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 |   ...   | 2 | 3 ||

Геолого-геохимические условия нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений центрального и восточного предкавказья

-- [ Страница 4 ] --

Тмах для палеогеновых отложений изучаемой территории (А.А. Ярошенко, Т.А. Горягина, 2005) позволило осуществить пересчет значений Тмах в Ro и воспользоваться традиционно применяемой шкалой и номенклатурой градаций катагенеза ОВ, а также выполнить построение серии карт катагенетической превращенности ОВ для отдельных стратиграфических подразделений палеогенового возраста. Анализ этих карт показал, что наиболее высокая степень катагенетической превращенности ОВ изучаемых отложений, увеличивающаяся в восточном и юго-восточном направлениях, отмечена в пределах Восточного Предкавказья, где значения R0 достигают 1,32 % (МК4). В наименьшей степени ОВ преобразовано в пределах Центрального Предкавказья и частично Восточного Предкавказья, где небольшие глубины залегания обусловили степень катагенетической преобразованности ОВ, соответствующую условиям от раннего до позднего протокатагенеза (ПК1+2 - ПК3).

Во втором разделе главы рассматривается генерационная зональность УВ в палеогеновых отложениях Центрального и Восточного Предкавказья. Для моделирования процессов нефтегазообразования были составлены графики зависимостей содержания в породе ХБ, S1, S2 и РР от величины показателей R0 и Тмах, на которых отмечается прогрессирующее нарастание их значений, сменяющееся локальным максимумом интенсивности генерации УВ и последующим спадом.

Рассмотрение моделей преобразования ОВ разных подтипов показало, что принципиальное различие в динамике преобразования ОВ разного происхождения наглядно проявляется уже с начала мезокатагенеза (рис. 6). Это объясняется тем, что каждый из типов и подтипов ОВ характеризуется индивидуальным химическим строением.

Рис. 6. Графики, описывающие процесс созревания ОВ смешанного типа

Для пород, содержащих ОВ сапропелево-гумусового подтипа, процессы генерации УВ и последующей их эмиграции происходят на меньших глубинах и при более низких температурах, что обусловлено наличием сравнительно слабых кислородсодержащих структур. ОВ гумусово-сапропелевого подтипа сохраняет существенный углеводородный потенциал до более высоких уровней созревания за счет сравнительно сильных структурных связей, разрыв которых требует большей энергии активации. Интервал градаций катагенеза от конца МК1 до конца МК2 является переломным и приводит к весьма существенным изменениям в молекулярной структуре и химическом составе керогена гумусово-сапропелевого подтипа, в частности, к постепенному снижению содержания углерода, водорода, летучих веществ и заметному увеличению скорости генерации преимущественно жидких УВ за счет термической деструкции основной части полимерлипидных компонентов. Все вышеуказанные молекулярно-структурные превращения керогена палеогеновых отложений Восточного Предкавказья во время их погружения наблюдаются при достижении температурного предела начала генерации жидких УВ - примерно 100 0С.

Реконструкция палеотемпературных условий изучаемых отложений на основе построения целой серии хронотермических диаграмм позволила установить, что палеоцен-эоценовые отложения Восточного Предкавказья вошли в зону проявления ГФН в конце олигоцен-раннемиоценового - в начале позднемиоценового времени на палеоглубинах 1,5 - 2,2 км.

Анализ изменения значений геохимического показателя S1 100/ТОС от Тмах, позволил отметить, что оптимальные условия для генерации жидких УВ породами палеогенового возраста Восточного Предкавказья, содержащими кероген сапропелево-гумусового подтипа, наступают при достижении значений Тмах, равных 421 0С (R0 = 0,5 %), а содержащими кероген гумусово-сапропелевого подтипа – при значениях Тмах, равных 426 0С (R0 = 0,55 %). Максимальный выход УВ нефтяного ряда для керогена сапропелево-гумусового подтипа отмечается при значениях Тмах = 430 0С (R0 = 0,63 %), что соответствует условиям раннего мезокатагенеза (завершение МК1), для керогена гумусово-сапропелевого подтипа – при Тмах = 438 0С (R0 =
0,76 %), т.е. на уровне термической эволюции, соответствующем середине МК2. После преодоления этого генерационного рубежа начинают активно развиваться процессы эмиграции УВ, что при благоприятных геологических условиях приводит к формированию скоплений УВ.

Рис. 7. Эволюция битумоидной (а) и керогенной (б) составляющих ОВ пород палеогенового возраста при пиролизе «Rock-Eval» По результатам анализа комплекса геохимических параметров были составлены модели преобразования ОВ, рассеянного в НГМП палеогенового возраста, и генерации УВ отдельно для битумоидной и керогенной составляющих (рис. 7), которые наглядно отражают на качественном уровне динамику и направленность процессов преобразования ОВ пород, а также позволяют определять граничные интервалы проявления ГФН в процессе катагенеза. Использование полученных модельных представлений

позволило устанавливать положение зон распространения зрелого и незрелого органического материала конкретно для каждого стратиграфического подразделения палеогена, т.е. выделять на изучаемой территории перспективные зоны с точки зрения их нефтегазоносности, в пределах которых происходят процессы как генерации УВ, так и формирования пород-коллекторов нетрадиционного типа.

В третьем разделе главы рассматривается современная термобарическая зональность углеводородных скоплений. Для установления влияния термобарических условий недр на распределение скоплений УВ было использовано 45 значений tпл и Рпл, замеренных в газовых, газоконденсатных и нефтяных залежах палеоцен-эоценового возраста в пределах изучаемой территории. На графике зависимости между значениями Рпл и tпл четко выделяются две зоны различного фазового состояния УВ (верхняя и нижняя), приуроченные к определенным термобарическим условиям. Так, в интервале глубин 295 - 1450 м отмечена зона газо- и газоконденсатонакопления, стратиграфически приуроченная к отложениям черкесского и карапагинского возрастов и характеризующаяся мягкими термобарическими условиями (tпл = 46 100 ОС, Рпл = 1,7 17 МПа), отмеченными в газовых и газоконденсатных залежах в пределах Северо-Ставропольской, Веселовской, Александровской, Убежинской, Николаевской площадей. Зона преимущественного нефтенакопления выявлена на глубинах 2300 - 2909 м и контролируется значениями tпл = 114 145 0С и Рпл = 20,7 37 МПа. Такие современные термобарические условия характерны для нефтяных залежей (Архангельская, Ачикулакская, Палеогеновая, Лесная, Прасковейская) Восточного Предкавказья.

Глава 5. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений по геохимическим показателям

Глава посвящена оценке ресурсов УВ палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края), проведенной собственно объемно-генетическим методом (ОГМ) и вариантом ОГМ с использованием пиролитических параметров «Rock-Eval», учитывающим исходное состояние нефтегазогенерирующей системы. Определение начальных значений HI НГМП проводилось по диаграмме (см. рис.4б) перемещением фигуративной точки, отражающей текущее состояние ОВ, до начальных условий (Тmах о =
421 и 426 0С для сапропелево-гумусового и гумусово-сапропелевого подтипов керогена соответственно). Оценка ресурсов УВ предусматривала построение серии карт частных параметров (толщина НГМП, концентрация Сорг в породе, генетический тип ОВ, степень его катагенетической зрелости и т.д.) изучаемых отложении. На их основе построены схематические карты плотностей генерации и эмиграции УВ. В кумских отложениях наибольшая степень реализации потенциальных возможностей НГМП характерна для восточных районов Восточно-Ставропольской впадины, юго-восточных районов Ногайской ступени и северного борта Терско-Каспийского передового прогиба. Так, в пределах последнего количество эмигрировавших жидких УВ достигает 2251 тыс. т/км2, газовых УВ – 177,9 млн. нм3/км2. Схожая тенденция в изменении генерационного и эмиграционного потенциалов отмечена в черкесских и палеоценовых отложениях. Сопоставление результатов количественной оценки ресурсов УВ, выполненной двумя методами, показало весьма близкие значения суммарных масс генерированных и эмигрировавших УВ (табл. 2).

Таблица 2

Количество генерированных и эмигрировавших УВ в палеоцен-эоценовых отложениях Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края)
Углеводороды, млрд. т.у.т. Нефть, млрд. т Газ, трлн. нм3
min max min max min max
кумские отложения
Генерировано 15,836* 16,700 14,081 12,378 1,755 4,322
Эмигрировало 6,075 7,868 9,534 11,036 4,495 3,930 7,867 6,879 1,580 3,938 1,667 4,157
черкесские отложения
Генерировано 7,491 5,274 6,366 3,975 1,125 1,299
Эмигрировало 3,035 2,433 4,715 3,445 2,023 1,263 3,541 2,210 1,012 1,170 1,174 1,235
палеоценовые отложения
Генерировано 10,139 9,921 8,321 6,535 1,818 3,386
Эмигрировало 4,231 5,035 6,226 6,695 2,595 1,988 4,499 3,478 1,636 3,047 1,727 3,217
* Результаты оценки прогнозных ресурсов УВ, выполненной: над чертой - собственно ОГМ; под чертой – ОГМ с использованием пиролитических параметров «Rock-Eval»

Однако превышение ресурсной базы жидких УВ, оцененных собственно объемно-генетическим методом, по сравнению с результатами, полученными при использовании пиролитических параметров «Rock-Eval», вероятно, объясняется применением в первом методе обобщенных моделей, разработанных для сапропелевого и гумусового ОВ. Специфичный характер изучаемых объектов позволил воспользоваться в работе результатами ранее проведенных определений коэффициента аккумуляции (Как) для стратиграфических подразделений палеогенового возраста, в частности, для олигоценовых отложений Восточного Предкавказья он составил 0,86 - 1,6 % (С.Г. Неручев, 1990), майкопских отложений Индоло-Кубанского прогиба - 0,5 1 % (О.К. Баженова, Н.П. Фадеева, 2005). Принимая, что Как может быть равен в среднем 1 %, вероятное количество аккумулированных УВ в палеоцен-эоценовых отложениях Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) составят (осредненные данные по двум методам): кумские отложения – 42,13 73,73 млн. т нефти и 27,59 29,12 млрд. нм3 газа, черкесские отложения – 16,43 28,76 млн. т нефти и 10,91
12,05 млрд. нм3 газа, палеоценовые отложения – 22,92 39,89 млн. т нефти и 23,42
24,72 млрд. нм3 газа.

Заключение

Проведённые исследования позволяют сделать следующие выводы о геолого-геохимических условиях нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края):

1. Реконструкция литолого-фациальных и палеогеографических условий осадконакопления показала, что в течение палеоценовой и эоценовой эпох в пределах изучаемой территории состав ОВ формировался в основном за счет планктоногенного материала с разной долей участия континентальной органики, приносимой с суши проточными водами в растворенном в воде или взвешенном состоянии. При этом наиболее благоприятные условия для захоронения большого количества органического материала существовали в Восточном Предкавказье.

2. Анализ результатов исследований состава и свойств УВ и ОВ палеоцен-эоценовых отложений с помощью различных методов обработки геологической информации (построение геохимических разрезов, схематических карт и т.д.) позволил выявить закономерности изменения их геохимических характеристик по разрезу и площади изучаемой территории, в частности, было установлено, что в пределах Центрального Предкавказья породы характеризуются низкими концентрациями ОВ, Восточного Предкавказья – более высокой обогащенностью ОВ и повышенными значениями геохимических параметров.

3. Практически все изученные образцы пород палеоцен-эоценового возраста подвержены влиянию минеральной матрицы породы на результаты пиролиза ее органической составляющей, что было учтено при определении генетической принадлежности органического материала. Доказано, что изучаемые отложения содержат ОВ преимущественно смешанного типа, представленного гумусово-сапропелевым и сапропелево-гумусовым подтипами, которые отличаются друг от друга по комплексу геохимических показателей.

4. Комплекс геохимических материалов позволил выделить в разрезе палеоцен-эоценовых отложений Восточного Предкавказья следующие НГМП: глинисто-карбонатные отложения кумского возраста, глинистые и глинисто-карбонатные отложения черкесского возраста и глинистые отложения палеоценового возраста.

5. Оценка нефтегазогенерационных способностей палеоцен-эоценовых отложений показала, что их потенциальные возможности сильно варьируют как по разрезу, так и по площади изучаемой территории. В разрезе палеоцен-эоценовых отложений наиболее высокие нефтегенерационные свойства, являющиеся результатом преобладания в образцах пород фитопланктоногенного ОВ с хорошо сохранившейся липидной составляющей, характерны для кумских отложений особенно на юге и юго-востоке Ставропольского края (Восточное Предкавказье). Учитывая долю остаточного потенциала в общем нефтегазогенерационном потенциале пород палеоцен-эоценового возраста, можно утверждать, что изучаемые отложения не полностью реализовали свои нефтегазогенерационные возможности и ОВ этих отложений способно генерировать при определенных термобарических условиях жидкие и газообразные УВ.

6. На современном этапе геологического развития значительной части исследуемой территории (Восточное Предкавказье) степень преобразования ОВ палеоцен-эоценовых НГМП соответствует градациям катагенеза МК1 - МК2, что весьма благоприятно для генерации УВ и формирования их скоплений, поскольку здесь, за исключением западной части территории, весь изучаемый комплекс отложений находится в верхнем диапазоне «нефтяного окна».

7. Изучение геохимической эволюции органической составляющей пород с использованием нового фактического материала и современных представлений о генерационных процессах позволило определить начало реализации преимущественно нефтегенерационного потенциала ОВ разного генетического происхождения НГМП палеоцен-эоценового возраста - при достижении катагенетического интервала, отвечающего значениям Тмах = 421 - 426 0С и R0 = 0,5 - 0,55 % (соответственно для сапропелево-гумусового и гумусово-сапропелевого подтипов керогена). Таким образом, разработанная по результатам анализа комплекса геохимических параметров модель катагенетического преобразования ОВ пород палеогенового возраста и генерации УВ позволяет достаточно точно определять граничные интервалы проявления ГФН в процессе катагенеза и выявлять положение ГЗН как в разрезе отложений, так и в плане на территории их распространения.

8. Результаты проведенной количественной оценки перспектив нефтегазоносности кумских, черкесских и палеоценовых отложений свидетельствуют о целесообразности постановки ГРР для поиска нефтесодержащих скоплений в пределах перспективных зон территории Восточного Предкавказья (рис. 8).

Рис. 8. Схематическая карта зональности кумских отложений восточной части

Ставропольского края по величине плотности генерации УВ

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Луканова О.О. Физико-химические закономерности термодеструкции керогена палеогеновых отложений Восточного Предкавказья // «Газовая промышленность». – М.: Изд-во «Газойл пресс» - 2010. - № 5. - с. 25 – 28. (Соавтор А.А. Ярошенко)

2. Луканова О.О. Методические аспекты определения типа органического вещества хадумских отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) // «Геология нефти и газа». - М.: ООО «Геоинформмарк» – 2010. – № 6. - с. 77 – 83. (Соавторы А.А. Ярошенко, П.В. Бигун)

3. Луканова О.О. Органическое вещество кумских отложений Центрального и Восточного Предкавказья (территория Ставропольского края) и их нефтегазоматеринские свойства // «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» – 2011. – № 2. - с. 36 – 43. (Соавторы А.А. Ярошенко, П.В. Бигун)

В других научных изданиях:

4. Луканова О.О. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа хадумских отложений Журавской зоны нефтегазонакопления // Материалы XXXIV науч.-техн. конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2004 г. – Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2005. – с. 73. (Соавторы А.А. Ярошенко, Т.А. Горягина)

5. Луканова О.О. Оценка катагенетической превращенности ОВ хадумских отложений Журавской зоны нефтегазонакопления // Материалы XXXV науч.-техн. конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2005 г. – Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2006. – с. 21 - 22. (Соавтор А.А. Ярошенко)

6. Луканова О.О. Оценка нефтегазогенерационного потенциала палеогеновых отложений территории Ставропольского края // Тезисы докладов III науч.-практ. конференции молодых ученых и специалистов «Газовой отрасли – энергию молодых ученых!» (6 - 10 октября 2008 г.) – Ставрополь: Изд-во СевКавНИПИгаз, 2008. – с. 3 - 5. (Соавтор А.А. Ярошенко)

7. Луканова О.О. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества пород палеоцен-эоценовых отложений территории Ставропольского края // Материалы XII региональной науч.-техн. конференции «Вузовская наука – Северо-Кавказскому региону». Том первый (22 – 24 декабря 2008 г.). – Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ, 2008. – с. 154 - 155 (Соавтор А.А. Ярошенко)

8. Луканова О.О. Характеристика физико-химических свойств и состава нефтей и газов палеоцен-эоценовых отложений территории Ставропольского края // Материалы XXXVIII науч.-техн. конф

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||
 





 
© 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.