Оценка потерь продуктов генерации в процессе вторичной миграции и в зонах аккумуляции

 

  Главная      Учебники - Разные    

 

поиск по сайту           правообладателям           

 

 

 

 

 

 

 



 

Реферат выполнил студент второго курса - Галиновский И.

 

 

 

Оценка потерь продуктов генерации в процессе вторичной миграции и в зонах аккумуляции

 

Основные миграционные потери жидких УВ определяются процессами их сорбции на поверхности пор вмещающей породы, а также их механическим улавливанием «тупиковыми порами» и микроловушками. Растворимость жидких УВ в пластовых водах весьма невысока, и этим фактором при расчете их миграционных потерь можно пренебречь.

Основная масса миграционных потерь газообразных УВ связана со способностью растворения мигрирующих газовых смесей в пластовых водах. Также как жидкие УВ, заметное количество мигрирующих газов может улавливаться «тупиковыми порами» и микроловушками. Сорбция газа породами на больших глубинах, при температуре выше 30-350С практически пропадает.

В данной главе рассматриваются методические решения учета миграционных потерь, предложенные  Н.М. Кругликовым и др. (1986), С.Г. Неручевым и др. (2000).

В методике, предложенной Н.М. Кругликовым и др. (1986), априорно принимается толщина слоя, в котором происходит латеральная миграция под покрышкой – 1 метр, для которого рассчитываются миграционные потери с заданными величинами остаточной нефте- и газонасыщенности, причем вне зависимости от емкостных параметров коллектора. Однако для предварительных, экспрессных оценок миграционных потерь такой подход вполне приемлем.

Другой методический подход к учету миграционных потерь предложен С.Г. Неручевым и др. (2000). В частности, для расчета коэффициента потерь нефти в трещинно-пористых каналах миграции от подошвы до кровли коллектора (в «транзитной» зоне) предложена следующая формула:

Кпн = hк * mтр * pн * Конн /qнэм                                                          

где Кпн – коэффициент потери нефти, % от ее эмигрировавшего количества, hк – мощность коллектора, м, mтр – коэффициент трещинной пористости коллектора, доли 1, pн – плотность нефти, т/м3, Конн - коэффициент остаточной, «мертвой» нефтенасыщенности, доли 1, qнэм - плотность эмигрировавшей нефти, т/км2.

Миграционные потери нефти при латеральной миграции, расходующейся на формирование остаточной нефтенасыщенности в пределах нефтесборной площади, рассчитывается по формуле

qпнлат = hнн  mк * Kонн * pн * 106                                                       

где qпнлат – плотность остаточной нефтенасыщенности в прикровельной зоне коллекторов, т/км2, hнн – мощность зоны прикровельного нефтенасыщения коллеторов, в которой происходила латеральная миграция нефти.

По аналогичным формулам отдельно рассчитываются потери газа.

Предлагается также модифицированное уравнение расчета миграционных потерь, предложенных С.Г. Неручевым и др. (2000). Дополнение состоит в учете реализованного генерационного потенциала коллектора (транзитной зоны). Известно, что коллекторские породы: песчаники, алевролиты, карбонаты, как и нефтегазоматеринские породы (НГМП), содержат заметное количество рассеянного органического вещества. Это вещество, попав зону категенеза, неизбежно также генерирует жидкие и газообразные УВ в соотношениях зависящих от генетического типа РОВ и стадии катагенеза. Соответственно, эти УВ, находясь непосредственно в коллекторе по которому идет основной поток УВ эмигрировавших из НГМП - заполняют часть тупиковых пор, сорбируются породами, растворяются в пластовых водах. Тем самым, УВ генерированные органическим веществом коллектора заполняют часть возможных миграциолнных потерь в этом коллекторе и, тем самым, непосредственно не участвуя в формировании залежей нефти и газа, снижают миграционные потери УВ из нефтегазоматеринских пород, которые формируют эти скопления.  

 Также модификация формулы С.Г. Неручева состоит в учете не отдельно потерь жидких и газообразных продуктов генерации а мигрирующей газожидкостной смеси. Последний момент весьма актуален, например для подсолевых отложений Прикаспийской мегавпадины, для которой характерна высокая степень реализации как нефте- так и газогенерационного потенциалов, а также весьма высокая степень сохранности газообразных продуктов под региональной галогенной покрышкой. Следует также подчеркнуть, что здесь речь идет не о жидких и газообразных УВ, а о жидких и газообразных продуктах генерации, тем самым подчеркивается необходимость учета в мигрирующей газожидкостной смеси и неуглеводородных компонентов (H2S, CO2, N2).

Таким образом, внесены следующие дополнения в приведенные выше уравнения (Неручев С.Г. и др, 2000) Вместо двух уравнений, рассчитывающих отдельно потери жидких и газообразных УВ, предлагается одно уравнение, позволяющее учитывать потери при вертикальной миграции суммарной газожидкостной смеси, включая неуглеводородные компоненты:

Кпсм=hк*mтр*pгпл*(Когнгнсин)/qсмпр                                                    

где Кпсм - коэффициент потери газожидкостной смеси, % от ее эмигрировавшего количества, pсмпл – плотность газожидкостной смеси в пластовых условиях, г/м3, Когн - коэффициент остаточной, «мертвой» нефтегазонасыщенности, доли единицы, Кгнсин - коэффициент нефтегазонасыщенности за счет сингенетичных продуктов генерации коллектора, доли единицы от суммарного порового пространства, qгпр – удельная плотность газожидкостной смеси после потерь на растворение газа в пластовых водах, млрд. м3/км2.

Соответственно, потери суммарной газожидкостной смеси в процессе ее латеральной миграции рассчитываются следующим образом:

qлсм=hгн*mк*(Kогн*-Кгнсин)pсмпл*106                                                 

где qлсм – плотность потерь УВ газо-жидкостной смеси при латеральной миграции; м3/км2, hгн – мощность прикровельной зоны газонасыщения, м (например hгн можно принять равной 1 м.).

Далее расчет потерь отдельно жидких и газообразных УВ не представляет трудности.

Таким образом, предложенная модификация уравнений С.Г. Неручева и др. (2000) позволяет существенно уточнить в сторону снижения миграционные потери. Такая корректировка достигается в результате:

·        учета доли порового пространства уже занятого продуктами генерации самого коллектора;

·        выполнения расчетов на газожидкостную смесь, а не отдельно для жидких и газообразных продуктов генерации;

·        включения в газожидкостную смесь, наряду с УВ, и неуглеводородных компонентов.

Одной из важных статей в общем балансе миграционных потерь, в первую очередь, газообразных продуктов генерации является их растворение в пластовых водах.

Содержание растворенных газов в подземных водах изменяется от 10 до n*103мл/л и контролируется растворимостью газовой смеси в данных пластовых водах, при данных пластовых условиях. Растворимость газа зависит от состава газовой смеси, пластовых температуры и давления, минерализации и химического состава вод.

Для территорий, хорошо изученных бурением, такая проблема решается просто, поскольку здесь, как правило, много непосредственных определений газосодержания в водах и составов газов. В случае недостатка такой информации, при относительно низких давлениях (до 35 МПа), растворимость каждого компонента газовой смеси, как отмечает А.Ю. Намиот (1972), можно рассчитывать по закону Генри-Дальтона:

Ni 5' = РNi 5''/Hi(T)                                                                               

Где: Ni 5' - молярная доля компонентов в жидкой фазе; Ni 5'' -  молярная доля компонентов в газовой фазе на безводной основе; Р - давление; Hi - коэффициент Генри растворенного компонента; T - абсолютная температура.

При высоких давлениях возникает  необходимость  экспериментальной проверки результатов расчетов.

 

 

Глава 8 Прогноз качественно-фазовых характеристик

пластовых смесей

 

Прогноз фазовых состояний пластовых смесей является одним из важных моментов предлагаемой методики. Осуществление такого прогноза важно как при их моделировании в залежах, так и на путях миграции. При этом, наряду с прогнозом собственно фазового состояния смеси весьма актуально определение ее объемно-плотностных характеристик, через которые оценивается количество смеси и отдельных ее компонентов в единице порового пространства в пластовых условиях. Без учета данного показателя любые расчеты масштабов потерь, аккумуляции и их баланса, особенно на больших глубинах, не имеют смысла.

Для прогноза фазовых состояний пластовых смесей имеется целый ряд методических решений. В частности, широко используется уравнение Пенга-Робинсона. Для прогноза фазового состояния глубокопогруженных пластовых систем в последнее время разработаны Брусиловским А.И. (1992), Былинкиным Г.П. (1997), довольно надежно работает также методика прогноза фазового состояния пластовых флюидов, предложенная автором данной работы совместно с Г.П. Былинкиным (1998).

Особо следует выделить также геотермические критерии прогноза фазового состояния пластовых смесей поскольку для условий глубокопогруженных подсолевых отложений Прикаспийской НГП вопрос прогноза предельных температурных границ существования нефтяных или газоконденсатных залежей весьма актуален.

По данным Лэндса (1967), максимальная температура существования нефти в палеозойских отложениях составляет 110о С. Однако, в частности в Прикаспийской впадине, установлено наличие нефтяного Тенгизского месторождения, где зафиксированы пластовые температуры до 128о С. В палеозойских отложениях максимальная пластовая температура в нефтяных залежах зафиксирована на Котелевском месторождении на глубине 5382 м(Днепровско-Донецкая  впадина) и составляет 132оС.  

Исходя из перечисленных фактов, рекомендуется контролировать результаты расчетов фазового состояния УВ оцениваемых объектов, ориентируясь на следующие температурные границы (для НГБ с палеозойским осадочным  выполнением): I зона пластовых температур до 135оС - зона уверенного прогнозирования существования нефтяных залежей, при прогнозе сумму жидких УВ можно делить на нефть и конденсат; II зона пластовых температур от 135 до 200оС - область постепенного направленного снижения доли ресурсов нефти в свободном (жидком) состоянии, при прогнозной оценке сумму жидких УВ лучше не разделять на нефть и конденсат; III зона температур выше 200оС - полное отсутствие нефти в свободном состоянии, начало быстрого снижения ресурсов жидких УВ (конденсата).

Автором предложена экспресс-методика оценки качественно-фазовых характеристик пластовых смесей (Орешкин И.В., 1991). Данная методика расчета успешно применяется при количественной оценке прогнозных ресурсов УВ Прикаспийской НГП (1988, 1993, 1999) и соответствующие прогнозы о преимущественной нефте- или газоносности различных участков НГП неоднократно подтверждались последующими поисковыми работами.

По количеству жидких и  газообразных УВ (либо их удельным плотностям) и заданным значениям газоконденсатного и газового факторов в прогнозируемых залежах расчетного участка можно с помощью системы балансовых уравнений рассчитать количество каждого из компонентов пластовой смеси:

 


 

Н + ГК =  ∑Ж,

Гсв. + Гр. = ∑Г,                                                                        

ГК/Гсв. = ГКФ,

Гр./Н = ГФ,

 

где Н - нефть, т; ГК - газоконденсат, т; ∑Ж - сумма жидких УВ, т; Гсв. - газ свободный, м3; Гр. - газ растворенный, м3; ∑Г-сумма газообразных, м3; ГКФ - газоконденсатный фактор, т/м3; ГФ - газовый фактор, м3/т.

Отсюда

         ∑Ж - ∑Г*ГКФ

Н =  ---------------------,                    

          1 - ГФ * ГКФ

                 ∑Ж -  ∑Г * ГКФ

Гр = ГФ * --------------------- = Н * ГФ,        

                    1 - ГФ * ГКФ

           ∑Г -  ∑Ж * ГФ

Гсв. = -------------------,                                     

           1 - ГФ * ГКФ

                    ∑Г -  ∑Ж * ГФ

  ГК = ГКФ ------------------- = Гсв. * ГКФ        

                     1 - ГФ * ГКФ

Изложенная в первой части авторская методика бассейнового моделирования, ни в коем случае не конкурируя с зарубежными аналогами (США, Норвегия, Франция), тем не менее, отличается большей оперативностью и возможностью быстрого выявления наиболее значимого для решения задачи фактора. Таким образом, если программно-методические комплексы, например, фирмы EXXON или Французского института нефти (IFP), в основном предусматривают выполнение всего комплекса исследований и весьма полезны для создания постоянно действующих моделей и работы в режиме мониторинга, то рассмотренная методика, наряду с этим, отличается значительно большей оперативностью решения конкретной прогностической задачи. Далее будут показаны результаты практического применения данной методики применительно к подсолевым отложениям Прикаспийской НГП.

  

 

Глава 9 Практическое применение методики бассейнового моделирования при оценке перспектив нефтегазоносности Региональный прогноз

 

В настоящее время в подсолевых отложениях российской части Прикаспийской впадины открыто практически только одно промышленно значимое - Астраханское серогазоконденсатное месторождение. На весьма значительной территории бассейна, охватывающей его Волгоградский, Саратовский и Оренбургский секторы, примыкающие к более чем 2000 км. периметра впадины, пока не известно ни одного промышленного скопления нефти и газа. При этом в российской части НГБ, не считая месторождений Астраханского свода, получен ряд притоков УВ, это приток нефти на Упрямовской площади, аварийный выброс УВ на Ерусланской структуре и Южно-Плодовитенское месторождение, промышленное значение которого пока достаточно проблематично.

Высокие перспективы нефтегазоносности западной и северной частей бассейна подтверждает открытие крупнейшего Карачаганакского месторождения в его казахстанской части, расположенного в непосредственной близости от российских земель. Кроме того, в казахстанской части бассейна открыты Тенгизское, Кашаганское (шельф Каспийского моря), Королевское нефтяные и Жанажольская группа нефтяных и газоконденсатных месторождений на его восточной периферии.

По мнению автора, такая ситуация не может объясняться соответствующей разницей перспектив нефтегазосности разных частей НГБ, а в первую очередь, это результат разной степени их изученности. В такой ситуации весьма важно сопоставить и проанализировать перспективы нефтегазоносности слабо разведанных участков региона с районами известных месторождений. Основой такого анализа являются обоснование внешних границ нефтегазоносного бассейна (НГБ), рассмотрение комплексной модели нефтегазонакопления и обоснование внутреннего нефтегазогеологического районирования НГБ.

Предлагаемые в данной работе методические подходы позволили автору обосновать принятые в настоящее время границы северо-западной (российской) части Прикаспийского НГБ и его нефтегазогеологическое районирование (2001).

При количественных оценках ресурсов УВ, начиная с середины 70-х годов северная и западная границы Прикаспийской нефтегазоносной провинции (ПНГП) проводились, как отмечалось "с определенной долей условности", по северным и зaпaдным крыльям системы прибортовых среднекаменноугольно-нижнепермских поднятий, южные крылья которых сопряжены с седиментационными уступами в нижнепермских отложениях. При этом граница Прикаспийской синеклизы, как геологического объекта, проводилась по нижнепермскому бортовому уступу.

В результате при оценке ресурсов Волгоградско-Оренбургской системы поднятий, до получения данных о нефтегазоносности в ее пределах, на основании официально принятого  варианта проведения северной и западной границ Прикаспийской нефтегазоносной провинции, в качестве эталонных участков использовались группы мелких скоплений УВ в нижнепермских отложениях  внешней прибортовой зоны (месторождения Тепловское, Гремячинское, Карпенское и др.), миграционно изолированных от Прикаспийского НГБ.

Применение этих эталонов на объектах внутренней части впадины вследствие существенного различия их геологического строения заведомо приводило к качественному и количественному искажению оценки прогнозных ресурсов.

Однако именно нижнепермский уступ трассирует границу наиболее существенных параметров, определяющих особенности нефтегазоносности двух соседних НГП.

К таким параметрам относятся:

 1. Граница  распространения нижнепермского палеоседиментационного, глубоководного, некомпенсированного бассейна контролирует область вероятного развития крупных внутрибассейновых атолловидных построек карачаганакского типа. В результате этот элемент является границей, за которой резко возрастает роль каменноугольно-нижнепермского НГК в суммарных ресурсах УВ Прикаспийской НГП, в отличие от Волго-Уральской, где основные разведанные запасы связаны с девонскими отложениями.

 2. Нижнепермский уступ определяет скачкообразное увеличение глубин залегания всех палеозойских НГК, что отражается в резком изменении качественно-фазовых характеристик флюидов и увеличении в 1,7-1,8 раза газоемкости единицы порового пространства коллекторов.

 3. Этот уступ трассирует также резкое изменение как количественных (толщины), так и качественных (соляной тектогенез) показателей нижнепермской соленосной толщи, являющейся региональным флюидоупором и определяющей повышенную степень сохранности УВ, повышенную газонасыщенность подсолевых отложений, стратиграфическую приуроченность основных ресурсов УВ, особенности геотермического режима и т.п.

Таким образом, как было сказано выше, нижнепермский седиментационный уступ трассирует естественную границу, разделяющую две соседние НГП по условиям генерации миграции и аккумуляции УВ, характеру и перспективам их нефтегазоносности.

Принимая во внимание все вышеизложенное, автором было предложено проводить северную и западную границы Прикаспийской впадины и соответствующей ей Прикаспийской НГП по южным (восточным) крыльям системы прибортовых поднятий, т.е. по нижнепермскому седиментационному уступу (2001).

Вследствие слабой изученности региона, его внутреннее районирование, в отличие от внешних границ, значительно менее определенно. В результате практически при каждой очередной количественной переоценке ресурсов, "исчезали" старые и "появлялись" новые нефтегазоносные районы (НГР) и даже области (НГО).

В связи с этим для упорядочения внутреннего районирования Прикаспийской НГП, при оценке ресурсов региона по состоянию на 01.01.93г. были выделены, главным образом по подсолевому палеозою, две НГО (Рис. 6, 7) - Северо-Прикаспийская (Волгоградско-Оренбургская) и Южно-Прикаспийская (Астраханско-Актюбинская). Такое глобальное  разделение НГБ Прикаспийской мегавпадины базируется на основных положениях методики бассейнового моделирования и объясняется значительными различиями онтогенеза нефти и газа и условий формирования скоплений УВ в выделяемых НГО. Границей Северной и Южной областей является нефтегазораздел (НГр) I-го порядка, который проводится по точкам максимальных глубин залегания подошвы соли в осевой части Сарпинского мегапрогиба, Центрально-Прикаспийской депрессии и восточнее долготы Оренбурга, резко поворачивает на север - в Предуральский прогиб. Таким образом, разграни-

Рис. 6 Схема весовых соотношений газообразных и жидких УВ в миграционных потоках НГС площадей Прикаспийской впадины.

 

Рис. 7 Нефтегазогеологическое районирование Российской части Прикаспийской НГП

чение их по линии, соединяющей точки наибольшего прогибания ложа региональной покрышки, обеспечивает миграционную изолированность Северо-Прикаспийской и Южно-Прикаспийской НГО друг от друга.

Для Северо-Прикаспийской НГО должен быть присущ исключительно платформенный онтогенез нафтидов. Формирование скоплений УВ в Южно-Прикаспийской НГО происходило за счет двух различных источников генерации. Первый из них заключен между рассмотренным выше нефтегазоразделом на севере и осевой привершинной линией Астраханско-Актюбинской системы поднятий - на юге. Для этой территории также характерен платформенный онтогенез УВ.

Территория, расположенная южнее и восточнее осевой линии системы поднятий и до южной и восточной границ Прикаспийской НГП, питалась углеводородами, генерированными собственными палеозойскими породами (платформенный онтогенез), а также за счет мощного источника УВ, расположенного в обрамляющих с юга и востока миогеосинклинальных прогибах (геосинклинальный онтогенез).

Нефтегазоносные районы выделялись, исходя из литологического состава основных нефтегазоносных комплексов, а также по весовому соотношению газообразных и жидких (Г/Ж) УВ в миграционных потоках.

В пределах Северо-Прикаспийской НГО выделен  Карасальско-Алтатинский газонефтеносный район, включающий Карасальскую моноклиналь, Ахтубинско-Палласовский вал и Алтатинско-Никольскую группу поднятий. Отличительной чертой строения этого НГР является наличие в разрезе мощных зональных терригенных толщ-покрышек средне-верхнедевонского, тульско-бобриковского и верхнебашкирско-верейского (на юге до верхнекаменноугольного) возрастов. Соотношение Г/Ж в подсолевых НГК здесь колеблется от 3 до 4.4. Выделение данного НГР в качестве преимущественно нефтеносного (ранее оценивавшегося как газоносный) подтвердилось в последствии открытием Южно-Плодовитенского месторождения и притоками нефти на Упрямовской площади и Ново-Никольском пересечении.

Восточнее, на территории Казахстана выделяется Кузнецовско-Карачаганакский нефтегазоносный район, объединяющий ряд крупных поднятий и групп поднятий: Кузнецовская, Федоровская, Карачаганакская. Перечисленные выше терригенные толщи здесь значительно уменьшаются в мощности и постепенно замещаются карбонатными осадками. Отношение Г/Ж - 6.4-7.7.

Далее на восток, в Оренбургском секторе Прикаспийской НГП, выделяется Илекский нефтегазоносный район, в пределах которого доля карбонатов в разрезе наибольшая. Отношение Г/Ж - 7.4.

На территории российской части Южно-Прикаспийской НГО выделены два НГР. Это Астраханский нефтегазоносный район в пределах одноименного свода и его склонов и Каракульско-Смушковский предположительно нефтегазоносный район, промышленная нефтегазоносность палеозойских отложений которого пока не установлена.

Таким образом, впервые автором предложено понятное и обоснованное нефтегазогеологическое районирование Прикаспийской НГП принятое в 1994г. Центральной межведомственной экспертной комиссией по количественной оценке прогнозных ресурсов и, практически без изменений, примененное при последней количественной оценке на 01.01.1999г. (2001).

Одним из важнейших и вместе с тем спорных вопросов нефтегазовой геологии является вопрос оценки дальности латеральной миграции УВ.

Исследователь, решающий подобную задачу, как правило, имеет достаточно точные сведения о запасах УВ в залежи. Вопрос идентификации нефтегазоматеринских пород с конкретными залежами, как, впрочем, и вопрос диагностики НГМ пород в большинстве случаев дискуссионный и чаще всего не решается однозначно. Этим объясняются разногласия в оценке максимально возможной дальности латеральной миграции.

Очевидно, что для более определенного решения данного вопроса нужны подходы, исключающие неоднозначность получаемого результата. В любом случае необходимая (минимальная) дальность миграции прямо пропорциональна запасам УВ в залежи и обратно пропорциональна генерационным возможностям НГМ пород. Следовательно, задачу следует решать на основе количественных расчетов генерированных УВ и сопоставления полученных результатов с запасами конкретных месторождений.

Чтобы избежать ошибки в определении НГМ пород, рассчитывалось суммарное количество УВ, генерированных всеми литологическими разностями нефтегазоносного разреза. При расчетах использовался методический аппарат объемно-генетического метода (ОГМ) прогноза нефтегазоносности, который, как известно, часто дает цифры генерированных УВ, значительно превышающие их количество аккумулированных в залежах. Чтобы исключить такое несоответствие и оценить максимально необходимую дальность миграции, расчеты следует проводить для месторождений, содержащих наибольшие запасы УВ. Поэтому в качестве объекта исследований была выбрана впадина Альберта (Канада) с расположенным на ее восточной периферии (западный склон Канадского щита) гигантским скоплением нафтидов Атабаска.

Нефтематеринской толщей, обеспечившей формирование месторождений группы Атабаска, считается глинистая толща группы Мэнвилл раннемелового возраста Дж. Хант (1982), G. Deroo (1977).

В настоящее время залежи группы Атабаска содержат около 110 млрд.т высоковязких нефтей и асфальтов при плотности около 1,05 г/смз. По оценке автора первоначальные запасы нефти, при плотности исходной нефти 0,850 г/смз, сформировавшей это гигантское скопление, составляли приблизительно, 550 млрд.т. Аналогичные данные приводятся Дж. Хантом (1982).

Как показывают расчеты ОГМ, для формирования месторождения Атабаска не достаточно генерационного потенциала не только глин группы Мэнвилл, но и всего осадочного чехла впадины Альберта. Их генерационные возможности соответственно на два порядка и в два раза меньше первоначальных запасов нефти, сформировавших месторождение. Единственным источником, способным генерировать необходимое количество жидких УВ, могла быть геосинклиналь Скалистых гор.

Латеральная миграция в платформенную часть (впадину Альберта) палеонефтегазоносного бассейна охватывала комплекс отложений от верхнего девона (Вабамун) до нижнего мела и, очевидно, основными были базальные песчаники предмелового несогласия, к которым приурочено скопление Атабаска.

Таким образом, УВ генерированные в западной, миогеосинклинальной части палеонефтегазоносного бассейна, представляющей в настоящее время складчатое сооружение Скалистых гор, аккумулировались на территории его восточной, платформенной периферии. При этом дальность латеральной миграции составляла от 500 до 600 км.

Анализ возможности дальней латеральной миграции в пределах Прикаспийской НГП выполнен для НГСП Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ). Как показывают расчетные оценки генерационного потенциала (Орешкин И.В., 1983, 1991), одним из основных источников УВ в ОНГКМ являлись внутренние участки Прикаспийской впадины, объединенные в единую нефтегазосборную площадь с весовым соотношением эмигрировавших УВ Г:Ж = 7,25.

Более определенно существование подтока УВ из Прикаспийской впадины к Оренбургскому НГКМ подтверждается особенностями углеводородного состава аллохтонных битумоидов в нижнепермских отложениях. Как видно из таблицы, по мере удаления от впадины вверх по моноклинали наблюдается относительное обеднение эпигенетичных битумоидов ароматическими и обогащение парафиновыми УВ.

Объяснить такое направленное изменение состава эпибитумоидов можно как меньшей миграционной способностью ароматических углеводородов, так и более быстрым выпадением их из газоконденсатных смесей по мере их миграции вверх по моноклинали, в силу их худшей растворимости в УВ газах, по сравнению с парафиновыми (Жузе Т.П., 1981). При этом расстояние от Копанского до Шуваловского месторождения составляет 81 км. (Рис. 8). Следовательно, установив возможность латеральной миграции на расстояние 81 км, нетрудно представить себе и миграцию на расстояние в 200 – 250 км. Для этого необходимо соблюдение двух основных условий – наличие достаточно выдержанных каналов миграции и достаточного количества мигрирующих УВ.

 

Таблица 3

Углеводородный состав эпигенетических битумоидов нижнепермских

отложений Соль-Илецкого свода

Залежь

Ароматические

парфиновые

Копанская

1,5

Бердянская

1,3

Комаровская

1,26

Оренбургская

1,22

Шуваловская

1,02

 

Рис. 8 Схема расположения залежей Соль-Илецкого выступа

 

Важнейшим, по мнению автора, фактором формирования Оренбургского НГКМ, расположенного явно за пределами от сколько-нибудь значительного очага генерации, явилось объединение вмещающего среднекаменноугольно-нижнепермского карбонатного нефтегазоносного комплекса (НГК) с нижележащими отложениями девонско-нижнекаменноугольными отложениями, обладающими наиболее значительным нефтегазоматеринским потенциалом, а также литологическая раскрытость этого объединенного резервуара в сторону Прикаспийской впадины.

Причем в условиях Прикаспийской НГП складываются наиболее благоприятные условия для миграции жидких УВ в газорастворенном (газоконденсатном) состоянии за счет повышенной доли газообразных УВ. Последнее обстоятельство обеспечивается высокой степенью катагенетической преобразованности подсолевых отложений, достаточно широким распространением процессов термической деструкции высокомолекулярных соединений, высокой степенью сохранности газообразных УВ за счет наличия надежной региональной соленосной покрышки.

 

Зональный прогноз

Прогноз фазового состояния флюидов залежей Карачаганакско-Джамбейтинской НГСП.

Точка зрения автора на формирование Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения достаточно подробно изложена ранее (1986). Здесь отметим лишь, что как показывают количественные расчеты масштабов генерации, эмиграции и условий сохранения УВ в недрах, в пределах выделяемой Карачаганакско-Джамбейтинской НГСП, в объеме нижнепермского, визейско-башкирского и подстилающего их со стратиграфическим несогласием верхнедевонско-турнейского НГК, количество жидких УВ, способных к миграции и аккумуляции, составляет около 3000 млн.т. При этом в верхней залежи Карачаганакского месторождения, по результатам подсчета запасов, аккумулировано около 1500 млн.т жидких УВ промышленных категорий, или, вероятно, до 2000 млн.т, включая субколлекторы. Таким образом, выделение НГСП месторождения – до осевой зоны Прикаспийской впадины в плане и от  «карбонатного» девона до нижней перми в разрезе - представляется достаточно обоснованным. Очевидно, что основным фактором, способствовавшим формированию здесь такого крупного скопления УВ, явилась гидродинамическая связь вмещающих залежь отложений с комплексом доминантой  верхнедевонско-турнейского возраста. Такая связь обеспечивается отсутствием (размывом) верейско-мелекесской и радаевской флюидоупорных терригенных толщ. Этот вывод подтверждается тем, что на нижнепермские и визейско-башкирские отложения приходится всего 6% суммарного генерационного потенциала, или около 180 млн.т жидких УВ, т.е. примерно в 10 раз меньше, чем их аккумулировано в месторождении. Остальные 94% НГМ потенциала выделенной НГСП приходятся на отложения верхнедевонско-турнейского НГК. 

Исследования по прогнозу фазового состояния УВ в залежах Карачаганакско-Джамбейтинской НГСП были выполнены автором в середине 80-х годов и базировались на методическом аппарате авторской методики бассейнового моделирования. В частности на основе анализа соотношений Г:Ж, геотермического режима и катагенетической зональности была составлена принципиальная схема фазового состояния залежей УВ этой НГСП и были выделены (Рис. 9):

I зона газовых залежей расположена на крайнем юге НГСП. В этой зоне эволюционно-генетический (максимальное значение Г:Ж + 9,6), катагенетический (МК5 и выше) и миграционный (вытеснение жидких УВ газообразными) факторы, свидетельствуют  о присутствии газовых залежей, не содержащих жидких УВ ни в свободном, ни в газорастворенном состоянии.

Севернее расположена II зона газовых и предположительно газоконденсатных залежей. Эта зона отличается от предыдущей несколько пониженным значением отношения Г:Ж + 8,8. Меньшая степень катагенеза (МК4 МК5) показывает, что потенциальные скопления УВ зоны II находятся в области резкого снижения конденсата в газе Кайева (1983), Конторович и др. (1998), поэтому можно предположить возможное присутствие здесь газоконденсатных скоплений с газоконденсатными факторами (ГКФ) ниже ГКФ «эталонной» (Карачаганакской) залежи.

Далее (выше по моноклинали) прогнозируется III зона развития газоконденсатных залежей. Значение отношения Г:Ж сингенетичных данной зоне УВ, способных к аккумуляции, составляет 6,7. Судя по расположению залежей в начале стадии МК4 здесь возможны газоконденсатные смеси (ГКС) с ГК факторами, превышающими «эталонный».

Как было показано ранее (Навроцкий О.К и др., 1986). Карачаганакская залежь является ГКМ первичного генезиса, а происхождение нефтяной оторочки обязано выпадению части жидкой фазы из газоконденсатной смеси (ГКС), что свидетельствует о ее насыщенности. Это также позволяет предположить возможно более высокие газоконденсатные факторы в залежах, расположенных южнее Карачаганакского месторождения, т.е. в зоне III. В случае подтока ГК смесей из участков с повышенным геотермическим режимом и повышенной растворяющей способностью газов, возможны газоконденсатные залежи с относительно маломощными нефтяными оторочками, сформированными за счет выпадения жидких УВ из ГКС, попавших в более мягкие геотермические условия. Такой процесс возможен лишь при условии предельно насыщенных газоконденсатных смесей.

В IV зоне нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками расположено Карачаганакское месторождение. Для данного участка характерно резкое (по сравнению с зонами I, II, III) снижение газообразных продуктов в общей сумме эмигрировавших УВ (Г:Ж = 2, 9). Здесь также возможны очень высокие значения ГКФ (стадия МК2-3), как и в Карачаганакском ГКМ.

Рис. 9 Принципиальная схема прогноза фазового состояния УВ залежей Карачаганакско-Джамбейтинской НГСП.

 

На территории внутренней и внешней прибортовой зоны Прикаспийской впадины, расположенной севернее выделенной НГСП можно выделить еще одну – V зону нефтегазоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей. Здесь отношение Г:Ж составляет около 2,5, что является признаком возможного, еще большего увеличения доли жидких УВ в залежах. Однако, судя по довольно низкому уровня катагенеза (МК1-2), это увеличение должно происходить преимущественно не за счет газорастворимой, а за счет свободной фазы. Значения ГК факторов здесь должны быть ниже ГКФ Карачаганакского ГКМ. В данной зоне возможно увеличение относительной мощности нефтяных оторочек за счет увеличения выпадения жидкой фазы из ГК смеси, а также за счет возможных перетоков высвободившихся жидких УВ из залежей IV зоны. Возможно формирование нефтяных залежей с газовыми шапками.

Следует подчеркнуть, что предполагаемый прогноз фазового состояния УВ является принципиальной схемой. Тем не менее, в результате последующих работ, в 1991 г. северо-западнее Карачаганаксокого месторождения – в пределах зоны V было открыто Чинаревское месторождение, где из турнейских отложений были получены фонтанные притоки легкой нефти (Азербаев и др., 2001). Таким образом, в данном случае зональный прогноз автора подтвердился последующими поисковыми работами.

 

Южная часть Прикаспийской НГП

Астраханское серогазоконденсатное месторождение. Количественные расчеты масштабов генерации и эмиграции в пределах Астраханского свода (Навроцкий О.К. и др., 1983) показывают, что генерационного потенциала подсолевых отложений этого крупного тектонического элемента достаточно для формирования Астраханского газоконденсатного месторождения. Такой вывод сделан исходя из предположения о наличии гидродинамической связи вмещающих залежь отложений с нижележащими комплексами – доминантами среднедевонско-нижнекаменноугольного возраста (Навроцкий О.К. и др., 1983). В последние годы данное  предположение подтвердилось результатами бурения параметрических скважин Володарской 1, Правобережной 1 и Д2, вскрывших практически единый резервуар, сложенный карбонатными породами от башкирского до франского возраста.

Каратон-Тенгизская зона поднятий. Открытие в 1981 г. крупнейшего Тенгизского нефтяного месторождения подтвердило высокие перспективы нефтегазоносности юго-восточной части Прикаспийской впадины. Вместе с тем, факт концентрации крупнейших запасов УВ в одной (или двух, включая Королевское) залежи поставил вопрос о перспективах нефтегазоносности остальной территории района. При решении этого вопроса весьма полезным окажется выяснение основных факторов, контролирующих процессы формирования скоплений УВ в данных геологических условиях.

С этой целью автором (1992) были выполнены расчеты масштабов генерации и эмиграции УВ в нижнепермском, московско-верхнекаменноугольном, верхневизейско-башкирском, средневизейском и верхнедевонско-нижневизейском литолого-стратиграфических комплексах в пределах НГСП-1, контролирующей северную часть Каратон-Тенгизской зоны поднятий и включающей площади Каратон, Таджигали и другие, и НГСП-2, в пределах которой находятся Тенгизское и Королевское  месторождения. Расчеты показали значительное превышение разведанных запасов нефти (в 2 раза) и суммы разведанных и перспективных ресурсов (в 3 раза) над суммарными масштабами эмиграции жидких УВ в подсолевом разрезе НГСП-2. Аналогичное положение наблюдается по суммарным показателям запасов, перспективных ресурсов и масштабов эмиграции НГСП-1+НГСП-2.

Поскольку в расчетах масштабов эмиграции учитывался практически весь подсолевой осадочный чехол НГСП, выделяемых по структурному плану отражающего горизонта П1, полученные результаты показывают, что в контролировании миграционных потоков УВ, сформировавших уникальные скопления нефти Каратон-Тенгизской зоны, структурный план региональной соленосной покрышки не играл существенной роли. В условиях наблюдаемого в юго-восточном секторе  региона значительного несоответствия структурных планов горизонта П1, с одной стороны,  и горизонтов П2" и П3, с другой, можно предположить, что определяющее значение в контролировании миграции  основных масс УВ в данном случае имел региональный палеоструктурный план девонского комплекса-доминанты.

Исходя из этого предположения, аналогичные исследования были проведены для НГСП, контролируемой стуктурным планом девонских отложений (отражающий горизонт П3). Все расчеты по данному варианту произведены только для верхнедевонско-нижневизейского нефтегазогенерационного комплекса, согласно которым количество эмигрировавших жидких УВ в 3,8 раза превышает сумму разведанных балансовых запасов нефти в пределах выделенной НГСП. Следовательно, реализованный нефтегазоматеринский потенциал пород верхнедевонско-нижневизейского комплекса, контролируемых НГСП по горизонту П3, мог обеспечить формирование крупнейшего нефтяного месторождения Тенгиз (Рис. 10).

Таким образом, определяющее значение в формировании нефтегазоносности Каратон-Тенгизской зоны, а возможно и всей территории юго-востока Прикаспийской впадины, имеют нижние части палеозойского осадочного чехла, предположительно, позднедевонско-раннекаменноугольного возраста. Это влияние обеспечивается их высоким генерационным потенциалом и осуществляется через контролирование миграционных потоков основных масс генерированных УВ структурным планом комплекса-доминанты (горизонты П2", П3). При этом низкие значения весового отношения газообразных и жидких УВ указывают на преимущественную нефтеносность (Орешкин И.В., 1992) юго-восточной части Прикаспийской впадины, что подтверждается открытыми здесь месторождениями.

Сделанное автором ранее предположение (1992)  подтверждается открытием в 2000 году на шельфе Каспийского моря нефтяного месторождения Кашаган.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 10 Нефтегазосборные площади по отражающим горизонтам П1 и П3

 

Локальный прогноз

Локальные объекты восточной части Прикаспийской НГП. Во второй половине 80-х годов автором были выполнены работы по оценке степени перспективности локальных объектов Жаркамысского и Темирского карбонатных массивов на основе рассмотренной выше авторской методики бассейнового моделирования. Генерационный фактор учитывался с помощью расчетов масштабов генерации и эмиграции жидких и газообразных углеводородов органическим веществом вмещающих отложений в пределах нефтегазосборных площадей (НГСП) разведанных месторождений, контролируемых современным структурным планом  нижнепермской (ТТ-1) и подольской (ТТ-2) терригенных покрышек. Расчеты показали, что генерационного потенциала как терригенных (ТТ-1, ТТ-2), так и карбонатных (КТ-1, КТ-2) толщ недостаточно для формирования, в частности, месторождений Жанажол и Кожасай.

Палеореконструкции структурного плана показывают, что источниками УВ для этих месторождений не могла быть миогесинклиналь Южного Урала, т.к. до начала орогенного этапа ловушки еще не были сформированы (Рис. 11). В условиях выклинивания карбонатных толщ в западном направлении и резкой литологической неоднородности терригенных толщ маловероятно предположение подтока УВ из внутренних частей Прикаспийской впадины. Судя по анализу флюидодинамической обстановки, и характеру ВНК залежи в КТ-2 Жанажольского месторождения (Рис. 12), можно предположить, что основным источником УВ в залежи являлась вертикальная миграция по разрывным нарушениям из нижележащих девонско-нижнекаменноугольных отложений. 

В результате была предложена шкала балльной (Рис. 13) оценки степени перспективности поисковых локальных объектов района, на основе которой оценен весь фонд структур, в том числе структуры, к тому времени вводившиеся в поисковое бурение.

В результате практически все структуры, находившиеся в бурении на Темирском своде и прилегающих территориях – Аккудук, Аккум, Северный Бактыгарын и др., получили оценку не выше 2 баллов. В качестве одного из наиболее перспективных объектов оценена структура Локтыбай, расположенная на юге Жаркамысского свода. Объект, выделявшийся здесь по горизонту П (КТ-2), согласно предложенной шкале оценивался в 20 баллов (Рис. 4).

В результате последующих поисковых работ было установлено отсутствие нефтегазоносности (при подтверждении наличия структур и наличии коллекторов) перечисленных объектов на Темирском своде и, напротив, в последствии на структуре Локтыбай в отложениях КТ-2 было открыто нефтяное месторождение (Рис. 14).

Таким образом из пяти рассмотренных крупнейших скоплений УВ в Прикаспийской впадине и ее ближайшем обрамлении, на четырех непосредственно (Тенгиз, Карачаганак, Астраханское, Оренбургское и видимо Кашаган) и на одном по комплексу косвенных данных (Жанажол) установлена гидродинамическая связь вмещающих каменноугольно-нижнепермских отложений с нижележащими комплексами девонско-турнейского возраста, являющимися доминантными НГМ комплексами региона. Их генерационные возможности примерно на порядок превышают аналогичные параметры визейско-башкирских

 

Рис. 11 Структурные и палеоструктурные схемы местороджения Жанажол.

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 12 Положение ВНК и «водогазонефтяной» зоны в толще КТ-2 месторождения Жанажол.

 

 

Рис. 13 Шкала оценки степени перспективности локальных объектов в толще КТ-2.

 

Рис. 14 Локальные объекты Жаркамысского и Темирского сводов.

 

(нижнепермских) отложений, считающихся в настоящее время основными нефтегазоносными комплексами региона. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В представленной работе изложены результаты многолетних исследований автора в области разработки методики (бассейновое моделирование) прогноза нефтегазоносности и ее практического применения при количественной оценке прогнозных ресурсов и обосновании перспективных направлений геологоразведочных работ на подсолевые отложения Прикаспийской НГП. Авторская методика бассейнового моделирования, ни в коем случае не конкурируя с зарубежными аналогами (США, Норвегия, Франция), тем не менее, отличается большей оперативностью и возможностью быстрого выявления наиболее значимого для решения задачи фактора. Таким образом, если программно-методические комплексы, например, фирмы EXXON или Французского института нефти (IFP), в основном предусматривают выполнение всего комплекса исследований и весьма полезны для создания постоянно действующих моделей и работы в режиме мониторинга, то предложенная авторская методика, наряду с этим, отличается значительно большей оперативностью решения конкретной прогностической задачи.

Практическое применение предложенной методики показало ее высокую эффективность при прогнозе нефтегазоносности, количественной и качественной оценке потенциала углеводородного сырья в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП. В работе, большей частью приводятся примеры региональных, зональных и локальных прогнозов автора, дававшиеся до бурения или вскрытия подсолевых отложений и в последствии подтвердившиеся результатами геологоразведочных работ в регионе.

Кроме чисто практических результатов, использование авторской методики позволило предложить обоснованную и понятную схему нефтегазогеологического районирования российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции, а также обосновать основные факторы, определяющие нефтегазоносность подсолевых отложений региона.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рекомендуемая литература

 

Основная

Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Габриэлянц Г.А., Керимов В.Ю., Мстиславская Л.П. Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа/Под ред. Э.А. Бакирова и В.Ю. Керимова: Учебник для вузов. В 2-х кН. – 4-е изд., перераб. и доп. Кн. 1: Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. – М.: ООО «Издательский дом Недра», 2012. – 412 с.

Голушкин Ю.И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности. – М.: Научный Мир, 2007, 467 с.

Неручев С.Г., Баженова Т.К., Смирнов СВ., Андреева О.А., Климова Л.И. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации, миграции и аккумуляции. СПб.: «Недра», 2006. -364 с.

Богородская Л.И., Конторович А.Э., Ларичев А.И. Кероген: Методы изучения, геохимическая интерпретация. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, флиал «Гео», 2005. – 254 с.

Астахов С.М. Геореактор. Алгоритмы нефтегазообразования. – Ростов-наДону: Контики, 2015. – 256 с.

Дюнин В.И., Корзун В.И. Гидродинамика нефтегазоносных бассейнов. – М.: Научный мир, 2005. – 524 с.

Пайразян В.В. Углеводородные системы (бассейны древних платформ России): Монография. – М.: Издательство «Спутник+», 2010. – 153 с.

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

 

Дополнительная

Орешкин И.В. Бассейновое моделирование: история создания, методология, практические результаты. // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2001. – Вып. 28. – с. 7-10.

Орешкин И.В. Нефтегазогеологическое районирование, условия формирования месторождений и модели нефтегазонакопления в подсолевом мегакомплексе Прикаспийской нефтегазоносной провинции. // Недра Поволжья и Прикаспия. – 2001. – Вып. 26. – с. 42-47.

Валуконис Г.Ю., Ходьков А.Е. Геологические закономерности движения подземных вод, нефтей и газов. – Л.: ЛГУ, 1973. – 303 с.

Городнов А.В. Исследование геофлюидодинамических процессов численными методами. – М. – 1989. – Деп. ВИНИТИ № 7220-В89. – 11 с.

Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей  и газов. – Л.: Недра, 1969 г. – 111 с.

Жузе  Т.П.  Миграция углеводородов в осадочных породах.  - М.: Недра, 1986.

Корценштейн В.Н. Растворенные газы подземной гидросферы Земли. – М.: Недра. – 1984 г., 230 стр.

Кругликов Н.М., Багдасарян Л.Л., Волков И.А.  и др. Миграция и рассеяние нефти и газа в платформенных условиях. – Л.: Недра, 1986. – 212 с.

Максимов С.П. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях. М., Недра, 1964, 485 с.

Машкович К.А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. - М.: Недра, 1976.

Неручев С.Г., Моисеева О.Б., Климова Л.И., Смирнов С.В. Моделирование процессов миграции и аккумуляции нефти и газа в ловушках. Геология и геофизика, 2000, т.41, № 8, с. 1145-1164.

Образование и распространение нфти. Тиссо В., Вельте Д. – М.: Мир, 1981.

Справочник по геохимии нефти и газа. Науч. редактор С.Г.Неручев. – СПб.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 576 с.

Стетюха Е.И. Уравнения корреляционных связей между физическими свойствами горных пород и глубиной их залегания. М., Недра, 1964 г.

Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М., Мир, 1982 г. – 701с.

Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М., Недра, 1983, 231 с.

 

 

 

 

 

 

 

////////////////////////////