Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Геологическое строение осадочного чехла 13
1.1. Общие сведения 13
1.2. Геолого-геофизическая изученность
1.2.1. История геологического изучения бассейна 15
1.2.2. Результаты поисково-разведочных работ 20
1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 26
1.3.1. Докайнозойский комплекс (фундамент) 29
1.3.2. Кайнозойский комплекс
1.3.2.1. Палеоген 30
1.3.2.2. Неоген 32
1.4. Тектоническая характеристика осадочного чехла 42
1.4.1. Главные структурные элементы 43
1.4.2. Характеристика структурных этажей
1.4.2.1. Докайнозойский период 51
1.4.2.2. Кайнозойский период 53
1.4.3. Системы дизьюнтивных нарушений 58
1.5. История геологического развития бассейна 62
1.5.1. Дорифтовый период (палеоцен – эоцен). 63
1.5.2. Синрифтовый период (олигоцен - ранний миоцен). 63
1.5.3. Пострифтовый период (средний миоцен-квартер). 65
1.6. Породы – коллекторы 70
1.6.1. Породы кристаллического фундамента 71
1.6.2. Коллекторы осадочного чехла 73
1.6.3. Карбонатные породы-коллекторы осадочного чехла 83
1.7. Характеристика экранирующих толщ 86
1.7.1. Олигоценовые покрышки 86
1.7.2. Миоценовые покрышки 87
1.7.3. Региональный экран пород плиоцена 88
1.8. Типичные ловушки 90
1.8.1. Ловушки литологического типа 90
1.8.2. Пластово-сводовые ловушки 91
1.8.3. Ловушки тектонического экранирования 91
1.8.4. Массивные ловушки, сложенные карбонатными коллекторами 92
1.8.5. Массивные ловушки кристаллического фундамента 92
ГЛАВА 2. Нефтегазоносность бассейна южный коншон 93
2.1. Нефтегазовая геостатистика 93
2.2. Запасы углеводородов 96
2.3. Термобарические условия локализации скоплений углеводородов 102
2.4. Физико-химические свойства газа, конденсата и нефти 105
ГЛАВА 3. Условия формирования скоплений углеводородов и оценка перспектив нефтегазоносности 108
3.1. Нефтегазоматеринские породы 108
3.1.1. Содержание органического вещества в материнских породах 108
3.1.2. Фациально-генетические типы органических веществ 113
3.1.3. Условия зрелости органических веществ в материнских породах
3.2. Масштабы генерации углеводородов 121
3.3. Эмиграция и вторичная миграция углеводородов 128
3.4. Условия аккумуляции и консервации скоплений УВ 130
ГЛАВА 4. Перспективные направления поисково разведочных работ и рекомендации по выбору объектов 136
4.1. Прогноз фазового состояния углеводородов 136
4.2. Прогноз начальных суммарных ресурсов углеводородов и выделение перспективных зон для поисков и разведки. 137
Заключение 141
Список литературы 143
- Результаты поисково-разведочных работ
- Пострифтовый период (средний миоцен-квартер).
- Термобарические условия локализации скоплений углеводородов
- Фациально-генетические типы органических веществ
Введение к работе
Актуальность работы. В последние годы, объемы добычи углеводородов (УВ) крупных месторождений в главнейшем нефтедобывающем бассейне Вьетнама – Кыулонгском падают быстрыми темпами. Для обеспечения внутренних потребностей в углеводородном сырье, правительство Вьетнама поставило перед работниками нефтегазовой отрасли важную задачу – поддерживать и увеличивать объем добычи нефти и газа за счет поисково-разведочных работ (ПРР) во всех бассейнах на шельфе Вьетнама. С целью выполнения поставленной задачи необходимо активизировать ПРР в малоизученных перспективных бассейнах, направленные на открытие новых нефтяных и газовых месторождений. По предварительным оценкам специалистов, бассейн Южный Коншон (ЮКБ) относится к числу первоочередных объектов для проведения поисков и разведки нефти и газа.
На сегодняшний день накоплены достаточные объемы информации по данному бассейну для моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ в различные периоды геологического развития. Вьетнамским геологам предстоит дать научно-обоснованную достоверную оценку перспектив нефтегазоносности бассейна на основе анализа закономерностей размещения скоплений УВ, определить и рекомендовать основные направления дальнейшего проведения ПРР, способных обеспечить высокую результативность освоения ресурсов газа и нефти.
Целью работы является оценка перспектив нефтегазоносности
кайнозойских отложений ЮКБ на основании исследований структуры и динамики развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем.
Основные задачи работы. Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие задачи:
1. Изучение геологического строения, литолого-стратиграфических
характеристик, структурно-тектонических условий с оценкой их роли в формировании и сохранении скоплений УВ;
2. Научное обоснование наличия в разрезе отложений ЮКБ материнских
пород, которые являются источниками нефтегазообразования;
-
Моделирование основных этапов осадконакопления и структурообразования ЮКБ с помощью программного обеспечения Petromod;
-
Анализ генерационных свойств и оценка степени зрелости ОВ материнских пород кайнозойского возраста (олигоцен, нижний миоцен и средний миоцен);
-
Выявление очагов генерации и определение времени, масштабов генерации, миграции и аккумуляции УВ в ловушках;
-
Выделение в пределах бассейна перспективных зон для проведения ПРР.
Методы исследования и достоверность полученных в работе
результатов. Методами для решения поставленных задач являются: анализ всех
имеющихся геологических и геохимических материалов, научное обоснование
оценки перспектив нефтегазоносности ЮКБ, применение системного подхода к
прогнозу и поискам скоплений нефти и газа с помощью программного
обеспечения PETROMOD, качественный и количественный прогноз
нефтегазоносности бассейна.
Научная новизна работы заключается в следующем:
-
Впервые проведен обобщающий геолого-генетический анализ ЮКБ по элементам и процессам формирования УВ - систем для всех тектонических блоков (зон и участков);
-
Впервые, в масштабе всего бассейна, выполнена оценка влияния систем тектонических разломов на миграцию и формирование скоплений УВ.
-
По результатам 3D бассейнового моделирования уточнены условия формирования и эволюции ГАУС по всем блокам ЮКБ.
-
Впервые выполнена оценка потенциальных ресурсов УВ для всего бассейна, определены наиболее перспективные зоны и участки локализации их скоплении на основе онтогенеза УВ.
Практическая значимость. Результаты исследований в рамках
диссертационной работы могут быть использовать в качестве рекомендаций при
5 выборе наиболее эффективных направлений и составлении новых проектных
планов ПРР в пределах бассейна с перспективами открытия залежей УВ
промышленного значения.
Основные защищаемые положения диссертационной работы:
-
Основным источником для формирования скоплений УВ в ЮКБ являются глинистые породы угли озерно-болотных и дельтовых фаций олигоценового возраста, которые генерировали в течение неогена около 350 млрд. т первичных УВ веществ (нефти и газа).
-
В пределах ЮКБ выявлено 4 очага генерации УВ. Эти очаги относятся к различным стратиграфическим горизонтам и отличаются друг от друга временем начала и объемами генерации УВ.
-
Одним из основных факторов формирования залежей и перераспределения УВ в разрезе бассейна являются многочисленные разноамплитудные нарушения, служившие путями миграции УВ из генерирующих отложений субвертикально в природные резервуары миоцена.
4. На основании проведенных исследований выявлены перспективные
участки и определены основные направления проведения дальнейших ПРР. Это
северо-восточный и восточный районы ЮКБ, отдельные зоны в центральной
части бассейна.
Апробация и публикация. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на конференциях в РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Губкинские чтения 2013г., Одиннадцатая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов 2015г., Губкинские чтения 2016г., НиГ-2016г.). Результаты исследований опубликованы в 4 статьях в научных журналах и сборниках, в том числе входящих в перечень ВАК («Нефть, газ и бизнес», «Вести газовой науки»).
Фактический материал. В работе использованы первичные данные и результаты предыдущих исследований, опубликованные в журналах и сборниках материалов научных конференций. Другим источником являются материалы, собранные автором во время проведения производственной и преддипломной
6 практик в производственных организациях СП «Вьетсовпетро».
Личный вклад автора:
- Сбор, систематизация и анализ геолого-геофизической, геохимической
информации по региону исследований;
- Построение палеогеографических, литофациальных схем и карт
распределения параметров, характеризующих элементы ГАУС по всем блокам
ЮКБ;
Выполнение 3D-численного моделирования (ПО Petromod) эволюции осадочного бассейна и эволюции ГАУС в бассейне, получение количественных характеристик очагов генерации УВ;
Выполнена количественная оценка объемов генерации и аккумуляции углеводородов по всем блокам ЮКБ;
- Построена карта прогнозных залежей нефти и газа и предложена схема
перспектив зон нефтегазоносности ЮКБ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 147 страницах текста, включая 77 рисунков и 19 таблиц. Список литературы содержит 57 наименований.
Благодарности. Автор выражает глубокую признательность, прежде всего, руководству и всему коллективу кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа за поддержку и помощь при выполнении диссертационной работы. Автор лично выражает большую благодарность своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Скоробогатову В.А. за поддержку, ценные указания и советы, устранение ошибок и неточностей, упорную работу по языковой корректировке текста. Автор благодарен профессору, д.г.-м.н., Керимову В.Ю. за всестороннюю поддержку выполненной работы. Особую благодарность хочется выразить к.г.-м.н., доценту Бондареву А.В. за помощь в проведении бассейнового моделирования.
Результаты поисково-разведочных работ
Впервые поисково-разведочное бурение осуществила фирма "SHELL PECTEN" в пределах ЮКБ. Эта фирма успела пробурить 4 скважины. В блоке 12 скважина HONG - 1X вскрыла фундамент на глубине 1640 м, а скважина DUA -1X вскрыла фундамент на глубине 3446 м. Скважину DUA - 2Х пробурили до глубины 3652 м [5]. После этого буровые работы были прекращены. В блоке 4 была пробурена скважина MIA - 1X. При бурении этой скважины на глубине 2467м зафиксировано аномально высокое пластовое давление, а на глубине 2411м был вскрыт фундамент. При опробовании этих скважин, были получены притоки нефти и газа из олигоценовых отложений на структуре Зыа, приток нефти и газа из отложений среднего миоцена получен также на структуре MIA. Фирма "MOBIL" проводила бурение на структуре Дай Хунг до глубины 1737м, и была вынуждена прекратить буровые работы в связи с освобождением Южного Вьетнама в апреле 1975г.
В 1978г детальные сейсмические исследования провела фирма "GECCO" (Норвегия) в блоках 19; 20; 21 сетью профилей 8x8 км; 4x4 км; 2x2 км. Буровые работы на нефть и газ в основном были развернуты в 1979г. Канадская фирма "BOVALEE" пробурила две скважины на блоках 28 и 29 в пределах локальных структур. Скважина 28А-1X вскрыла фундамент на глубине 1504 м, а скважина 29А-1X вскрыла фундамент на глубине 1516 м. Однако ни в одной из этих скважин не были обнаружены признаки нефти и газа. Объемы проведенных геофизических работ в периоде 1975 – 1988гг отображены в таблице ИТОГО 10 Фирма "AGIP" (Италия) проводила бурение на структурах блока 12. В процессе бурения скважины 12А-1Х были получены небольшие притоки нефти и газа на глубине 3248 м из отложений олигоцена. Аналогичная ситуация наблюдалась и в скважине 12В-IX. Однако в известняках среднего миоцена (2301 - 2304м) была вскрыта залежь газоконденсата. Скважина вошла в фундамент на глубине 3915м. Скважина 12С - IX вскрыла фундамент на глубине 3654м. По каротажу в разрезе этой скважины установлено 4 возможных газоносных горизонта, из интервала 3285 - 3288м при опробовании был получен приток газа. На структуре MANGCAU этой же фирмой были пробурены 3 скважины. Скважина 4А-1Х вскрыла фундамент на глубине 2412м, в ней при опробовании на глубине 2269-2276 м из отложений верхнего миоцена была получена смесь нефти, газа и воды. При бурении скважины 4В - IX до глубины 2440м был вскрыт интервал с аномально-высоким пластовым давлением. По техническим причинам скважина не дошла до проектной глубины. При бурении скважины 4В - 2Х также встречена зона аномально высокого пластового давления на глубине 2549м, а при опробовании из интервала 2240-2250 м был получен приток нефти и газа.
Следует отметить, что в 1981г было создано совместное предприятие "VIETSOVPETRO". Его главной задачей было продолжение поисково-разведочных работ на акватории бассейна Кыулонг и частично ЮКБ. После короткого этапа проведения детальных геофизических исследований для уточнения имеющихся данных и выделения наиболее благоприятных структур, "VIETSOVPETRO" выявило промышленные залежи нефти и газа, сначала в отложениях нижнего миоцена (1984г.), а затем верхнего олигоцена (1985г.) и нижнего олигоцена (1986г.), и что особенно важно в гранитоидах кристаллического фундамента структуры "BACH HO" (Белый Тигр) бассейна Кыулонг. Этой же организацией в 1988г было открыто месторождение " DAIHUNG " (Дай Хунг) в ЮКБ. Месторождение было открыто в результате бурения скважины DH - 1X в центральной части структуры поднятия Дай Хунг. Скважина прошла полный разрез осадочного чехла и вскрыла породы фундамента на глубине 3311 м. При опробовании 9 объектов на глубине 2037-3320м были получены притоки нефти, газа и конденсата из отложений миоцена.
В 1989г была пробурена скважина DH - ЗХ в западной части структуры. Скважина вскрыла весь осадочный разрез, оказалась за пределами контура нефтегазоносности. При испытании пластов миоцена они оказались водоносными.
В 1990-1991гг "VIETSOVPETRO" пробурило скважину DH-2X на восточном крыле структуры. При испытании 7 объектов в интервале глубин 2072-2780 м из миоценовых отложений были получены притоки нефти и газа. Кроме этого, в этой же скважине были обнаружены признаки нефтегазоносности в гранитоидах кристаллического фундамента. Результатами испытания была подтверждена высокая продуктивность месторождения Дай Хунг в бассейне Южный Коншон. До сих пор на площади Дай Хунг были пробурены 13 разведочных (DH-4X; DH-5X; DH-6X; DH-7X; DH-8Х и т.д.) и 8 эксплуатационных скважин.
В 1999г было специально создано предприятие "DAIHUNG" (Дай Хунг) при "VIETSOVPETRO" для целенаправленного проведения работ по разведке и разработке этого месторождения. Успехами "VIETSOVPETRO" на месторождениях в пределах бассейнов Кыулонг и Южный Коншон с одной стороны, а с другой - изменениями в экономической политике правительства СРВ заинтересовались многие зарубежные фирмы. По соглашениям, подписанным между правительством СРВ и этими фирмами, многие фирмы получили в аренду те или иные блоки, где проводили морские геофизические исследования и поисковое бурение на нефть и газ. Геофизические сейсмические исследования проводились фирмами методами 2Д, ЗД для уточнения геологического строения наиболее перспективных участков. Сеть профилей сгустилась до 1х1 км на структурах блоков: 3; 5; 6; 12; 20; 21. В результате геофизических работ в пределах бассейна обнаружено более 60 благоприятных положительных структур в миоцен-олигоценовых образованиях.
Пострифтовый период (средний миоцен-квартер).
На северном крае (блоки 10, 11-1) и на западной окраине (блоки 20, 21, 22, 28 и т.д.), породы представлены преимущественно плохо-сцементированными глинами, известковыми глинами зелено-серого цвета. Глинистая составляющая пачек достигает 60-80%.
Отложение свиты Южный Коншон на западной части формировались в обстановках внутри шельфового мелководья. На восточной части осадконакопление происходило при обстановках от срединного шельфа до внешнего шельфа и морского глубоководья (Рис. 1.14). Плиоцен (свита Биен Донг). Отложения свиты Биен Донг распространены во всей впадине и имеют довольно большую толщину, особенно на восточной части (более 1900м). Разрез данной свиты представлен в основном глинистыми, известковыми породами серого и зелено-серого цвета.
На рис. 1.15 представлена карта мощности плиоценовых и четвертичных отложений бассейна Южный Коншон. Породы отложений свиты Биен Донг формировались в условиях неглубокого и теплого моря с действием морских
В нижней части свиты, породы представлены чередующимися между собой тонкослоистыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами (блоки 11 и 12). На более приподнятых участках на востоке блока 06, карбонатные рифы непрерывно развиваются до современного дна моря. Песчаники разреза имеют пористость около 20% и часто насыщены нефтью.
На восточной части бассейна наблюдаются пачки, связанные с развитием отложений внешнего шельфа и шельфовых склонов. Отложения постепенно распространяются к центру Восточного моря. Континентальный склон постепенно перемещается с запада на восток. Палеонтологическая характеристика отложений свиты Биен Донг показывает, что они отлагались в обстановках морского мелководья внутреннего шельфа в западной части и морского глубоководья внешнего шельфа в восточной части бассейна. Пачка мелкозернистых отложений свиты Биен Донг является перспективной региональной покрышкой для залежей нефти и газа среднего и хорошего качества в пределах всего бассейна Южный Коншон. На рис. 1.16 показана схема зон осадконакопления на границе суши и моря, которые соответствуют фациальным обстановкам шельфа Вьетнама. В тектоническом плане бассейн Южный Коншон представляет собой крупную депрессионную структуру, прослеживающуюся параллельно с Коншонским поднятием в северо-восточном и юго-западном направлении. В пределах континентального шельфа Вьетнама площадь Южный Коншон бассейна составляет 550х250 км. Бассейн заполнен кайнозойским осадочным комплексом толщиной в наиболее погруженных его частях до 11-12 км.
В региональном плане бассейн развивался наложено на индосинийские структурные элементы, активизированные в течение фанерозоя, особенно в позднемезозойском магматическом поясе. Далее в олигоценовое время в восточной части индосинийского массива произошло растекание дна окраинного восточного моря по оси спрединга СВ-ЮЗ простирания, перемещение микроплит Хонг Ша и Чыонг Ша на шельфе Вьетнама и заложение кайнозойских бассейнов (T.y.Lee, L.A.Lawer). Доказательством этого влияния является формирование в глубоких северном и центральном прогибах того же СВ-ЮЗ простирания, которые являются ЮЗ продолжением оси спрединга [39].
На основании параметров толщин отложений, состава пород, распределения осадочных образований, тектонических характеристик, механизма формирования бассейна, а также результатов анализа магнитных и гравитационных аномалий, можно разделить бассейн Южный Коншон на структурно-тектонические единицы, как показано на рис. 1.17. В пределах бассейна доминируют две основные системы дизъюнктивных нарушений: система нарушений направления СВ-ЮЗ и система меридионального простирания.
Геологическое строение бассейна - очень сложное, связанное системами разрывных нарушений, которые разделяют фундамент бассейна на различно приподнятые и погруженные блоки с характерной закономерностью. На основе структурно-тектонических характеристик поверхности фундамента бассейн разделен на следующие различные структурно-тектонические единицы - зоны и подзоны (см. Рис. 1.17 и 1.18):
Термобарические условия локализации скоплений углеводородов
Минеральный состав гранита в пределах блока 5 представлен плагиоклазом (30-35 %), кварцем (35-38%) и полевым шпатом (20-23%). Гранодиориты состоят из плагиоклаза (40-50%), кварца (20-38%), полевого шпата (5-18%), биотита (5-8%) и более распространенных минералов. По данным анализа керна и ГИС, пористость пород составляет 1-2%, за исключением некоторых участков, где породы имеют повышенную трещиноватость и кавернозность, там пористость составляет 3-5%. Эффективная толщина коллекторных горизонтов в разрезе фундамента изменяется в широких пределах, в зависимости от распределения зон трещиноватости. В зонах, где трещины и каверны имеют взаимосообщаемость между собой, проницаемость пород может достигать тысячи мД.
По результатам бурения и анализа керна породы фундамента в пределах блока 4 представлены магматическими гранодиоритами и диоритами среднего состава с присутствием даек основного состава. Согласно данных анализа шлифов породы фундамента скважины 04-3U-1X представлены преимущественно кварцевыми диоритами с порфировидной текстурой, в состав которых входит плагиоклаз (63-77%), полевой шпат (1-3%), кварц (13-22%), биотит (5%) и роговая обманка (3-8%). В скважине 04-3U-2X породы фундамента представлены также диоритами зеленовато-серого, иногда розоватого цвета. Породы сильно подвержены вторичным изменениям, с высокой трещиноватостью, трещины заполнены вторичными минералами, такими как кальцит и цеолит. В породах наблюдаются вулканогенные дайки. В трещинах существует поровое пространство, связанное с растворением кальцита под действием термальных флюидов, на стенках трещин отмечается множество следов битумоидов. По результатам исследования шлифов средняя пористость пород фундамента составляет 0,82% (при вариации 0,25-1,27%), в том числе трещинная пористость занимает 80-100% общей пористости, каверновая пористость - 0.13%. Размеры каверн изменяются от 0,01 до 0,16 мм, раскрытость трещин - 0,006-0,12 мм. Аналогично для скважин 04-3U-2X и 04-3-MC-2X также вскрыты диориты, подверженные интенсивным вторичным изменениям, их трещины заполнены карбонатом и цеолитными минералами. В керновых образцах наблюдаются трещины, расположенные на расстоянии 5-60 мм друг друга. Их открытость 0,5 -1,5 мм, иногда до 2 мм [32].
Таким образом, породы – коллекторы фундамента в районе бассейна Южный Коншон имеют от низких до средних ФЕС с тенденцией ухудшения ФЕС по мере увеличения глубины их залегания. По результатам испытаний ряда скважин (TU-1X, TU-2X, TU-3X и др.) из фундамента получен приток газа максимальным дебитом 213 тыс. м3/сутки в скважины TU-1X, а для других скважин таких как TU-2X, TU-3X приток не получен.
В общем, трещиноватые породы докайнозойского фундамента, центрального бассейна и северо-восточного участка в частности, имеют низкие ФЕС и глубоко погружены. Следовательно, породы фундамента не являются серьезным объектом поиска и разведки нефти и газа на изучаемом участке.
Коллекторы осадочного чехла Песчаники олигоценового возраста. Большинство образцов песчаников олигоцена в ЮКБ имеют полимиктовый состав с присутствием большого количества полевого шпата, кварца и обломков пород. Результаты построения взаимосвязи между пористостью и проницаемостью по керну показывают, что песчаники олигоценового возраста имеют ФЕС ниже, по сравнению с песчаниками миоценового возраста, их эффективная пористость варьируется в пределах 12-16%, при среднем 14%, проницаемость относительно низкая, ниже 10 мД.
По сейсмическим материалам и результатам бурений отмечают что, песчаники олигоценового возраста залегают на относительно больших глубинах с присутствием в них зоны аномально высоких пластовых давлений (АВПД), поэтому они не являются основными объектами разведки нефти и газа. Поэтому скважины ST-1X, ST-2X, SDN-1X блока 04-1 не пробурены до олигоценового разреза. В районе блока 04-3 песчаники олигоцена были вскрыты только в скважине ВС-1Х, а в остальных скважинах отложения олигоцена почти отсутствуют. Результаты анализа шлифов образцов пород из скважины BC-1X показывают, что песчаники олигоцена имеют относительно хорошие ФЕС, проницаемость около 21 мД, однако при испытании скважины из данного объекта притока получено не было.
Песчаники раннемиоценового возраста представлены светло-серыми, зеленовато-серыми, полупрозрачными, мелко-средне-крупнозернистыми, хорошо отсортированными и хорошо-среднеокатанными породами, иногда с полукруглыми зернами. В их состав входят кварц, полевой шпат и обломки пород, хорошо сцементированные карбонатным или глинистым цементом. В породах встречаются глауконит, сидерит, пирит и обилие морских окаменелостей – фораминифер (Рис. 1.43).
Фациально-генетические типы органических веществ
Одной из важных проблем при оценке нефтегазоносности осадочных бассейнов является определение нефтегазогенерационного потенциала ОВ пород в целом и особенно реализованного потенциала. Оценки нефтегенерационного потенциала материнских пород олигоцен-миоцена бассейна Южный Коншон в работе осуществлялись объемным методом с помощь трехмерного бассейнового моделирования (программа Петромод). Сущность объемного метода заключается в определении суммы количества эмигрировавших углеводородов (Сорг.), количества связанных с породой углеводородов (реализованы). При этом определяется еще количество нереализованных остаточных углеводородов в керогене (не реализованы).
С целью осуществления количественной оценки были построены ряды карт и графиков. Ниже представлены расчеты по бассейну Южный Коншон для олигоценовых (Рис. 3.11) и миоценовых отложений.
На рис. 3.11, шкала отображает массы генерации углеводородов в млн. т. на 1 км2 площадки. Средняя масса генерации УВ в олигоценовых отложениях составляет 200 млн. т н.э./км2. Необходимо отметить что, основная зона генерации материнских пород из олигоценовых отложений находится в центральных блоках: 05, 04, 06, 11 и в северо-восточной части бассейна (блок 132).
Материнские породы из нижних миоценовых отложений находятся в процессе генерации. Средняя масса генерации УВ в нижних миоценовых отложениях составляет 25 млн. т н.э./км2 (Рис. 3.12). Очаги генерации УВ по сравнению с олигоценовыми НГМТ больше распределены по площади и представляет себе отдельные дифференцированные очаги малой площади (блоки 05, 06, 03, 04, 134, 132 и 133).
В среднем миоцене в НГМТ только начался процесс генерации, начиная с центральных блоков (05, 06) и активно распространяется в северо-восточной Карта очагов генерации нефти газа из средне-миоценовых отложений по результатам моделирования (Составил Фи М.Т., 2016г.) Таким образом, в настоящее время в пределах бассейна Южный Коншон существуют 4 очага генераций УВ (Рис. 3.14). Эти очаги относятся к различным тектоническим элементам и стратиграфическим уровням.
Начало генерации НГМТ из нижних миоценовых отложений началось в конце среднего миоцена (7 млн. лет назад) с суммой 43 млн. т н.э. До настоящего времени, генерация УВ в нижне-миоценовых отложениях продолжается и сейчас находится в зоне генерации поздней нефти и конденсата, в нескольких отдельных зонах вошли в зону генерации жирного газа.
На рис. 3.17 показан график генерации УВ в НГМТ среднего миоцена бассейна Южный Коншон по результатам бассейнового моделирования. Палеоген Неоген Q _ 50000
Материнские породы из средне-миоценовых отложений только начали генерацию УВ с конечной суммой 14,6 млрд. т н.э. Они являются основным источником для формирования и скоплений углеводородов в вышезалегающих залежах.
Результаты показывают, что ОВ из материнских пород олигоцена достигли фазы широкомасштабной генерации довольно рано (в начале раннего миоцена). Широкомасштабная генерация ОВ из материнских пород нижнего миоцена происходила примерно с конца среднего–начала позднего миоцена. ОВ из материнских пород среднего миоцена мигрировали очень поздно (последние около 5 млн. лет).
Исходя из анализа очагов генерации УВ, следует отметить, что основный вклад в формировании залежей УВ в бассейне Южный Коншон внесли олигоценовый и нижне-миоценовый комплексы.
Расчет миграции выполнялся по методике "Перколяция" (Invasion Percolation), трактующей миграцию как вероятностный процесс перехода УВ из ячейки в ячейку в зависимости от проницаемости, давления, нефте- или газонасыщенности и прочих параметров. Основные расчеты аккумуляции сосредоточены в нижних и средних миоценовых отложениях. Переход УВ в нижних и средних миоценовых комплексах осуществлялся только по разломным нарушениям в периоды их активации или в зонах утонения, либо выклинивания региональной и локальной плиоценовых покрышек [57].
Основными зонами миграции являются центральная и северно-восточная части бассейна. Наблюдает закономерность по направлению миграции: направление миграции жидких УВ по разломам (СВ-ЮЗ направления), направления миграции газообразных по вертикали и также приурочены к разломам (Рис. 3.18).
По результатам интерпретации сейсмических материалов границы (кровля) олигоцена и фундамента нечетко разделяется, эти границы по прогнозу расположены на довольно больших глубинах. Толщина отложений нижнего миоцена в некоторых частях достигают до 5000м, и они залегают до глубин около 9000м. Толщина отложений олигоцена до 3000 м и залегают до глубины 12000м [32].
В начале миоцена, УВ начинали мигрировать из материнских пород олигоцена в широких масштабах, а из пород нижнего миоцена в середине-миоценового периода. В то же время из пород среднего миоцена УВ мигрировали только в более погруженных участках и процесс миграции происходил в 6 млн. лет назад.
Картина миграции УВ довольно четко отражена в центральной и северовосточной части бассейна. Изменение насыщенности и состава УВ по времени в коллекторных горизонтах также четко отражено, особенно в интервале времени от 10 млн. лет назад до настоящего времени.
Результаты моделирования миграции показывают, что мигрировавшие УВ в коллекторских горизонтах являются в основном газом. В связи с тем, что процесс миграции УВ в широких масштабах из материнских пород олигоцена происходил рано, все скопления УВ были подвержены последующим тектоническим движениям и вытекли из ловушек и в значительной массе олигоценовую толщу в субвертикальной направлении, частично влились в залежи в объёме миоцена.
УВ из материнских пород нижнего и среднего миоцена начали миграцию в конце миоцена, следовательно, мало подверглись тектонической деятельностью в период среднего миоцена, поэтому вероятность их сохранения выше, в результате чего УВ из материнских пород нижнего миоцена доминируют в составе УВ в породах - коллекторах изучаемого бассейна, то же относится к УВ из среднего миоцена. Материнские породы олигоцена в данном бассейне играет вторичную роль в снабжении УВ ловушек. Результаты моделирования показывают, что процесс миграции УВ материнских пород олигоцена происходил в широком масштабе довольно рано, примерно в 15 млн. лет тому назад, процесс миграции УВ в периоде с 10 млн. лет назад по настоящему времени происходил только на ограниченной, небольшой площади.