USD ЦБ — 57,48 +0,21
EUR ЦБ — 67,74 −0,17
Brent — 57,95 +0,02%
понедельник 23 октября 05:20

Наука и технологии // Разведка и разработка

Генетические аспекты нефтегазоносности майкопских отложений Предгорного Дагестана

02 ноября 2009 г., 10:06Б.А. Соколов, Н.Ш. Яндарбиев, В.А. КонюховаГеология нефти и газа6511
В настоящее время в условиях резкого удорожания глубокого бурения и ограниченных инвестиционных возможностей в старых нефтяных районах наблюдается переориентация поисково-разведочных работ на неглубокие горизонты осадочного чехла. «Возврат» на малые глубины сопровождается обобщением и переосмыслением накопленной геолого-геофизической и геохимической информации на новом технико-методическом уровне.

Объект настоящего исследования — майкопские отложения Предгорного Дагестана, традиционно рассматривающиеся как один из перспективных нефтегазоносных комплексов. Однако, несмотря на обилие мощных нефтегазопроявлений и доказанную промышленную продуктивность, в общем объеме нефтегазопоисковых работ майкопское направление до сих пор играет весьма скромную роль. Последнее обстоятельство обусловлено сложностью природного резервуара и технологическими трудностями бурения скважин в высокопластичной глинистой толще.

Согласно многочисленным геохимическим исследованиям нефтегазогенерирующий потенциал майкопской толщи оценивается достаточно высоко. Однако роль майкопской толщи как источника УВ в процессе формирования УВ-залежей ввиду затрудненности миграции в мощном объеме глин остается проблематичной.

Некоторыми геологами (Г.Д. Буторин, Ф.Г. Шарафутдинов, Д.А. Мирзоев и др.) на основании анализа геолого-промысловых материалов рассматривается модель формирования УВ-скоплений в перекрывающих среднемиоценовых и подстилающих эоцен-верхнемеловых природных резервуарах за счет перетоков УВ, генерированных майкопской нефтематеринской толщей. Веским аргументом в пользу такой версии, по их мнению, является зафиксированная в интервале залегания отложений Майкопа и верхнего мела инверсия пластовых давлений, обусловленная, по всей вероятности, геостатическим и динамическим уплотнением майкопских глин и некоторым разуплотнением компетентных верхнемеловых известняков вследствие развития трещиноватости в сводах антиклиналей. Верхнемеловые известняки в сводах антиклиналей залегают на одном гипсометрическом уровне со средней или даже верхней частью отложений Майкопа в смежных синклиналях. В этих условиях перетоки флюидов из пород-генераторов нижнего Майкопа в верхнемеловые (и тем более в среднемиоценовые) природные резервуары гидродинамически представляются вполне логичными [1].

Однако отсутствие детальных генетических исследований пород и флюидов не позволяет однозначно утверждать или опровергать подобный путь формирования УВ-скоплений. С целью прояснения данного вопроса нами было предпринято геохимическое изучение майкопских отложений и нефтей месторождения Шамхал-Булак, расположенного в западной части Нараттюбинской моноклинальной зоны Предгорного Дагестана (рис. 1).

Геологическое строение месторождения Шамхал-Булак

Шамхал-Булакская площадь по кровле верхнемайкопских отложений представляет собой моноклиналь широтного простирания [2]. Ее головная часть осложнена пологозалегающей (10–15°) флексурой, нарушенной взбросом. На север, по мере погружения слоев, углы падения возрастают до 35–45° в полосе выхода на поверхность зоны погребенного разрыва. Характерной особенностью строения верхнемайкопских горизонтов является значительная дислоцированность, обусловленная системой поперечных и продольных разрывов. Плоскости продольных разрывов наклонены на север под углом 35–50°, их амплитуда не превышает 300–400 м. Поперечные разрывы с вертикальными плоскостями обычно малоамплитудны, наиболее крупный из них расположен в западной части структуры (урочище Пирауз), где отмечается нефтенасыщенность песчаных пластов чокракского горизонта.

Структурный план по кровле нижнемайкопских отложений в отличие от моноклинального строения по кровле верхнемайкопских отложений выражается упрощенной брахиантиклиналью размером 11×2 км и высотой 250 м по замыкающей изогипсе -1500 м. По кровле миатлинской свиты антиклиналь не нарушена разрывами в отличие от выше- и нижележащих слоев. Внутренняя структура миатлинской свиты в значительной степени осложняется олистостромовыми образованиями.

Наиболее резко антиклинальное строение выражено по хадум-верхнемеловым отложениям.

По верхнему мелу Шамхал-Булакское поднятие выделяется в виде брахиантиклинали размером 18×3 км по замыкающей изогипсе -2400 м и высотой 650 м (рис. 2). Антиклиналь субширотного простирания характеризуется асимметричным строением со сравнительно пологим (20–30°) южным и крутым (60–80°) северным крыльями. Северное крыло структуры, круто погружаясь, осложняется крупным погребенным надвигом южной вергенции, который, по всей видимости, является частью регионального тектонического нарушения, обрамляющего фронтальную зону Сулакского выступа Дагестанского клина.

Следует отметить, что Шамхал-Булак является единственным объектом в пределах Терско-Каспийского прогиба, где в настоящее время добывается нефть из майкопских отложений, что подчеркивает важность результатов исследований.

Геохимия майкопских отложений и нефтей

Геохимическому изучению подвергались образцы керна из разрезов скв. 1, 3, пробуренных в центральной части Шамхал-Булакской структуры (интервалы глубин 1817–1836 и 1983–2128 м соответственно), и скв. 6 (интервал 2299–2486 м), расположенной на восточной периклинали складки. Также были проанализированы три пробы нефтей майкопской залежи из скв. 6 (интервал 2270–2283 м, олистолит кумского возраста?) и скв. 12 (интервал 1910–1920 м, «миатлинский песчаник»).

В задачи исследований входило: изучение содержания и состава ОВ майкопских отложений, определение генетического типа и условий формирования исходного ОВ пород и нефтей, оценка катагенетической зрелости, изучение генетических связей между УВ в ОВ майкопских отложений и УВ майкопских нефтей. Комплекс исследований включал: определение органического углерода (Сорг) в породах; выделение битумоидов из ОВ, определение группового состава нейтрального битумоида (ХБА), расчет битумоидного (bХБ, %) и углеводородных (m2 и m3%) коэффициентов, удельной продуктивности пород (Qув, г/м3); изучение структуры УВ в ОВ пород и нефтях современными аналитическими методами — газожидкостной хроматографией (ГЖХ), хроматомасс-спектрометрией (ХМС), молекулярной масс-спектрометрией, а также изучение включений ОВ в шлифах.

Согласно проведенным исследованиям содержание Сорг в майкопских отложениях составляет 0,14…0,57%, ХБА — 0,03…0,13%, спиртобензольного битумоида А (СББА) — 0,008…0,070%, значения bХБ и m3, показывают высокую концентрацию восстановленных битумоидов и УВ в ОВ (11,5…35,7 и 12…23% соответственно). Удельная продуктивность пород варьирует от 472 до 2107 г/м3. В групповом составе ХБА преобладают компоненты масляной фракции (67,6…70.4%), на смолы приходится 26,7…33.5%, на асфальтены — 2,3…2,7%. В групповом составе УВ преобладают метаново-нафтеновые структуры (МН/НА = 7,0…13,5).

Исследованные нефти плотностью 0,856–0,859 г/м3 относятся к типу А1 с высоким содержанием нормальных парафинов и нафтенов. По данным масс-спектрометрии в УВ-фракции нефтей на парафиновые УВ приходится около 60%, на нафтены — около 40%. Среди последних основную долю составляют УВ моно- и бициклического строения (-70%). Групповой состав бензиновой фракции нефтей почти полностью (на 93%) составляют УВ-компоненты, среди них 81,4–84,7% — насыщенные УВ, 8,80–12,35% — ароматические. По данным ГЖХ, среди насыщенных, УВ н-алканы в 5 раз превышают изопреноидные (изоалкан/н-алкан = 0,2). На ГЖ-хроматограммах нефтей максимум распределения приходится на УВ низкомолекулярной области (до С20), где доминирует нечетный н-алкан С15. С ростом молекулярной массы содержание последующих гомологов плавно снижается, что отражают значения коэффициентов нечетности ОЕР и CPI, близкие к 1 (CPI (н-С24-н-С34) = 1,04…1,09; ОЕР(н-С23) = 0,99… 1,03). Значения генетических параметров Pr/Ph (1,89–2,08), изо-С19/н-С17 (0,61–0,67) и изо-С20/н-С18 (0,35–0,36) типичны для нефтей морского или смешанного генезиса.

Соотношение алканов в насыщенной фракции майкопских битумоидов характеризуется, как и в нефтях, преобладанием н-алканов над изоалканами, (изоалкан/н-алкан = 0,06…0,11). В ряду нормальных алканов установлены все УВ от С15 до C37. Характер их распределения неодинаков. Для битумоида из образца скв. 1 (интервал 1317–1823 м) характерна бимодальная форма распределения н-алканов. Первый максимум наблюдается в низкомолекулярной области (< С20), где преобладает нечетный н-алкан С19. Второй максимум, более выраженный, прослеживается в высокомолекулярной области (> С22), где преобладает н-алкан С26. Для образца из интервала 1829–1836 м скв. 1 пик выхода УВ фиксируется в высокомолекулярном диапазоне и приходится на н-С24. Сложная картина распределения насыщенных УВ наблюдается и для битумоидов из разных интервалов скв. 3. Для битумоида верхнего интервала (1933–1992 м) характерно бимодальное распределение алканов с максимумами в низко- и высокомолекулярном диапазонах, где преобладают соответственно н-C21 и н-С26. В битумоиде из нижнего интервала (2123–2128 м) доминируют низкомолекулярные алканы с пиком распределения на н-С20.

В целом картина распределения алканов насыщенной фракции битумоидов изученных образцов указывает на неоднородный состав ОВ, что может быть прежде всего результатом процессов миграции, перераспределения и смешения подвижных продуктов генерации. В составе одних битумоидов (скв. 6, интервал 2299–2486 м и скв. 3, интервал 2123–2128 м) отражается морской тип ОВ, в составе других (скв. 1, интервал 1817–1836 м) проявляется сильное влияние ОВ континентального генезиса.

Изучение ОВ в шлифах, проведенное О.П. Загуловой (ВНИГНИ), показало, что в майкопских глинах присутствуют тонкие пленки, реже крупные прожилки, сапропелевого водорослевого ОВ от 0,3–0,5 до 1,0%. Аутигенные минералы в породах представлены в основном пиритом, который встречается здесь в виде либо единичных зерен и мелких скоплений, либо более крупных скоплений. Это свидетельствует о том, что исходным ОВ пород служило морское сапропелевое ОВ, накопление которого протекало в слабовосстановительных и восстановительных условиях.

Изучение распределения стерановых (С20-С29) и терпановых (С19-С25) биомаркеров в битумоидах исследованных образцов показывает, что на долю стеранов приходится 30–35%, гопанов — 41–57% (стераны/Sгопаны = 0,53–0,77), количество трициклических терпанов варьирует от 12 до 29%. Наименьшая концентрация стерановых УВ (18,6%) и наибольшая — пентациклических терпанов (66%) отмечена в образце из скв 1 (интервал 1817–1823 м). В исследованных нефтях также установлено высокое содержание стеранов и трициклических терпанов, на долю пентациклических терпанов приходится 37,5–45,0%.

Среди биологических 20R изомеров aaa-стеранов превалируют стераны состава С27, а среди изостеранов (abb-стераны) в составе некоторых образцов отмечено небольшое преобладание С29-гомолога. Исключение составляет битумоид из образца скв. 1 (интервал 1817–1823 м), где для aaa-стеранов отношение С27 : С28 : С29 = 37:16:46, а для abb — 30:24:45. Отличия в составе этого битумоида наблюдаются и по ряду других генетических показателей. Так, в нем установлено повышенное содержание тетрациклического терпана С24 (тетра- /три- = 1) и олеанана (олеанан/гопан = 0,31).

В целом для исследованных битумоидов и нефтей отношение тетра-/три- не превышает 0,65, характерны преобладание диастеранов над регулярными странами (диа-/рег- = 0,51…1,00 в ОВ и >= 1 — в нефтях), гомогопановых УВ ряда С31-С34 над С35-гопаном (индекс С35/С34 = 0,03…0,05), высокие значения терпанового индекса Ts/Tm (1,15… 7,30).

При этом следует отметить, что в УВ-составе нефтей по сравнению с таковым битумоидов установлена более высокая относительная концентрация олеанана (олеанан/гопан = 0,25 и 0,11 соответственно) и бисноргопана(бисноргопан/гопан = 0,27…0,44 и 0,05…0,09 соответственно). Генетические различия в системе «порода — нефть» подчеркиваются присутствием в ОВ стеранов состава С30 и, наоборот, отсутствием последних в нефтях, более высоким по сравнению с нефтями содержанием гомогопанов состава С31-С35 и более низкой по сравнению с нефтями относительной долей диагопана.

 

Выводы

Таким образом, полученная геохимическая информация указывает на определенную генетическую разнородность майкопских нефтей и ОВ пород в пределах месторождения Шамхал-Булак (рис. 3). Некоторые различия имеются и в составе самих битумоидов. Общим для ОВ майкопских отложений и нефтей являются преимущественно морской и смешанный источники исходного ОВ, накопление которого протекало в мелководно-морских слабовосстановительных и восстановительных обстановках. При этом состав нефтей в целом отражает большую долю континентального органического материала в исходном ОВ по сравнению с таковым в ОВ вмещающих пород. Следует отметить, что наши данные согласуются с результатами более ранних исследований (Соколов Б. А., Корчагина Ю. А., Мирзоев Д.А., 1990).

Катагенетическая преобразованность ОВ майкопских отложений и нефтей месторождения Шамхал-Булак достигла уровня начала главной зоны нефтеобразования (этап МК1). На активные процессы генерации и перераспределения подвижных УВ внутри майкопской нефтематеринской толщи в условиях «нефтяного окна» указывают высокая доля восстановленных битумоидов как в породах (0,10… 0,13%), так и в расчете на ОВ (до 36%), преобладание в составе битумоидов УВ масляной фракции (до 70,5%), высокая концентрация УВ в OB (m3 = 17…23%) и УВ в породе (до 1,5…2,1 кг/м3), а также значения стерановых коэффициентов зрелости К1 и К2.

Тем не менее, как показывают основные биомаркерные параметры, можно говорить о более высокой степени зрелости нефтей по сравнению с таковой битумоиде. Такими параметрами служат терпановый индекс Ts/Tm (4,7…7,3 — в нефтях против 1,15…2,00 — в ОВ пород), стерановый диа-/рег-(0,85. „1,13 — в нефтях против 0,51.„1,00 — в ОВ пород), Sстераны/Sгопаны (0,82…1,17 — в нефтях против 0,53…0,77 — в ОВ пород), коэффициенты К1 (0,43…0,47 — в нефтях против 0,25…0,41 в ОВ пород) и К2 (0,67.„0,70 — в нефтях против 0,52.„0,60 — в ОВ пород), неоадиантан/гопан, моретан/гопан и др. Вероятным объяснением установленных различий в генетических показателях и степени зрелости ОВ пород и нефтей может быть миграционный характер последних, что подчеркивает ведущую роль флюидодинамического фактора в сложных процессах формирования УВ-скоплений в регионе (Соколов Б.А., Яндарбиев Н.Ш., 1999).

Учитывая полученные геохимические доказательства современной активности генерационных и миграционных процессов в майкопской толще, логично предположить возможность существования новых залежей нефти собственно майкопского генезиса в пределах Шамхал-Булакской и смежных структур Предгорного Дагестана.

 

Литература
Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Предкавказья. Т. IV.Дагестан / Под род. Г.Д. Буторина, Ф.Г. Шарафугдинова, Д.А. Мирзоева. -М.: Недра, 1980.
Шарафутдинов В.Ф., Шарафутдинов Ф.Г., Магомедов А.Х. Геология и перспективы нефтегазоносности олигоцен-нижнемиоценовых отложений Дагестана. — Махачкала: Даг. книжн. изд-во, 1999.

 

Рис. 1 ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА ДАГЕСТАНСКОГО СЕКТОРА ТЕРСКО-КАСПИЙСКОГО ПЕРЕДОВОГО ПРОГИБА

(по материалам АО «Дагнефть», ООО «Дагестангазпром», ПО «Грознефтегеофизика»)

 

1 — границы тектонических элементов:, а — I порядка, 6 — II порядка; 2 — месторождения:, а — нефтегазовые, б — нефтяные, в — газовые, г — газоконденсатные (1 — Новолакское, 2 — Шамхал-Булак, 3 — Тернаир, 4 — Махачкала-Тарки, 5 — Димитровское, 6 — Ачи-Су, 7 — Избербашское, 8 — Инчхе-море, 9 — Гаша, 10 — Каякентское, 11 — Берикейское, 12 — Селли, 13 — Дузлакское, 14 — Да-гогнинское, 15 — Хошмензильское); 3 — перспективные площади (16 — Хелипенджинская, 17 — Западно-Избербашская, 18 — Айри-Тюбе, 19 — Бугленская, 20 — Агачаульская, 21 — Чапаевская, 22 — Западно-Акташская, 23 — Каратюбинская, 24 — Курушская, 25 — Баба-юрт); 4 — исследуемый район; основные тектонические элементы Терско-Каспийского передового прогиба: I — внутренний борт прогиба, II — Сулакская впадина, III — платформенный борт прогиба

 

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКАЯ СТРУКТУРНАЯ КАРТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШАМХАЛ БУЛАК ПО КРОВЛЕ ВЕРХНЕГО МЕЛА (А) И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ ПО ЛИНИЯМ: I — I (Б), II — II (В) И III — III (Г)

1 — газоводяной контакт; 2 — газоконденсатная залежь; 3 — разрывные нарушения; 4 — поисковые (а) и разведочные (б) скважины, давшие газ с конденсатом; 5 — ликвидированные поисковые (а) и разведочные (б) скважины; б — изогипсы по кровле верхнего мела, м

 

Рис. 3. ГЕНЕТИЧЕСКИЕ РАЗЛИЧИЯ ОВ И НЕФТЕЙ МАЙКОПСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ШАМХАЛ-БУЛАК

Поля ОВ (1) и нефти (2); ОВ пород из разрезов скважин: 1 — скв 1 интервал 1817- 1823 м, 2 — скв. 1, интервал 1829- 1836 м, 3 — скв. 3, интервал 1988 1992 м 4 — скв 3 интервал 2123- 2128 м, 5 — скв. 6, интервал 2299- 2486 м; нефти из скважин: 6 — скв. 6; 7 — скв. 12; 8 — скв 12

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context