение только газообразных УВ.
В Камско-Бельском прогибе представляет интерес для развития сырьевой базы УВ Волго-Урала освоение протерозойских отложений, составляющих 4/5 части осадочного разреза и характеризующихся крайне слабой изученностью глубоких горизонтов. В центральной части Камско-Бельского прогиба рекомендуется к бурению параметрическая скважина Кушкульская 1 глубиной 6000 м на Кушкульском поднятии, выявленном по отложениям рифейского комплекса. В северной прибортовой зоне Камско-Бельского прогиба в Пермском крае рекомендуется бурение параметрической скважины Осинская 1 глубиной 6000 м в перспективной по рифею Осинской глубокопогруженной впадине.
Сылвенская впадина в тектоническом отношении представляет собой часть Предуральского прогиба. В палеозойском комплексе на исследуемой территории выявлены многочисленные нефтегазопроявления и открыты месторождения нефти и газа. Промышленная нефтеносность связана с верхнедевонско-турнейским карбонатным, визейским терригенным, верейским терригенно-карбонатным нефтегазоносными комплексами (Усть-Икинское, Сабардинское месторождения). Газоносность связана в основном с визейско-башкирским карбонатным, верейским терригенно-карбонатным, каширско-верхнекаменноугольным карбонатным, нижнепермским терригенно-карбонатным нефтегазоносными комплексами (Бухаровское, Кедровское, Муслюмовское месторождения и др.).
В Сылвенской впадине ниже 4 км залегают следующие нефтегазоносные комплексы: верхневизейско-башкирский карбонатный, верхнетурнейско-визейский терригенный, среднефранско-турнейский карбонатный, эмсско-нижнефранский карбонатно-терригенный, рифей-вендский потенциальный терригенно-карбонатный. Глубокие горизонты на данной территории практически не изучены бурением. Данные получены по результатам исследования скважин Аракаевская 1 и Бухаровская 10 [12].
В целом крайне низкая степень изученности глубоких горизонтов Сылвенской впадины бурением, мощность осадочных комплексов на больших глубинах в среднем 3 – 4 км, имеющиеся газобитумопроявления и притоки газа, наличие коллекторов, оптимальных для аккумуляции газов и флюидоупоров, позволяют отнести данный объект к возможно перспективному району на газ и газоконденсат.
В Сылвенской впадине программа работ должна быть составлена с учетом результатов бурения Аракаевской параметрической скважины, вскрывшей аллохтонные и автохтонные части разреза.
Мраковская впадина является самой южной впадиной в структуре Предуральского краевого прогиба. В Оренбургской части впадины пробурено 19 параметрических скважины. Большая же часть параметрических скважин сконцентрирована в пределах Урало-Илекской седловины, на восточном продолжении Соль-Илецкого свода.
Эмсско-нижнефранский карбонатно-терригенный НГК наиболее полно развит в северной части Мраковской впадины и включает преимущественно карбонатные породы от такатинско-вязовских отложений нижнего девона до тиманского горизонта среднего девона. На больших глубинах по геофизическим данным поверхность залегания комплекса может изменяться от –4,0 –4,4 км на севере до –9,0 км в южной части впадины. В кровельной части ардатовского и, возможно, муллинского горизонтов, по ряду скважин отмечается развитие более чистых органогенных известняков, содержащих прослои пористых и мелкокавернозных разностей. Указанные породы могут являться коллекторами, а прослои более плотного глинистого известняка могут служить покрышкой потенциальной залежи. Именно в этой части разреза выявлено единственное открытое в комплексе месторождение нефти – Белоглинское. В скважине 6 в трещинных известняках живетского яруса был получен приток нефти дебитом 14 м3/сут через 5 мм штуцер (3972 м). Месторождение приурочено к небольшой ловушке, образованной литологическим экраном на склоне поднятия. Мощность нефтеносных известняков 26 м. Нефтепроявления отмечаются также в такатинских терригенных отложениях.
Среднефранско-турнейский карбонатный НГК, включающий отложения от саргаевского горизонта верхнего девона до турнейского яруса нижнего карбона, имеет разный стратиграфический объем. В комплексе открыта газоконденсатная залежь на Беркутовском месторождении в восточной части впадины в зоне развития региональных надвигов. Залежь приурочена к ловушке, контролируемой взбросом. Коллекторами являются плотные карбонатные породы, проницаемость которых связана преимущественно с трещиноватостью.
В перспективных районах западной и осевой зон Мраковской впадины рекомендуется проведение детальных сейсморазведочных работ МОГТ 2Д и поискового бурения на Орловском участке, перспективы нефтегазоносности которого связаны с башкирско-серпуховскими органогенно-обломочными постройками. В пределах Орловского участка выявлены Новоорловская и Северо-Акобинская структуры. Южнее участка расположены скважины Акобинская 171, 172 и Корниловская 150, севернее – открытые в отложениях башкирского яруса Староключевское, Теректинское, Рождественское и др. месторождения. Далее на север предлагается бурение параметрической скважины 1 на территории Саракташского района Оренбургской области глубиной 4900 м со вскрытием ордовикских отложений. Рядом с рекомендуемой скважиной пробурена скважина Маякская 2 глубиной 4400 м, вскрывшая на забое терригенные отложения такатинского горизонта эмсского яруса нижнего девона, и скважина Предуральская 106 глубиной 5105 м, вскрывшая карбонатные отложения вязовского горизонта эмсского яруса. Цель бурения скважины – получение фактических геолого-геофизических данных, необходимых для построения уточненной тектоно-седиментационной модели центральной зоны Предуральского прогиба, уточнения перспектив нефтегазоносности и обоснования первоочередных направлений поисковых работ на нефть и газ.