Четверг, 24.06.2021, 03:55Главная | Регистрация | Вход

Меню сайта

Категории каталога

Форма входа

Приветствую Вас Гость!

Поиск

Друзья сайта

Наш опрос

Оцените мой сайт
Всего ответов: 51

Статистика


Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0
Каталог статейКаталог статей
Главная » Статьи » Мои статьи

СТРОЕНИЕ И ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ АЛЕКСЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Строение и формирование залежей нефти Алексеевского месторождения

 

 

В.А. Бочкарев, канд. геол.-минералог. наук; C.Б. Остроухов, канд. хим. наук; Д.В. Крашаков

 

 

ЛУКОЙЛ-Оверсиз Венесуэла Лтд.

ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»

 

 

Ранее на материале месторождений Западной Сибири [2, 3] и Волгоградской области [1, 4, 5] накоплен значительный объем данных, свидетельствующий о том, что залежи углеводородов (УВ), выявленные на ранних этапах поиска и разведки, на последующих стадиях их доразведки и эксплуатации могут стать ассоциациями более мелких залежей, отделенных друг от друга разрывными нарушениями. К их числу относится Алексеевское месторождение в Волгоградской области, в разрезе отложений которого залежи нефти установлены в песчаниках  бобриковского горизонта и в известняках кизеловского, черепетского и малевского горизонтов турнейского яруса. Месторождение приурочено к северо-западной части Прибортовой ступени Прикаспийской впадины, где нижнекаменноугольные отложения осложнены локальными приразломными поднятиями с установленной нефтегазоносностью, условно названной Сергеевско-Левчуновской зоной поднятий [1].

Разломно-блоковый характер строения каменноугольных отложений Алексеевской структуры подтвержден материалами сейсмических исследований по 14 профилям 2D (ОАО «Волгограднефтегеофизика», 2006), анализом напряженно-деформационного состояния земной коры (Н.А.Касьянова, 2006), результатами бурения и опробования скважин 1, 2, 3, 4 Алексеевских [4, 5], промыслово-геофизическими и геохимическими исследованиями [6], накопленным опытом разработки залежей.

Структура состоит из трех эксплуатационных объектов, приуроченных к изолированных блокам (А, Б, В), в каждом из которых залежи имеют собственные ВНК в одноименных продуктивных пластах и условия разработки (рисунок 1).

Впервые параллельные системы (тренды) погружающихся к центру впадины структурных блоков (ступеней) приразломных поднятий установлены сейсморазведкой южнее Сергеевского месторождения (А.Н. Василенко, 1982), где более высокие значения амплитуды сбросов позволяют уверенно различать их на временных разрезах. Системы присбросовых поднятий параллельны друг другу и основным ранее установленным региональным разломам и линейным границам разнопорядковых тектонических элементов западного борта [1]. Алексеевская структура входит в состав эшелонированной цепи поднятий, включающей Левчуновское, Центральное, Малышевское, Сергеевское поднятия и одноименные месторождения, и контролируется региональными субмеридианальными (продольными) сбросами (1С на западе и 2С на востоке). В межразломном пространстве продуктивные отложения осложнены внутренней (поперечной) системой сбросов субширотного простирания (3С, 4С, 5С). Ортогональные системы нарушений в совокупности формируют мелкоблоковый характер строения Алексеевского месторождения. Блоки образуют ступени, погружающиеся одновременно с запада на восток, а в пределах тренда - с севера на юг. Так, северный блок (скважина 4 Алексеевская) приподнят относительно центрального блока (скважина 2 Алексеевская) на 7 м, что равняется амплитуде сброса 5С и разнице в отметках уровней ВНК одноименных залежей в смежных блоках. Центральный блок (скважины 2 и 3 Алексеевские) приподнят по отношению к южному блоку (скважина 1 Алексеевская) на 13м, который, в свою очередь, приподнят по отношению к следующему блоку (предположительно на 15 м) [5].

Пространственно и генетически связанные между собой блоки характеризуются, таким образом, завершенностью геометрических форм, прямолинейностью структуроформирующих (меридианального простирания) и структуроразделяющих (широтного простирания) сбросов, двухнаправленной ступенчатой структурой строения территории. Максимальные размеры блоков в пределах Алексеевской структуры 2,2х1,3 км, длинные оси структур в пределах каждого блока вытянуты с севера на юг. Размеры блоков и структур по длинной оси зависят от частоты встречаемости широтных сбросов.

Залежи нефти в каменноугольных отложениях в сложившихся структурных условиях формируются в ловушках структурно-тектонического типа. На уровне продуктивных отложений все сбросы являются экранами (закрытыми) для межблоковой (горизонтальной) миграции пластовых флюидов по одновозрастным пластам. Поперечные субвертикальные (незначительный наклон на юг), малоамплитудные (7 – 15 м) сбросы, по имеющимся данным опробования и эксплуатации скважин, не являются проводниками для вертикального перемещения флюидов ввиду отсутствия или незначительных зон дробления (ЗДП) в плоскости сместителя нарушения (ПСН), что препятствует перераспределению УВ в разрезе каменноугольных отложений смежных блоков. В отличие от них пологие продольные сбросы такими зонами обладают, что обуславливает вертикальное перемещение по ним флюидов (рисунок 2) [4, 5]. Как правило, примыкающие к ЗДП пласты пород-коллекторов вследствие их высокой и повышенной трещиноватости (дилатантное разуплотнение) могут обладать и большей продуктивностью [2].

 

Рисунок 1- Структурная карта по кровле продуктивного пласта кизеловского горизонта (I) и принципиальная схема формирования залежи  УВ Алексеевского месторождения (II)

 

Мигрирующие по ЗДП УВ по верхней ее кромке при встрече с пластом–коллектором поступают в ловушку, степень заполнения которой определяется наивысшей точкой сечения пласта верхней линией ограничения ЗДП или точкой оттока УВ [4, 5]. На Алексеевском месторождении мигрирующие таким образом по сбросу 1С УВ заполняют нефтью все ловушки в каменноугольных отложениях опущенного в сторону впадины блока.

Режим залежей псевдоупруго-замкнутый: отборы нефти из скважин, находящихся в эксплуатации, значительно опережают процесс поступления по ЗДП пластовых флюидов (сброс 1С).

Формирование залежей УВ в выделенных блоках можно разделить на два этапа. На первом - уже к началу верхнекаменноугольного периода нефтегазоматеринские отложения девона и нижней части раннего карбона находились в погруженных частях западного борта впадины в условиях ГЗН. Значительная доля нефти на пути латеральной миграции из материнских проницаемых пород зоны генерации при достижении ЗДП конседиментационных сбросов проникала по нарушению в вышезалегающие отложения, в том числе и в пределы Алексеевской структуры, заполняя со стороны сброса 1С последовательно все ловушки в примыкающих к нему пластах-коллекторах. На втором этапе материнские породы оказались в ГЗГ, в которых идут активные процессы генерации и эмиграции УВ газов. На путях миграции газоконденсатных растворов происходят процессы перераспределения ранее сформировавшихся залежей. В скважине 238 Быковской, пробуренной в следующем к востоку структурном блоке, при опробовании пластоиспытателем были получены притоки газа из известняков позднефранского возраста (5577,0–5601,0 м) и разгазированной нефти из песчаников бобриковского горизонта (4420,0–4462,0 м). На Алексеевском месторождении газоконденсатные растворы, предположительно, первоначально вытеснили нефть из ловушек (при условии их наличия) в девонских отложениях. Затем двигающийся по ЗДП смесителя сброса газоконденсат поступает в пределы нефтяных залежей турнейского возраста. В результате к нефти ранней генерации добавилась нефть, а затем и газоконденсат более поздней генерации (смешение и растворение), обеспечивая рост давления насыщения нефти газом и газовый фактор. Углеводородная смесь (нефти и растворенного в ней газоконденсата) имеет, таким образом, различный генезис ее основных составных частей. 

Активность генерационно-аккумуляционной системы поступления и распределения УВ в продуктивных отложениях месторождения на современном этапе подтверждается наличием глубинного гелия с его неспособностью к длительному сохранению в составе свободного (0,03 мол %) и растворенного в воде (0,02мол%) газа.

Для обоснования структурной разобщенности блоков и описанного механизма формирования залежей нефти Алексеевского месторождения использовались фазово-генетические исследования нефтей на основе их молекулярного состава. Привлечение специально разработанной компьютерной программы по оценке фазового состава флюида [6] позволило качественно и количественно оценить «газоконденсатную» составляющую в нефтях. Под «газоконденсатной» составляющей понимается фракция легких углеводородов, являющаяся основой  для газоконденсатов, присутствующая в нефтях сложной генерации.

Проведенное моделирование позволило выявить две группы нефтей по содержанию в них низкомолекулярных УВ до состава С1315. К первой группе, с высоким содержанием низкомолекулярных УВ, относятся нефти скв. 2 и 3. Ко второй группе, с низким содержанием низкомолекулярных УВ, - нефти скв.1. Концентрация алкана состава С8 нормального строения нефтей первой группы составляет более 11% (с интенсивным снижением концентраций до С11 в гомологическом ряду С836). У нефтей второй группы наблюдается обратная динамика изменения концентраций в данном ряду алканов - рост концентрации от состава С8 до С13.

 

Рисунок 2 - Хроматограмма нефти Алексеевского месторождения.

С10-число атомов углерода в молекуле алкана

 

В нефтях первой группы, как видно из рисунка 2, выделяются две зоны: первую составляют низкомолекулярные алканы до состава С1617, вторую - алканы состава выше С17 с максимумом концентрации на С2021. Наличие двух зон указывает на то, что флюид представляет собой смесь двух природных соединений: первая зона отражает в нефти газоконденсатную составляющую, а вторая - характеризует состав первичной нефти. Проведенная оценка «газоконденсатной» и «остаточной» частей нефти с термодинамической точки зрения выявила разную термическую их преобразованность. Для газоконденсата был использован коэффициент на основе группы ксилолов состава С8, а для нефти – группы высокомолекулярных насыщенных биомаркеров. Анализ значений полученных коэффициентов показал, что состав газоконденсатной составляющей во флюидах имеет более высокую степень преобразованности, чем состав нефтяной. Подтверждением этому служит тот факт, что на трехкомпонентной диаграмме, построенной в координатах мета-орто-пара, ксилолы располагаются в области термодинамического равновесия. Термодинамическое же состояние биомаркеров (по содержанию насыщенных стеранов состава С29) не соответствует равновесным значениям и находится вне зоны стабильных значений. При этом стадия преобразованности нефти, по данным «приведенного» витринита, установленным на основании процесса изомеризации природных биомаркеров в термодинамически стабильные изомеры при термическом воздействии, соответствует 0,8 или МК2. По данным работ сотрудников ИГиРГИ (А.А. Аксенов, М.С. Зонн и др.), проведенных в 1992 г., катагенетическая преобразованность ОВ пород в рассматриваемом интервале глубин скв. 2 Алексеевской соответствует значениям Ro в диапазоне 0,52-0,65 (МК1-МК2).  Для данной стадии катагенеза образование низкомолекулярных соединений (газоконденсатная составляющая) в больших объемах не характерно и не может обеспечить существующий их объем в нефтях. Данный факт, а также приведенные выше аргументы дают основание считать, что образование нефти имеет сложный и многостадийный характер. При этом необходимо отметить генетическое единство нефтей второй группы из скважины 1 с «нефтяными» составляющими флюида, построенных в результате реконструкции нефтей первой группы из скв. 2 и 3. Отсутствие генетического единства и различие в степени термодинамической преобразованности между «газоконденсатной» и «нефтяной» составляющими указывает на более поздний миграционный характер первой.

Полученные результаты, подтверждаемые данными эксплуатации залежей, указывают на то, что скв. 2 и 3, с одной стороны, и скв. 1 – с другой, находятся в разных блоках. Залежи нефти в них формировались в два основных этапа. Современный облик (состав и свойства) нефтей обусловлен усиливающимся подтоком по ЗДП сброса 1С газоконденсатных растворов из зон (источников) их генерации в сформированные на первом этапе нижнекаменноугольные нефтяные залежи Алексеевского месторождения.

 

 

Список использованных источников

 

1. Бочкарев А.В. Блоковая тектоника и нефтегазоносность Николаевско-Городищенской ступени // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1994. - № 5 - 6. - С.21 - 24.

2. Беспалов С.Н. Оценка влияния разломов на геологические особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири / С.Н. Беспалов, О.В. Бакуев // Геология нефти и газа. – 1995. - № 7. – С. 16 - 21.

3. Ермолова Т.Е. Литологические признаки дизъюнктивных дислокаций (латеральных флюидоупоров) в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. – 2003. - № 4. – С. 14 - 19.

4. Бочкарев В.А. Сброс: экран и проводник углеводородов // Геомодель-2005: тез. докл. VII-ой Междунар. науч.-практ. конф., Геленджик, 11 – 17 сент. 2005 г. – Геленджик, 2005. - С. 56 - 57.  

5. Бочкарев В.А. Экранирующие и проводящие свойства сбросов в пластах коллекторах // Тр. ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». – Волгоград, 2006. – Вып. 65: Вопросы геологии и разработки месторождений нефти и газа. – С. 91 - 98.

6. Остроухов С.Б. Фазово-генетическая характеристика нефтей с бимодальным распределением алканов / С.Б. Остроухов, В.А. Бочкарев // Тр. ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». – Волгоград, 2006. – Вып. 65: Вопросы геологии и разработки месторождений нефти и газа. – С. 154 - 159.

Категория: Мои статьи | Добавил: geo (11.06.2009)
Просмотров: 8592 | Рейтинг: 4.0/1 |
Всего комментариев: 0
Имя *:
Email *:
Код *:
Copyright MyCorp © 2021 | Сайт управляется системой uCoz