авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 7 |

Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров баренцево-карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов

-- [ Страница 2 ] --

Изменения ФЕС юрских терригенных коллекторов определяются не только условиями седиментации и фациальной обстановкой формирования природных резервуаров, но и диагенетическими (вторичными) процессами, интенсивность которых зависит от термобарических условий залегания, распределения геофлюидальных давлений, деструкции керогена и т.п. В результате действия этих факторов наблюдаются метасоматические изменения минерального состава скелета и цемента породы, выпадение кальцита за счет выделения СО2 при деструкции керогена, быстрое уплотнение песчаных разностей, хотя катагенез органического вещества, входящего в состав породы, может оказывать и некоторое положительное влияние на ФЕС, создавая локальные зоны разуплотнения. В целом эпигенез способствует снижению проницаемости пород и увеличению степени их цементации. Так, в разрезе юры Бованенковского месторождения фоновая проницаемость снижается от 0,5-0,6 мд в пластах Ю2-3, до 0,2-0,4 мд в пластах Ю6-7 и до 0,05-0,3 мд в пластах Ю10-12.

Область распространения АВПД в юрской толще значительно больше, чем в меловой, а в фундаменте должна быть еще больше. Это подтверждается наличием АВПД в уже вскрытых бурением образованиях фундамента на Надымской, Бованенковской, Южно-Русской площадях (С.В.Аплонов, 2001 г.). Обнаружено закономерное уменьшение коэффициента аномальности с удалением от свода структуры, где он достигает максимального значения.

На территории Ямала до глубины 1900 м давления соответствуют гидростатическим и достигают максимальных величин на глубине
3240 м (Ка=1,71). В «переходной» зоне градиент пластовых давлений составляет 0,48-0,84 МПа/10м.

1.2.3. Отложения палеозоя

Раннепалеозойский осадочный бассейн восточной части Баренцева моря по существующим представлениям (Э.В. Шипилов, А.Ю. Юнов и др.) входит в состав единого бассейна, протянувшегося от южного Шпицбергена до Тимано-Печорской области, включая Новоземельскую зону.

В период стабилизации, последовавшим за позднекаледонской фазой активации и рифтогенеза, начали накапливаться главным образом карбонатные фации. Наиболее полно отложения среднего и верхнего карбона мощностью до 470 м изучены в пределах Печоро-Колвинского авлакогена, где они представлены мелководными тонкослоистыми известняками с отдельными линзами высокопористых биогермных известняков. В акватории Печорского моря карбонаты средне-верхнекаменноугольного возраста изучены на Долгинском валу, на Северо-Долгинской и и Южно-Долгинской структурах (отложения среднего карбона и верхнего девона соответственно).

Особую роль в формировании коллекторского потенциала карбонатных образований палеозоя безусловно играют рифовые фации, детально изученные в верхнедевонском комплексе Тимано-Печорской провинции. К ним относятся вторичные реликтово-органогенные и обломочные доломиты, строматолитовые и обломочные известняки различной текстуры. С карбонатными коллекторами в рифовых постройках связаны крупные и часто весьма высокодебитные месторождения нефти и газа. Так, хорошо известны газоносность рифов в Средней Азии, Прикаспийской впадине. Рифовым является резервуар гигантского месторождения Киркук в Ираке, к рифовым относятся месторождения Редуотер, Джуди-Крик в Канаде, группа месторождений Ла-Реформа в Мексике и др. Для большинства месторождений характерные высокие дебиты скважин, плотность запасов и эффективная нефтегазонасыщенная мощность. На месторождении Карачаганак (Прикаспийская впадина) последняя достигает, например, 1500 м.

В пределах Печорской плиты рифовые тела биогермного типа отмечены по ее восточному краю. Рифогенные постройки сложены водорослевыми и строматолитовыми известняками мощностью до 1400 м. Возраст построек – силур - нижний девон. Залежи нефти в рифовых известняках верхнедевонско-нижнефранского карбонатного комплекса установлены на Медынской и Тобойской структурах. В районе Приразломного нефтяного месторождения основной продуктивный комплекс палеозоя (С1s – Р1а) сложен рифогенными и органогенными известняками с довольно высокими ФЕС (до 22-24 % пористости и 120-300 мД проницаемости), что обеспечивает дебиты нефти до 600-650 м3/сут. В акватории Печорской плиты в карбонатах пермо-карбона открыт ряд нефтяных и газоконденсатных залежей.

Согласно схеме сейсмофациального районирования, выполненного по данным сейсморазведки 2Д и 3Д в 1997-1998 г.г. в пределах структуры Варандей-море, в ее северной части развиты преимущественно рифогенные фации пермо-карбонового возраста, в центральной – фации биогермных построек. Склоновые фации преобладают на юге структуры. По-видимому, эти же фации распространены на всем протяжении южной части вала Сорокина.

В скважине Северо-Долгинская нижнепермские известняки классифицированы как каркасные биогермные породы, обладающие высокими емкостными показателями (Дзюбло, Зонн, 2004). По ряду диагностических признаков эти отложения, безусловно, относятся к рифогенным. Наиболее высокоемкие их разности приурочены к верхней части разреза ассельско-сакмарских отложений, где распространены так называемые «ситчатые» известняки.

Цепочка рифогенных образований ассельско-сакмарского возраста вытянута с юга на север в западной части Печорской синеклизы. Она проходит с суши на акваторию до острова Колгуев, где прослежен ее поворот в западном направлении. На сейсмопрофилях, выполненных КТЭ ПО «Арктикморнефтегазразведка», выделены аномалии «типа риф», образующие цепочку вдоль Кольской моноклинали. Такие же рифогенные образования нижнепермско-верхнекаменноугольного возраста известны на норвежском шельфе, поэтому цепочка прогнозируется и дальше, огибая Центрально-Баренцевское поднятие в диапазоне стратоизогипс по кровле карбонатов (ОГ «1а»). На острове Колгуев мощность рифогенных тел достигает 200 м. По данным сейсморазведки 3Д, выполненной по заказу ООО «Газфлот» в 2006-2007 г.г., аномалии типа «Риф» обнаружены на Долгинской площади.

Ассельско-сакмарские биогермные постройки Северо-Долгинской структуры и возможно всего Долгинского вала, входящие в состав цепочки аналогичных рифовых массивов вдоль границы мелководного шельфа, позволяют прогнозировать наличие карбонатных резервуаров на локальных структурах Медынского вала (Полярная, Западно-Полярная и др.). Из рифогенных образований сульфатно-карбонатной толщи регионального резервуара (IV комплекса по номенклатуре Е.Г. Бро) получена нефть на Приразломной и Песчаноозерской площадях, а также в скважине Южно-Долгинская №1. Концентрация ОВ в девонских и каменноугольных отложениях достаточно высока, чтобы обеспечить генерацию жидких УВ в наименее погружающихся частях региона и в удалении от стрессовых зон.

1.2.4. Породы фундамента

Анализ отбора и выноса керна из скважин района исследований показал, что освещенность керном разнообразных по литологии, типам пористости, различных по возрасту палеозойских отложений на сегодняшний день - крайне низкая. В интервалах пород, представляющих интерес с точки зрения оценки их коллекторских свойств, освещенность керном еще ниже. Так, на Новопортовской площади на Ямале пройдено с отбором керна всего 12,5% от всего вскрытого разреза палеозойских пород, вынос керна при этом в среднем составил 18,9%, а освещенность керном - всего 2,4%.

На Бованенковском месторождении пройдено с отбором керна в среднем 3,8% от всего вскрытого разреза палеозойских пород, вынос керна при этом в среднем составил 55,4%, а освещенность керном - всего 2,1%.

На Западно-Яротинской площади в скв. № 301 с отбором керна пройдено 1,7% разреза, освещенность керном составила 1,5%.

Анализ изученности палеозойских отложений по керну показал, что отбор керна при поисково-разведочном бурении носил не целенаправленный, а скорее скачкообразный характер. Интервалы проходки с керном в отдельных скважинах составляют 3-7 м на 100-200 м бурения. Даже в интервалах с высоким выносом керна в разнообразных по литотипу породах доюрского возраста привязать керн весьма затруднительно.

Доюрские отложения в изучаемом районе представлены широким спектром пород в зависимости от возраста и типа отложений. Так, на Новопортовском месторождении они сложены гравелитами, брекчией и сильно трещиноватыми доломитами. Девонские и каменноугольные образования здесь представлены почти исключительно карбонатами, в той или иной степени метаморфизованными.

На месторождении Медвежье девонские отложения представлены сланцеватыми известковистыми аргиллитами и известняками, а породы этого же возраста на Надымском месторождении - глинистыми сланцами, туфогенными песчаниками и алевролитами, а также кремнистыми образованиями. На Западно-Яротинском месторождении палеозойские отложения выполнены хорошо сцементированными плотными песчаниками. Протерозойские образования, вскрытые на Новопортовском и Бованенковском месторождениях, сложены зелеными сланцами и порфировидными габбро-диабазами. Характерной общей особенностью разновозрастных палеозойских отложений является их повышенная трещиноватость.

По имеющейся петрофизической информации породы изучаемых отложений обладают плохими фильтрационно-емкостными свойствами, для них характерны низкие значения проницаемости и высокая остаточная водонасыщенность. Среди доюрских отложений наиболее перспективны для поиска коллекторов карбонатные отложения, песчаники, породы коры выветривания и туфогенные породы.

Петрофизическое обеспечение (критерии коллекторов и петрофизические зависимости типа «керн-керн») доюрских отложений позволяет выделять коллекторы, определять пористость и нефтенасыщенность в основном эффузивных пород. Доля исследованных образцов, представленных карбонатными породами и песчаниками, достаточно мала. Для уверенной оценки параметров, необходимых для оценки коллекторских свойств и характера насыщения изучаемых отложений необходимо дальнейшее изучение петрофизических особенностей доюрских отложений на представительной коллекции керна, представленной всеми литотипами доюрских отложений.

Глава 2. Краткая характеристика геологического строения, развития и нефтегазоносности Баренцево - Карского региона

2.1.Современные представления о тектоническом развитии региона

Шельф Баренцева моря является северным продолжением Восточно-Европейской платформы. Фундамент здесь сложен интенсивно дислоцированными и метаморфизированными образованиями архейско-нижнепротерозойского возраста. Осадочный чехол можно условно разделить на два структурных этажа, различающиеся формациями и геологической историей:

  • нижний этаж – преимущественно карбонатные комплексы низов карбона, девона, силура, ордовика, возможно, кембрия;
  • верхний этаж – глинисто-терригенные толщи с возрастом от перми до кайнозоя включительно.

По существующим представлениям (И.И. Нестеров, А.Э. Конторович, В.П. Гаврилов, В.А. Холодилов и др.) шельф Баренцево-Карского региона относится к пассивным континентальным окраинам атлантического типа. Для них свойственно наличие зрелой материковой коры и возникновение системы листрических разломов вдоль ее внешнего края. Разломы эти формируются в условиях горизонтального растяжения (Ю.Г. Леонов и др., 2007).

В тектоническом отношении в Баренцевом море с севера на юг выделяются: Свальдбарская антеклиза, Западно-Баренцевский и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Центрально-Баренцевская зона поднятий, сочленяющая Западно- и Восточно-Баренцевский мегапрогибы, Приновоземельская ступень, примыкающая к Новоземельско-Пайхойской гряде; Кольско-Канинская моноклиналь.

Акватория Карского моря в тектоническом отношении представляет собой крайнюю северную часть Западно-Сибирской эпигерцинской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой-Новоземельским орогеном, а на севере ее граница условно проводится по южной оконечности Северо-Сибирского порога.

Складчатый фундамент на севере Западно-Сибирской плиты, по мнению ряда авторов сложен магматическими и метаморфическими породами докембрийского возраста. Результаты сейсморазведки и бурения глубокой скважины на острове Свердруп, которая под юрскими отложениями вскрыла сильно дислоцированные и метаморфизованные породы протерозоя, свидетельствуют о том, что и в пределах акватории Карского моря фундамент имеет в основном докембрийский, вероятнее всего, байкальский, возраст. На отдельных участках, где фундамент был переработан в каледонскую фазу складчатости, в его строении принимают участие и дислоцированные породы нижнего палеозоя.

Осадочный чехол всей Западно-Сибирской плиты и акватории Карского моря как ее части сложен мощной толщей терригенных осадков мезо-кайнозойского возраста.

На изученной сейсморазведкой части акватории четко прослеживаются западная и северная границы Западно-Сибирской плиты. На западе плита по глубинному разлому типа краевого шва граничит с Пайхой - Новоземельским орогеном, а на севере граница плиты проводится по южной оконечности поднятия Северо-Сибирского порога, который, судя по ограниченным сейсмическим и гравиметрическим данным, представляет собой выступ древнего протерозойского фундамента и является периклинальным окончанием Северо-Таймырской складчатой системы.

Остальная часть акватории входит в состав региональных тектонических элементов Западно-Сибирской плиты: Внешнего тектонического пояса и Ямало-Тазовской мегасинеклизы. Граница между ними проводится по крупному флексурному перегибу, соответствующему высокоамплитудному разлому фундамента, которым контролируется распространение пермо-триасовых отложений.

В пределах изученной части акватории и прилегающей суши выделяются тектонические элементы более низкого порядка – Припайхойско-Приновоземельская моноклиза, Южно-Карская синеклиза и северо-восточная часть Пайхой-Таймырской седловины.

Общим для Баренцево-Карского региона является формирование верхнеюрско-нижнемеловой нефтегазоматеринской толщи доманикоидного типа. Это битуминозные кремнисто-глинистые породы Баренцева моря и карбонатно-кремнисто-глинистые толщи баженовской свиты севера Западной Сибири и юга Карского шельфа.

Прослеживается общность положения основных сейсмических отражающих горизонтов (ОГ) мезозоя на обоих участках изученной территории. Горизонт В, приуроченный к пограничным слоям неокома, сложенным глинисто-битуминозными отложениями, сменяющимся по латерали и вертикали клиноформными склоновыми глинисто-песчаными комплексами неокома Печорского моря и практически аналогичный ОГ «Б», депрессионный баженовский горизонт и клиноформная ачимовская толща Западной Сибири. Преобладающее падение клиноформ в обеих регионах западное, депрессионный комплекс в общих чертах также идентичен. Незначительные отличия связаны с несколько большей кремнистостью и меньшей карбонатностью Западно-Сибирского баженовского комплекса.

2.2. Стратиграфия, литофациальная характеристика

Содержание настоящего раздела базируется на изучении материалов глубокого бурения на шельфе Баренцева и Карского морей (Обской и Тазовской губ), материалов бурения на суше – на островах, полуостровах и в прибрежной зоне, материалов морских геофизических работ, результатов геологической съемки, а также исследований известных в нефтегазовой геологии ученых (М.С. Зонн, Ю.К. Бурлин, Е.В. Захаров, Е.Г. Бро, В.А. Скоробогатов и др.)

Основное внимание уделено наиболее разбуренным и изученным автором месторождениям Печорского моря, Обской и Тазовской губ Карского шельфа. В Варандей-Адзьвинской структурной зоне Печорского моря изученный разрез начинается с морских карбонатных толщ ордовика и силура с прослоями глинисто- доломито – эвапоритовых образований. В северо-западной части зоны увеличивается глинистость отложений при сокращении мощности силурийских толщ. В составе верхнего палеозоя также преобладают карбонаты, однако здесь значительную роль играют также глинистые и песчано-алевритовые породы. Пермские толщи несогласно перекрыты переслаиванием песчаников, алевритов, глин триасового возраста континентального происхождения. Юрские отложения с резким стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности триаса. Они сложены прибрежно – морскими песчаниками и глинистыми породами. Такими же породами образованы и меловые толщи. В составе кайнозойских образований преобладают глины, суглинки, супеси.

В акватории Обской и Тазовской губ разрез начинается со складчатого палеозоя, сложенного разного характера сланцами, карбонатами породами, метомарфизированными песчаниками с горизонтами базальтов. Эти толщи несогласно перекрыты терригенными породами триаса континентального и мелководноморского происхождения. Юрские и меловые образования сложены терригенными и глинистыми породами, иногда углистыми. В составе кайнозоя преобладают глинистые, кремнисто-глинистые, песчано – алевралито - глинистые образования.

2.3.Нефтегазогенерационный потенциал продуктивных комплексов

Геохимический раздел исследований посвящен анализу возможности формирования нефтегазоносности на основе изучения нефтегенерационных способностей отложений осадочного чехла Баренцево-Карского региона. Связанные с этим проблемы с разной степенью детальности были освещены в работах Т.К. Баженовой, И.С. Грамберга, Т.А. Кирюхиной, Ю.И. Корчагиной, Н.П. Лопатина, Н.Н. Немченко, О.И. Супруненко, В.А. Чахмахчева и других специалистов, занимающихся проблемами формирования нефтегазоносности акваторий арктического шельфа и прилегающих сухопутных регионов.

Установлены некоторые региональные закономерности газонефтеносности Баренцево-Карского региона. Одной из наиболее важных из них является смена нефтяных залежей, имеющих преимущественное распространение в континентальном секторе, газоконденсатными и газовыми на месторождениях акваториальной части. Многие исследователи связывают это с увеличением континентальной составляющей в юрских и меловых отложениях, другие считают главной причиной усиление степени катагенеза отложений. Но пока в мезозойских залежах действительно обнаружены только газовые и газоконденсатные залежи.

Моделирование процессов нефтегазообразования в разрезе осадочного чехла на основе анализа нефтегенерационных возможностей нефтегазоматеринских толщ и степени их катагенетической зрелости позволяет фиксировать наличие или отсутствие процессов нефтегазогенерации и их динамику во времени и пространстве.

Геохимические исследования продуктивных отложений Баренцево-Карского региона проводилось на основе изучения материалов немногочисленных скважин, пробуренных на открытых к настоящему времени месторождениях. Кроме того, привлекались данные исследования отложений сопредельной суши Тимано-Печорского и Западно-Сибирского бассейнов и островов, расположенных по периферии Баренцевоморского шельфа. Анализ геохимической информации позволил выделить основные нефтематеринские и газоматеринские толщи различной продуктивности.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 7 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.