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 |

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

-- [ Страница 2 ] --

Во второй главе рассмотрены современные геотермические условия осадочного чехла ЯНГО, примыкающих районов акваторий Обской губы и Карского моря, а также западных частей Гыданского и Тазовского полуостровов.

Геотермическое поле Западно-Сибирской плиты, в т.ч. ее северных районов, в различные годы изучалось Бочкаревым В.С., Гордиенко В.В., Дучковым А.Д., Ермаковым В.И., Курчиковым А.Р., Нестеровым И.И., Скоробогатовым В.А., Соколовой Л.С., Ставицким Б.П. и др.

Величина глубинного теплового потока (ТП), генерируемого в недрах, в первую очередь зависит, от тектонического строения и возраста консолидации фундамента, который в ЯНГО большей частью сложен герцинидами. По данным А.Р. Курчикова (1987 г.) тепловое поле полуострова характеризуется средними значениями плотности ТП: максимальные величины отмечаются в районе Нурминского мегавала (56-58 мВТ/м2), минимальные (48-53 мВТ/м2) –на юге области, а также в районах западного побережья Тазового и Гыданского полуостровов.

На распределение геотемператур в осадочном чехле оказывают влияние слагающие породы, которые обладают различными теплофизическими свойствами. По данным А.Д. Дучкова (1988 г.) в разрезе ЗСМП минимальной теплопроводностью обладают угли (0,2-0,4 Вт/мK), максимальной (4,0 Вт/мK и более) – карбонатные и кристаллические породы палеозойского основания. Для терригенных пород средняя теплопроводность составляет 1,7-2,0 Вт/мK и возрастает в ряду аргиллит – алевролит – песчаник, следовательно, повышение доли песчаных слоев в разрезе сопровождается повышением теплопроводности толщи и уменьшением градиента геотемператур и наоборот.

Помимо внутренних источников энергии, на распределение геотемператур в разрезе влияют также внешние факторы. В пределах арктических областей ЗСМП значительное влияние оказали изменения палеоклимата в позднеолигоценовое время, когда происходило постепенное снижение средних палеоклиматических температур от 15-21 оС в раннем олигоцене до 5-10 оС в начале плиоцена и до нуля во второй половине плиоцена (Ермаков В.И., Скоробогатов В.А., 1986 г.). В четвертичный период произошло глубокое промерзание и образование толщи многолетнемерзлотных пород (ММП). На сегодняшний день суша ЯНГО относится к области сплошного распространения ММП, ее толщина составляет в среднем 150-300 м, наибольшие мощности (300-450 м) установлены в центральной части Ямала. Распространение криолитозоны влияет на распределение геотемператур во всем осадочном чехле, но особенно в верхней части (до 1000 м), в связи с чем ниже подошвы криолитозоны (поверхность нулевой изотермы) наблюдается повышенный геотермический градиент (4-5 оС/100 м).

Для изучения геотермополя осадочного чехла ЯНГО использован обширный первичный материал по фактически замеренным пластовым температурам при испытаниях и опробованиях песчано-алевролитовых горизонтов мела и юры. Привлекались также данные по непрерывному термокаротажу в скважинах, но в силу малого количества выполненных термометрических исследований, основным источником информации о геотермополе являются точечные замеры современных температур (СТ) в скважинах.

Достоверность этих определений не всегда высока, так как зависит от множества факторов. Ошибки в определениях истинных СТ могут достигать 8-10% и более. В расчетах и построениях необходимо использовать замеры, которые более всего соответствуют истинным пластовым геотемпературам (неискаженным в процессе бурения). Для этого автором были проанализированы данные по 1745 замерам СТ на месторождениях и разбуренных площадях. Предпочтение отдавалось испытаниям, при которых получены наибольшие дебиты пластовых флюидов, так как в «сухих» скважинах, как правило, получаются заниженные значения. Для контроля достоверности замеры СТ сопоставлялись на графиках изменения температур с глубиной в рядом расположенных скважинах, при этом величины температур, резко выпадающие из общей закономерности, выбраковывались и не использовались при расчетах и построениях.

Таким образом, по известным фактическим данным рассчитывались величины средних современных геотермоградиентов (ССГ) в интервале от подошвы криолитозоны до рассматриваемого горизонта пород (литолого-стратиграфической поверхности), также рассчитывались и величины частных современных геотермоградиентов (ЧСГ) для отдельных литолого-стратиграфических интервалов. После чего (с применением интерполяции и экстраполяции) эти параметры распространялись на соседние участки, по которым фактических данных недостаточно. На основе материалов о глубинном положении кровли исследуемых комплексов пород, а также полученных величин ССГ и ЧСГ, рассчитаны пластовые температуры по поверхности основных литолого-стратиграфических комплексов.

В работе подробно изучено распределение ЧСГ по разрезу наиболее крупных месторождений. В надсеноманской части на всех площадях отмечены повышенные геотермоградиенты, что связано как с ее глинисто-кремнистым составом, так и с влиянием криолитозоны. Минимальные ЧСГ зафиксированы в существенно песчаной водонасышенной толще пород верхнего альба-сеномана. Ниже по разрезу происходит закономерное увеличение величины ЧСГ, в связи с повышением глинистости от верхнего апта к низам неокома. На юге области отложения неокома существенно опесчанены, в связи с чем ЧСГ практически не изменяются по всему осадочному чехлу. На севере области в объеме нижне-среднеюрских пород на многих площадях зафиксированы максимальные ЧСГ, что объясняется возможным наличием внутренних источников тепла в юрской толще, связанным, вероятно, с процессами метаморфизма залежей УВ или с вертикальной фильтрацией флюидов из фундамента (А.Д. Дучков, 1988 г.). Это явление также можно связать с высокой газонасыщенностью уплотненных юрских коллекторских горизонтов, обусловленной обилием микроскоплений газа, обладающего очень низкой теплопроводностью.

В пределах рассматриваемой территории выделены три геотермические зоны, которые характеризуются различными величинами напряженности теплового и температурного полей. Минимальной напряженностью ТП характеризуется северо-восточная часть ЯНГО, в пределах которой расположены Малыгинское, Западно-Сеяхинское и Тамбейская группа месторождений, кроме того, эта зона включает акваторию Обской губы, побережье Гыданского и Тазовского полуострова, а также отдельные площади на юге ЯНГО. Величины ССГ до средней юры (гор. Ю2-3) здесь составляют 3,1-3,3  С/100 м. Средними значениями характеризуются площади, расположенные в центральной части Нурминского мегавала, а также Новопортовское месторождение, где аналогичные значения ССГ достигают 3,3-3,8 оС/100 м. В районе Крузенштернского и Харасавэйского месторождений развита крупнейшая положительная геотермоаномалия, в пределах которой величины ССГ до гор. Ю2-3 превышают 4,0 оС/100 м. Ее восточная граница проходит через южную часть Харасавэйского и западную часть Бованенковского месторождений, на западе она, видимо, раскрывается в Карское море. Происхождение аномалии не выяснено, возможно, ее возникновение связано с наличием разломов и подъемом по ним высоконагретых флюидов из фундамента.

С использованием выявленных закономерностей изменения ЧСГ и ССГ в осадочном чехле ЯНГО составлена серия из шести региональных схем распределения СТ: в кровле сеноманского, альбского и аптского подкомплексов, в кровле ахской свиты неокома (гор. ТП20/БЯ1), в кровле и подошве нижне-среднеюрской толщи. На рисунке 1 представлена схема геотемператур в кровле средней юры (гор. Ю2-3).

Построены два региональных структурно-геотермических профиля по направлениям месторождений: Байдарацкое-Тасийское и Новопортовское-Харасавэйское. Кроме того, составлен ряд локальных схем СТ по различным горизонтам наиболее крупных месторождений (Бованенковское, Харасавэйское, Новопортовское и др.).

В региональном плане конфигурация изотерм повторяет структурный план каждой из рассматриваемых литолого-стратиграфических поверхностей. Минимальные температуры соответствуют более приподнятым зонам, максимальными отмечены впадины.

Рисунок 1 - Схема современных температур в кровле средней юры полуострова Ямал (Д.А. Соин, 2010 г)

От верхних горизонтов сеномана к нижним горизонтам мела и юры разница температур между впадинами и поднятиями постепенно увеличивается и достигает максимальных значений в нижних горизонтах осадочного чехла. Геотемпературы (оС) в кровле сеномана изменяются от 10-20 на юге до 25-30 на севере, во впадинах - до 45, в кровле альба - от 25-40 на юге до 40-50 на севере и до 65 во впадинах. Геотемпературы в кровле аптских отложений повторяют распределение температур в альбе, но на 5-10 выше. В кровле ахской свиты неокома - от 50-60 на юге до 80-85 на севере, 100-115 во впадинах. В кровле средней юры - от 50 на юге до 110 на севере, в ареале Харасавэйского и Крузенштернского месторождения зафиксированы температуры до 130-135, а в окружающих их впадинах геотемпературы оцениваются в 160-170. В подошве нижней юры геотемпературы изменяются от 70-80 на юге до 140-150 в центральной части полуострова и до 230-240 в ареале Харасавэйской площади, в Тамбейском и Сеяхинском районах геотемпературы составляют 150-160, в Малыгинском – 170-180, в наиболее глубоких впадинах диапазон вероятных величин составляет около 230-300.

В третьей главе рассмотрены особенности распространения пластовых давлений (ПД) в природных резервуарах осадочного чехла.

Верхняя часть разреза в объеме кайнозойских и меловых природных резервуаров характеризуется «нормальными давлениями» с коэффициентом аномальности (Ка) - 1,00-1,02, иногда до 1,10, в зависимости от высоты газовых залежей. В объеме самых нижних песчаных пластов неокома на Малыгинском, Сядорском и Бованенковском месторождениях отмечается некоторая аномальность давлений (Ка – 1,08-1,23). Повышенные пластовые давления также встречены в породах ачимовской толщи (Ка – 1,30-1,34).

Исключением является Харасавэйское месторождение, в нижнемеловой части которого, начиная с готеривских отложений (гор. ТП21-23) на глубинах 2100-2200 м, наблюдаются аномально-высокие флюидальные пластовые давления (АВФПД). Градиент ПД колеблется в пределах 1,65-1,75 МПа/100 м, а в сводовых частях поднятия достигает 1,80-1,90 МПа/100м. В юрской продуктивной части месторождения в горизонтах Ю2-3 на глубине около 3300 м, величина ПД приближается к величине литостатического давления (Ка – 2,00).

В объеме юрского продуктивного комплекса ПД изменяются в широких пределах – от равных условному гидростатическому до аномально высоких. АВФПД установлены в пределах Бованенковского, Малыгинского, Харасавэйского, Верхнетиутейского, Западно-Сеяхинского, а также месторождений Тамбейской группы. На юге области юрские отложения залегают на глубинах в среднем 1,5-2,5 км, в юго-западном направлении отмечается их воздымание и выклинивание вплоть до полного. Кроме того, южная половина области характеризуется значительной дизъюнктивной нарушенностью, которая по-видимому определяет повсеместное развитие ПД, равных или близких к «нормальным».

Разделяющей нижнемеловой и юрский комплексы толщей совместно выступают преимущественно глинистая ахская свита неокома и подстилающая ее верхнеюрская глинисто-кремнистая толща. Исходя из того факта, что на большинстве месторождений области АВФПД развиты именно под этой толщей, их распространение связано с особенностями ее герметичности, которые зависят от минералогического, катагенетического, тектонического и других факторов.

АВФПД в неокомских отложениях Харасавэйского ГКМ можно объяснить воздействием различных факторов, с одной стороны – возможной газодинамической связью с юрскими породами, которая обусловлена наличием разрывных нарушений, в результате чего флюиды из нижележащих юрских отложений могли перемещаться в верхние горизонты, с другой – более высокая глинистость всего разреза юры-неокома и выявленная тепловая аномалия в пределах месторождения могли также повлиять на развитие здесь высоких значений АВФПД за счет генерации и эмиграции дополнительных объемов газообразных УВ.

Отсутствие АВФПД в нижнемеловых отложениях остальных месторождений и разбуренных площадей области, связано с их повышенной песчанистостью и хорошими экранирующими свойствами глинистой толщи верхней юры-валанжина, которая выступает в качестве барьера, изолирующего юрский комплекс и способствующего развитию АВФПД в горизонтах Ю2-3 и нижележащих.

В четвертой главе проанализированы термобарические и физико-химические свойства УВ-флюидов 312 залежей ЯНГО, расположенных в интервале от кровли сеномана до палеозойского основания, на глубинах от 450 до 3800 м.

В недрах ЯНГО распространены газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные и нефтяные скопления. Нефтесодержащие скопления, как правило, имеют подчиненное значение, а наибольшее распространение в разрезе получили газовые и газоконденсатные залежи. На основе исследований установлена термобарическая зональность их распределения в объеме осадочного чехла.

До температур 40 оС и давлений 16 МПа распространены только газовые скопления (содержание конденсата не более 10 г/м3, обычно менее 5 г/м3).

В диапазоне температур 40-65 оС и давлений 16-19 МПа выделяется переходная зона, где возможна локализация как газовых, так и газоконденсатных скоплений.

При температурах более 65 оС и давлениях более 19 МПа чисто газовых скоплений не выявлено.

По составу газы во всех залежах являются метановым (содержание CH4 83,0-99,5%). Зона распространения «сухого газа», расположена до глубин 1,6-1,7 км, в нее попадают залежи сеноманского, альбского и частично аптского НГК, где доля гомологов метана не превышает 5%. Ниже выделена зона «полужирных газов», которая характеризуется относительно повышенной долей гомологов метана (до 14-15%). Содержание неуглеводородных газов невелико (0,5-3,0 %).

Содержание конденсата в залежах варьирует от практически полного его отсутствия до 250 г/м3 и более. Количество, состав и свойства конденсата в пластовых газах контролируются, в первую очередь, типом и степенью преобразованности материнского ОВ, что напрямую связано с термобарическими условиями вмещающих пород.

Плотность конденсатов изменяется в пределах 0,70-0,82 г/см3. На глубинах до 1,5 км развиты в основном «тяжелые» конденсаты, плотностью 0,79-0,82 г/см3, в пределах глубин 1,5-3,0 м эта величина изменяется в диапазоне 0,72-0,80 г/см3. Смолы и асфальтены в конденсатах отсутствуют, содержание серы в диапазоне 0,01-0,02%, иногда до 0,06%, содержание твердых парафинов редко превышает 1%. В углеводородном составе отмечается тенденция повышения доли метановых УВ с глубиной (от 30% до 50%) за счет снижения доли нафтеновых УВ (от 70% до 35%), доля ароматических УВ невелика, увеличивается с глубиной от 1-5% до 10-20%.

Рассмотрена зависимость конденсатосодержания в залежах УВ от температуры вмещающих пород по всем многопластовым месторождениям ЯНГО, в результате выявлены определенные тенденции изменения этого параметра, которые, несмотря на некоторый разброс, проявляются на всех месторождениях.

До температур 40 оС конденсат в пластовом газе практически отсутствует, в диапазоне СТ 40-60 оС наблюдается резкий скачок содержания конденсата до величин 20-50 г/м3 (до 100 г/м3 и более в некоторых случаях). По мере роста СТ содержание конденсата продолжает увеличиваться, достигая 150-200 г/м3 и более при температурах 80-110 оС, далее при температурах 110-120 оС и более происходит снижение содержания конденсата до величин 100 г/м3 и менее.

Нефтесодержащие залежи также заключены в четких термобарических пределах, где диапазон СТ составляет 58-86 оС, диапазон давлений – 19-33 МПа. При более высоких температурах и давлениях промышленных скоплений нефти не выявлено, видимо, ранее сформированные нефтесодержащие залежи в жестких термоглубинных условиях практически полностью перешли в газоконденсатное состояние.

По составу нефти – малосернистые (не более 0,22%), высокопарафинистые (1,5-12%), преимущественно метанового состава, плотность изменяется в пределах 0,80-0,89 г/см3. Эти нефти локализованы в горизонтах баррема, готерива, валанжина и средней юры.

Вне обозначенных термобарических границ обособляется только одна газонефтяная залежь в гор. ТП1 (верхний апт) Новопортовского месторождения, где встречены тяжелые (0,90-0,92 г/см3) малопарафиновые (0,1-0,6%) нефти, нафтенового основания, которые представляют продукт ранней генерации из преимущественно гумусового ОВ.

Подавляющая часть среднеюрско-неокомских нефтей из промышленных залежей и нефтепроявлений по составу и условиям образования относится к типично «неморским», гумусового облика (ОВ – континентальных, в т.ч. субугленосных, а также прибрежно-морских фаций).

В диссертации представлены данные по изотопному составу пластовых газов (по материалам ООО «Газпром ВНИИГАЗ»). На большинстве месторождений ЯНГО наблюдается тенденция повышения содержания тяжелых изотопов углерода и водорода метана с глубиной. Верхние альб-сеноманские газы характеризуются «легким» изотопным составом (13С от -50,86 ‰ до -65,36 ‰ и D от -237 ‰ до -249 ‰), нижнеюрские и палеозойские газы, как правило, характеризуются «тяжелым» изотопным составом (13С от -33,8 ‰ до -32,2 ‰ и D от -209,5 ‰ до -206,6 ‰).

В пятой главе изучены геохимические, термобарические и катагенетические условия формирования и эволюции УВС в породах мела и юры.

Необходимо отметить, что в данной работе автор основывается на классических постулатах органической теории происхождения УВ и развивает позицию о преимущественной сингенетичности УВС вмещающим их породам, принимая во внимание также, что современное размещение УВС в осадочном чехле может быть объяснено и другими механизмами формирования.

В работе подробно рассмотрены генерационные условия в каждом из НГК, а также в разделяющих их толщах пород. При этом изучены важнейшие параметры генерационных свойств осадочных толщ: содержание в породах рассеянного органического вещества (РОВ) – Сорг (%), содержание в разрезе углей и углистых сланцев (концентрированного и полуконцентрированного органического вещества – КОВ и ПКОВ), тип и состав исходного ОВ и степень его катагенетической преобразованности.

В разрезе мезозойско-кайнозойского осадочного чехла развито преимущественно гумусовое и лейптинито-гумусовое, реже сапропелево-гумусовое ОВ в угленосных, субугленосных континентальных, дельтовых и прибрежно-морских отложениях, представленное в рассеянном, концентрированном и полуконцентрированном виде.

Характер распределения органического вещества изучен автором по результатам 637 анализов Сорг из глин и песчаников мелового и юрского возраста различных площадей Ямала (преимущественно из коллекции В.А. Скоробогатова). Определения Сорг в различные годы проводились во ВНИГНИ, ИГИРГИ и ВНИИГАЗе.

Породы основных НГК характеризуются относительно повышенным содержанием РОВ, величина Сорг практически во всех зонах составляет не менее 2,0% в глинах и не менее 1,0% в песчаниках и алевролитах. Изучены площадные закономерности изменения Сорг, составлен ряд областных схем.

Содержание КОВ и ПКОВ в недрах ЯНГО изучено по данным работ В.И.Ермакова, В.А. Скоробогатова и Л.В. Строганова.



Pages:     | 1 || 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.