Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Нефтегазоносность кристаллических пород фундамента осадочных бассейнов Евразии 17
1.1. Нефтегазоносность кристаллического фундамента в различных геологических провинциях мира 17
1.2. Европа 19
1.3. Азия 29
1.4. Основные особенности залегания нефти и газа в кристаллических породах фундамента 51
Глава 2. Анализ факторов оценки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента центральной части Волго-Уральской антеклизы 60
2.1. Тектоническое строение и развитие центральной части Волго-Уральской антеклизы 67
2.2. Структурно-вещественные комплексы фундамента 78
2.3. Основные этапы тектоно-магматической эволюции фундамента 82
2.4. Тектонофизические и структурно-литологические предпосылки разуплотнения фундамента 90
Глава 3. Исследование зон-коллекторов кристаллического фундамента на основе анализа результатов бурения глубоких скважин 96
3.1. Выделение коллекторов по данным комплекса геофизических исследований скважин 101
3.2. Результаты исследования зон-коллекторов в скважине № 2092 Черемшанской 104
3.3. Результаты исследования зон-коллекторов в скважине № 20015 Ульяновской 111
3.4. Выделение коллекторов в разрезе кристаллического фундамента по данным высокоточной термометрии 118
3.5. Сравнительный анализ интервалов коллекторов, выделенных в разрезе скважины 20009-Новоелховской различными геофизическими методами 120
3.6. Особенности распределения зон коллекторов кристаллического фундамента в разрезе скважины №20009-Новоелховской 139
Глава 4. Оценка характера насыщения зон-коллекторов кристаллического фундамента 151
4.1. Анализ результатов исследования зон-коллекторов кристаллического фундамента испытателем пластов на трубах 151
4.2. Анализ результатов геолого-гидрогеологических исследований кристаллических пород фундамента 173
4.3. Анализ результатов битуминологических исследований керна и шлама пород 187
4.4. Анализ результатов исследований свободных газов КФ, зафиксированных в процессе бурения 197
4.5. Анализ динамики газонасыщенности и геолого-гидрогеологических показателей разуплотненных зон кристаллического фундамента 214
Глава 5. Согласованность геофизических, геохимических и флюидодинамических характеристик фундамента и углеводородных скоплений его осадочного чехла 229
5.1. Анализ взаимосвязи нефтеносности осадочного чехла и состава его кристаллического основания 229
5.2. Анализ геофизических неоднородностей земной коры ЮТС 253
5.3. Периодичность процессов глубинной дефлюидизации и их отражение в геофизических и геохимических особенностях осадочного чехла 267
5.4. Перспективные участки для поиска нефтяных и газовых залежей в породах кристаллического фундамента восточной части Волго-Уральской антелизы 280
Заключение 289
Литература 296
- Европа
- Сравнительный анализ интервалов коллекторов, выделенных в разрезе скважины 20009-Новоелховской различными геофизическими методами
- Анализ динамики газонасыщенности и геолого-гидрогеологических показателей разуплотненных зон кристаллического фундамента
- Перспективные участки для поиска нефтяных и газовых залежей в породах кристаллического фундамента восточной части Волго-Уральской антелизы
Введение к работе
Актуальность проблемы.
Около шестидесяти лет ведется разведка и разработка нефтяных месторождений Татарской нефтеносной области, которая почти 20 лет прочно удерживала первое место в нашей стране по объему нефтедобычи, дав к 1981 году второй миллиард тонн нефти. Значительное снижение нефтедобычи в последние годы, истощение фонда традиционных нефтяных объектов осадочного чехла, а также постоянно возрастающие потребности в природном углеводородном сырье создают необходимость поиска новых путей наращивания промышленных запасов нефти и газа, в частности за счет нетрадиционных объектов. Одним из них является докембрийский кристаллический фундамент, который в последние десятилетия признан самостоятельным объектом поисковых работ на нефть и газ по факту выявления промышленных запасов кристаллического фундамента в более чем 50-ти бассейнов мира. И хотя изучение нефтегазоносности фундамента и промежуточного комплекса уже имеет довольно продолжительную историю, остается очень много неразрешенных и дискуссионных вопросов. Наиболее значимо и актуально то, что проблема нефтегазоносности докембрийского фундамента древних платформ является наиболее важной составной частью общей геологической проблемы, связанной с оценкой перспектив нефтегазоносности гранитного слоя земной коры как нового нефтегазоносного этажа литосферы, с закономерностями формирования нефтяных и газовых месторождений осадочного чехла, с глубинным строением Земной коры и протекающими в ней флюидодинамическими процессами.
Изучение газонефтяного потенциала кристаллического фундамента осадочных бассейнов в старых или стареющих нефтегазодобывающих районах и областях может создать условия для увеличения сырьевой базы нефтяной промышленности, поэтому оценке перспектив нефтегазоносности кристаллических пород Татарстана уделяется серьезное внимание уже более 30-ти лет. Основой для выбора данного объекта в качестве перспективного на нефть и газ явились результаты многолетних комплексных геолого-геофизических и геохимических исследований, которые включали бурение более 20-ти скважин, вскрывших кристаллический фундамент на глубину от первых сотен метров до 4-х километров. Выполненные работы показали, что проблема формирования крупнейших месторождений нефти и газа не может быть решена в рамках только
изучения осадочной толщи, а должна рассматриваться в тесной связи с геодинамическими процессами эволюции земной коры, влияние которых на миграцию и аккумуляцию нефти, зачастую, учитывается не в полной мере.
Цель работы заключается в изучении разуплотненных зон кристаллического фундамента Волго-Уральской антеклизы и разработке научного обоснования их перспектив в качестве потенциальных нефтегазоносных объектов.
Основные задачи исследования:
1. Комплексный анализ и обобщение материалов по
особенностям нефтегазоносное кристаллического фундамента в
осадочных бассейнах Евразии.
2. Анализ тектоно-магматической эволюции
кристаллического фундамента восточной окраины Восточно-
Европейской платформы и изучение факторов, определяющих
формирование в его толще разуплотненных зон различной
конфигурации и протяженности.
3. Обобщение, систематизация и комплексный научный
анализ результатов глубокого бурения, а также геолого-геофизических,
геохимических, гидрохимических исследований кристаллического
фундамента Волго-Уральской антеклизы.
4. Проведение анализа результатов геофизических и
геохимических исследований и испытаний разуплотненных зон
кристаллического фундамента в глубоких и сверхглубоких скважинах.
Обоснование возможности наличия в кристаллических породах
фундамента высокоемких коллекторов и плохопроницаемых пород,
выполняющих роль зональных и локальных флюидоупоров.
5. Изучение характера распределения разуплотненных зон в
кристаллическом фундаменте, их флюидонасыщенности. Анализ
результатов геохимических, битуминологических, гидрохимических
исследований свободных флюидов разуплотненных зон.
6. Изучение и обоснование современной геодинамической
активности разуплотненных зон кристаллического фундамента.
7. Анализ связи нефтеносности осадочного чехла со
строением и тектоно-магматической эволюцией фундамента.
Экспериментальный материал. Основу диссертации
составили:
результаты бурения более 50-ти параметрических, оценочных, поисковых и разведочных скважин, которые вскрывали породы кристаллического фундамента на значительную глубину, и в
которых проводился широкий комплекс различных геолого-геофизических, геохимических и гидрогеологических исследований;
результаты бурения более 100 эксплуатационных скважин, вскрывших фундамент на незначительную глубину, в которых проводились скважинные геофизические исследования разреза фундамента и опробования его разуплотненных зон на приток.
результаты регионального сейсмического профилирования, выполненного на территории Татарстана и в прилегающих регионах с начала девяностых годов прошлого столетия;
результаты специальных исследований, выполненных в
пределах Татарстана на основе метода сейсмической локации бокового
обзора, метода исследования геоакустических шумов, метода
динамико-флюидного моделирования; ' '
результаты битуминологических исследований керна и шлама из кристаллического фундамента;
результаты геохимических исследований более 50-ти проб нефтей осадочного чехла и битумоидов кристаллического фундамента, их микроэлементного состава;
результаты более 500 анализов глубинных проб глинистого раствора, отобранного в стволе скважины 20009-Новоелховской в периоде 1991 по 1996 годы.
результаты мониторинга состава подземных вод кристаллического фундамента, проведенного в период с 1998 по 2003 годы.
Личный вклад диссертанта. Диссертационная работа
выполнялась с 1994 по 2000 годы в ТГРУ ОАО «Татнефть» и с 2000 по 2005 годы - в Государственном комитете по геологии Республики Татарстан и Министерстве экологии и природных ресурсов Республики Татарстан. При непосредственном участии диссертанта и под его руководством проводился сбор, систематизация и анализ результатов бурения и исследования параметрических и других скважин, вскрывших кристаллический фундамент на значительную глубину.
Лично автором были проведены сбор, систематизация и
комплексный анализ результатов бурения, глубинного сейсмического
профилирования, геологических, геофизических, геохимических,
битуминологических, гидрохимических исследований
кристаллического фундамента Татарстана, выполненных в период с конца 70-ых годов прошлого столетия до настоящего времени различными специалистами, в том числе с участием автора.
Автор принимал непосредственное участие в выборе объектов исследования (определение интервалов опробования фундамента, выбор участков для проведения работ методом сейсмической локации бокового обзора, выбор скважин для осуществления высокоточных термометрических исследований, регистрации геоакустических шумов).
Лично автором проводился выбор скважин и отбор образцов керна и шлама для специальных битумшюлогических исследований, анализ и сопоставление их результатов с геофизическими данными, построение разрезов кристаллического фундамента по скважинам и структурных карт по кровле кристаллического фундамента. Выполнялись организация работ и анализ результатов по исследованию кристаллического фундамента методами сейсмической локации бокового обзора на более чем 10-участках бурения глубоких скважин и локальных объектах, выявленных по данным сейморазведки.
При непосредственном участии диссертанта была предложена, разработана и реализована программа по мониторингу гидрохимических показателей пластовых вод разуплотненных зон кристаллического фундамента. Автор принимал активное участие в отборе образцов керна, шлама и растворенного газа из кристаллического фундамента, в организации и проведении работ по их исследованию, в систематизации и анализе полученных результатов.
Научная новизна исследований.
Впервые проведены обобщение, систематизация и научный анализ обширного геолого-геофизического и геохимического материала, полученного в процессе изучения кристаллического фундамента Татарстана за последние 40 лет.
На основе достоверного и представительного фактического материала доказано широкое развитие в теле кристаллического фундамента разуплотненных зон различной мощности и протяженности. . Установлены особенности распределения данных разуплотненных зон по площади и разрезу. Выявлена приуроченность потенциальных зон-коллекторов кристаллического фундамента к породам большечеремшанской серии, а также к участкам мигматизации и активной диафторической переработки пород.
На основе анализа динамики газонасыщенности и
гидрохимических характеристик пластовых вод разуплотненных зон
кристаллического фундамента установлена современная
геодинамическая активность данных зон.
Впервые на основе анализа геодинамических факторов и флюидодинамических процессов выявлена связь между особенностями тектоно-магматнческой эволюции кристаллического фундамента и размещением нефтяных месторождений в осадочном чехле.
Изучен микроэлементный состав битумоидов фундамента и нефтей осадочного чехла.
Основные защищаемые положения:
1. На основе анализа палеогеодинамического,
геодинамического и флюидного режимов развития земной коры в
пределах востока Волго-Уральской антеклизы теоретически
обоснована возможность формирования в верхних частях ее
консолидированного фундамента разуплотненных зон различной
протяженности и конфигурации. Существование подобных зон
практически продемонстрировано по данным геолого-
технологических, петрографических и геофизических методов
исследования разрезов глубоких и сверхглубоких скважин на данной
территории.
2. Основываясь на геологических, геофизических,
геохимических и промысловых результатах бурения сверхглубоких
скважин предложена новая модель распространения зон-коллекторов в
кристаллических породах фундамента в пределах востока Волго-
Уральской антеклизы. Показано, что разуплотненные зоны
фундамента приурочены, в основном, к гранитизированным и
катаклазированным породам большечеремшанской серии, а также к
зонам диафтореза и интервалам смены петрографического состава
пород, и фиксируются предлагаемым комплексом геолого-
геофизических методов.
3. Геохимические, битуминологические и гидрохимические
исследования флюидов кристаллического фундамента обосновывают
возможность его промышленной нефтегазоносное, а мониторинг
флюидонасыщенности его разуплотненных зон доказывает их
современную геодинамическую активность.
4. На основе анализа тектоно-магматической эволюции
вещественных комплексов кристаллического фундамента установлена
зависимость распределения нефтеносности осадочного чехла от
структурно-вещественной неоднородности фундамента, определяющей
его проницаемость для различных флюидных систем, позволяющая
оценивать перспективы нефтегазоносности осадочного чехла и
прилегающих к нему разуплотненных зон.
Практическая значимость.
На основе выполненного анализа результатов геофизических исследований кристаллического фундамента в скважинах и результатов опробования потенциальных разуплотненных объектов разработаны практические рекомендации по исследованию зон-коллекторов кристаллического докембрия.
Обоснована возможность формирования в разуплотненных зонах фундамента Волго-Уральской антеклизы промышленных скоплений нефти и газа. Доказано, что в пределах Волго-Уральской антеклизы породы кристаллического фундамента являются самостоятельным поисковым объектом на нефть и газа. Определены наиболее перспективные участки для локализации работ по оценке перспектив нефтегазоносное фундамента данного региона. Рассмотрен наиболее эффективный комплекс геолого-геофизических работ, направленных на изучение докембрийской кристаллической толщи.
Доказано, что вещественный состав фундамента, степень неоднородности его состава и последующей гидротермальной переработки в совокупности с параметрами современной флюидодинамики и неотектонической активности могут рассматриваться в качестве новых поисковых критериев оценки нефтегазоносности как осадочного чехла, так и его консолидированного основания. Показана возможность использования данных о внутренней неоднородности кристаллического фундамента и особенностях его строения и эволюции в планировании поисково-оценочных работ на нефть.
Апробация работы.
Результаты исследований автора по теме диссертации неоднократно
докладывались на рабочих совещания и научно-практических
конференциях ОАО «Татнефть», начиная с 1995 года. В качестве
научных докладов они были представлены на III Всесоюзноем
совещании «Дегазация Земли и геотектоника» (Москва, 1991),
Международных симпозиумах и конференциях «Нетрадиционные
источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (Санкт-
Петербург, 1992, 1997); «Перспективы нефтегазоносности
кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-
Камского региона» (Казань, 1997), «Химия нефти» (Томск 1997),
«Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2000),
«Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов.
Проблемы их освоения» (Казань, 2005), на Всероссийских научных и
научно-практических конференциях «Малоизученные
нефтегазоносные комплексы Европейской части России» (Москва, 1997), «Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений» (Казань, 2000), «Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» (Казань, 2000), «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2000), на XIV Губкинских чтениях «Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела» (Москва, 1996), «Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного федеральных округов на 2006 и последующие годы (Саратов, 2005) и других. Доклады автора были представлены также на XXV General Assembly of the European Geophysical Society, EGS 2000 (Nice, ,France 2000), Международном геологическом конгрессе (Флоренция, 2003), 20th International Meeting on Organic Geochemistry (Nancy, France, 2001), XXX и XXXI General Assembly of the European Geophysical Union, EGU 2005, 2006, (Vienna, Austria, 2005, 2006), Пятой Международной конференции «Geofluids» (Уинсор, 2006).
Объем и структура работы.
Европа
Здесь промышленная нефтегазоносность кристаллических пород фундамента (КПФ) выявлена более чем на 20 месторождениях, причем их наибольшее число приходится на долю Паннонского осадочного бассейна, расположенного на территории Венгрии, Румынии, Чехословакии и Югославии. Паннонский нефтегазоносный бассейн (НГБ) является межгорной впадиной на Срединном массиве, ограниченной с севера и востока Западными Карпатами, Восточными Альпами и горами Апусени, а с юга и запада - Динарскими Альпами.
В Венгрии этот бассейн крупным поднятием, протягивающимся с юго-запада и северо-восток, делится на две впадины - Маловенгерскую (Западную) и Средне-Дунайскую (Восточную). Все нефтяные и газовые залежи Венгрии сосредоточены в Средне-Дунайской впадине. Она значительно крупнее Маловенгерской впадины и включает в себя три основных нефтеганосных района (НГР) Венгрии - Затисенский (восточный), расположенный в восточной части Паннонского НГБ, Надьканижский (юго-западный) и Бюккский (северный), расположенные в пределах Венгерского Среднегорья и приуроченные к юго-западному погружению Бакольского поднятия. Промышленная нефтегазоносность донеогенового фундамента установлена на месторождениях всех трех районов, где он представлен метаморфическими и магматическими породами нижнего палеозоя, эпиплатформенными породами мезозоя и складчатым палеогеновым и меловым флишем.
В Затисенком районе кристаллический фундамент нефтегазоносен на месторождениях Баттоня, Бихарнадьбайом и Керешсегопати, Нефтегазовое месторождение Баттоня, открытое в 1962 году, расположено в южной части этого района. Газовая залежь с нефтяной оторочкой, кроме осадочных слоев нижнего паннона, также связана с палеозойскими гранитами выступа фундамента размером 3x4 км. Фундамент нефтегазонасыщен на глубине 880-930 м, толщина его продуктивной части достигает 50 м [217]. В северной части Затисенского района находится выявленное в 1947 году нефтегазовое месторождение Бинарнадьбайом. Его самая нижняя залежь нефти с газовой шапкой находится в коре выветривания (KB) и ископаемом делювии («конгломерат») неравномерно расчлененного, эродированного выступа нижнепалеозойского фундамента, сложенного кристаллическими сланцами и хлоритовыми сланцами. Фундамент газонефтеносен на глубине 1375-1400 м, где размеры залежи равны 1,5x3,0 км. На месторождении также продуктивны отложения паннона и тортона [98]. Месторождение Керешсегопати, открытое в 1943 г., также нефтегазовое. Оно находится к востоку-юго-востоку от поднятия Бихарнадьбайом, на границе с Румынией. Здесь нижнепалеозойский погребенный кряж кристаллического фундамента имеет сходное строение с погребенным кряжем района Бихарнадьбайом, но залегает уже на глубине 1530-1850 м. Газ приурочен к литологически экранированной ловушке неправильной формы, коллекторами которой являются миоценовые слои и палеоделювий из обломков кристаллических метаморфических пород, представленных амфиболитами, гнейсами и слюдяными сланцами. Имеется нефтяная оторочка. В газе содержатся 26-30% метана, углеводородный конденсат и 70-73% С02. В коллекторе - АВПД: давление на забое на 30% превышает гидростатическое давление, отвечающее данной глубине.
В Надьканижском районе нефтеносность фундамента выявлена в месторождениях Надьлендьел, Хахот-Пустасентласло и Хахот-Сойтер. Надьлендьел, открытое в 1951 г. восточнее г.Надьлендьел, - самое крупное в Венгрии месторождение нефти. В основании осадочной толщи, содержащей нефтеносные слои миоцена и верхнего мела, залегает группа погребенных кряжей фундамента, разбитых сбросами северо-восточного и северо-западного простирания на блоки. К одному из таких блоков в юго-западной части месторождения приурочена нижняя часть сводовой массивной залежи нефти.
Породы фундамента представлены здесь метаморфизованными доломитизированными известняками триаса, нефтенасыщенными на глубине 2660-2730 м. Продуктивная толща фундамента достигает 70 м, а размеры залежи равны 1,1x3,5 км. Пористость и проницаемость кристаллических пород явно вторичного происхождения и обусловлены системой трещин различной толщины и направления. Месторождение Хахот-Пустасентласло, также нефтяное, выявлено в 1942 г. и приурочено к погребенному, нарушенному сбросом хребту фундамента, сложенного мраморизованными и доломитизированными, контакто-метаморфизованными, содержащими гранат, трещинно-кавернозными известняками триаса, во многих местах интрудированными гипабиссальными изверженными породами. К этим мраморизованным известнякам приурочена нижняя часть массивной нефтяной залежи, верхняя часть которой находится в осадочных слоях миоцена. КПФ насыщены в интервале глубин 1435-1500 м, толщина нефтяной залежи в фундаменте - 65 м, а ее площадь 1x1,2 км. Пористость кристаллического коллектора 9-10%. В попутном нефтяном газе содержится 50% С02. Шесть лет спустя после открытия вышеописанного месторождения, в 4 км к востоку от него было выявлено нефтяное месторождение Хахот-Сойтер, залегающее в аналогичных породах, но являющееся менее крупным [98, 212].
В Бюккском ИГР промышленные скопления нефти и газа в породах фундамента установлены на месторождениях Мезекерестеш и Хайдусобосло, которые были открыты соответственно в 1951 и 1958 годах. Первое из них, расположенное южнее г. Мишкольц, нефтяные и газовые залежи содержит в отложениях палеогена и погребенном выступе (2x3 км) фундамента, сложенного доломитами и известняками триаса. Фундамент нефтеносен на глубине 1260 м. Месторождение разбито серией сбросов на отдельные блоки. Хайдусобосло -самое крупное в Венгрии месторождение газа. Донеогеновый фундамент здесь сложен палеозойскими метаморфическими породами, юрскими карбонатами и сильно складчатыми, а также трещиноватыми породами мел-палеогенового флиша. Вместе с перекрывающими его известняками и конгломератами сармата КПФ содержат единую массивно-пластовую газовую залежь на глубине 1500-2100 м размером 5-7x10 км. При этом продуктивная часть разрезе метаморфических пород залегает на глубине 1810-2100 м, ее толщина равна 290 м [217,225].
В северной части Маловенгерской впадины в 1945 г. открыто газовое месторождение Михайи, которое находится в погребенном нижнепалеозойском кряже фундамента, сложенного слюдяными сланцами и хлоритовыми амфиболитами, залегающими на глубине 1400-1600 м. В своде кряжа на границе между палеозойскими породами и третичными слоями были получены значительные притоки углекислого газа, который сдержал 1% метана и слабые следы нефти. Добыча углекислого газа для завода по производству «сухого льда» велась из двух скважин, удаленных друг от друга на 15 км. Дебит одной из них в течение 20 лет не изменялся [98, 212].
Нефтяные и газовые месторождения Югославии приурочены к юго-западной, Преддинарской периферии Паннонского НГБ. Здесь ярким примером промышленной нефтегазоносности кристаллического фундамента являются пять месторождений Банатской депрессии: Велика Греда, Келебия, Кикиндаварош, Кикиндаполе и Мокрин - в Северо-Белградском НГР на юго-востоке Сербии. В строении кристаллического фундамента Банатской депрессии участвуют гнейсы, кристаллические сланцы и изверженные породы. В районе перечисленных месторождений наиболее распространенными породами фундаменты являются альбит-мусковит-биотитовые, филлитовые, серицитовые, мусковитовые, магнетитовые гранитизированные хлоритовые, кварц-мусковит-биотит-гранатовые и другие сланцы, а также амфиболиты, очковый и эпидотовый гнейсы. Из изверженных пород фундамента здесь, главным образом, встречены биотитовый или милонитизированный гранит и риолит. Глубина залегания кристаллического фундамента в Банатской депрессии изменяется от 1148 м до 3546 м [225].
Месторождение Велика Гряда - газовое. Оно открыто в 1949 г., приурочено к пологому, широтно вытянутому выступу кристаллического фундамента площадью 2,5x5 км, осложненному поперечным сбросом. Сводовая массивная залежь газа находится частично в отложениях тортона-сармата и частично в KB палеозойского фундамента, представленного преимущественно габбро и перидотитами. В КПФ залежь распространяется на глубине 860-900 м, ее толщина 40 м, а площадь 2,34 км2 [46, 217]. Газонефтяное месторождение Келебия расположено на границе Югославии и Венгрии так, что Уз его разрабатывается Венгрией, а % - Югославией. Нефтегазонасыщенный разрез этого месторождения имеет сложно-составную природу.
Сравнительный анализ интервалов коллекторов, выделенных в разрезе скважины 20009-Новоелховской различными геофизическими методами
Необходимым этапом в рассмотрении закономерностей распределения зон-коллекторов по разрезу КФ является сравнительный анализ разуплотненных интервалов, выделенных различными геофизическими методами. Данный анализ, по мнению автора, наиболее корректно проводить на примере скважины № 20009 поскольку только в ней кроме керна изучался также и шлам с каждого метра проходки, что позволило создать геолого-петрографический разрез скважины. Это явилось основой для изучения вещественной характеристики зон разуплотнения, а также для сопоставления результатов комплекса ГИС и высокоточной термометрии.
В разрезе пород КФ, вскрытых скважиной 20009-Новоелховской (интервал 1850-5881 м) выделение зон-коллекторов в первую очередь проводилось по комплексу ГИС. В результате интерпретации к настоящему моменту в разрезе КФ выделено более 60-ти интервалов потенциальных коллекторов.
Для аналитического сопоставления автором был выбран интервал разреза КФ 1850-5809 м, в пределах которого по данным ГИС был идентифицирован потенциальный интервал-коллектор, краткая петрографическая характеристика которых приведена в таблице 3.5.1. В характеристике особое внимание уделено определению трещиноватости пород, наличию в них магнетита, шунгита, графита, а также положение интервала коллектора относительно границ петрографических разностей, т.е. на смену пород (смену пачек и толщ).
В ходе анализа данных установлено, что 30 интервалов из выделенных 61-го, т.е. без малого 50%, характеризуются явной, четко выраженной трещиноватостью, которая определялась по керну, шламу, каверномеру.
Далее, 18 интервалов из 61-го, выделенных по ГИС (т.е. 29,5%) приходятся на границу петрографических разностей.
Что касается ранее отмеченной связи разуплотнения пород и их повышенного магнетитосодержания, то такое сопоставление также было проведено. Степень совпадения магнетитсодержащих интервалов с потенциальными зонами коллекторов составила 82%. Этому факту может быть дано двоякое объяснение. С одной стороны, наличие магнетита в породе может приводить к выделению ложных коллекторов на диаграммах ГИС, поскольку, в первую очередь, снижает показания КС и НГК. С другой стороны, наличие зерен магнетита зафиксировано в углеводородной битумоподобной массе, извлеченной из пород КФ с глубины 6000 м в Сильянской скважине. Таким образом, магнетит может быть сопутствующим элементом в мигрирующих УВ-системах и являться индикатором наличия путей миграции, а следовательно и зон-коллекторов.
Следующим важным звеном в анализе зон-коллекторов по разрезу скважины явилось изучение распределения в породах графита. Он встречается в нижней части разреза ниже глубины 4570 м. В интервале 4577-5809 м по данным ГИС выделено 34 интервала-коллектора, из которых половина (17) являются графитсо держащими. К числу этих 17-ти интервалов принадлежат и рассмотренные выше зоны на глубинах 5386-5422 м 5747-5778 м. Кроме того, из 17-ти интервалов с повышенным содержанием графита чуть больше половины ( 9 ) являются трещиноватыми, а пять соответствуют границе петрографических разностей.
Из анализа данных таблицы 3.5.2 следует, что из 62 интервалов, выделенных в качестве основных температурных аномалий, лишь 34, т.е. 55%, характеризуются наличием трещиноватости. Из них (трещиноватых) 13 представляют собой отрицательные аномалии (поглощения), десять положительные (предположительно газовые) и десять интервалов имеют термоградиент, близкий к нулевому (предположительно слабо проницаемые). Один интервал является переменно-знаковым. То есть, среди термоаномалий, приуроченных к трещиноватым участкам разреза, 76 % интервалов являются либо поглащающими, либо положительными, а именно зонами-коллекторами.
Кроме этого примерно одна треть (20 интервалов из 62) термоаномалий приходятся на границу петрографических разностей, причем девять из них (45 %) являются отрицательными аномалиями поглощения:
Как было упомянуто выше, при анализе коллекторов, выделенных по ГИС, также примерно одна треть (18 из 61-го) приходится на границу петрографических разностей. Таким образом, независимо от вида идентификации зон коллекторов, одна треть от их общего числа соответствует тому месту в разрезе скважины, где происходит смена вещественного состава пород.
Данный факт может быть объяснен как минимум с двух позиций. С одной стороны, изменение вещественного состава пород является следствием проявления многогранных и многоступенчатых глубинных процессов, которые наиболее интенсивно будут протекать в разуплотненной среде, т.е. там, где перемещение жидких и газообразных фаз, а также теплового потока будет наименее затруднено. Поэтому зоны трещиноватости и дезинтеграции, сопровождающие, к примеру, участок мигматизированных разностей, являются в какой-то степени унаследованными и обновленными (активизированными) уже в постдокембрийское время. С другой стороны, наличие смены вещественного состава на границе слоев, пачек, толщ и т.д. обуславливает развитие в данном месте повышенной трещиноватости пород за счет их различных физико-механических свойств. Поскольку, ввиду различной пластичности пород, их реакция на сбросово-, взбросово-сдвиговые деформации, растяжение, сжатие и т.д. также различна, то это может явиться еще одной из причин образования трещиноватости.
Таким образом, наличие смены вещественного состава пород уже само по себе является косвенной предпосылкой для выявления в данном участке разреза зоны коллектора. Примечательно, что почти половину термоаномалий, приходящихся на границу петрографических разностей, составляют аномалии поглощения, т.е. явные коллектора. Остальные 11 распределяются следующим образом: шесть имеют переменно- знаковый тип; пять - характеризуются градиентом, близким к нулевому. Ни одной положительной аномалии (т.е. третьего и четвертого типов, определяемые Н.Н.Христофоровой как газовые) не приходится на границу петрографических разностей. Кроме этого 13 из данных 20-ти аномалий, соответствуют трещиноватым участкам разреза и приходятся на границу петрографических разностей.
Заслуживает внимания тот факт, что ни одна положительная ("газовая") термоаномалия третьего и четвертого типов границе петрографических разностей не соответствует. В настоящее время автор пока не имеет рабочих версий, позволяющих это объяснить. Можно лишь предположить, что к границам петрографических разностей приурочен особый тип коллекторов, который на термограммах фиксируется как аномалия поглощения. К примеру, это могут быть коллектора реологического типа или зоны декомпрессий, выделяемые В.Г.Изотовым и Л.М.Ситдиковой [83, 209, 210].
Следующим интересным моментов является сопоставление температурных аномалий с распределением магнетита по разрезу. Как указывалось выше, 82 % магнитсодержащих интервалов являются зонами-коллекторами, идентифицированных по ГИС. Все они (за исключением интервалов 2027-2060 м, 2738-2760 м) в той или иной степени совпадают с интервалами термоаномалий.
Следует отметить, что магнетитсодержащий интервал 4381 - 4440 м почти в точности соответствует трем температурным аномалиям седьмого типа, которые заключены в один общий интервал 4379 - 4442 м. Что касается характера соответствия одних интервалов другим, то четкой закономерности здесь автором не отмечено. Налицо самые разнообразные варианты: термоаномалии перекрывают интервалы магнитсодержащих пород и наоборот, иногда отмечается полное, а также лишь частичное совпадение (интервалы имеют общих всего несколько метров)
Анализ динамики газонасыщенности и геолого-гидрогеологических показателей разуплотненных зон кристаллического фундамента
Повышенные и аномально высокие (для пород КФ) значения газонасыщенности, зафиксированные в процессе бурения, несомненно, свидетельствуют о следах миграции углеводородов нефтяного ряда, однако могут быть объяснены с различных позиций. В частности, можно предполагать, что газ в промывочную жидкость поступает в процессе бурения из выбуренной породы и лишь в незначительной степени - из трещин в боковых породах.
Исходя из того, что в литосфере присутствует несколько форм газа, включающие газы подземной атмосферы, подземной гидросферы и собственно пород, газопоказания, фиксируемые при бурении, являются совокупностью газов газожидкостных включений магматических и метаморфических пород, газов, растворенных в воде зон трещиноватости КФ и свободных газов, мигрирующих в раскрытых трещинах и кавернах.
Разделить данные газы при бурении практически невозможно, как невозможно определить их долю в общем объеме газа, поступившего в буровой раствор. Однако, последующий мониторинг зон разреза КФ может указать на то, преобладающим количеством каких газов была обусловлена та или иная аномалия, зафиксированная при бурении. Если повышение газопоказаний раствора обусловлено газожидкостными включениями (адсорбированной, абсорбированной и капилярно-конденсированной формами газа), то после контакта разбуренной породы с глинистым буровым раствором газовая аномалия постепенно и довольно быстро исчезнет.
Изучение газонасыщенности разуплотненных зон КФ, проводимое в скв. 20009-Новоелховской с помощью ОПК на протяжении определенного отрезка времени показало, что суммарная газонасыщенность и компонентный состав УВ-газов отдельных глубин и интервалов во времени не остаются постоянными.
Анализ материалов (табл. 4.5.1.) показывает, что во времени наблюдался рост суммарных газопоказаний глинистого раствора. В какой-то мере это могло произойти за счет вскрытия бурением нижележащих интервалов с более высокими газопоказаниями. В частности, значительный рост суммарных газопоказаний, зафиксированный в пробе глинистого раствора (ГР) от 06.12.91 г., обусловлен вскрытием бурением глубины 5300 м и нижележащей толщи. При этом содержание метана увеличивается, а тяжелых его гомологов - уменьшается. По-видимому, это происходит за счет снижения коллекторских свойств пород по мере увеличения времени контакта с буровым раствором, что с одной стороны значительно снижает миграцию тяжелых УВ из пласта, а с другой - увеличивает в ГР долю метана в силу его наиболее высокой (по сравнению с другими гомологами) миграционной способности.
В таблице 4.5.2. показано изменение параметров Гх сум, СН4, С5Н12, С6Н]4 на глубинах 5280 м и 5300 м. Максимальные газопоказания на этих глубинах приходятся на замеры от 17 февраля 1992 года. Пробы отбирались при забое скважины 5330 метров, который был достигнут бурением 19 ноября 1991 года. В период с 15 декабря по 17 февраля скважина простаивала без промывки, т.е. проба глинистого раствора была отобрана после двухмесячного "отдыха" скважины, и это сразу же сказалось на суммарных газопоказаниях. Следует обратить внимание на то, что спустя 40 дней после вскрытия бурением глубины 5300, несмотря на отмеченную тенденцию снижения относительного содержания тяжелых УВ в ГР, суммарное количество пентана и гексана достигает 4,0 %, что весьма значительно для пород КФ.
Содержание метана на глубине 5280 метров варьирует от 82,6 до 91,5% отн. (максимальные значения зафиксированы в пробе от 17.02.91 г.). Количество пентана изменяется от 0,5 до 0,17 % отн., а в пробе от 17 февраля составило 0,25% отн. Содержание С6Н14 изменяется от 0,02 до 0,4% отн. (проба от 2.12.93г.).
Говоря о величинах суммарных газопоказаний, содержаниях метана и его гомологов, нельзя не отметить влияния на значения этих показателей цементных заливок, проводимых периодически по мере углубления скважины. На глубине 5308 метров пробы глинистого раствора отбирались 6 раз, причем с апреля 1992 года по февраль 1994 года глубина 5308 метров подвергалась цементным заливкам 15 раз, что естественно сказалось на показаниях суммарного газосодержания, метана и его гомологов, что наглядно представлено в таблице 4.5.3.
С февраля 1994 года по сентябрь 1996 года эта же глубина подвергалась еще 6 цементным заливкам, после которых значения суммарных газопоказаний и содержание метана стали еще меньше.
Однако, следует отметить, что после 15-ти заливок содержание тяжелых УВ увеличилось, несмотря на длительный контакт вскрытого разреза с ГР и неоднократный цементаж. Это еще раз, с одной стороны, подтверждает перспективность для испытаний данного интервала и необходимость его тщательного исследования с применением в колонне глинокислотных ванн, мощной перфорации и длительного освоения. С другой стороны приведенные факты свидетельствуют о том, что газонасыщенность разуплотненных зон меняется во времени, в частности отмечаются периоды роста газопоказаний отдельных интервалов, не смотря на произведенные цементные заливки ствола скважины. Наиболее наглядно это представлено на рисунке 4.5.1.
Изменение газонасыщенности интервалов разреза скважины во времени, в том числе периодический рост газопоказаний уже после окончания бурения и цементной заливки свидетельствуют о наличии в разуплотненных зонах КФ и насыщающих их пластовых водах свободно циркулирующих газов, в том числе углеводородных.
Аналогично газонасыщенности, во времени изменяются и геохимические характеристики пластовых вод КФ. Об этом свидетельствуют результаты мониторинга состава подземных вод КФ, выполненного на 5-ти скважинах-пьезометрах, в которых в период с 1998 по 2003 годы проводился периодический замер уровня и отбор проб жидкости. Данные работы проводились в ТатНИПИнефть под руководством К.Н.Доронкина и Р.Л.Ибрагимова. В разработке программы их проведения и выборе объектов наблюдения автор принимал самое непосредственное участие.
Объектом мониторинга являлся химический и газовый состав вод фундамента и уровень жидкости в скважинах 966-Уратьминской, 2092 Черемшанской, 10179-Д Алексеевской, 29419-Холмовской, а также в 11921-Д Березовской площади. Анализировались изменения во времени общей минерализации, плотности, кислотности вод, метана и суммы тяжелых углеводородных газов, водорода, гелия, углекислого газа, а также растворенного органического вещества - углерода битумной фракции и азота общего [81].
Анализ полученных результатов показал следующее. На протяжении всего периода наблюдения общесолевой и микрокомпонентный состав вод менялся (табл. 4.5.4.). Кислотность вод в скв. 10179-Д, к примеру, являясь слабокислой, в отдельные периоды изменялась до кислой и до слабощелочной. В скв. 2092, на фоне нейтральной и слабой кислотности отмечено возникновение кислой и щелочной сред. Кислотность в скв. 29419 варьировала от кислой до слабощелочной. Выполненное автором исследование взаимосвязи изменения кислотности вод с другими характеристиками их минерального и газового состава показало, что некоторые связи существуют и носят локальный характер проявления. В частности, в скв. 966 выявлена слабая корреляционная зависимость рН от содержания в воде хлора (кЮ,43 при п=31). В других скважинах такой зависимости не обнаружено, но установлена (скв. 10179-Д) корреляционная зависимость рН от содержания НС03" (к=0,643 при п=20). Для отдельных скважин выявлена зависимость рН от вариаций содержания углекислоты.
Перспективные участки для поиска нефтяных и газовых залежей в породах кристаллического фундамента восточной части Волго-Уральской антелизы
На основе выполненного комплексного анализа геолого-геофизического материала по разуплотненным зонам кристаллического фундамента, а также на основе предложенных новых поисковых критериев оценки нефтегазоносности осадочного чехла и кристаллического фундамента необходимо обосновать первоочередные направления изучения фундамента восточной части Волго-Уральской антеклизы.
Перспективными областями поиска нефти и газа в породах КФ, в первую очередь следует считать области развития гранитоидных массивов, а также участки гранитизации, развития диоритов, гранодиоритов, области неоднократной переработки КФ в сочетании с наложенной неотектонической активностью. Перспективными участками, заслуживающими внимания, наряду с бакалинским гранитоидным массивом, являются Привятский и Свияжский гранитоидный массивы, а также территории примыкающие к ним.
Благоприятным фактором является наличие непроницаемых осадочных пород, залегающих на поверхности кристаллического фундамента. В связи с этим, перспективным объектом поиска залежей нефти и газа в КФ являются, во-первых, разуплотненные зоны, расположенные на различных глубинах и перекрытые толщей непроницаемых пород. В этом случае благоприятные условия для формирования залежей могут быть обусловлены реологическими особенностями зон разуплотнения.
Объектом, соответствующим вышеназванным условиям, является центральная часть Северо-Татарского свода.
Проблема нефтеносности Северо-Татарского свода (СТС), несмотря на прекращение еще в конце 70-х годов в его пределах активных геологоразведочных работ, не переставала быть объектом интереса и исследований со стороны геологов. Работы по обобщению накопленной геолого-геофизической информации и оценке результатов геологоразведочных работ были проведены уже в 90-х годах. В результате были сделаны выводы о том, что относить территорию СТС к бесперспективным на нефть пока рано. Однако все эти работы касались, в первую очередь, пород осадочного чехла - продуктивных отложений девона и карбона.
В последние десятилетия, одновременно с накоплением информации по нефтеносности пород коры выветривания (KB) кристаллического фундамента (КФ), стал разносторонне изучаться вопрос и о перспективности докембрийских отложений в пределах Татарстана, но подавляющее большинство нового материала было получено по территории Южно-Татарского свода (ЮТС), на котором в последние два десятилетия активно проводились и разведочное, в том числе сверхглубокое, бурение и региональные геофизические исследования. В то же время целый ряд исследователей (Лобов, Гатиятуллин, Кавеев и др.) неоднократно указывали на то, что в пределах СТС имеются благоприятные литолого-фациальные условия для формирования скоплений нефти и газа в верхних участках КФ, а также в отложениях КВ.
Ввиду того, что литолого-стратиграфический разрез осадочного чехла Северо-Татарского свода имеет специфические особенности, отличные от юго-восточной части РТ, в настоящее время целесообразным явилось изучение характера развития пород-покрышек, залегающих непосредственно на эродированных выступах кристаллического фундамента и участках развития коры выветривания фундамента, мощность которой варьирует от 1-2 до 20-25 и более метров.
Согласно общепринятым представлениям, кора выветривания является континентальной геологической формацией, образовавшейся на земной поверхности в результате изменения исходных горных пород под воздействием жидких и газообразных атмосферных и биогенных факторов. В зависимости от местонахождения продуктов изменения коренных пород различают остаточную KB, оставшуюся на месте своего образования, и переотложенную KB -перемещенные на небольшое расстояние продукты выветривания, не потерявшие связь с материнской породой. Выделяют также инфильтрационную KB, сформировавшуюся в результате инфильтрации железа, марганца, никеля, кальция, магния, кремния или др. элементов, перешедших в раствор при выветривании и вновь отложенных в залегающих ниже выветрелых и невыветрелых породах.
Образование коры выветривания зависит от целого ряда биоклиматических, геолого-структурных и геоморфологических особенностей, гидрогеологических условий, а также от состава исходных материнских пород и длительности их преобразования.
По форме залегания выделяют площадную KB, перекрывающую коренные породы сплошным покровом мощностью от нескольких десятков сантиметров до десятком метров, и линейную, вытянутую в одном направлении вдоль тектонических нарушений или контактов пород и прникающую по трещинам на более значительную глубину, которая может достигать 100-200 м, а в отдельных случаях и 1500 м.
В геологической истории Земли существовало несколько эпох формирования мощной KB: докембрийская, верхнепалеозойская, триас-юрская, мел-палеогеновая, плиоцен-четвертичная. После своего образования породы KB нередко подвергались вторичным процессам обеления, каолинитизации, пиритизации и т.д.
С древними KB связано образование целого ряда месторождений полезных ископаемых, поскольку около 1/3 всех химических элементов достигает в KB повышенных концентраций, имеющих промышленное значение. В тоже время, с силу своих коллекторско-емкостных свойств, породы KB могут служить местом аккумуляции нефти и газа.
Из всех нефтегазовых месторождений, частично или полностью связанных с породами кристаллического фундамента, более половины находится в измененных и нарушенных кристаллических породах, особенно в коре их выветривания. В одних случаях нефтяная или газовая залежь гидродинамически связана с залежами в вышележащей осадочной толще и образует единое скопление (месторождения Хьюготон-Панхендл, Ауджила-Нафора-Амаль, Ля-Пас). В иных случаях промышленное скопление нефти и газа в кристаллическом фундаменте отделяется от нефтегазовых залежей в осадочной толще непроницаемой покрышкой аргиллитов, глинистых сланцев, мергелей, пелитоморфных известняков (месторождения Лубны и Костеляны в Чехословакии). В остальных случаях покрышкой служит верхняя часть самого фундамента (месторождения Мара и Тотумо в Венесуэле, Эдисое в США). Большинство залежей нефти и газа в KB сосредоточено в палеоэрозионных и тектонических выступах КФ, осложненных разломами и выявлено под месторождениями нефти и газа.
Рассматривая вопрос о нефтегазоносности KB кристаллических пород фундамента нельзя не упомянуть месторождения Западной Сибири, где породы KB совместно с неизмененными породами КФ и перекрывающими их отложениями осадочного чехла являются единым резервуаром для нефтегазовых скоплений. Наиболее подробно это рассмотрено в работах В.Б.Порфирьева и В.П.Клочко, 1981 г., В.Б.Порфирьева, В.А.Краюшкина и др., 1987 г., Е.Г.Журавлева и Т.А.Лапинской и др., 1973, 1976 гг.
Анализируя уже известные типы нефтегазовых скоплений в породах KB и верхней части разреза КФ, логично предположить существование в условиях Урало-Поволжья следующих видов нефтегазовых залежей в KB фундамента:
- внутри толщи КФ в линейных глубинных трещинных KB;
- на поверхности фундамента под мощными непроницаемыми глинистыми покрышками;
- в виде единых залежей в породах KB, КФ и перекрывающего их осадочного чехла.
В пределах Татарстана кора выветривания изучалась многими исследователями (Горбачев, Ситдиков, Власов, Лапинская, Журавлев и др. 1962, 1963, 1967). Согласно их работам, в соответствии с возрастом осадочных пород, покрывающих KB, различают добавлинскую, доэйфельскую, доживетскую и докыновскую коры выветривания. Следует отметить, что в пределах Татарстана изучалась исключительно KB площадного типа.
По данным Е.Г.Журавлева (1963), на территории Татарстана было выделено преобладание развития двух типов профилей коры выветривания:
1) преимущественно каолинито-гидрослюдистая (добавлинская и доэйфельская коры);
2) гидрослюдисто-каолинитовая (доживетская и докыновская коры).
Кроме этого встречены монтмориллонитовый и гидрохлоритовый типы профилей KB, однако они встречаются редко и приурочены к массивам основных пород.
