levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

В.В. Ананьев,  (МЭПР РТ)

В.М. Смелков, Н.В. Пронин,  (КГУ)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-1
 

 

К потенциальным источникам УВ на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) относят высокобитуминозные породы, известные как доманикиты или доманикоиды, содержащие рассеянное ОВ сапропелевого типа (Сорг = 5-20 %) (Неручев С.Г. и др., 1986; Бадамшин Э.З. и др., 1995; [2; 4; 5]).

Доманикиты представлены глинистыми, глинисто-карбонатными, кремнисто-глинисто-карбонатными и кремнистыми разностями пород. На территории востока Восточно-Европейской платформы доманикиты развиты в Пермской, Самарской областях, Татарстане и Башкортостане.

Доманикиты приурочены к отложениям от саргаевского горизонта среднефранского подъяруса верхнего девона до кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона и образуют битуминозную кремнисто-глинисто-карбонатную формацию.

Особое место в разрезе доманиковой формации занимают отложения доманикового и мендымского горизонтов верхнего девона, с которыми связывают основной генерационный потенциал в разрезе доманикитов.

В 2002-2003 гг. в Татарстане для оценки перспектив нефтеносности западных районов были выполнены сейсморазведочные работы методом ОГТ и пробурены параметрические скв. Трудолюбовская-1001, Алькеевская-33, Кузнечихинская-34 и Кукморская-20010. Используя результаты этих работ и проведенных ранее геохимических исследований, с помощью разработанной методики [1] в рамках данной работы была выполнена оценка потенциальной массы УВ, продуцируемой мендым-доманиковой толщей пород.

Объект исследования

Геохимические исследования керна указанных параметрических скважин, проведенные в лабораториях ВНИГНИ и ФГУП “Недра”, позволили выявить в разрезе девона и карбона нефтегазоматеринские тол­щи, а также разделить их на нефтематеринские, газоматеринские и соответственно нефтегазоматеринские [4].

В зависимости от зрелости ОВ и этапности процессов нефтегазообразования нефтегазоматеринские толщи подразделяются на эффективные, к которым относятся толщи, генерирующие и отдающие или генерировавшие и отдававшие УВ, и потенциально нефтегазоматеринские, содержащие достаточное количество ОВ, не достигшего необходимого уровня зрелости.

В скв. Кукморская-20010 и Трудолюбовская-1001 были выявлены только потенциально нефтематеринские толщи, в разрезе двух других скважин, расположенных в центральных наиболее погруженных частях Мелекесской впадины, помимо потенциальных нефтематеринских толщ в интервале глубин 1900-2041 м выявлена и эффективная нефтематеринская толща, приуроченная к отложениям доманикового и мендымского горизонтов среднефранского подъяруса верхнего девона, ОВ которой достигло градаций мезокатагенеза МК1, что соответствует главной фазе нефтеобразования (ГФН). Этот факт позволяет отнести к области генерации УВ только южную часть Татарстана, приуроченную в тектоническом плане к осевой части Мелекесской впадины, на остальной же территории Татарстана мендым-доманиковую толщу пород [3] можно отнести к нефтепроизводящим толщам, генерирующим так называемые незрелые нефти, ГФН которых относится уже к градации ПК3.

Основная цель данной работы – оценить с учетом полученных новых данных ресурсы УВ мендым-доманикового комплекса пород в пределах распространения выявленной эффективной нефтематеринской толщи на территории центральных районов Волго-Уральской НГП, не считая при этом указанную толщу единственным источником УВ на данной территории. Подсчет ресурсов УВ производился по методике Французского института нефти, изложенной в работе [1], практически повторяющей классический отечественный объемно-генетический метод оценки прогнозных ресурсов.

Обоснование мощности нефтематеринской толщи мендым-доманикового возраста

Мощность эффективной нефтематеринской толщи была определена по геохимическим исследованиям в скв. Алькеевская-33 и Кузнечихинская-34 и составляет 46 м [4].

Сравнивая глубину залегания кровли мендым-доманикового комплекса пород и выявленную глубину вступления этой толщи в ГФН по пробуренным параметрическим скв. Алькеевская-33 и Кузнечихинская-34 [4], можно прийти к выводу, что эти два значения не совпадают, глубина вступления в ГФН находится ниже кровли комплекса, причем в южном направлении разница между указанными значениями сокращается. Учитывая региональное погружение кристаллического фундамента, а вместе с ним и всего осадочного чехла с севера на юг, полагаем, что в южном направлении толща пород мендым-доманикового возраста полностью вступает в ГФН, тем самым увеличивается мощность эффективной нефтематеринской толщи, которая, исходя из средней мощности мендым-доманиковых отложений, принимается равной 100 м.

Обоснование площади распространения нефтематеринской толщи мендым-доманикового возраста

В основу расчета возможной площади распространения выявленной эффективной нефтематеринской толщи, приуроченной к карбонатным отложениям среднефранского подъяруса верхнего девона, положены структурная карта по ее кровле и схема размещения основных зон генерации и аккумуляции УВ верхнедевонских карбонатных отложений Волго-Уральской провинции (Ларская Е.С., 1983), а также схема расположения нефтепроизводящих толщ Самарской области [2].

Для выделения границ распространения нефтематеринской толщи в данной работе была разработана методика, основанная на совместном использовании данных глубокого бурения и сейсмических исследований.

На основе данных бурения с помощью программы Surfer были построены:

1 – структурная карта по кровле мендымского горизонта верхнего девона западных районов Татарстана и Самарской области;
2 – карта суммарной мощности мендым-доманиковых отложений западных районов Татарстана;
3 – карта суммарной мощности отложений среднефранского подъяруса верхнего девона Самарской области.

Структурные карты по данным сейсмических исследований не строились, а были использованы готовые:

4 – структурная карта по отражающему горизонту Дll (кровля саргаевского горизонта) Мелекесской впадины на территории Татарстана;
5 – сводная структурная карта по отражающему горизонту Дl (подошва саргаевского горизонта) Бузулукской впадины Самарской области.

При объединении этих данных был использован классический метод схождения путем сложения карт 2 и 4, 3 и 5. Результатом указанных сложений стала:

6 – уточненная структурная карта по кровле мендымского горизонта западных районов Татарстана и Самарской области.

Для оконтуривания северной границы площади распространения выявленной эффективной нефтематеринской толщи были использованы геохимические результаты, полученные по параметрическим скважинам. Как уже отмечалось выше, эффективная нефтематеринская толща, вскрытая этими скважинами на территории Татарстана, залегает ниже кровли мендымского горизонта на 45 м (среднее значение по скв. Алькеевская-­33 и Кузнечи­хинская-34). Это не позволяет выделить нефтематерин­скую толщу по структурной карте этого горизонта, поэтому от абсолютных отметок кровли мендымского горизонта было вычтено указанное среднее значение (45 м). Однако в южном направлении, как было показано выше, в главную зону нефтеобразования вступает вся мендым-доманиковая толща, т.е. кровля эффективной нефтематеринской толщи совпадает с кровлей мендым-доманика, поэтому для этой территории данная операция по вычитанию среднего значения не проводилась. В итоге была получена:

7 – структурная карта по кровле эффективной нефтематеринской толщи западных районов Татарстана и Самарской области.

На этой карте по изогипсе -1730 м была оконтурена северная граница распространения эффективной нефтематеринской толщи. Территориально эта граница расположена в крайней южной части Татарстана и субширотно пересекает Мелекесскую впадину. Учитывая изменение мощности эффективной нефтематеринской толщи, выделяем еще одну границу, южнее которой в главную зону нефтеобразования вступает уже вся мендым-доманиковая толща. Эту границу принимаем по изогипсе -1850 м. До этой изогипсы мощность эффективной нефтематеринской толщи рассчитывается как среднеарифметическая между 46 и 100 м и составляет 73 м.

На основе палеоглубинной зональности катагенеза ОВ в бассейнах разного геотектонического типа, выявленной путем анализа большого объема фактического материала, исследователями доказано (Парпарова Г.М. и др., 1981), что в пределах древних платформ зональность катагенеза, отвечающая главной зоне нефтеобразования, различная. Она наиболее сокращена в восточной части Восточно-Европейской платформы, в Пермском Прикамье, Самарской, Саратовской и Волгоградской областях: градации ПК – до 1,5 км; МК1 – до 2 км; МК2 – до 2,4-2,7 км. Учитывая доказанную сокращенную зональность катагенеза на территории Волго-Уральской НГП, принимаем глубину 2700 м за границу, по которой выявленная эффективная нефтематеринская толща по мере погружения в южном направлении прекратила продуцировать жидкие УВ. В связи с этим на структурной карте по кровле эффективной нефтематеринской толщи находим изогипсу -2580 м (значение получено с учетом средней альтитуды равной 120 м), по которой проводится южная граница распространения этой толщи, продуцирующей жидкие УВ. Территориально ее площадь приурочена в значительной степени к Самарской области, а тектонически – к Бузулукской впадине.

Построения позволили нам выявить северную и южную границы распространения эффективной нефтематеринской толщи только на небольшой территории центральной части Волго-Уральской НГП. Для того чтобы проследить все границы необходимо иметь структурную карту по кровле эффективной нефтематеринской толщи центральной части Волго-Уральской НГП.

Для построения такой карты с помощью выше описанной методики, была использована ранее построенная:

8 – структурная карта по кровле доманикового горизонта Волго-Уральской провинции.

Выявление границ распространения эффективной нефтематеринской толщи на этой карте проводилось также для двух ранее описанных зон.

Для первой зоны кровля эффективной нефтематеринской толщи не совпадает с кровлей доманикового горизонта и находится ниже кровли мендымского горизонта на 45 м. Учитывая среднюю мощность мендымского горизонта, равную 50 м, полагаем, что кровля нефтематеринской толщи находится выше кровли доманикового горизонта на 5 м. Таким образом, для выделения северной границы распространения эффективной нефтематеринской толщи к абсолютным отметкам кровли доманикового горизонта прибавляем 5 м и по изогипсе -1730 м на полученной карте проводим северную границу распространения эффективной нефтематеринской толщи для центральной части Волго-Уральской НГП. Северная граница распространения эффективной нефтематеринской толщи пересекает Мелекесскую впадину в западном направлении по Ульяновской области, в восточном – Южно-Татарский свод и Благовещенскую впадину.

Для второй зоны характерно вступление в главную зону нефтеобразования всей толщи мендым-доманикового возраста, т.е. кровля эффективной нефтематеринской толщи совпадает с кровлей мендымского горизонта. Поэтому с учетом средней мощности мендымского горизонта можно провести южную границу распространения эффективной нефтематеринской толщи. Для этого к абсолютным отметкам доманикового горизонта прибавляют 120 м и получают изогипсу -2580 м, по которой оконтуривается южная граница распространения эффективной нефтематеринской толщи центральной части Волго-Уральской НГП. Она проходит по Бузулукской впадине и Восточно-Оренбургскому сводовому выступу и Салмышской впадине в Оренбургской области.

Мендымские и доманиковые отложения развиты на всей территории Урало-Поволжья, за исключением районов Самарской Луки и Жигулевско-Пугачевского свода, где они или отсутствовали, или были уничтожены последующим размывом. По схеме К.Б.Аширова [2] западная граница распространения нефтематеринской толщи пересекает Мелекесскую впадину с севера на юг и огибает Жигулевско-Пугачевский свод по линии Ульяновск – Жигулевск – Самара. Эту линию распространения нефтематеринской толщи принимаем за западную границу ее распространения. Что касается восточной границы, то для ее оконтуривания была использована схема Е.С.Ларской (1983), по которой она совпадает с восточной границей Благовещенской впадины.

В результате проведенных реконструкций получили:

9 – карту распространения эффективной нефтематеринской толщи мендым-доманикового возраста центральной части Волго-Уральской НГП (рисунок).

 

Рисунок. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ НЕФТЕМАТЕРИНСКОЙ ТОЛЩИ МЕНДЫМ-ДОМАНИКОВОГО ВОЗРАСТА ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП
1 – зоны распространения нефтематеринских толщ с мощностью: а – 73 м, б – 100 м; 2 – административные границы областей и республик РФ; 3 – границы между тектоническими элементами I порядка; 4 – граница распространения нефтепроизводящих толщ по К.Б.Аширову; 5 – параметрические скважины

 

По этой карте выделяем две зоны распространения нефтематеринской тощи, первую – площадью 12250 км2 и мощностью 73 м, вторую – площадью 68000 км2 и мощностью 100 м.

Определение генерационного и эмиграционного потенциалов нефтематеринской толщи мендым-доманикового возраста

Генерационный (исходный) и эмиграционный УВ-потенциалы выявленной эффективной нефтематеринской толщи, как и в работе Е.Г.Арешева [1], определены по методике, разработанной французским Институтом Нефти (IFP). Эта методика основана на использовании параметров S1, S2, Tmax, определяемых методом Rock-Eval по данным пиролиза тонкообломочных пород.

По выделенным зонам распространения эффективной нефтематеринской толщи были подсчитаны объем и масса нефтематеринских отложений (табл. 1).

Таблица 1.


Параметры


1 зона


2 зона

Площадь,  км2

68000

12250

Толщина,  км

0,100

0,073

Плотность пород,  т/м3

2,5

2,5

Объем нефтематеринских пород,  км3

6800,00

894,25

Масса нефтематеринских пород,  млрд т

17000,00

2235,63

 

Методика расчета [1] основных органогеохимических параметров для определения ресурсной УВ-базы конкретных нефтепроизводящих толщ основана на представлениях о том, что величина S1 отвечает количеству “свободных” УВ, заключенных в единице массы (1 т) материнской породы, S2 – потенциальным (остаточным) УВ в керогене на единицу массы породы, а Tmax  – текущему уровню катагенеза исследуемой породы и заключенному в ней ОВ.

Генерационный (исходный) УВ-потенциал рассчитывался по формуле

Pисх = S2исхМ, кг УВ/т породы,

где Pисх – генерационный (исходный) УВ-потенциал; S2исх – удельный генерационный потенциал, рассчитываемый по формуле S2исх = S2 + S1total; М – масса пород, слагающих эффективную нефтематеринскую толщу;
S1total = S2TR/(1 – TR), – расчетный параметр, учитывающий степень преобразованности ОВ [1].

Эмиграционный УВ потенциал определяли из выражения

Pэм = DS1M, кг УВ/т породы,

где Pэм – эмиграционный УВ потенциал; DS1 – удельный эмиграционный потенциал, рассчитываемый по формуле DS1 =S1total-S1.

В основу расчета геохимических параметров положены результаты пиролиза керна, отобранного из пробуренных параметрических скважин. Помимо геохимических параметров, полученных по данным пиролиза, был использован коэффициент трансформации ОВ (TR), рассчитанный В.В.Донцовым. Этот коэффициент получен статистическим путем и зависит от типа ОВ. Для исследуемой территории, ОВ которой преимущественно сапропелевого типа, он равен 0,22.

В табл. 2 показана схема расчета усредненных удельных величин (на 1 т материнских пород) генерационного УВ-потенциала и массы эмиграционных УВ из мендым-доманиковой нефтематеринской толщи. Исходные параметры S1, S2, Tmax  получены при исследовании 80 образцов керна, отоб­ранных из двух параметрических скв. Алькеевская-33 и Кузнечихинская-34, которые вскрыли эффективную нефтематеринскую толщу в этих породах.

Талица 2.


Скважина


S1, кг/т


S2, кг/т


Tmax, °C


TR


S1total =
= S2TR/(1 – TR), кг/т


S2исх = S2 +
+ S1total , кг/т


DS1 = S1total – S1, кг/т


DS1/S2исх)100 %

33

1,61

31,5

435

0,22

8,9

40,40

7,29

~18,0

34

1,20

37,6

432

0,22

10,6

48,21

9,41

~19,5

 

Для расчета всей массы УВ, генерированных эффективной нефтематеринской толщей и эмигрировавших из нее, взято среднее из двух приведенных в табл. 2 значений. В табл. 3 представлены результаты расчета генерационного (исходного) и эмиграционного УВ-потенциалов мендым-доманиковой нефтематеринской толщи. Так, генерационный потенциал составляет 852,14 млрд т, а эмиграционный потенциал – 161,58 млрд т.

Таблица 3.


Масса материнских пород
Qмат, млрд т


S2исх, т/т


DS1, т/т


Рисх, млрд т


Рэм, млрд т

17000,00

0,0443

0,0084

753,10

142,80

002235,63

0,0443

0,0084

99,04

18,78

Итого:

852,14

161,58

 

Оптимально возможный объем аккумуляции в залежах от объема УВ, покинувших нефтематеринскую толщу, как правило, составляет 10 % эмиграционного потенциала (коэффициент нефтенакопления 0,1), однако авторами был принят рассчитанный ранее С.Г.Неручевым и Е.С.Ларской коэффициент аккумуляции для территории Волго-Уральской НГП, путем сопоставления объема эмигрировавшего ХБА с геологическими запасами данной территории, который равен 20 %, или 0,2, что составляет 32,316 млрд т рассчитанного эмиграционного потенциала.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итог, можно сделать следующие выводы.

  1. На территории Татарстана толща пород мендым-доманикового возраста частично вступила в главную зону нефтеобразования только в южной части республики. В тектоническом отношении граница вступления данной толщи в главную зону нефтеобразования или северная граница распространения эффективной нефтематеринской толщи прослежена по центральной (осевой) части Мелекесской впадины. Здесь мощность эффективной нефтематеринской толщи составляет 73 м.
  2. По мере погружения этой толщи в южном направлении она полностью вступает в главную зону нефтеобразования и ее мощность соответствует средней суммарной мощности отложений мендымского и доманикового горизонтов, принятой равной 100 м.
  3. С помощью разработанной методики была оконтурена площадь распространения эффективной нефтематеринской толщи.
  4. Расчет прогнозных ресурсов выявленной эффективной нефтематеринской толщи мендым-­доманикового возраста показал, что данная толща генерировала 852,14 млрд т УВ. Из этого количества эмигрировало 161,58 млрд т УВ. Учитывая благоприятные структурно-геологические условия рассматриваемой территории, предполагаем, что в залежах аккумулировалось 32,316 млрд т УВ.
Полученные значения позволяют сделать вывод, что выявленная эффективная нефтематеринская толща является основным источником УВ для месторождений центральной части Волго-Уральской НГП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Арешев Е.Г. Альтернативная модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр / Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов, В.В.Донцов // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 9.
2. Аширов К.Б. О формировании нефтегазовых залежей в Урало-Поволжье. Материалы Всесоюзного совещания по генезису нефти и газа. – М.: Недра, 1972.
3. Баженова О.К. Образование нефти на небольших глубинах // Геология нефти и газа. – 1990. – № 7.
4. Гатиятуллин Н.С. Оценка перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений Мелекесской впадин / Н.С.Гатиятуллин, Е.А.Тарасов, В.В.Ананьев // Разведка и охрана недр. – 2005. – № 2, 3.
5. Зайдельсон М.И. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций / М.И.Зайдельсон, С.Я.Вайнбаум, Н.А.Копрова и др. – М.: Изд-во Наука, 1990.


©  В.В. Ананьев, В.М. Смелков, Н.В. Пронин, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-1.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru