Четверг, 24.06.2021, 02:36Главная | 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

Модель строения и формирования залежей нефти и газа Ракушечной зоны поднятий

А.В.Бочкарев, С.Б.Остроухов,  В.А.Бочкарев, Д.В.Крашаков, А.В.Крашакова

ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», г. Волгоград,

Модель строения и формирования залежей нефти и газа Ракушечной зоны поднятий

За десять лет освоения в российском секторе Каспийского моря открыто шесть крупных и средних по запасам нефти и газа месторождений в юрских и нижнемеловых отложениях. В соответствии с разработанной концепцией каждый изучаемый локальный объект в акватории Среднего и Северного Каспия рассматривается как часть генерационно-аккумуляционной системы в генерализованной схеме формирования и размещения залежей нефти и газа. Все открытые месторождения, согласно указанной схемы, пребывают в зоне аккумуляции на разных расстояниях от источника генерации УВ. Изучая локальный объект (в данном случае Ракушечную зону поднятий) и используя при этом комплексный подход и передовые компъютерные технологии, открываются новые возможности для региональной оценки перспектив нефтегазоносности всей цепочки системы в пределах осваиваемой территории.

1. Формирования материнского и генерационного потенциала ОВ. В указанной зоне поднятий на месторождении им. Филановского (далее месторождение, площадь) большой вынос керна (от 60 до100 %) позволяет провести комплексный детальный (литолого-геохимический) анализ продуктивных пород келловейского, готерив-барремского (неокомского), апт­ского и альбского возраста,  представленных толщей переслаивания глин, алевролитов и песчаников. В скв. 2, 4 Рак описана перекрестная слои­стость, характерная для авандельтовых отложений, встречены прослойки бурых и землистых углей, а также крупные углефици­рованные растительных остатков. Спорово-пыльцевой анализ показал преобладание в спектрах пыльцы хвойных растений. Приведенные данные подтверждают ранее известные представления о том, что на всей территории рассматриваемой генерационно-аккумуляционной системы в юрско-меловое время существовали преимущественно континентальные условия осадконакопления, благоприятные для развития наземной растительности и торфяников. Данный вывод подтвердили и геохимические исследования пород. Так, анализ отложений неокома пиролитическим методом Rock-Eval  пока­зал, что в породах содержится ОВ, соответствующее континентальной органике (третий тип). Кроме того, в разрезе юрских и нижнемеловых отложений неокома, апта и альба наблюдается высокая концентрация ретена, характеризующего хвойную раститель­ность, произраставшую в то время на побережье и островах в море. Содержание Сорг повсеместно выше кларковых значений. Однако, ввиду малых толщин и газоматеринского потенциала данный комплекс отложений не мог претендовать на роль нефтематеринских отложений, способных продуцировать УВ в промышленно значимых количествах в пределах рассматриваемой группы поднятий. В дополнение к этому весь разрез юрско–меловых отложений по степени его преобразованности ОВ (ПК11-ПК31) не вышел из зоны протокатагенеза и таким образом их материнский потенциал к настоящему времени оказался не реализованным.

В скв. 6 Рак, в отличие от ранее пробуренных скв. 2, 4 Рак, разрез отложений по неокому оказался более глинистым и сокращен­ным почти в два раза, что обусловлено, существенным опусканием восточной части месторождения (восточного блока, где пробурена скв. 6 Рак) по системе сбросов (более 100 м). В результате опущенный восточный блок потерял связь с сопредельным западным блоком (скв. 2, 4 Рак). На различные условия седиментации в смежных блоках может указывать наличие элементарной серы в ОВ пород в восточном блоке месторождения и ее отсутствие в западном. В природных условиях одним из источником серы может быть сероводород, кото­рый, в зависимости от окислительно–восстановительных условий пласта, трансформиру­ется в широкий ряд сернистых соединений. В данном случае все указывает на окисли­тельный процесс, при котором сероводород, взаимодействуя с кислородом, преобразуется в элементарную серу. Наличие значительного количества серы в образцах указывает на масштабность данного процесса. В свою очередь, рассматривая вопрос присутствия ки­слорода в породах, необходимо отметить  приуроченность их к высокооксидным зонам, имеющим связь с дневной поверхностью. Следовательно, элементарная сера в породе (скв. 6 Рак) образовалась в результате взаимодействия сероводородосодержащих миграционных газов и кислорода, присутст­вующего в породах, вследствие близости к дневной поверхности. Исходя из этого, интер­валы с повышенным содержанием свободной серы можно интерпретировать как отраже­ние перерывов в осадконакоплении, что уточняет палеообстановку седиментации.

Условия миграции УВ. В соответствии с вышеупомянутой концепцией, установленные многопластовые м есторождения УВ акватории Среднего Каспия  находятся на  путях дальней их миграции и сформировались за счет поступления в них  УВ из глубинных  зон генерации с благоприятными термобарическими условиями для образования УВ [1]. Формирование залежей нефти и газа происходит в зоне генерации (где по определению все ловушки заполнены УВГ на месте их рождения или на коротких путях миграции), на транзитных путях миграции по ступенчатой латерально–вертикальной схеме (промышленные залежи формируются только по трассе миграционного пути), а также в промежуточных и конечных зонах аккумуляции УВ. Рассматриваемое месторождение находится в пределах крупной промежуточной зоны накопления и переформирования скоплений УВ ранней и поздней генерации.

Для Среднего и Северного Каспия установлены два укрупненных этапа формирования и размещения залежей УВ за счет юрской зоны (источника) их генерации (Терско-Каспийский прогиб) [1]. На первом этапе, в результате полной реализации в зоне генерации нефтематеринской части потенциала ОВ в главной зоне нефтеобразования, на многочисленных путях миграции формировались преимущественно нефтяные и нефтегазовые месторождения. На втором этапе юрские материнские отложения вошли в главную зону газообразования (ГЗГ). При этом образовавшиеся углеводородные газы (УВГ) (включая конденсатную составляющую) с  частично растворенной в них в различных соотношениях раннее генерированной нефтью, оттесняли нефть из многочисленных ловушек и двигались в виде мультисистем по проторенным на первом этапе путям миграции по восстанию пластов в северные и северо-западные районы (морская часть вала Карпинского, Прикумско-Тюленевская система поднятий).  На некоторых участках, в результате изменения структурного плана, реликтовые нефтяные скопления оказались отрезанными от современных путей миграции. Эти скопления за счет потери со временем  летучей и легкой части составляющей нефтей (увядания или «старения») утратили в значительной мере свое промышленное значение (примером могут служить скопления нефти в кимериджских отложениях на Хвалынском месторождении).

На рассматриваемом месторождении углеводородный состав нефтей, в отличие от ОВ вмещающих пород, формировался в условиях значительного дефицита кислорода и значительного сернистого заражения, а термодинамические параметры, при которых образовались УВ нефтей (погруженные зоны Терско-Каспийского прогиба), значительно жесче аналогичных показателей для ОВ вмещающих пород. С одной стороны, это указывает на отсутствие генетической связи между захороненным в пределах месторождения  ОВ и УВ в коллекторах, а с другой, - на миграционный характер последних.

В опущенном блоке при отсутствии следов УВ собственной генерации из вмещающих пород, в коллекторах происходит постоянное обновление миграционных УВГ. Практически все экстракты по­род имеют бимодальный характер распределения нормальных парафинов. Одна из облас­тей представлена низкокипящими УВ, имеющими равномерный концентра­ционный спад членов ряда до состава С20-22 и выше. Вторая область, как правило, пред­ставлена равномерным концентрационным подъемом и снижением  соединений от С20-С22 до С30 и выше. Первая область представляет собой наиболее подвижные УВ, относя­щиеся к газоконденсатам, а вторая - сингенетичное ОВ.  Таким обра­зом, на основании присутствия УВ первой области можно констатировать процесс миграции, а по содержанию их в ОВ - интенсивность  дан­ного процесса.

Оценивая конденсатную составляющую ОВ, необходимо от­метить высокое содержание в ней ароматических и сернистых соединений, что обуслов­ленно, во-первых, условиями их образования (прежде всего высокое тепловое воздействие: по катагенетической шкале соответствует градации АК1 и выше, то есть условиям глубокопогруженных зон генерации Терско-Каспийского прогиба), а во-вторых, континентальным типом ОВ.

Условия формирования залежей УВ в зоне накопления. Внедрение поступивших в пределы месторождения газоконденсатных растворов новейшей генерации коренным образом изменили характер нефтегазоносности нижнемеловых отложений на современном этапе. Струйный поток углеводородной смеси (мультисистемы, в которой доминирует УВГ) со стороны структурных осложнений западнее Сарматского месторождения внедряется первоначально в неокомскую нефтяную залежь западного блока, частично растворяясь в ней в области внедрения  и устремляется в соответствии с рельефом поверхности пласта-коллектора в наиболее приподнятую часть структуры (район скв. 2 Рак), формируя в пиковой ее части газовую шапку. Таким образом, залежь становится нефтегазовой. Нефть меняет свой состав и свойства (особенно в зоне внедрения), становится более легкой за счет растворения в ней  части УВ поступившей мультисистемы. Процессы обновления («омоложения») нефти в западной (скв. 4 Рак и далее на запад) периферийной части неокомской залежи в стороне от места подтока УВ мультисистемы в залежь проходил и продолжает проходить кратно медленнее. Отсюда имеющиеся различия в составе и свойствах нефтей в различных частях залежи западного блока. Нефтегазовая залежь в неокомских отложениях в блоке, где пробурена скв. 6 Рак, формировалась за счет собственного пути миграции УВ со стороны Сарматского месторождения, в мультисистеме которой оказалось свое соотношение изученных геохимических показателей  в составе и свойствах нефти, отличающихся от аналогичных показателей нефтей в западном блоке (скв. 2, 4 Рак). При этом в восточном блоке газовая составляющая УВ смеси доминирует. Отсюда нефтегазоконденсатный (с нефтяной оторочкой) тип залежи, тогда как в западном блоке сформировалась нефтяная залежь с мизерной газовой шапкой. Размеры последней растут до уровня достижения давления межпластового прорыва. По мере его достижения, УВГ проникают через покрышку (диффузионный поток), а также по зоне дробления пород сбросов широтного простирания, осложняющих северную переклиналь линейной складки (эффузионный поток в моменты тектонической активации нарушений), в следующую группу пластов-коллекторов в апте. В аптских алевролитах УВ дифференцируются в соответствии с УВ составом  различного фазового состояния: в нижней части формируется нефтяная оторочка, в верхней – газовая шапка. Прорыв УВ в отложения апта сопровождается геохимическими метками, указывающих на генетическое родство нефтей неокомского и аптского возраста и на единый источник их образования. В дальнейшем облегченный газ от пиковой части аптской шапки преодолевает покрышку этого возраста и, последовательно заполнив ловушки в песчаниках альбского возраста месторождения, а затем через дефекты в тектоническом экране перетекает дальше в пределы газоконденсатного Ракушечного месторождения, откуда по мере возрастания структурного плана газ последовательно заполняет под замок ловушку Западно-Ракушечного поднятия, а затем все ловушки системы поднятий в литологически выдержанном пласте-коллекторе альбского возраста вплоть до Промысловского газового месторождения. Все месторождения на этом пути окажутся газоконденсатными, а затем газовыми в отложениях нижнего альба.

 

Литература

1. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. – 324 с.

2. Бочкарев В.А., Сербина Е.В. Направленные поиски нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений в российском секторе Каспия //Геология, бурение и разработка нефтяных месторождений Прикаспия и Каспийского моря и нефтегазоносности Волгоградского Поволжья – Волгоград:ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2003. – Вып.61. – С. 12-21.

 

 

 

 

 

 

 

Категория: Мои статьи | Добавил: geo (11.06.2009)
Просмотров: 4331 | Комментарии: 1 | Рейтинг: 0.0/0 |
Всего комментариев: 1
0
1 Keyla   [Материал]
BION I'm ipmeressd! Cool post!

Имя *:
Email *:
Код *:
Copyright MyCorp © 2021 | Сайт управляется системой uCoz