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 || 4 |

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного башкортостана

-- [ Страница 3 ] --

По среднему содержанию микронефти (S1, мг УВ/г породы) в нефтепроизводящих породах, по мнению автора, на первое место выходит салиховская свита (1,5), на второе место – старопетровская свита (0,59), на третье место – карлинская свита (0,2) и на четвертое место – байкибашевская свита (0,14).

По выявленным пиролитическим потенциалам в вендском комплексе автором выделены следующие генетические типы НП пород (табл. 2).

Первый тип – породы, достигшие ГФН или ГФГ, для которых Tmax составляет 430491 С, HI 200. Такую разбросанность значений HI диссертант объясняет различной плотностью НГП пород: плотные породы при отсутствии путей миграции для УВ нередко не могли реализовать свой генетический потенциал, и наоборот, в трещиноватых зонах процесс битуминизации органического вещества происходил более активно. В первом случае S2 количественно превосходит S1, а во втором – S1 преобладает над S2.

Второй тип – породы с HI, равным 104199, способные производить УВ в небольших количествах, также достигшие ГФН или ГФГ. Для них Tmax составляет 425…450 С.

Третий тип – это потенциально перспективные породы с HI 100, но не достигшие ГФН. Для них Tmax составляет 326421 С. Однако обнаружение среди НГП пород этого типа образцов с PI, достигшим значений 0,220,44, позволяет предположить, что частичная генерация УВ из органического вещества пород начиналась до достижения ими ГФН.

Таблица 2 – Пиролитическая характеристика генетических типов НГП пород

Тип НГП пород I II III
Кол. образцов 16 6 8
Породы Аргиллиты, алевролиты глинистые, мергели Аргиллиты, алевролиты глинистые Аргиллиты, алевролиты глинистые
Гл. залегания, м 1934-3555 2074-2941 1664-2934
Сорг. (0,10 … 9,0)/0,97 (0,10 … 12,26)/2,12 (0,07 … 0,44)/0,25
S1 (0,04 … 17,8)/1,82 (0,06 … 15,4)/3,89 (0,20 … 1,37)/0,54
TGP (0,24 … 37,2)/4,75 (0,07 … 33,5)/8,49 (0,89 … 3,11)/1,44
HI 209 … 887 104 … 190 194 … 1400
PI 0,17 … 0,60 0,14 … 0,50 0,22 …0,44
Tmax (С) 430 … 491 425 … 450 326 … 421
Фаза НГП пород ГФН; ГФГ ГФГ
Примерная толщина НГП пород, м 30-200 50-200 50-200

Таким образом, из 58 образцов, исследованных пиролитическим анализом, нафтидопроизводящие свойства выявлены в 30 образцах (52%). НГП породы в составе всех свит венда залегают в виде отдельных прослоев и пачек толщиной от 30 до 200 м, и чередуются в разрезе с песчаниками, а также с алевролитами и аргиллитами без нафтидогенерирующих свойств [1].

Подводя итог вышеизложенному, следует подчеркнуть, что для отдельных прослоев песчаников и алевролитов получены максимальные значения битумидного коэффициента ( = 64240), указывающие на присутствие в их составе эпигенетического битумоида. Выявление эпигенетического битумоида в отдельных образцах аргиллитов ( = 54115) свидетельствует о повышенной их трещиноватости, способствующей проникновению подвижных битумоидов [6]. Приведенные данные являются показателями прохождения нафтидонакопительных процессов в рассматриваемых отложениях. Кроме того, установление для пород-коллекторов значений PI от 0,5 и более является признаком нахождения в них залежей УВ сырья (Лопатин, 1987).

Для вендских отложений диссертантом установлено увеличение катагенетической преобразованности глинистых пород и зрелости органического вещества, обусловленных процессами регионального характера, с ростом глубины их залегания от ПК3 до МК2. Органическое вещество НГП пород названных стадий находится в условиях ГФН на глубинах от 1700 до 3390 м. Стадии катагенеза данного генезиса названы стадиями регионального типа. На фоне стадий катагенеза регионального типа нередко на локальных участках разрезов скважин появляются более высокие степени преобразованности глинистых пород (МК2-3–МК5), возникшие под влиянием дополнительных термобарических нагрузок. Локальный характер проявления этих стадий позволяет предполагать дизъюнктивную природу источника этих нагрузок прогрессивного типа. Органическое вещество НГП пород этих локальных участков находится в условиях ГФГ.

Установлены случаи деструкции слюдистых минералов глинистых пород под влиянием процессов регрессивного типа. Ими, вероятнее всего, являлись реакционные водные растворы, проникавшие в осадочную толщу по каналам дизъюнктивной природы. Все проявления катагенетического преобразования пород, возникшие под влиянием дополнительных факторов локального характера, отнесены к стадиям катагенеза экстремального типа (табл. 3).

Таблица 3 – Распределение стадий катагенеза глинистых пород венда по глубинам

Глубина, м Стадии регионального типа Стадии экстремального типа
1700 - 2000 ПК3 ; МК1 МК2 ; МК5
2000 - 2500 ПК3 ; МК1 ПК3 ; МК2 ; МК4 - 5
2500 - 3000 МК1 ; МК2 ПК3 ; МК2 - 5 ; МК5
3000 - 3555 МК1 ; МК2 МК3 ; МК5

В распределении НГП пород в отложениях венда на себя обращает внимание факт приуроченности их разностей с максимальной величиной НI к Предуральской зоне. Вероятнее всего это обусловлено ускорением интенсивности процессов нефтегазообразования в зоне повышенной термодинамической активности [1].

При рассмотрении вопроса нефтегазообразования диссертант акцентировал исследования на проблеме условий образования глинистых осадков в вендском бассейне и оценил их способность к накоплению и сохранению сингенетичного органического вещества. С этой целью проанализировано распределение форм аутигенного железа в глинистых породах венда. Результаты показали, что на стадии диагенеза в глинистых осадках существовали благоприятные восстановительные условия для накопления и сохранения органического вещества, соответствующие сидеритовой, сульфидно-сидеритовой, редко - сидерито-сульфидной геохимическим фациям. При накоплении алевритового материала геохимические условия в осадке могли быть нейтральными, соответствующими глауконитовой фации.

В отложениях венда платформенного Башкортостана установлены нефте-, газо- и битумопроявления. Они зафиксированы почти на всей площади распространения вендских отложений (Тимергазин, 1959; Клевцова, 1969; Алиев, 1977; Жуков, 1990; Козлов, 1994; Аксенов, 1995; Масагутов, 1997; Белоконь, 2001 и др.).

При рассмотрении характера распространения нафтидопроявлений в вендских отложениях диссертантом [10] выявлен факт приуроченности большинства случаев нефтепроявлений к интервалу глубин 1800–2950 м (в 10-и случаях из 11-и) седловидной Камбарско-Тастубской зоны. В одном случае здесь вместе с нефтью в скв. 20 Игровская зафиксированы газопроявления, в другом случае (скв.29 Игровская) – выявлены газонасыщенность песчаников и газопроявления в процессе бурения. Газопроявления в пределах Байкибашевско-Колгановской впадины, где органическое вещество прибывает в ГФГ (в 11-и случаях из 16-и), приурочены к интервалу глубин 2440– 3580 м.

Нефтепроявления в вендских отложениях приурочены в основном к песчаникам, реже – к алевролитам, тогда как газопроявления установлены не только в песчаниках и алевролитах, но и в трещиноватых аргиллитах в разрезе скважины 5 Шиханская.

Проведенный автором анализ посвитного распределения проявлений нафтидов показал, что нефтегазопроявления приурочены преимущественно к осадкам байкибашевской свиты. Такое распределение нефтегазопроявлений в байкибашевской свите увязывается с площадью распространения нефтепроизводящей толщи калтасинской свиты. Нефте-, газо- и битумо-проявления в старопетровской свите сосредоточены, в основном, в Камбарско-Тастубской седловине. Они совпадают с площадью развития первично-битуминозных толщ калтасинской и старопетровской свит. В карлинской свите повышенные газопоказания и битуминозность совпадают с площадью распространения первично-битуминозных толщ этих отложений [9, 10]. Распространение нефтегазопроизводящих свит, непосредственное залегание на них песчаных коллекторов и наличие структурно-тектонических и седиментационных ловушек, запечатанных вместе с терригенным девоном, должны рассматриваться в качестве основных факторов при оценке перспектив поисков нефти и газа в вендских отложениях.

Впервые полученные результаты анализа пиролитических исследований позволяют автору утверждать, что в разрезе вендских отложений присутствуют богатые нефтегазоматеринские толщи, органическое вещество которых по степени преобразованности характеризуется как едва зрелое, но реализация нефтегазоматеринского потенциала в них уже началась. Автором, на основании благоприятных тектонических условий, наличия в разрезе венда пород-коллекторов и пород-покрышек в разрезе венда, гидрогеологических и геохимических обстановок, проведено схематичное районирование платформенного Башкортостана в отношении перспектив нефтегазоносности и даны предложения и рекомендации по направлению ГРР. По степени перспективности в платформенной части Башкортостана выделены 5 зон (рис. 2).

1. Высокоперспективная зона характеризуется благоприятными литологическими и структурными условиями залегания вендских свит. В этой зоне в разрезе зафиксированы песчано-алевролитовые породы-коллекторы, аргиллито-глинистые породы-покрышки, повышенные концентрации органического углерода (ТОС) и наиболее интенсивные нефте-газо- и битумопроявления.

Перспективы нефтегазоносности венда в этой зоне диссертант связывает с коллекторами пластов VVI, VV, VIV, VIII, VII и VI (Масагутов, Бородулин, Габитов, Станекзай, 2003). Условия сохранения возможных залежей УВ улучшаются в восточном направлении, где увеличиваются мощности вендских отложений, а в северной части перспективы связаны с валообразной зоной, которая осложнена локальными поднятиями [5, 10].

2. Перспективная зона включает в себя: часть Благовещенской впадины, Давлекановско-Толбазинскую седловидную зону, центральную и восточную части Шкаповско-Салмышской моноклинали, Бельскую депрессию и Шихано-Ишимбайскую седловину. Основной нефтепроизводящей толщей в этой зоне является карлинская свита. В качестве возможных нефтеносных отложений в этой зоне можно считать все 6 пластов венда, которые изолированы друг от друга пачками плотных алевроглинистых пород. Региональной покрышкой над пластами VVI-VI являются аргиллито-глинистые породы карлинской свиты. В рассматриваемой части область максимального осадконакопления с развитием в ней наибольших мощностей НГП пород расположена в южной части Байкибашевско-Колгановской впадины. Однако наибольшее число нафтидопроявлений приурочено к северу от описанной области, что объясняется преобладанием в данном комплексе латеральной миграции УВ – в северном направлении к участкам повышенного залегания пород.

3. Малоперспективная зона – К этой зоне отнесена северная и северо-восточная часть Кудашско-Казанчинской впадины и северо-восточная часть Орьебашско-Караидельской седловины. Указанная зона, по мнению диссертанта, характеризуется несколько худшими коллекторскими свойствами, малыми мощностями пород-коллекторов и пород-покрышек.

4. Зона с невыясненной перспективностью. К этой территории относится южная часть платформенного Башкортостана, которая до настоящего времени не изучена глубоким бурением.

5. Неперспективная зона находится в северо-западной и западной частях Камбарско-Тастубской седловины, где вендский разрез представлен глинистыми породами старопетровской свиты и практически лишен органического вещества. Кроме того, из разреза венда здесь выпадают отложения байкибашевской, салиховской и карлинской свит, а в старопетровской свите коллекторы не установлены.

В качестве возможных ловушек (залежей) при поиске УВ в вендском комплексе рассматриваются, в первую очередь, локальные поднятия и выступы по II-му отражающему горизонту (рис. 2). Наибольший поисковый интерес представляют те локальные поднятия, которые развиты на наиболее перспективных территориях. Кроме локальных поднятий существенную роль в формировании залежей УВ могут играть неантиклинальные ловушки: зоны выклинивания и фациального замещения песчаных пластов вблизи приподнятых блоков кристаллического фундамента и эрозионных рифейских «останцов» [10].

основные выводы

1. Построены структурные карты по поверхности вендской осадочной толщи и по II-му отражающему горизонту, залегающему в подошвенной части разреза рассматриваемых отложений. Тектонический план II-го отражающего горизонта венда преимущественно унаследовал строение кровли авлакогенного комплекса рифея. Современные черты строения поверхность вендской части плитного комплекса приобрела совместно с палеозойскими отложениями в герцинский этап развития востока Русской плиты, поэтому по ней выделяются те же тектонические элементы, что и терригенного девона: своды, впадины, седловины, зоны грабенообразных прогибов и горстовидных поднятий, локальных осложнений III-го порядка.

2. В породах венда установлены пласты-коллекторы, относящиеся к двум генетическим видам (первого и второго). Выделяются коллекторы с первичными межзерновыми порами, в значительной степени измененными вторичными процессами, и порами выщелачивания и трещинные коллекторы тектонического генезиса. Благоприятные для нефти и газа коллекторы возникли в зонах тектонической раздробленности, обеспечивающей наилучшие условия для процессов выщелачивания и формирования коллекторов порового и трещинного типов.

Коллекторы первого вида характеризуют наличие прямой зависимости между пористостью и проницаемостью, либо отставание проницаемости от пористости, обусловленные изолированностью отдельных пор, возникшей под влиянием процессов уплотнения пород. Этот вид коллекторов развит в основном до глубины более 2500-3000 м. Ниже они отсутствуют.

Коллекторы второго генетического вида имеют локальный характер развития, установлены на разных глубинах и обладают более высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Для них характерно отставание пористости от проницаемости. Наиболее вероятной является приуроченность их к зонам повышенной трещиноватости. Для этого генетического вида характерно наличие вторичных пор и каверн выщелачивания, а также повышенная трещиноватость.

3. Рентгено-структурными исследованиями, по аналогии с разрезами скважин Шарканской и Поломской площадей Удмуртии, установлены породы-покрышки глинистого состава, в которых флюидоупорные свойства определяются наличием каолинит-хлорит-гидрослюдистой и хлорит-каолинит-смешаннослойной ассоциаций. В последней смешанно-слойная фаза представлена агрегатом слюда-смектит, содержащим максимальное количество разбухающих (до 20%) межслоев.

4. Пиролитическое изучение терригенных пород венда показало, что генерирующую УВ-ную функцию выполняют сероцветные (до черных) аргиллиты, глинистые алевролиты и известковистые мергели, то есть органическое вещество генетически связано с пелитовым материалом. Максимальное содержание органического углерода и УВ на всех стратиграфических уровнях приурочено к аргиллитам.

По выявленным пиролитическим потенциалам в вендском комплексе выявлены следующие генетические типы НГП пород:

– первый тип – породы, достигшие ГФН или ГФГ;

– второй тип – породы, способные производить УВ в небольших количествах, также достигшие ГФН или ГФГ;

– третий тип – это потенциально перспективные породы, но не достигшие ГФН;

5. Выявлен факт приуроченности большинства случаев нефтепроявлений и залежи нефти Шарканского месторождения к диапазону глубин 1800-2950 м Камбарско-Тастубской седловины, на котором органическое вещество находилось по термобарическим условиям в ГФН. Газопроявления в пределах Байкибашевско-Колгановской впадины приурочены, в основном, к глубинам 2440-3580 м, прошедшим ГФГ.

6. На основании анализа материалов параметрического и глубокого поискового бурения, сейсморазведки МОГТ и вновь полученных результатов по пиролизу автором проведено районирование платформенной части Башкортостана по перспективам нефтегазоносности венда и даны предложения и рекомендации по направлению ГРР. По степени перспективности здесь выделяются: высокоперспективная, перспективная, малоперспективная, с невыясненной перспективностью и неперспективная территории.

Исходя из оценки перспектив нефтегазоносности, основными элементами для поисковых работ являются северная часть Камбарско-Тастубской седловины и зона её сочленения с Байкибашевско-Колгановской впадиной. Предпочтительность этого направления обусловлена двумя факторами: высоким структурным положением и генетической взаимосвязью нефтегазоносности вендских отложений с рифейскими нефтематеринскими породами. Что касается зоны сочленения Камбарско-Тастубской седловины с Байкибашевско-Колгановской впадиной, то, кроме байкибашевских отложений, дополнительным объектом для поиска УВ являются осадки салиховской свиты.

Публикация по теме диссертации:

В изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Катагенез и условия нефтегазообразования в отложениях венда платформенного Башкортостана // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». 2008.– № 8– С. 38-40.

2. Станекзай Н.М., Лозин Е.В. Основные черты тектонического строения вендских отложений северной части Байкибашевско-Колгановской впадины и прилегающей территории // Журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений».– Москва. ВНИИОЭНГ.– 2008.– № 11.– С. 6-9.

В других изданиях:

3. Иванова Т.В., Андреев Ю.В., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Фациальные особенности вендских отложений // Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан: реальность и перспективы / Материалы Республиканской научно-практической конференции.– Уфа.– 2002.– С. 149-155.

4. Иванова Т.В., Масагутов Р.Х., Станекзай Н.М. Корреляция разрезов вендских отложений платформенного Башкортостана // Геология, полезные ископаемые и проблемы экологии Башкортостана.– Уфа: ИГ УНЦ РАН; Том 1, 2003.– С. 174-177.



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 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.