USD ЦБ — 57,48 +0,21
EUR ЦБ — 67,74 −0,17
Brent — 57,94 +1,06%
суббота 21 октября 02:16

Наука и технологии // Общие вопросы

Опыт предлицензионной оценки перспектив нефтегазоносности

02 октября 2009 г., 09:11Бочкарев А.В., Делия СВ., Карпов П.А., Самойленко Т.Н., Степанов А.Н.Neftegaz.RU5720

В пределах, юго-западной окраины Прикаспийской впадины в каменноугольных отложениях открыто уникальное по размерам, запасам и составу Астраханское газоконденсатное месторождение.

Отсюда понятен интерес потенциальных недропользователей к выставляемым на конкурс лицензионным участкам на сопредельных территориях. При этом их перспективность на нефть и газ не подвергается сомнению, но основными сдерживающими факторами для участия в конкурсах, являются значительная глубина залегания перспективных каменноугольных и девонских отложений, сложные горнотехнические условия бурения скважин и их высокая стоимость. В связи с последним обстоятельством, а также отрицательными результатами ранее проведенного глубокого бурения компания ЛУКОЙЛ стремится повысить уровень обоснованности технико-экономических предложений на выход в данные районы и тем самым избежать безвозвратного вложения финансовых средств на бурение сверхглубоких непродуктивных скважин.

С этой целью компания на своих лицензионных землях между Астраханским сводом и кряжем Карпинского проводит специальные дополнительные исследования палеозойских и других отложений (определение катагенетической зрелости) для получения реальной оценки перспектив их нефтегазоносности.

Отражательная способность витринита (ОСВ) определялась в масляной иммерсии на фотометрической установке ФЭУ-МИМ-7. Полученные результаты использованы для решения следующих задач.

Уточнение геологического строения территории. Существуют две альтернативные модели геологического строения Каракульско-Смушковской зоны поднятий (Карпов П.А., Климашин В.П., Шалимов Б.П., 1987). Первая модель предполагает трехъярусное строение территории: верхний ярус (мезо-кайнозойский) - типично платформенный, средний сложен дислоцированными метаморфизованными породами (аллохтон), надвинутыми на слабоизмененные отложения нижнего платформенного яруса (автохтон). С последними связывались перспективы открытия нефтяных и газовых месторождений.

Согласно второй, двухъярусной, модели верхний ярус залегает с несогласием на катагенетически измененных породах, степень преобразования которых увеличивается равномерно с глубиной. Такая модель исключает перспективы нефтегазоносности значительной части территории ввиду ожидаемой высокой катагенетической измененности глубокозалегающих отложений.

Правомочность каждой модели определяется путем составления графиков Rо =f (H), где H - глубина, a Rо - показатель отражения витринита. Наиболее информативными оказались графики, построенные на большом числе замеров Rо по всему разрезу скважины. На рис. 1 в качестве примера изображен график Rо = f (Н) для скв. 1 Ашунская. Скважина бурилась с большим отбором керна, в связи с чем замеры ОСВ выполнены в пределах всех структурных этажей, включая аллохтон и автохтон. На рис. 1 при пересечении поверхности надвига линия не обнаруживает излома, остается прямой, а степень катагенетического преобразования пород в поднадвиговых отложениях, оказывается закономерно выше, чем в надвинутых. Тем самым подтверждена вторая модель сложной литогенетической истории развития территории.

Палеоструктурные реконструкции. Экстраполируя вверх график, подобный тому, что изображен на рис. 1 , можно получить представление о толщине палеозойских отложений, размытых во время и после инверсии. Данная толщина определяется по расстоянию (отрезку прямой) от глубины залегания кровли размытых отложений до точки пересечения графика с осью глубин (рис. 2), которая восстанавливается на отметке Rо = 0,3%. Отсюда, например, размыв палеозойских отложений на Краснохудукской площади достигал 3,9 км, на Высоковской - 2,1 км.

Определение палеотемпературы. Температура, давление и катагенез пород в недрах увеличивались с их погружением. Интенсивное прогибание территории, сопровождавшееся образованием многокилометровой толщи осадков, происходило на протяжении всего каменноугольного и первой половины пермского периодов. Максимальные толщины осадков формировались в центральной части кряжа Карпинского. В скв. 1 Восточно-Можарская толщина только размытых нижнепермских, верхнекаменноугольных и не полностью вскрытых среднекаменноугольных осадков могла достигать 8 км, а палеотемпература на уровне палеокровли палеозоя до инверсии - 400 °С (градация АК4).

В течение геологической истории развития региона в погружение вовлекались территории к северу от кряжа Карпинского. На Краснохудукской площади толщина нижнепермских, верхнекаменноугольных и верхней части среднекаменноугольных осадков вместе с 4-км размытой частью составляет 6 км. Палеотемпература в кровле карбонатной толщи среднего карбона до инверсии достигала 300 °С (градация АК3). На Высоковской площади величина прогибания была на 2 км меньше, а палеотемпература около 200 °С (градация АК2).

Знание палеотемпературы необходимо для определения максимального теплового воздействия на ОВ и породы, а также на уже выделившиеся УВ. Все приведенные палеотемпературы в несколько раз превышают современные пластовые температуры региона(100-140 °С).

По кинетике катагенетических (химических) реакций, для того чтобы продолжился процесс преобразования ОВ и соответственно выделения продуктов катагенеза, веществу необходимо достигнуть и превзойти ту максимальную температуру, при которой прекратился процесс его изменения (т.е. палеотемпературу) (Бочкарев А.В.,1987). Отсюда в отложениях, где палеотемпература была выше ныне существующих, современная генерация УВ исключается.

Нефть, образовавшаяся в температурном интервале 80-140 °С, в процессе дальнейшего погружения осадков (температура свыше 140 °С) подвергается термодеструкции, превращаясь сначала в окисленные, потерявшие подвижность продукты, а в конечном итоге - в твердый битум - антраксолит (150-400 °С).

При этом твердый битум существенно снижает эффективную пористость и проницаемость (по трещинам) пород.

Оценка свойств коллекторов и покрышек.

Палеозойские породы рассматриваемой территории наряду с геостатическим испытали и тангенциальное давление, что негативно повлияло на изменение коллекторских свойств пород.

При отражении витринита Ro = 0,9% (МК3) средняя пористость песчаников в скважинах, вскрывших аллохтонную часть разреза Каракульско-Смушковской зоны, равна 5,8%, при Ro = 1,2% (МК4) -2,3%.

В платформенных условиях Волгоградского Поволжья при таких же значениях Ro средняя пористость песчаников равна соответственно 10 и 6%.

Известняки при нагревании от 200 до 300 °С испытывают значительную пластическую деформацию и неизбежно теряют пористость под давлением всего лишь 50 МПа. В рассматриваемых известняках среднего и нижнего карбона, испытавших кратно большее всестороннее давление, средняя пористость, а скв. 1 Краснохудукская - 0,7% (градации МК4-АК2), в скв. 3 Смушковская - 0.8% (МК5-АК2), в скв. 1 Безымянная - 0,94% (МК5-АК2).

Высокий и повышенный катагенез пород (MK4-AK4) обусловливает их значительную плотность. Чем больше плотность пород, тем выше их способность к растрескиванию. Сквозная вертикальная трещиноватость пород различного состава лишает экранирующих свойств в прошлом надежные флюидоупоры, пребывавшие на градациях МК1-МК3. Беспрепятственная вертикальная сообщаемость и перемещение пластовых флюидов стали одной из причин установившегося практически повсеместно гидростатического давления по всему разрезу отложений карбона и девона. Кроме того, на южном склоне Астраханского свода выклинивается региональная соленосная покрышка, что не оставляет шансов для аккумуляции крупных скоплений УВ за ее пределами.

Зональность катагенеза. На схеме площадной зональности катагенеза, построенной по поверхности каменноугольных отложений (рис. 3), видно, что изореспленды и зоны каждой градации катагенеза в отдельности в нижней части рис. 3 расположены параллельно «линии Карпинского» (северная граница кряжа Карпинского). В пределах самого кряжа катагенез ОВ представлен градациями антрацитового ряда. В непосредственной близости к кряжу Карпинского степень углефикации еще сохраняет высокие значения (AK1-MK5). Севернее, по мере ослабления тектонодинамической напряженности недр, ОВ и породы повсеместно изменены до градаций МК3-МК4.

На геолого-литогенетическом профиле (рис. 4), построенном по глубоким скважинам вкрест простирания основных тектонических структур, прослеживается резкая неоднородность катагенетического преобразования каменноугольных и девонских отложений: высокие стадии углефикации и их широкий спектр по разрезу на срезе 5 км (MK4-AK4 и метагенез) в пределах кряжа Карпинского, Каракульско-Смушковской зоны поднятий и сравнительно умеренный катагенез (МК2-МК4) на Астраханском своде и его северном склоне. На разрезе выявилась диагональная зональность катагенеза, подобная зональности, установленной ранее в аналогичных структурных условиях в пределах северных окраин Восточного Донбасса (Амурский Г.И., Бочкарев А.В, Соловьев Н.Н., 1935)

Прогноз фазового состояния пластовых флюидов.

На рис. 5 все выполненные замеры ОСВ палеозойских отложений лицензионных участков привязаны к глубине отбора образцов керна.

Здесь катагенетическая зональность увязана со стадийностью флюидообразования, с изменением пористости известняков, содержанием кислых компонентов (СO2, H2S) в составе газовой смеси.

Градации МК1-МК3 (главная зона нефтеобразования, или «нефтяное окно») приходятся только на пермские отложения, которые ввиду низкой количественной характеристики ОВ и фациальной принадлежности пород не являются нефтегазоматеринскими. Отсюда перспективы их нефтегазоносности оцениваются невысоко, что подтверждается практикой ведения поисково-разведочных работ.

На каменноугольные и девонские отложения рассматриваемой территории приходятся градации МК4-АК4, т.е. за пределами «нефтяного окна». Их нефтематеринский потенциал реализован в прошлом в период пребывания на градациях МК1-МК3 (примерно 240 млн. лет назад). Как свидетельствует мировая практика ведения геолого-разведочных работ, в интервале градаций МК5-АК4 отсутствуют промышленные скопления нефти собственной генерации. Этой зоне свойственно стремительно убывающее количество выделяющегося метана (Амурский Г.И., Бочкарев А.В., Соловьев Н.Н., 1985). На градации МК4 скопления нефти в первичном залегании встречаются редко, более обычны газоконденсатные и газовые, в том числе и такие гиганты как Астраханское газоконденсатное месторождение. Каменноугольные отложения последнего, содержащие газоконденсатную залежь, находятся в интервале градаций МК3-МК5.

На крайних градациях катагенеза (АК3-АК4 и метагенез) образуются неуглеводородные газы (СО2, H2S, H2 и др.). В связи с закономерным увеличением катагенеза с глубиной и по простиранию в направлении от Астраханского месторождения к кряжу Карпинского в газовых скоплениях должна расти доля кислых компонентов (см. рис. 5 , таблица).

Зональность перспектив нефтегазоносности. Анализ катагенетической зональности и других результатов исследований скважин показывает, что рассматриваемые лицензионные и прилегающие к ним территории дифференцированы по степени перспективности и типу УВ в каменноугольных и девонских отложениях следующим образом (рис. 6):
бесперспективные на любые виды УВ - кряж Карпинского (градации катагенеза АК4-АК2);
бесперспективные на нефть - Каракульско-Смушковская зона поднятий и южный склон Астраханского свода (АК1-МК4);
перспективные на газоконденсат - каменноугольные отложения Астраханского свода и его склонов (МК3-МК4);
перспективные на нефть (?) - северный склон Астраханского свода (градации МК4-МК2). Для уверенного заключения о перспективности на нефть палеозойских отложений, пребывающих в данном интервале градаций, необходимы дополнительные исследования по определению типа, количества и катагенетической зрелости ОВ, каталитических свойств пород и т.д., а также степени термической деструкции нефтей (скв. 2 Володарская, глубина 5961 м и другие нефтепроявления).

Анализ эффективности геолого-разведочных работ. В пределах рассматриваемой территории и в непосредственной близости от нее (южнее Астраханского месторождения) на палеозойские отложения пробурено 112 скважин, в 30 из которых вскрыты породы карбона. Значительная часть скважин ликвидирована без опробования в связи с отсутствием по данным ГИС объектов, представляющих интерес для испытания. В 21 скважине каменноугольные отложения опробованы в процессе бурения пластоиспытателем и в колонне (85 объектов). В большинстве своем объекты оказались бесприточными (56%), в остальных получены незначительные притоки воды и газа. Содержание неуглеводородных компонентов в составе газовой смеси в антрацитовой зоне от 64 до 97%. Высокое содержание таких компонентов характерно и для растворенного в воде газа - до 92%(Ильченко В.П. Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины - М.: Недра, 1998.). Признаки нефти в буровом растворе в скв. 200 Николаевская связаны, по всей вероятности, с остаточными продуктами ее ранней генерации.

За 30 лет ведения геолого-разведочных работ на рассматриваемой территории месторождений нефти и газа не выявлено. Между тем их нулевая эффективность в данном регионе связана не с «ошибками» сейсморазведки при подготовке поднятий или «недоработкой» буровых организаций, а с отсутствием специальных исследований, способных доказать истинные причины ненахождения УВ в выявленных и подготовленных поднятиях, особенно рельефных в зонах коробления и сжатия пород.

Использование литогенетических исследований в практике поисковых работ, вне всякого сомнения, повысит их эффективность. Из всех известных литолого-стратиграфических, петрофизических и геохимических методов исследования керна определение ОСВ - один из самых недорогих, оперативных (экспресс-метод) и, пожалуй, единственный инструментальный способ оценки перспектив нефтегазоносности отложений в пределах лицензионных и еще не распределенных земель.

Таблица

Катагенез и результаты опробования каменноугольных отложений зоны сочленения кряжа Карпинского и Прикаспийской впадины

Примечание УВГ - углеводородный газ (метан), КНУГ - кислые и неуглеводородные газы (СО2, H2S, N2 и др.).

Рис. 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРАВОМЕРНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ КAРАКУЛЬСКО-СМУШКОВСКОЙ ЗОНЫ ПОДНЯТИЙ ПО ДИНАМИКЕ ИЗМЕНЕНИЯ СТЕПЕНИ УГЛЕФИКАЦИИ С ГЛУБИНОЙ (Ашунская площадь)

1 - поверхность предмезозойского размыва; 2 - поверхность надвига; 3 - точки значений ОСВ (Ro)

Рис. 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ РАЗМЫВА ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО ДАННЫМ ОСВ В СКВ. 1 КРАСНОХУДУКСКАЯ (1) И 4 ВЫСОКОВСКАЯ (2)

Усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. СХЕМА КАТАГЕНЕТИЧЕСКОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ КРОВЛИ КАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗОНЫ СОЧЛЕНЕНИЯ КРЯЖА КАРПИНСКОГО И ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

1 - граница зоны сочленения кряжа Карпинского и Прикаспийской впадины; 2 - линия профиля. 3 - скважина числитель - номер и площадь, знаменатель - показатель отражения витринита Rо, %. в кровле каменноугольных отложений, 4 - изореспленды Rо, % (линии равного катагенеза ОВ), 5 - граница распространения пермских соленосных отложений, 6 - северная граница Каракульско-Смушковской зоны поднятий: 7 -структуры, перспективные по геофизическим данным

Рис 4 ГЕОЛОГО-ЛИТОГЕНЕТИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ ЭДЖИНСКАЯ - ЗАВОЛЖСКАЯ

1 - эрозионная поверхность; 2 - разрывное нарушение; 3 - стратиграфическая граница, 4 - соленосные образования. 5 - изореспленды

Рис. 5. ПОКАЗАТЕЛИ ЛИТОГЕНЕЗА ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕЖДУ АСТРАХАНСКИМ МЕСТОРОЖДЕНИЕМ И КРЯЖЕМ КАРПИНСКОГО

Рис. 6. СХЕМА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

1 - бесперспективные на нефть и газ; 2 - бесперспективные на нефть; 3 - перспективные на газоконденсат; 4 - перспективные на газоконденсат и нефть (?)


Neftegaz.RU context