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:   || 2 | 3 |

Термобарические условия размещения скоплений углеводородов в мезозойских толщах и прогноз нефтегазоносности юрских отложений ямальской области западной сибири

-- [ Страница 1 ] --

На правах рукописи

Соин Дмитрий Александрович

Термобарические условия размещения скоплений углеводородов в мезозойских толщах и прогноз нефтегазоносности юрских отложений ямальской области западной сибири

25.00.12 – Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2010

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Научный руководитель – доктор геолого-минералогических наук В.А. Скоробогатов
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук А.В. Ступакова кандидат геолого-минералогических наук Д.А. Астафьев
Ведущая организация – РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита диссертации состоится « » 2010 г. в « » час. на заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного при ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан « » 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н. Н.Н. Соловьев

Актуальность темы. В связи истощением гигантских газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, полуостров Ямал рассматривается как главный резерв поддержания существующих уровней добычи газа в регионе. В связи с планируемым освоением углеводородного потенциала недр полуострова возникает необходимость дальнейшего расширения минерально-сырьевой базы газо- и нефтедобычи.

В качестве главного объекта прироста запасов рассматриваются нижние горизонты осадочного чехла, термобарические условия в которых, в связи c большими глубинами залегания продуктивных толщ, являются ведущими прогностическими параметрами нефтегазоносности. Поэтому анализ термобарических условий размещения скоплений углеводородов (УВ) и прогноз нефтегазоносности юрских отложений является актуальной темой исследований.

Целью работы является обоснование перспектив поисков залежей УВ в слабоизученных юрских отложениях полуострова Ямал на основе реконструкции термобарических условий размещения углеводородных скоплений (УВС) осадочного чехла Ямальской нефтегазоносной области (ЯНГО).

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

  1. Изучение особенностей геологического строения и нефтегазоносности Ямальской области.
  2. Анализ термобарических условий залегания пород нижнего мела и юры.
  3. Изучение распределения различных по фазовому состоянию УВС, а также физико-химических свойств газа, конденсата и нефти в зависимости от термобарических условий залегания.
  4. Изучение катагенетической преобразованности органического вещества (ОВ) пород и ее связи с современными геотермическими условиями недр, прогнозирование степени катагенеза в неизученных частях разреза.
  5. Анализ условий формирования УВС.
  6. Изучение влияния термоглубинных условий залегания на коллекторские свойства продуктивных горизонтов нижне-среднеюрской толщи и прогнозирование распространения коллекторов с удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).
  7. Оценка перспектив нефтегазоносности невскрытых горизонтов осадочного чехла, в том числе раздельный прогноз на газ и нефть.
  8. Выбор и обоснование первоочередных объектов поиска.

Научная новизна.

Подробно изучена геотемпературная характеристика осадочного чехла ЯНГО, выявлены основные факторы, влияющие на распределение геотемператур в разрезе, составлены локальные и региональные схемы распределения геотемператур в объеме основных литолого-стратиграфических комплексов. Изучены флюидобарические особенности нефтегазоносных комплексов.

Выполнен прогноз степени катагенетической преобразованности органического вещества (ОВ) пород на основе выявленной зависимости ее величины от современных температур (СТ) вмещающих пород.

Установлена термобарическая зональность размещения УВС различного типа и фазового состояния. Определены термоглубинные границы главных генерационных зон газо- и нефтеобразования и соответствие им размещения различных типов УВС в осадочном чехле.

С использованием термобарокатагенетических критериев прогноза дана оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрской толщи ЯНГО обоснован выбор первоочередных объектов поисково-разведочных работ.

Защищаемые положения.

  1. Обоснование основных закономерностей распределения геотемператур и флюидальных давлений в продуктивных толщах и прогноз термобарических условий в юрских отложениях Ямала.
  2. Выявление термобарокатагенетической зональности размещения углеводородных скоплений в породах мела и юры.
  3. Обоснование критериев прогноза нефтегазоносности юрских отложений малоизученных зон и районов в пределах Ямальской области.
  4. Оценка перспектив нефтегазоносности нижне-среднеюрской толщи, в т.ч. раздельный прогноз на газ и нефть.

Практическая ценность. Применение термобарокатагенетических критериев прогноза нефтегазоносности нижней-средней юры позволяет более обоснованно подходить к вопросу о целесообразности проведения дальнейших геологоразведочных работ (ГРР) на полуострове для минимизации рисков и затрат на их проведение. Результаты работ могут быть использованы для экстраполяции ряда параметров, в т.ч. термобарических, на обширную акваторию Карского моря с целью более достоверной оценки перспектив газонефтеносности недр Приямальского шельфа, где данные бурения практически отсутствуют.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались:

  • на VIII Всероссийской научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 1-3 февраля 2010 г.);
  • на XVI Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири» (Тюмень, 17-21 мая 2010 г.);
  • На заседаниях секции «Геология» Ученого Совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано восемь работ, из них две - в журналах, входящих в «Перечень …..» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, рисунков, таблиц. Общий объем диссертации составляет 168 страниц, в том числе 55 рисунков, 15 таблиц. Список использованных источников содержит 112 наименований.

Работа выполнена в лаборатории «Ресурсов углеводородов Сибири и Дальнего Востока» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» под научным руководством Виктора Александровича Скоробогатова, которому автор выражает искреннюю признательность. Автор выражает благодарность за ценные советы и консультации сотрудникам центра «Газовые ресурсы» Айрапетяну С.А., Подурушину В.Ф., Пятницкой. Г.Р., Салиной Л.С., Силантьеву Ю.Б., Скоробогатько А.Н., Соловьеву Н.Н и др.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе кратко рассмотрена геолого-геофизическая изученность, геологическое строение и нефтегазоносность осадочного чехла и фундамента.

Большой вклад в изучение геологического строения и нефтегазоносности Ямала внесли Д.А. Астафьев, В.С. Бочкарев, М.А. Брехунцов, Т.А. Веренинова, З.Ж. Дурдиев, Н.П. Дядюк, В.И. Ермаков, Е.Г. Журавлев, И.И. Нестеров, А.А. Плотников, Н.В. Ростовцев, В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.А. Фомичев, В.А. Чахмахчев и ряд других исследователей.

Полуостров Ямал представляет собой гетерогенный блок континентальной коры, который является северной частью молодой Западно-Сибирской плиты. В геологическом строении полуострова принимают участие породы, датирующиеся от палеозойского до четверичного возраста, которые образуют два мегакомплекса: домезозойский осадочно-метаморфический и мезозойско-кайнозойских осадочный (плитный) комплекс.

Домезозойские отложения вскрыты на 7 площадях (в основном на юге), наиболее детально изучены на Новопортовском месторождении, где они вскрыты в 50 скважинах на глубину от 50 м до 1064 м. Породы сложены преимущественно слабометаморфизованными, смятыми в складки карбонатными породами средне-позднепалеозойского возраста, содержащими магматические интрузивные тела преимущественно основного состава, отмечаются также и более метаморфизованные и древние (раннепалеозойские) породы зеленосланцевой фации.

Мезозойско-кайнозойские отложения представляют собой типичный платформенный чехол, сложенный преимущественно терригенными песчано-глинистыми отложениями, который включает породы триаса, юры, мела и кайнозоя. Их мощность варьирует от 2 до 8 км.

Породы триасового возраста (T) достоверно не вскрыты, их наличие предполагается во впадинах и прогибах.

В разрезе нижне-среднеюрских (J1+J2) отложений выделяются две лито-фациальные зоны. В юго-восточных и южных районах Ямала распространена континентальная угленосная формация, в которой наибольшее распространение получили русловые и пойменные песчано-алевролитовые фации. Эти отложения объединены в заводоуковскую серию. Отложения серии наиболее полно изучены на Новопортовской площади, где в разрезе юры выделяется песчано-глинистая субугленосная тюменская свита континентального, лагунно-континентального, отчасти дельтового генезиса, мощностью 500-600м.

В центральной и северной частях полуострова происходит постепенное увеличение глинистости отложений, разрез характеризуется чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пачек, сложенных породами преимущественно прибрежно-морского генезиса. Эти отложения объединены в большехетскую серию, в которой выделяются: зимняя (J1h1-J1p2), левинская (J1p2), шараповская (J1p2), китербютская (J1t1), надояхинская (J1t1-J1t2), лайдинская (J2а1-J2a2), вымская (J2a2-J2bj1), леонтьевская (J2bj1-J2bj2) и малышевская (J2bj2-J2bt3) свиты.

Мощность нижне-среднеюрских отложений составляет - 600-800 м в районе Нурминского мегавала, до 1300-1600 м в Тамбейском и Малыгинском районах. Максимальные мощности (до 2000 м и более) предполагаются во впадинах на северо-западе и востоке полуострова (по сейсмическим данным).

Верхняя юра (J3) представлена абалакской (J2bt3-J3tt1) и баженовской свитами (J3tt1-K1b1), в южных частях области их аналогом является даниловская свита. Породы представлены темно-серыми аргиллитоподобными глинами, в верхней части характерны прослои слабобитуминозных глин. Мощность от 30-50 м - на поднятиях до 100-165 м – во впадинах (на северо-западе полуострова).

Породы меловой системы (К) образуют два литолого-стратиграфических этажа: берриас-средневаланжинский и верхневаланжинско-сеноманский. Первый представлен преимущественно глинистыми отложениями с редкими изолированными песчано-алевролитовыми горизонтами, породы имеют прибрежно-морское и лагунно-континентальное происхождение. В его составе выделяется ахская свита (K1b-K1g), сложенная толщей сероцветных глин с подчиненными песчаными пластами, на ряде северных площадей в ее составе выделяется ачимовская толща (АТ), представленная переслаиванием серых, светло-серых песчаников и серых, темно-серых алевролитов и глин, мощностью до 50-100 м. На юго-востоке полуострова происходит опесчанивание низов ахской свиты, здесь выделяется новопортовская песчано-глинистая толща, представленная светло-серыми песчаниками, чередующимися с серыми алевролитами и глинами, мощность толщи составляет 200-250 м.

Глины в нижней части ахской свиты, вместе с верхнеюрскими отложениями образуют региональную покрышку, которая разделяет неоком-аптский и юрский нефтегазоносные комплексы (НГК). Мощность покрышки изменяется в среднем от 300 до 600 м, максимальные толщины (до 700 м) зафиксированы на Харасавэйской площади, минимальные (30-50 – 100 м) – на Новопортовской площади.

Отложения верхнего валанжина-сеномана представлены песчано-глинистой толщей с многочисленными пластами и линзами углей и углистых сланцев континентального, лагунно-континентального и прибрежно-морского генезиса. В их составе выделяются: танопчинская свита (K1g-K1a), сложенная неравномерным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых горизонтов с обилием пластов углей суммарной толщиной до 40 м и более, мощностью до 700-900 м., яронгская свита (К1al1-К1al2), представленная сероцветными глинами с прослоями разнозернистых песчаников и алевролитов, мощность 50-150 м (отложения свиты представляют собой зональную покрышку, разделяющую неоком-аптский и альб-сеноманский НГК), марресалинская свита (К1al2-К2s), сложенная преимущественно песчано-алевролитовыми сероцветными породами с прослоями глин, ее мощность изменяется от 350 м на юге до 900-950 м на севере полуострова.

Турон-олигоценовые (К2t-3) отложения представлены глинисто-кремнистыми породами, имеющими повсеместно морской генезис. Данная толща представляют собой региональную непроницаемую покрышку, которая разделяет альб-сеноманскую продуктивную толщу и вышележащие палеоген-четвертичные отложения. Мощность покрышки изменяется от 500 м на сводах и мегавалах до 1200 м во впадинах.

С учетом особенностей геологического строения и нефтегазоносности Ямальская область разделяется на Южно-Ямальский, Нурминский, Сеяхинский, Тамбейский и Малыгинский районы, в которых выделяется ряд положительных и отрицательных структур первого, второго и третьего порядков. Большинство из них хорошо выражено по всем отражающим горизонтам, в основном они являются унаследованными от фундамента, в связи с чем наибольшие амплитуды, как правило, наблюдаются по ОГ «А», который отождествляется с подошвой плитного комплекса. От нижних горизонтов осадочного чехла к верхним происходит постепенное выполаживание большинства структур. В пределах некоторых локальных поднятий наблюдается несовпадение структурных планов по кровле юры и сеномана (Мало-Ямальская и др).

Выявленные в осадочном чехле разрывные нарушения в основном характеризуются небольшими амплитудами. Высокоамплитудные нарушения редки и локализованы только на юге области (Новопортовская, Мантойская площади) и в центральных районах Нурминского мегавала (Нейтинская, Нерстинская и Бованенковская площади).

Ямальская НГО расположена в арктической части Западно-Сибирской мегапровинции (ЗСМП) и характеризуется преимущественной газоносностью. Всего открыто 26 месторождений УВ: 9 газовых, 10 газоконденсатных, 5 газоконденсатно-нефтяных и 2 нефтегазоконденсатных, из них 6 месторождений относятся к уникальным по запасам газа (более 500 млрд м3), причем в четырех из них запасы газа превышают 1 трлн м3 в каждом. В пределах области насчитывается 353 самостоятельные залежи УВ различного типа и фазового состояния. Нефтегазоносность установлена в диапазоне от кровли сеномана до фундамента, на глубинах от 500 м на юге области до 3800 м на севере.

В общем случае выделяется 3 нефтегазоносных комплекса: альб-сеноманский, неоком-аптский и юрский, разделенные мощными глинисто-кремниcтыми покрышками. В составе первых двух по структурно-литологическим особенностям выделяется ряд подкомплексов:

Сеноманский подкомплекс приурочен к верхней части марресалинской свиты, в его составе выделяются продуктивные горизонты ПК1-ПК9. Газоносность установлена на 22-х месторождениях. Всего насчитывается 34 залежи в интервале глубин от 500 м до 1600 м. По строению залежи – пластово-массивные, в нижней части – пластовые, сводовые. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники, с высокой пористостью (в среднем 29-33%) и проницаемостью (сотни миллидарси, иногда более 1Д).

Альбский подкомплекс приурочен к отложениям яронгской свиты, в его составе выделяются продуктивные пласты ХМ6-ХМ10. Залежи УВ открыты на 12 месторождениях в интервале глубин от 800 м до 1800 м. Всего открыто 38 залежей, по строению они – пластовые сводовые. Коллекторские свойства высокие (аналогичные сеноманским породам).

Аптский подкомплекс приурочен к верхней части танопчинской свиты (продуктивные пласты ТП1-ТП10). Всего открыта 91 залежь углеводородов. По строению залежи – пластовые массивные, сводовые, часто литологически экранированные, диапазон глубин залегания от 1200 м до 2200 м. Величины ФЕС достаточно высоки, породы-коллектора представлены песчаниками с открытой пористостью 24-27%, проницаемость составляет 120-36010-12 м2

Неокомский подкомплекс приурочен к готерив-барремской части танопчинской свиты (гор. ТП11-ТП26) и ахской свите берриас-готеривского возраста (гор. БЯ1-БЯ25). Газоконденсатные залежи установлены на 17 площадях, нефтесодержащие – на 6-ти. Всего в объеме неокома насчитывается 140 залежей УВ в диапазоне глубин от 1600 м до 2800 м. По строению залежи пластовые, сводовые, литологически- и тектонически-экранированные. Коллекторские свойства – средние, ухудшаются от верхних горизонтов к нижним. В объеме горизонтов группы ТП коэффициент пористости составляет 20-22%, в песчаниках пластов БЯ средняя пористость 17-20%. Проницаемость в среднем составляет 10-3010-15м2, редко – 75-10010-15м2.

В составе подкомплекса обособляется распространенная на юге полуострова новопортовская толща, стратиграфически соответствующая низам ахской свиты, она преимущественно нефтеносна. В объеме продуктивных пластов НП0-НП12 открыто 20 самостоятельных нефтесодержащих залежей в диапазоне глубин от 1800 до 2750 м, большинство залежей с газовыми шапками. Также в составе подкомплекса выделяется ачимовская толща, из которой на ряде площадей получены полупромышленные притоки газа с конденсатом.

Юрский нефтегазоносный комплекс приурочен к отложениям нижней-средней юры, продуктивны гор. Ю2-Ю12. Основные запасы УВ выявлены в кровельных частях тюменской и малышевской свит (гор. Ю2-3,), а также в вымской свите средней юры (гор. Ю6-7). Всего открыто 29 залежей УВ в диапазоне глубин от 1900 м до 3800 м, в основном – газоконденсатных, но на Новопортовском месторождении открыты и нефтесодержащие скопления. По строению залежи – пластовые, сводовые, литологически- и тектонически-экранированные. Коллекторы характеризуются весьма низкими ФЕС, открытая пористость от 7-9% до 16% (редко до 18-20%), проницаемость от 0,1-0,3 мД до 10-25 мД.

Промышленная нефтегазоносность доюрских пород установлена только на Новопортовском месторождении, где открыты 3 небольшие ГК-залежи.

Всего в недрах ЯНГО открытые запасы газа превышают 13,4 трлн м3, большая часть из них сосредоточена в аптском и сеноманском подкомплексах (более 60% в сумме). Открытые запасы жидких УВ существенно уступают газу, геологические запасы конденсата области составляют 0,5 млрд т, нефти – 1,2 млрд т. Основная часть жидких УВ содержится в неокомском подкомплексе.



Pages:   || 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.