USD ЦБ — 57,45 +0,16
EUR ЦБ — 67,71 +0,30
Brent — 57,96 −0,26%
среда 18 октября 19:52

Наука и технологии // Разведка и разработка

Формирование залежей углеводородов месторождения им. В. Филановского

22 мая 2009 г., 20:59Бочкарев В., Остроухов С, Воронцов Р., Крашаков Д., Коршунова М.ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть3668

В начале XXI века освоение уникальных ресурсов углеводородного (УВ) сырья в российском секторе Каспийского моря привело к открытию месторож­дений, различных по фазовому состоянию, размерам, запасам и стратиграфиче­ской принадлежности. Наиболее значительное из них и первое преимуществен­но нефтяное - месторождение им. В.Филановского (далее месторождение).

Месторождение открыто в 2005 г на Южно - Ракушечном поднятии скважина 2 Ракушечная (далее скв 2 Р).

Бурением (скв. 2Р, 4Р, 6Р) вскрыт разрез мезозойско-кайнозойских карбонатно-терригенных пород максимальной толщиной 1730 м, который представлен образованиями триасовой, юрской, ме­ловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем.

В вертикальном раз­резе выделяются три главных тектонических этажа. Нижний структурный этаж (фундамент) представлен интенсивно дислоцированными, в различной степениметаморфизованными геосинклинальными палеозойскими отложениями.

Верх­ний тектонический этаж - платформенный чехол, сложен осадками юрско -неогенового возраста. Между нижним и верхним тектоническим этажом залега­ет промежуточная дислоцированная и метаморфизованная пермо-триасовая толща.

На месторождении выявлены 4 залежи: газоконденсатнонефтяные в келловейском (верхняя юра) и аптском ярусах, газонефтяная в неокомском надъярусе и газоконденсатная в альбском ярусе нижнемеловых отложений.

Все залежи пластового типа, узкие и протяженные с запада на восток. Исключение составляет келловейская и вышезалегающие мелкие залежи в нижнемеловых отложениях, выявленные в восточной части месторождения в небольшом по размерам тектоническом блоке (скв. 6Р).

По результатам проведенных гидродинамических исследований в скважинах установлено, что терригенные кол­лекторы месторождения неоднородны по площади и разрезу, а также по харак­теру насыщения: неокомские песчаники характеризуются как высоко продук­тивный нефтенасыщенный коллектор (коэффициент продуктивности 5208,5 -1399,3 м3/сут • МПа; коэффициент проницаемости 4,1-1,0 мкм2).

Максимальные значения дебита нефти составляют 1020 - 845,5 м3/сут; аптские, альбские и келловейские песчано - глинистые коллектора содержат пласты средней и низ­кой проницаемости с двухфазным насыщением (нефть+газ в районе скв. 4Р, 6Р) и однофазном (нефть в скв 6Р, газ, в районе скв 2Р).

По данным дифферен­циального разгазирования пластовых проб параметры по нефти имеют значе­ния: для неокомской залежи плотность- 0,813 г/см3, газосодержание- 132 м3/т и пересчетный коэффициент- 0,758; для залежи аптского возраста плотность нефти - 0,825 г/см3, газосодержание -109,6 м3/т, пересчетный коэффициент- 0,788.

Нефть ме­сторождения малосернистая, малосмолистая, высокопарафинистая с выходом легких фракций (до 350 °С) - 60,9 мас. %.

Основная доля запасов нефти про­мышленного значения приходится на нефтяную залежь неокомского возраста.

Месторождение расположено на территории Скифско-Туранской плат формы, в пределах южного склона морского продолжения кряжа Карпинского в месте контрастно выступающего на общем структурном фоне сообщества узких линейных субширотных складок Широтно-Ракушечной зоны поднятий.

Разло­мы представлены сбросами и сбросо-сдвигами субширотного и субмеридио­нального (оперяющие) направления амплитудой 10 - 60 м.

Сложно построенная структура Ракушечная состоит из двух линейно - вытянутых валов субширот­ного простирания: Северо - Ракушечного протяженностью до 60 км и Южно -Ракушечного (более 40 км) при ширине до4 км.

Структурные планы по про­дуктивным пластам имеют подобное (унаследованное) строение.

Вытянутая в субширотном направлении антиклинальная складка, осложнена локальными мелкими куполами. По поверхности неокомских отложений складка по замкнутой изолинии минус 1461,7 м и имеет размеры 38,8 х 5.0 (4,5) км и амплитуду 96 м.

Ранее при минимуме информации для российского сектора акватории и прилегающих территорий была разработана принципиальная схема условий формирования и пространственного размещения залежей УВ [1-3].

Новые гео­лого-геохимические данные по месторождению позволили восполнить отдель­ные недостающие звенья концепции онтогенеза УВ скоплений северо- западно­го Каспия [4-7]. Проведенный комплекс геохимических исследований УВ (на­сыщенного и ароматического строения) в значительной мере (даже при мини­муме или отрывочной информации) обеспечивает доказательную базу для всех звеньев цепи юрско-меловой генерационно-аккумуляционной системы уста­новленных и прогнозируемых залежей УВ Среднего и Северного Каспия.

Используемые для этой цели результаты интерпретации геолого-геохимических показателей ОВ и УВ, получены в скважинах Ракушечной (1, 2, 4, 6) и сопре­дельных площадей. Наблюдающиеся закономерности в углеводородных соста­вах экстрактов пород и флюидов, а также их степень преобразованности, по ко­торым можно судить о наличии или отсутствии генетической связи между ни­ми, в свою очередь, позволяют трассировать пути миграции и характер пере­распределения УВ в зоне аккумуляции.

Нашло дополнительное подтверждение, что ОВ, захороненное в юрско-меловом терригенном комплексе отложений, имеет региональный доминирую­щий субконтинентальный облик и преимущественно гумусовый тип. Значи­тельная его доля содержится в концентрированном виде (многочисленные фрагменты обуглившихся деревьев и пропластки бурых землистых углей).

Захоронение ОВ происходило главным образом в окислительной обстанов­ке (иногда с признаками сероводородного заражения). Полученные данные по типу и составу ОВ не противоречат раннее сделанным априорным утверждени­ям, что в зоне генерации глубокопогруженные нижне-среднеюрские отложения имеют преимущественно газоматеринский потенциал; подчиненное значение имеет нефтематеринская составляющая суммарного генерационного потенциа­ла пород;

При анализе влияния миграционных процессов на формирование и раз­мещение залежей УВ подтверждено соблюдение « принципа B.C. Гассоу и СП. Максимова» - движение УВ под воздействием «сил плавучести» или принцип дифференциального улавливания УВ. Исходя из этого, месторождение является частью генерационно - аккумуляционной системы: глубокопогруженные мате­ринские нижне- среднеюрские отложения Терско-Каспийского прогиба - откры­тые (им. В. Филановского, Промысловское) и еще не выявленные месторожде­ния на данном миграционном пути. Из анализа условий формирования и раз­мещения залежей УВ следует, что юрско-меловой комплекс пород данного ми­грационного пути выделяется в обособленную генерационно- аккумуляционную систему (собственные: структурный этаж, зональность катагенеза, индивиду­альный состав нефтей, источник генерации, путь миграции, зона накопления). Единая система сформировалась за счет одного источника УВ в нижне- среднеюрских отложениях. Отсюда генетическое единство зон генерации и накоп­ления УВ, залежей нефти и газа на разнопротяженных расстояниях между и внутри данных зон.

Низкая палео- и современная температура и слабый ката­генез (начальные градации катагенеза, Тмах = 429 °С), указывают на отсутствие условий для реализации углеводородного потенциала юрско-меловых пород на широте ме­сторождения как в прошлом, так и в настоящее время.

По данным палинологи­ческих исследований, использующие биологические индикаторы палеотемператур - группу ископаемых зеленых водорослей TasmanitesNewton и разрабо­танную на их основе катагенетическую шкалу для отложений морского генези­са, установлен катагенетический диапазон преобразования ОВ, соответствую­щий градациям ПК11...ПК12 [4]. Указанный катагенетический диапазон суще­ственно выше главной зоны нефтеобразования (ГЗН), а тем более главной (катагенетической) зоны газообразования (ГЗГ) и указывает, с одной стороны, на невозможность образования нефти и газа на месте их нахождения, а с другой -на то, что установленные на упомянутых выше месторождениях многопласто­вые промышленные их скопления в широком глубинном интервале залегания юрско-меловых пород сформировались за счет поступивших УВ на путях даль­ней миграции от зон генерации с благоприятными термобарическими условия­ми для образования УВ.

Об этом свидетельствуют и показатели зрелости нефтей. Состав и свойст­ва поступающих в пределы месторождения нефтяных и газоконденсатных УВ указывает на то, что они образовались в жестких термобарических условиях. Именно такие условия могли сложится в нижне- и среднеюрских мате­ринских отложениях Терско-Каспийского прогиба и прилегающего с севера платформенного склона на двух генерационных этапах: первый - при прохож­дении ГЗН, второй - ГЗГ. Последнее свидетельствует о значительной стадии катагенеза (МК2) РОВ, генерирующих данные УВ, что не соответствует степени зрелости пород, вмещающих залежи. Низкий суммарный генерационный по­тенциал юрско-меловых отложений в зоне аккумуляции, условия захоронения РОВ и низкая степень его преобразованности исключают генерацию УВ в зонеаккумуляции. При этом свойства и состав УВ, выделенных из экстрактов концентрированного ОВ нижнемеловых отложений (землистый бурый уголь), ге­нетически отличен от УВ, находящихся в сопредельных порах песчаника, что также указывает на их транзитный характер. Пиролитический анализ образцов показал, что исследуемые нижнемеловые породы на широте месторождений им. В.Филаноского и Ю.Корчагина обладают низким генерационным потен­циалом (средние значения HI = 88 мгУВ/гСорг S2 = 0,77 мгУВ/г), что не позво­ляет отнести эти отложения к числу основных нефтегазоматеринских комплек­сов пород.

Такой вывод подкрепляется и аналитическими данными, указывающих на отсутствие генетической связи захороненного в юрско-меловых отложениях ОВ с УВ в залежах месторождения. Так, углеводородный состава нефтей, в от­личие от ОВ вмещающих пород, формировался в условиях значительного де­фицита кислорода и значительного сернистого заражения; термодинамические параметры УВ нефтей значительно выше аналогичных показателей для ОВ по­род, что также свидетельствует о более жестких термобарическими условиях образования УВ (погруженные зоны Терско-Каспийского прогиба).

Формирование залежей нефти и газа данного миграционного пути проис­ходит в зоне генерации (где по определению все ловушки заполнены УВГ на месте их рождения или на коротких путях миграции), на транзитных путях ми­грации по ступенчатой латерально-вертикальной схеме (залежи формируются; только по трассе миграционного пути), а также в промежуточных и конечных зонах аккумуляции УВ. Месторождение находится в пределах очень крупной промежуточной зоны накопления и переформирования скоплений УВ ранней и поздней генерации.

В пределах Среднего и Северного Каспия установлены два укрупненных этапа формирования залежей УВ за счет юрской зоны (источника) их генера­ции: на первом этапе в результате полной реализации в зоне генерации нефтематеринской части потенциала ОВ на многочисленных путях миграции форми­ровались преимущественно нефтегазовые месторождения; на втором этапе юр­ские материнские отложения вошли и продолжают пребывать в ГЗГ в результате чего, чаще всего используя уже проторенные на первом этапе пути миграции, углеводородные газы (УВГ) (включая конденсатную составляющую) частично растворили в себе нефть ранней генерации в различных соотношениях, созда­вая мультисистемы, а в большей части оттеснили нефть из многочисленных ло­вушек по восстанию пластов в северные и северо-западные районы (морская часть вала Карпинского, Прикумско - Тюленевская система поднятий). На неко­торых участках в результате изменения структурного плана реликтовые нефтяные скопления оказались отрезанными от современных путей миграции и по причине протяженного во времени «увядания или старения» (главным образом за счет потери летучей и легкой части составляющей нефтей) утратили в значи­тельной мере свое промышленное значение (например, скопления нефти в кимериджских отложениях на Хвалынском месторождении и т.д.);

Формирование залежей на месторождении происходило непрерывно, на­чиная с позднемеловой эпохи. На генетическом уровне суммарный эффект это­го процесса делится на два основных этапа: первый - нефтегазовая история (формирование залежей) и второй - газоконденсатная (переформирование за­лежей). При этом на каждом этапе месторождение оставалось транзитной зоной для УВ в общей генерационно-аккумуляционной системе, но со своими осо­бенностями формирования и перераспределения нефти и газа в залежах.

На первом генерационным этапе материнские отложения по мере прохо­ждения ГЗН с начала верхнемеловой эпохи продуцировали наряду с газом и УВ нефтяного ряда, источником которых служило сапропелевая составляющая ОВ. Нефтегазовые залежи формировались как в зоне генерации, так и на путях ми­грации УВ. В составе последних значительную долю составляли газообразные УВ, что способствовало высокой подвижности нефти и ее продвижению на значительные расстояния. Широтно-Ракушечная зона поднятий стала естест­венным препятствием и крупной зоной нефтегазосбора на пути УВ, движущих­ся с юга от источника генерации по регионально выдержанных пластам- кол­лекторам, в результате чего на данном этапе в ловушках юрских и нижнемело­вых отложений формировались преимущественно нефтяные (нефтегазовые) за­лежи.

Жидкие и газообразные УВ, поступающие в рассматриваемую зону акку­муляции различными путями, генерированы практически генетически близким ОВ, однако дальнейшие процессы миграции, формирования и перераспределения УВ в за­лежах, окислительная обстановка, метаморфизм, взаимодействия с вмещающимипородами и водами вносят существенные изменения в состав нефтей и газов, причем иногда столь значительные, что о первоначальном генетическом типе судить достаточно трудно, но можно. Результаты изучения биомаркеров УВ по морским скважинам, поддержанные геохимическими свидетельствами по физико-химическим свойствам, компонентному и микроэлементному составу нефтей, конденсатов и битумоидов, распределению н-алканов и изопреноидов, позво­ляют назвать в качестве основного источника УВ флюидов нижне-среднеюрские терригенно-карбонатные отложения.

На втором генерационном этапе материнские отложения уже с начала неогена, по мере вовлечения нижней части юрских отложений в ГЗГ, где неза­висимо от типа ОВ генерирует только углеводородные газы (УВГ), осуществ­ляется процесс оттеснения нефтяных скоплений за пределы очага газогенера­ции к бортам прогиба. Миграционные процессы на начальном этапе были развиты слабо, ввиду малых углов падения юрских пластов-коллекторов. К на­стоящему времени избыточные газовые и газоконденсатные УВ в условиях бо­лее крутого воздымания пород вытеснили вверх по восстанию песчаных и карбонатных горизонтов на платформенные участки ранее выделившуюся нефть из по­груженных зон залегания юрских отложений. Этому в немалой степени способствовали: существенная разница в градиентах пластовых давлений в зонах генерации (АВПД) и накопления (гидростатические давления) УВ; значи­тельная крутизна залегания на отдельных участках пластов-коллекторов и то обстоятельство, что выталкивающим агентом являются обладающие макси­мальной активностью струйные потоки УВГ. При этом значительная часть неф­ти осталась «размазанной» на путях миграции в пластах-коллекторах юрского и мелового возраста. Для того, чтобы осуществлялась современная дальняя ми­грация УВ, в зоне генерации должны быть выполнены, как минимум, три условия: все ловушки должны быть заполнены под структурные замки газоконденсатом; все залежи должны пребывать в состоянии АВПД; пластовые воды должныбыть предельно насыщены газом. Особое значение при перемещении УВГ при­надлежит системам последовательно воздымающихся поднятий, выступов, валов, образующих структурные гребни, играющие роль своеобразных «транс­портных коммуникаций» при региональной струйной миграции УВ из зон ге­нерации. Путей ближней и дальней миграции, питаемых юрской зоной их гене­рации, может быть значительное множество, которые радиально расходятся во все стороны от глубокопогруженных зон прогибов к их бортам, обеспечивая весьма высокую «промытость» газом пластов - проводников.

К Широтно- Ракушечной зоне поднятия мигрирующие УВ могут подойти в однофазовом состоянии (УВГ), которые заметно облегчаются на данном отрезке пути миграции (от Хвалынского месторождения). На таком пути оказалась, напри­мер, газоконденсатная залежь в песчаниках юрских отложений месторождения Ю. Корчагина, из которых при испытании скв. 2 Широтной в интервале перфо­рации 1861-1871 м получен фонтанный приток газа дебитом 627 тыс. м3/сут и конденсата дебитом 41 м3/сут.

Нефтяные залежи, сформировавшиеся на первом этапе, пополняются, а затем и полностью замещаются продуктами последующих этапов генерации -газоконденсатом и газами сначала в зоне генерации, а затем на ближних («170 км» и Хвалынское месторождения» и дальних (рассматриваемое месторожде­ние) путях миграции.

Установлено, что к Широтно-Ракушечной зоне нефтегазосбора подходит несколько путей миграции [1 - 3, 6, 7]: (все берут начало в зоне генерации Терско-Каспийского прогиба): первый через месторождения «170 км», Хвалынское, им. Ю.Корчагина; второй через месторждения Сарматское и им. В.Филановскогр и подходит к одному из опущенных блоков Широтно-Ракушечного вала (скв. 6Р); третий путь проходит западнее Сарматского месторождения и подходит к приподнятому блоку месторождения им. Филановского (скв. 2Р и 4Р), а далее через Ракушечное к Промысловскому месторождению. Более западные миграционные пути перехватываются Прикумско-Тюленевской системой поднятий. В неокомских отложениях Ракушечной системы поднятий в различных ее частях составы нефтей значительно отличаются между собой, что указывает на наличие самостоятельных путей миграции к каждо­му поднятию (блоку), а также на структурную обособленность таких поднятий (блоков), что нашло подтверждение по данным сейсморазведки 3D и бурения скв. 6Р.

Подток УВ в пределы месторождения со стороны месторождения Ю.Корчагина исключен по структурным соображениям (глубокий разделяю­щий месторождения прогиб). Наряду с этим, геохимическая характеристика неокомской нефти различна у этих месторождений.

Внедрение поступивших в пределы месторождения газоконденсатных растворов новейшей генерации коренным образом изменили характер нефтега-зоносности нижнемеловых отложений. Газоконденсатные растворы, встречая на своем пути жидкие УВ, создают мультисреды с повышенными миграцион-ными свойствами Струйный поток углеводородной смеси (мультисистемы, в которой доминирует УВГ) с юга по повышенным участкам структурного плана внедряется первоначально в неокомскую нефтяную залежь, частично растворя­ясь в ней в зоне внедрения и устремляется в соответствии рельефом поверхно­сти пласта-коллектора в наиболее приподнятую часть структуры (район скв. 2Р), формируя в пиковой ее части газовую шапку. Залежь таким образом стано­вится нефтегазовой. Нефть меняет свой состав и свойства (особенно в зоне вне­дрения), становится более легкой за счет растворения в ней части УВ посту­пившей мультисистемы. Процессы обновления («омоложения») нефти в запад­ной (скв. 4Р и далее на запад) периферийной части неокомской залежи, гдеотсутствовал подток УВ мультисистемы проходил и продолжает проходить кратно медленнее. Отсюда имеющиеся различия в составе и свойствах нефтей в различных частях залежи. Нефтегазовая залежь в неокомских отложениях вблоке, где пробурена скв. 6 Рак, формировалась за счет самостоятельного пути миграции УВ, в мультисистеме которой оказалось свое собственное соотноше­ние изученных геохимических показателей в составе и свойствах нефти, что отличает их от нефтей в западном блоке (скв. 2Р и 4Р). При этом в восточном блоке газовая составляющая УВ смеси доминирует, в результате чего сформи­ровалась нефтегазокондесатная залежь (с нефтяной оторочкой). От Ракушечного месторождения газ двигался самостоятельно по отложениям альбского возраста в сторо­ну Промысловского месторождения.

Рост значения П/Ф коэффициента, а также закономерное увеличение вверх по разрезу легких бензиновых фракций позволяет предположить, что формирование газоконденсатных залежей происходило за счет массопереноса УВ из нижележащих отложений в условиях интенсивного газового потока, что привело к значительному повышению в ряду изопреноидных углеводородов доли пристана в газоконденсатах. Следу­ет отметить, что генетическая информация, полученная по этому соотношению, наиболее достоверна для равновесных устоявшихся залежей. В тектонически активных зонах, где возможны газовые и газоконденсатные перетоки, повышенные значения отношений П/Ф могут рассматриваться как следствие движе­ния и переноса жидких УВ в газовых растворах, указывая на проводящие свой­ства дизъюнктивных нарушений в моменты их тектонической активации в пре­делах залежи. Переток флюида может осуществляться путем его прорыва через покрышку. Анализ покрышек в меловом разрезе отложений указывает на их ненадежность за счет наличия в них многочисленных песчано-алевролитовых пропластков, в том числе ничтожных по толщине. При прохождении при буре­нии таких интервалов обычно отмечаются высокие и повышенные газопоказания. В целом ука­занное сочетание пород-коллекторов и покрышек различной степени надежно­сти указывает на возможность перетока газообразных УВ вверх по разрезу от­ложений. На это же может указывать закономерное уменьшение для всех зале­жей морских месторождений плотности нефти и газа содержания смолисто- асфальтеновых веществ, а также увеличение бензиновых фракций( Широтная и Раку­шечная площади).

На месторождении им. В.Филановского (рис.1) скапливающиеся УВГ в газовой шапке по мере достижения давления межпластового прорыва проникают через покрышку (диффузионный поток), сложенную алевролитами, а также по зонам дробления разрывных нарушений (эффузионный поток) в следующие группупластов-коллекторов в апте, где УВ дифференцируются в залежи в соответст­вии с количеством УВ различного фазового: в нижней части формируется неф­тяная оторочка, в верхней - газовая шапка. Прорыв УВ в отложения аптского возраста под­тверждается геохимическими метками, указывающих на генетическое родство нефтей неокомского и аптского возрастов и на единый источник их образования. В дальнейшем облегченный газ от пиковой части шапки аптских отложений преодолевает по­крышку и, последовательно заполнив ловушки в песчаниках альбского возраста место­рождения им. В. Филановского, латерально перетекает в замковых частяхскладки в пределах Ракушечного месторождения, откуда по мере возрастания структурного плана газ последовательно заполняет под замок все ловушки системы поднятий в литологически выдержанном пласте-коллекторе альбского возраста вплоть до Промысловского газового месторождения. Все месторождения на этом пути окажутся газовыми.

По данным ГИС и испытания, этаж газоносности альбских отложений в скважине 1Р составляет 58 м, вся газоносная толща условно разде­лена на две пачки I и II, геологические суммарные запасы газа в которых соста­вили 96 млрд. мЗ, конденсата 2 млн. т. Аптская газоконденсатная залежь по за­пасам втрое меньше альбской (запасы газа составляют 27 млрд. мЗ, конденсата 719 тыс. т). В целом геологические запасы газа по Ракушечному месторожде­нию составляют 123 млрд. мЗ, конденсата 3 млн.т.

Прогноз фазового состояния углеводородов (УВ) последних приобретает в связи с этим особую актуальность, поскольку позволяет вести направленные поиски новых залежей определенного типа УВ сырья, в зависимости от при­оритетов добывающей компании на нефть или природный газ.

Показана возможность обоснования направленных поисков скоплений УВ определенного фазового состояния.

Литература

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

2. Бочкарев В.А., Карпов П.А., Сербина Е.В. Прогноз фазового состоя­
ния УВ в залежах Самурско-Центрально-Каспийской системы поднятий //Вопросы геологии и нефтегазоносности Волгоградского Поволжья - Волгоград: ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2002. - Вып.59. - С. 12-21.

3. Бочкарев В.А., Сербина Е.В. Направленные поиски нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений в российском секторе Каспия//Геология, бурение и разработка нефтяных месторождений Прикаспия и Каспийского моря и нефтегазоносности Волгоградского Поволжья - Волгоград:ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2003. - Вып.61. - С. 12-21.

4. Здобнова Е.Н., Остроухов С.Б. Празинофиты - индикаторы степени катагенеза расс

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context