levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

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

М.А. Большакова, Т.А. Кирюхина,  (МГУ им. М.В.Ломоносова)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-3

 

Баренцевоморский шельф – это один из самых экономически перспективных районов России, богатых нефтью и газом. На этой территории открыто более 10 мес­торождений УВ-сырья (рис. 1). Наиболее крупные из них (Штокмановское, Лудловское, Ледовое) расположены на северо-востоке зоны Центрально-Баренцевских поднятий и приурочены к Штокмановско-Лунинской мегаседловине – сложнопостроенной структуре площадью 87 тыс. км2 и амплитудой по юрско-меловым отложениям около 500 м, в которых она наиболее отчетливо выражена [2].

 

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ КАРТА БАРЕНЦЕВОМОРСКОГО ШЕЛЬФА
1 – месторождения

 

Штокмановско-Лунинская мегаседловина разделяет Южно- и Северо-Баренцевские впадины и осложнена совокупностью субширотных приподнятых и погруженных элементов: Штокмановско-Ледовой, Лудловской, Лунинской седловинами, Северо-Штокмановским и Южно-Лунинским прогибами. Рост мегаседловины начался со среднеюрской эпохи и продолжался в последующее время (Борисов А.В. и др., 1995).

Уникальное по запасам Штокмановское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной структуре, представляюшей собой крупную куполовидную складку конседиментационного типа. Максимальные размеры поднятия (48,5х35,5 км) фиксируются по отражающему горизонту В (Kj-nc), амплитуда достигает 295 м.

Поисковое бурение на Штокмановской площади начато в 1988 г. Первооткрывательницей месторождения является скв. 1, пробуренная в юго-западной части структуры до глубины 3153 м. При испытании этой скважины было установлено наличие газоконденсатных залежей в пластах верхней (Ю0) и средней (Ю1) юры.

На месторождении пробурено семь скважин. Шесть поисково-разведочных скважин закончены бурением с 1988 по 1994 г. Бурение седьмой скважины завершено в 2006 г. Наиболее древние отложения вскрыты в скв. 2, которая на глубине 3030 м была остановлена в отложениях верхнего триаса. Остальные скважины вскрыли отложения средней юры.

По результатам бурения первых шести скважин установлена газоносность пластов Ю0, Ю1, Ю2, и Ю3. Притоки газа из пластов Ю0 и Ю1 получены в пяти скважинах (1, 2, 4-6). Притоки газа из пласта Ю2 отмечены только в скв. 2 и 6  (рис. 2), из пласта Ю3 – в скв. 4. Дебит газа пласта Ю0 составил 1665 тыс. м3/сут при депрессии 0,11 МПа, пласта Ю1 – 1632 тыс. м3/сут при депрессии 1,95 МПа.

 

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
1 – флюидоупоры; коллекторы: 2 – газонасыщенные, 3 – водонасыщенные; 4 – разломы;
5 – места отбора исследованных конденсатов; 6 – скважины

 

Выявленные газоконденсатные залежи относятся к пластовым сводовым. Коллекторами являются мелкозернистые алевритистые песчаники, иногда с прослоями песчанистых алевролитов с достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, которые улучшаются вверх по разрезу. Основные продуктивные пласты (Ю0 и Ю1) выдержаны по толщине. Толщина пласта Ю0 изменяется от 57,4 м в скв. 3 до 76,0 м в скв. 5, составляя в среднем 73,6 м. Толщины пласта Ю1 варьируют по скважинам в диапазоне от 66,4 до 86,0 м, составляя в среднем 78,3 м. Региональным флюидоупором как для всего юрского продуктивного комплекса, так и для верхней залежи месторождения служат глинистые образования позднеюрско-раннемелового возраста. В нижней части последних на сейсмических разрезах наблюдается опорный отражающий горизонт В. Строение месторождения осложнено рядом незначительных нарушений.

На основе детальных геохимических исследований были определены условия формирования залежей Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Теоретические основы и закономерности формирования газоконденсатных систем освещены в работах Т.П.Жузе, Г.Н.Юшкевича, А.С.Великовского, Я.Д.Саввиной, Г.С.Пановой, В.А.Чахмахчева, Т.Л.Виноградовой и других исследователей.

Природные газоконденсаты обычно образуются из сильно катагенетически преобразованного РОВ, иногда залежи газоконденсатов накапливаются в верхних этажах стратиграфического комплекса, нижние горизонты которого нефте- и нефтегазоносны.

Газоконденсатная залежь представляет собой скопление УВ в пористых породах, в котором бензино-керосиновые компоненты, реже УB с более высокой молекулярной массой, при существующих термобарических условиях находятся в газообразном состоянии. При изотермическом снижении давления часть из них выпадает в виде жидкости – газоконденсата.

Методика исследований

Аналитические исследования индивидуальных УВ и гетероатомных соединений в конденсатах Штокмановского месторождения проводились на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им. М.В.Ломоносова и включали методы газожидкостной хроматографии фракций НК-150оС (С59) и 200-500оС (C1132) и определение биомаркеров циклоалканового и ароматического рядов методом хромато-масс-спектрометрии.

Определение состава бензиновой фракции (НК-150 оС) осуществлялось на газовом хроматографе Finnigan многоступенчатого программирования, длина колонки – 100 м, диаметр – 0,25 мм. Нормальные и изопреноидные алканы состава С1132 анализировались методом газожидкостной хроматографии на хроматографе Clarus фирмы “Perkin Elmer”. Условия газохроматографического анализа: газ-носитель – гелий, скорость гелия 30 см/с при 100 оC. Капиллярная кварцевая колонка 60 м х 0,25 мм. Скорость программирования температуры термостата колонок 4 оС/мин, начальная температура 60 оС, конечная – 320 оС. Хромато-масс-спектрометрические исследования проводились на приборе Finnigan МАТ-900 XP высокой чувствительности. Условия масс-спектрометрического анализа: электронная ионизация 70 еV (EI), диапазон масс 50-800 AMU, скорость сканирования – до 2000 AMU/с, температура ионного источника 250 оС. Компьютерная обработка полученных результатов проводилась в программе X-Calibur записью ионов M/Z 191 (три-, тетра- и пентациклические терпаны), M/Z 217 (стераны), M/Z 218 (изостераны), 259 (диастераны), 178, 192 (фенантрен и метилфенантрены), 184, 198 (дибензотиофен и метилдибензотиофены).

Полученные результаты систематизировались и обобщались с использованием широко применяемых в геохимических исследованиях соотношений как между отдельными УВ, так и между группами УВ (табл. 1).

Таблица 1.

Используемые в работе геохимические показатели.


Показатель


Геохимическое значение

T1 = (2МГ+3МГ)/(1,2ДМЦПТ+1,3ДМЦПТ)

Растет по мере увеличения катагенетической преобразованости

T2 = н7(ЦГ+1,3ДМЦПТ+1,3ДМЦПЦ+
+1,2ДМЦПТ+ 1,2ДМЦПЦ+1,1,3ТМЦП)

Км6=н6/(Si-C6+ЦГ+МЦП)

Км7=н7/(Si-C7+ЦГ+МЦГ)

ЦГ/ЦП

Н = н-С7/S от ЦГ до МЦГ

I = (2MГ+3MГ)/(1,3ДМЦПЦ+1,3ДМЦПТ+1,2ДМЦПТ)

MPI-1 = 1,5[(2-МР) + (3-МР)]/[(Phen) + (1-MP) + (9-MP)]

Phen – индикатор степени зрелости,  лучше всего работает для ОВ III типа,  увеличивается по мере преобразования ОВ

4-MДБT/1-MДБT

Индикатор зрелости,  основан на предположении,  что 4-метилизомер термодинамически более стабилен,  чем 1-метилизомер

Кi = (Pr+Ph)/(н-C17+н-C18)

Растет по мере увеличения влияния гипергенных факторов

CPI = [(C23+C25+C27)+(C25+C27+C29)]/[2(C24+C26+C28)]

Параметр по мере созревания ОВ ® к 1

Этилбензол/Sксилолов

Если значение < 0,1,  значит в исходном ОВ преобладала гумусовая составляющая,  если ³ 0,3,  значит исходное ОВ преимущественно сапропелевое

Pr/Ph

Индикатор литологии и условий осадконакопления (карбонаты – <1; морские глины – 1-3; континентальные отложения или угли – 3-10)

Sн-(С1315)/ Sн-(С2325)

Значения ³ 2,  значит преобладало морское исходное ОВ, < 1 – континентальное

ДБT/Phen

Индикатор литологии нефтематеринских пород – для карбонатов его значения > 1; для глин – < 1

Примечания: ЦП – циклопентан,  MЦП – метилциклопентан,  ДМЦПТ – транс-диметилциклопентан,  ДМЦПЦ – цис-диметилциклопентан,   ТМЦП – триметилциклопентан,  МГ – метилгексан,  ЦГ – циклогексан,  MЦГ – метилциклогексан,  Phen – фенантрен,  МР – метилфенантрен,  ДБТ – дибензотиофен,  MДБT – метилдибензотиофен,  Pr – пристан (i-C19),  Ph – фитан (i-C20)
 

Характеристика флюидов

Как было отмечено, в разрезе Штокмановского месторождения выявлены четыре залежи газоконденсата.

Газ всех продуктивных пластов по составу однотипен и классифицируется как метановый (> 90 %), низкоуглекислый (0,26-1,17 %), низкогелиеносный (0,021-0,027 %), низкоазотный (1,63-2,42 %), бессернистый [3].

Относительная плотность газа увеличивается вниз по разрезу месторождения (от 0,584 до 0,621 г/см3). В составе газа уменьшается содержание метана: от 95,97 % (Ю0) до 92,42 % (пласт Ю3), в то же время увеличивается содержание гомологов метана (от 2,13 до 4,55 %). Эти изменения соответствуют нормальной вертикальной зональности распределения флюидов.

Содержание стабильного конденсата в газе Штокмановского месторождения низкое, оно увеличивается с глубиной и составляет для пластов: Ю0 – 5,3; Ю1 – 13,0; Ю3 – 14,1 г/м3. Плотность штокмановских конденсатов изменяется в пределах 0,798-0,820 г/см3, температура начала кипения 71-85 оС, конца кипения – 303-315 оС. Содержание серы составляет 0,010-0,025 %. В составе конденсатов присутствуют твердые парафины (от 0,01 до 0,09 %), смолы (от следов до 0,35 %), асфальтены (от полного отсутствия до 0,07 %) [3].

Аналоги конденсатов такого типа распространены и в других регионах, в частности в Западной Сибири. Примером могут служить газоконденсатные залежи, приуроченные к альб-аптским и сеноманским отложениям северных районов (месторождения Уренгойское, Соленинское, Пеляткинское и др.). Содержание конденсата в газе весьма незначительно: от 8-12 г/м3 в альб-аптских отложениях до 0,12-0,26 г/м3 в сеноманских.

Наибольший интерес представляет генетическая характеристика флюидов. Однако конденсаты редко содержат высокомолекулярные биомаркеры, которые наиболее информативны с генетической точки зрения. Поэтому основное внимание в настоящей статье уделено изучению бензиновых фракций.

Углеводородный состав бензиновой фракции конденсатов отражает природу процессов, протекающих в ходе их формирования. По УВ-составу с определенной долей достоверности можно судить о типе исходного ОВ, степени созревания, литологических особенностях вмещающих пород, фациальной обстановке, степени гипергенного изменения флюидов.

Конденсаты Штокмановского месторождения исследовались из разных интервалов разреза скв. 1 (1920-1959; 1954-1959 и 2212-2282 м) и скв. 6 (1823-1860 м).

В групповом составе конденсатов преобладают нафтеновые УВ (42-49 %). Среди них доминируют циклогексаны, их доля составляет 28-33 %. Насыщенные УВ составляют 37-40 % бензиновой фракции и среди них преобладают i-алканы (24-26 %) (рис. 3). В целом по разрезу групповой состав бензиновой фракции исследованных конденсатов Штокмановского месторождения имеет схожие параметры.

 

Рис. 3. ГРУППОВОЙ СОСТАВ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ ШТОКМАНОВСКИХ КОНДЕНСАТОВ (НК-150 оС)
А – скв. 6, интервал 1823-1860 м; Б – скв. 1, интервал 1920-1959 м; В – скв. 1, интервал 1954-1959 м; Г – скв. 1,
интервал 2212-2282 м; 1н-алканы; 2i-алканы; 3 – Sалканов; 4 – ЦП; 5 – ЦГ; 6 – Sнафтенов; 7 – арены

 

Преобладание в составе УВ нафтеновых структур может быть следствием разных причин. Некоторые исследователи (Ал.А.Петров, В.А.Чахмахчев и др.) рассматривают этот факт как показатель слабой степени зрелости исходного ОВ, по другим представлениям (Н.Н.Немченко, В.А.Скоробогатов и др.) повышенные концентрации нафтеновых структур в конденсатах могут быть следствием существенно гумусовой природы исходного ОВ. Для решения этого вопроса привлекались другие показатели.

По результатам хроматографии бензиновой фракции были рассчитаны различные коэффициенты, являющиеся индикаторами литолого-фациальных условий формирования исходного ОВ и степени его катагенетической преобразованности (табл. 2).

Таблица 2.

Геохимические параметры бензиновой фракции Штокмановских конденсатов (н.к.-150°С).


ПОКАЗАТЕЛЬ


ИССЛЕДУЕМЫЙ ОБРАЗЕЦ

1823-1860 м, скв.6

1920-1959 м, скв.1

1954-1959 м, скв.1

2212-2282 м, скв.1

T1

0,89

1,17

0,71

0,76

T2

0,36

0,63

0,26

0,56

этилбензол/∑ксилолы

0,31

0,37

0,24

0,20

Kм6

0,20

0,35

0,14

0,20

Kм7

0,17

0,19

0,12

0,15

ЦГ/ЦП

1,36

2,29

1,96

2,08

∑н-алканы/∑i-алканы

0,45

0,62

0,52

0,51

∑нафтены/∑алканы

1,26

1,04

1,34

1,25

H

0,11

0,13

0,08

0,11

I

0,67

0,87

0,53

0,56

 
 
 

Рис. 4. ТРЕУГОЛЬНАЯ ДИАГРАММА, ОТРАЖАЮЩАЯ ВЛИЯНИЕ ФАЦИАЛЬНО-ГЕНЕТИЧЕСКОГО ТИПА
ИСХОДНОГО ДЛЯ ФЛЮИДОВ ОВ НА СООТНОШЕНИЕ ЛЕГКИХ УВ (по [4])
А –  толуол + МЦП-(2МГ+3МГ)-SДМЦП,  Б – SДМЦП - МЦГ – н7

 

В качестве индикаторов фациально-генетических типов исходного ОВ В.А.Чахмахчев и другие [4] предлагают использовать ряд соотношений УВ бензиновой фракции. Например, морской сапропелевый тип ОВ способствует генерации УВ-систем, обогащенных н-алканами, i-алканами и циклопентанами. Растительно-гумусовый тип ОВ континентальных фаций служит источником повышенных содержаний в нафтидах изомеров циклогексановых УВ, аренов (бензол, толуол, изомеры ксилолов) и насыщенных УВ с четвертичным атомом углерода в молекулах.

Для отражения специфики литофаций и типов ОВ материнских толщ предлагается треугольная диаграмма, на которой в качестве индикаторов выведены соотношения SДМЦП (диметилциклопентаны), 2МГ+3МГ и суммы толуола+МЦП в легких фракциях. На модельных примерах показано, что флюиды из исходного ОВ, обогащенного растительно-гумусовыми компонентами, выделяются на треугольных диаграммах повышенными содержаниями толуола+МЦГ. Приведенные в такую форму данные о распределении УВ в бензиновой фракции Штокмановского месторождения свидетельствуют о преобладающем количестве гумусового материала в исходном для них ОВ (рис. 4, А).

В.А.Чахмахчев и другие (2003) предлагают также следующие соотношения УВ в легкой фракции: н-гептан, сумма диметилциклопентанов и метилциклогексан. Установлено, что в бензиновой фракции флюидов, образованных из морского сапропелевого ОВ, относительно высокое содержание н7, а в случае исходного ОВ континентального типа в бензиновых фракциях преобладают метилциклогексаны, что оказалось характерным для конденсатов Штокмановского месторождения (см. рис. 4, Б).

Для определения степени катагенетической преобразованности штокмановских конденсатов были использованы численные значения некоторых показателей, отвечающих различным стадиям процесса флюидообразования в недрах, предложенные Т.Л.Виноградовой, В.А.Чахмахчевым, К.Томпсоном [1]. По бензиновым индикаторам преобразованности вещества, штокмановские конденсаты образовались из незрелого и слабозрелого ОВ (ПК-МК1) (рис. 5).

 
 

Рис. 5. СТЕПЕНЬ КАТАГЕНИЧЕСКОЙ ЗРЕЛОСТИ ИСХОДНОГО ОВ ПО СООТНОШЕНИЯМ
НЕКОТОРЫХ УВ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ (по [1])

 
 

Рис. 6. КОРРЕЛЯЦИЯ ШТОКМАНОВСКИХ КОНДЕНСАТОВ ПО МЕТОДУ МОРРИСА И ЭРДМАНА
Конденсаты, отобранные из: 1 – скв. 6, интервал 1823-1860 м;
2 – скв. 1, интервал 1920-1959 м; 3 – скв. 1, интервал 1954-1959 м;
4 – скв. 1, интервал 2212-2282 м

 

Для исследованных конденсатов была проведена корреляция по методу Эрдмана и Морриса [5], позволяющая судить о схожести геохимической истории флюидов из различных пластов (рис. 6).

Конденсат нижнего пласта был выбран в качестве базового. Для него значения коэффициентов приняты за 1 (см. рис. 6). Для трех других проб вычислены отношения базового коэффициента к коэффициенту соответствующей пробы.

На рис. 6 видно, что кривые, отображающие состав конденсатов из интервалов 1823-1860 и 1954-1959 м скв. 1, подобны. Отклонения значений расчетных коэффициентов 4 и 5 для конденсата из интервала 1920-1959 м скв. 1 могут быть следствием отбора данного образца из зоны газоводяного контакта, что повлияло на растворимость жидких УВ в газовой фазе.

По результатам газожидкостной хроматографии и хромато-масс-спектрометрии были рассчитаны биомаркерные и небиомаркерные коэффициенты, являющиеся индикаторами степени катагенетической преобразованности вещества и литолого-фациальных условий формирования исходного ОВ (табл. 3).

Таблица 3.

Геохимические параметры, рассчитанные по данным хроматографии и хромато-масс-спектрометрии штокмановских конденсатов.


Показатель


Исследуемый образец

скв. 6

скв. 1

1823-1860 м

1920-1959 м

1954-1959 м

2212-2282 м

Pr/Ph

5,71

12,48

9,41

6,31

Pr/н-C17

1,60

1,07

1,59

1,04

Ph/н-C18

0,57

0,19

0,26

0,27

Кi = (Pr+Ph)/(н-C17+н-C18)

1,26

0,80

1,06

0,74

Sн-(С1315)/Sн-(С2325)

33,41

31,72

27,03

26,26

MPI-I

0,42

0,51

0,53

0,54

ДБТ/Phen

0,06

0,004

0,04

0,07

4-МДБТ/1-МДБТ

2,43

6,62

3,08

2,03

CPI = (C23+C25+C27)+(C25+C27+C29)/2(C24+C26+C28)

1,00

1,22

0,95

1,19

 

Распределение нормальных и изопреноидных алканов средней части для всех исследованных конденсатов схожее. Во всех конденсатах максимум кривой н-алканов приходится на С1416 с резким снижением концентраций н-алканов состава С1826. Среди изопренанов во всех случаях значительно преобладают пристан i-С19 и i-С16 (рис. 7).

 

Рис. 7. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАЛЬНЫХ (1) И ИЗОПРЕНОИДНЫХ (2) АЛКАНОВ В ИССЛЕДОВАННЫХ ОБРАЗЦАХ
А – скв. 6, интервал 1823-1860 м; Б – скв. 1, интервал 1920-1959 м; В – скв. 1,
интервал 1954-1959 м; Г – скв. 1, интервал 2212-2282 м

 

Максимальные концентрации пристана, превышающие в некоторых случаях концентрации н-алканов, являются еще одним доказательством преобладания континентальной органики в исходном для конденсатов ОВ. Высокие значения отношения пристан/фитан (Pr/Ph) часто связывают с наличием углистого материала в исходном ОВ. Для штокмановских конденсатов эти значения изменяются в пределах 5,71-12,48, что еще раз подтверждает выводы о преобладании континентальной составляющей в исходном ОВ и хорошо согласуется со значениями расчетных параметров бензиновой фракции.

В качестве основного параметра, рассчитанного по соотношениям алканов и характеризующего степень преобразования исходного ОВ, используется коэффициент Кi (см. табл. 3). Для исследованных конденсатов значения этого коэффициента составляют 0,74-1,26, что свидетельствует о низкой степени преобразования конденсатов.

По результатам исследований авторов и данным лаборатории Арктикморнефтегазразведки [3] была построена диаграмма Кеннона-Кессоу (рис. 8), позволяющая оценить не только степень зрелости исходного ОВ, но и литолого-фациальные условия его формирования. Из диаграммы следует, что исходное ОВ для штокмановских конденсатов формировалось в обстановках седиментации, пограничных между морем и сушей.

Очень высокие значения коэффициентов Pr/Ph (5,0-12,5) свидетельствуют о том, что исходное ОВ было преимущественно континентального типа, богатым углефицированными остатками наземной растительности. Распределение точек на диаграмме позволяет предполагать, что штокмановские конденсаты образовались из малопреобразованного исходного ОВ.

 

Рис. 8. ОТНОШЕНИЯ Pr/н-С17 и Ph/н-С18  КОНДЕНСАТОВ ШТОКМАНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1 – по результатам газожидкостной хроматографии,
2 – по данным Арктикморнефтегазразведки [3]

 

Хромато-масс-спектрометрический анализ конденсатов показал, что гопановые УВ присутствуют в столь незначительных количествах, что их невозможно идентифицировать. Среди стеранов отмечается только наличие следов диастеранов. Удалось идентифицировать ароматические соединения: метилфенантрены и метилдибензотиофены, соотношения которых используются для определения степени преобразованности исходного ОВ.

Среди соотношений ароматических соединений самым информативным является метилфенантреновый индекс (MPI-1 = 1,5[(2-МР) + (3-МР)]/[(P) + (1-MP) + (9-MP)]). Расчет коэффициента основан на том, что с увеличением зрелости ОВ метильные гомологи 1-МР и 9-МР преобразуются в более устойчивые 2-МР и 3-МР. Кроме того, происходит метилирование фенантрена.

Определенные значения метилфенантренового индекса были связаны со значениями показателя отражательной способности витринита (Ro, %) для различных типов углей, после чего можно рассчитать значения Ro. В исследуемых конденсатах Штокмановского месторождения MPI-1 изменяется от 0,42 до 0,54, что соответствует Ro = 0,5-0,6 %, т.е. слабозрелому ОВ [1].

Расчет коэффициента 4-МДБТ/1-МДБТ так же, как и расчет метилфенантренового индекса, основан на разной термодинамической устойчивости различных гомологов одного ряда, 4-метилдибензотиофен более устойчивый, чем 1-метилдибензотиофен.

Значения параметра 4-МДБТ/1-МДБТ изменяются в широких пределах – от 2 (Ro ~ 0,6 %, слабозрелое ОВ) до 6,6 (Ro ~ 1,0 %, зрелое ОВ).

Коэффициент нечетности CPI близок к 1, что соответствует зрелому ОВ.

Таким образом, значения коэффициентов – индикаторов степени преобразованности вещества, рассчитанные для штокмановских конденсатов по результатам хромато-масс-спектрометрии, свидетельствуют о том, что конденсаты образовались из ОВ, находящегося на разных стадиях катагенеза (от слабозрелого до зрелого ОВ).

Провести непосредственную корреляцию ОВ – конденсаты не представляется возможным, поэтому можно только предположить, какие именно газонефтематеринские толщи могли участвовать в формировании состава штокмановских конденсатов.

На Баренцевоморском шельфе к газонефтематеринским толщам можно отнести глины и аргиллиты среднего и верхнего триаса (анизийская свита), черные юрские глины и глины мелового возраста. Все эти отложения содержат повышенное количество ОВ и способны генерировать УВ (Ступакова А.В., Кирюхина Т.А., 2001).

Газонефтематеринские толщи среднего и верхнего триаса представлены глинами, содержащими смешанное сапропелево-гумусовое ОВ. В районе Штокмановского месторождения содержание Сорг изменяется от 0,49 % в песчаниках до 1,32 % в аргиллитах. Отражательная способность витринита на глубине 3020 м в отложениях верхнего триаса составляет 0,76 %, что соответствует градациям катагенеза MK2-MK3, т.е. средне-верхнетриасовые отложения находятся в условиях главной зоны нефтеобразования. В силу того, что ОВ этих отложений преимущественно гумусовой природы, они генерируют в основном газовые УВ, которые и заполняют средне-верхнеюрские ловушки Штокмановского месторождения.

Наиболее хорошими нефтематеринскими качествами в пределах Баренцевоморского шельфа обладают черные глины позднеюрского возраста. Для них отмечается высокое содержание Сорг – от 10 до 15 % и большой выход битумоидов – от 1,0 до 1,6 %. Битумоиды характеризуются невысоким содержанием масел (20-40 %) и преобладанием циклановых структур УВ (55-70 %). Для черных глин характерен смешанный тип ОВ, гумусово-сапропелевый и сапропелевый. По ряду параметров – вещественному составу, геохимическим характеристикам, содержанию микроэлементов – черные глины Южно-Баренцевоморской впадины близки к баженитам Западной Сибири (Нестеров И.И., 1985).

Верхнеюрские битуминозные горизонты в пределах Штокмановско-Лунинской седловины не достигли условий максимального проявления генерации и эмиграции жидких УВ. Современные температуры в этих отложениях в пределах Штокмановского месторождения составляют 50-60 оC. На рис. 9 видно, что отражательная способность витринита верхнеюрских отложений имеет низкие значения (0,4-0,5 %), что соответствует градации катагенеза ПК3-МК1. Однако в сопредельных со Штокмановским поднятием впадинах возможно увеличение степени катагенетического преобразования этих отложений и не исключается возможность миграции УВ и пополнение жидкими УВ уже существующих газовых залежей в отложениях средней и верхней юры Штокмановского месторождения.

 

Рис. 9. ИЗМЕНЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЯ ОТРАЖАТЕЛЬНОЙ СПОСОБНОСТИ ВИТРИНИТА
ПО РАЗРЕЗУ ШТОКМАНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Кроме того, существует представление о том, что нефтематеринские породы, обогащенные ОВ (типа доманикоидов и баженитов), обладают способностью генерировать УВ уже на ранних стадиях преобразования (ПК2-ПК3) за счет мягкого термолиза и термокатализа (Баженова О.К., 1990). В этом случае не исключается возможность нисходящей эмиграции УВ из верхнеюрских нефтематеринских толщ в расположенные ниже породы-коллекторы.

Таким образом, анализ геохимических данных по составу газоконденсатов средне-верхнеюрских залежей Штокмановского месторождения позволяет сделать следующие выводы.

Штокмановские конденсаты образовались из ОВ, отлагавшегося в прибрежно-морских условиях. В их формировании существенную роль играло ОВ высшей наземной растительности.

Степень катагенетической преобразованности исходного ОВ для штокмановских конденсатов была различной – от катагенетически незрелого ОВ до находившегося на стадии нефтяного окна.

Газоконденсатные залежи Штокмановского месторождения образовались в результате накопления УВ разных генераций.

Основная часть газовых УВ была обеспечена газонефтематеринскими толщами ранне-позднетриасового возраста, которые в настоящее время находятся в главной зоне нефтеобразования, но в силу специфики существенно гумусового ОВ генерируют преимущественно газовые УВ.

Источником жидких УВ могут быть верхнеюрские черные глины, чрезвычайно богатые ОВ. Черные глины могут поставлять УВ в залежи за счет нисходящей эмиграции на бортах седловины, где они находятся на высоких стадиях катагенеза, и последующей миграции к ловушке или за счет растворения в газовой фазе "избытков" слабозрелого ОВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Виноградова Т.Л. Углеводородные и гетероатомные соединения – показатели термической зрелости органического вещества пород и нафтидов / Т.Л.Виноградова, В.А.Чахмахчев, З.Г.Агафонова, З.В.Якубсон // Геология нефти и газа. – 2001. – № 6.
2. Грамберг И.С. Штокмановско-Лунинская мегаседловина – высокопереспективный тип структур Баренцево-Карской плиты / И.С.Грамберг, О.И.Супруненко, Ю.В.Шипелькевич // Геология нефти и газа. – 2001. – № 1.
3. Гудкова А.К. Анализ и обощение материалов по изучению физико-химических свойств нефтей, газов, пластовых вод и РОВ по акваториям Арктикморнефтегазразведка за 1988-1990 гг. / А.К.Гудкова, Е.Ю.Еременко, Л.В.Белоусова и др. – Мурманск, 1990.
4. Чахмахчев В.А. Геохимические показатели фациально-генетических типов исходного органического вещества / В.А.Чахмахчев, Т.Л.Виноградова // Геохимия. – 2003. – № 5.
5. Erdman J.G. Geochemical Correlation of Petroleum / J.G.Erdman, D.A.Morris // AAPG Bulletin. – November 1974. – Vol. 58. – № 11. – Part 1.


©  М.А. Большакова, Т.А. Кирюхина, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-3.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

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