Гидрогеологические и геохимические закономерности размещения углеводородов в пределах вала Карпинского



Дата14.07.2016
өлшемі310.13 Kb.
түріАвтореферат


На правах рукописи

Смирнова Татьяна Сергеевна

Гидрогеологические и геохимические закономерности

размещения углеводородов

в пределах вала Карпинского

Специальность 25.00.12

Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук


САРАТОВ


2009

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Астраханский государственный университет», на кафедре «Геология и геохимия горючих ископаемых»



Серебряков Алексей Олегович,

доктор геолого-минералогических наук,

профессор, заведующий кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых Астраханского государственного университета (г. Астрахань)

Научный руководитель:


Маврин Константин Алексеевич,

доктор геолого-минералогических наук,

профессор кафедры петрографии и минералогии Саратовского государственного университета им. Н.Г. Чернышевского

(г. Саратов)


Официальные оппоненты:

Ушивцева Любовь Франковна,

кандидат геолого-минералогических наук, ведущий геолог Инженерно-технического центра ООО «Газпром Добыча Астрахань»

(г. Астрахань)


Ведущая организация: ОАО «КАЛМГАЗ» (г. Элиста)
Защита диссертации состоится 23 октября 2009 г. в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.243.08 при Саратовском государственном университете им. Н.Г. Чернышевского по адресу: 410012,

г. Саратов, ул. Астраханская, 83, геологический факультет, 1 корп., ауд. 53.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Саратовского государственного университета.

Автореферат разослан «___» сентября 2009 г.


Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор геол.-мин. наук, профессор О.П. Гончаренко


Введение
Актуальность работы подтверждается тем, что вал Карпинского занимает исключительно благоприятное географическое и экономическое положение на юге европейской части России среди густонаселенных районов с развитой нефтегазоперерабатывающей промышленностью и сетью газопроводов, наличием высококвалифицированных геологоразведочных кадров. Однако для региона характерна тенденция истощения разработки и ухудшения структуры залежей нефти и газа, так как преобладающее количество месторождений вступило в завершающую стадию эксплуатации. Открытие в этом районе даже мелких месторождений нефти и газа имеет важное промышленное и научное значение.

Основные геологические структуры вала Карпинского развиваются в акватории Каспийского моря, с которым также связываются большие перспективы нефтегазоносности.

Напряженное состояние современной сырьевой базы нефти и газа в регионе предопределяет необходимость открытия новых залежей нефти и газа на базе дальнейшего развития науки и внедрения ее достижений в практику геологоразведочных работ. Большая роль в выборе направления работ принадлежит разработке научно обоснованных геохимических и гидрохимических критериев оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур вала Карпинского.

Цель диссертационной работы заключается в изучении и анализе гидрогеологических и геохимических условий накопления углеводородов для выявления генетических закономерностей в размещении углеводородов различного фазового состояния в пределах рассматриваемой территории.

Основными задачами исследований являются:

1) уточнение гидрогеологической обстановки нефтегазонакопления и степени влияния гидрогеологических условий на изменение свойств углеводородов;

2) исследование геохимической характеристики нефтей, газа и газоконденсатов, а также закономерностей изменения их свойств по геологическому разрезу и латерали для прогнозирования нефтегазоносности;

3) обоснование использования ионно-солевого, газового и состава растворенных органических компонентов пластовых вод в качестве критериев оценки нефтегазоносности.



Объект исследований – комплекс надпалеозойских отложений, являющихся основными для поисков и промышленной разработки, гидрогеологические горизонты и месторождения нефти, газа и конденсата в пределах вала Карпинского Республики Калмыкия.

Предмет исследований – подземные воды и растворенные в них солевые и органические компоненты, состав и свойства углеводородов, гидрогеологические и геохимические критерии нефтегазоносности локальных и региональных структур.

Фактический материал и методы исследований. Работа основана на анализе, систематизации и научном обобщении фактического материала геологоразведочных работ, собственных исследований, опубликованной литературы и фондовых источников ФГУ «ТФИ по Астраханской области», ФГУП «Калмнедра», ФГУ «ТФИ по республике Калмыкия», ОАО «Калмгаз», ООО «Калмнефть», СевКавНИПИгаза, АстраханьНИПИгаза и др. В работе использованы гидрогеологические и геохимические данные более чем по 250 месторождениям. Информация по лабораторным анализам пластовых вод и составам нефти и конденсата в количестве более 10 тыс. была систематизирована в электронные банки данных геолого-геохимических материалов. Исследования проводились при активном использовании компьютерных систем, программ и методик.

На защиту выносятся следующие основные положения:

  1. Обоснован раздельный прогноз фазового состояния углеводородов и их физико-химических свойств юрских и меловых отложений на основе гидрогеологических и гидрогеохимических показателей.

2. Установлены гидрогеологические закономерности размещения скоплений углеводородов различного фазового состояния по площади и геологическому разрезу.

3. Проведено районирование изучаемой территории по комплексу гидрогеологических показателей с выделением залежей различного фазового состояния.



Научная новизна результатов диссертационного исследования:

– впервые осуществлены комплексные региональные и локальные исследования пластовых вод и определены гидрохимические и геохимические критерии раздельного прогноза фазового состояния углеводородных залежей на территории вала Карпинского;

– выявлены геохимические и гидрогеологические закономерности размещения залежей углеводородов различного фазового состояния;

– разработаны критерии прогноза перспектив нефтегазоносности структур изучаемой территории по водорастворенным органическим веществам и ионно-солевому составу пластовых вод;

– построены гидрогеологические и геохимические карты основных нефтегазоносных комплексов рассматриваемой территории, необходимые для обоснования перспектив нефтегазоносности.

Практическая значимость работы. Результаты комплексных гидрогеологических и геохимических исследований нефтегазоносности, особенностей состава и свойств нефти, газа и конденсата позволили осуществить раздельный прогноз углеводородов различного фазового состояния, а также провести районирование территории по генетическим типам углеводородов, которые применимы на аналогичной по геологическому строению прилегающей зоне – водной акватории Каспийского моря и в других регионах.

Апробация работы, публикации. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на научных и научно-практических конференциях: IX Международном научном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, апрель 2005), Международной научно-практической конференции «Природно-ресурсный потенциал, экология и устойчивое развитие регионов России» (Пенза, март 2005), Пятой, Шестой, Седьмой и Восьмой Международных научно-практических конференциях студентов, аспирантов и научных работников «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2006, 2007, 2008, 2009). Автором опубликовано 23 научных и учебно-методических работ, в том числе по теме диссертации 13 научных, из них 2 работы в ведущих научных изданиях, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения, изложенных на 156 страницах, иллюстрируется 31 рисунком и 6 таблицами, библиографический список содержит 139 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность своему руководителю, заведующему кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых Астраханского государственного университета профессору, доктору геолого-минералогических наук Серебрякову А.О. Выражаю также признательность сотрудникам АстраханьНИПИгаза и ИТЦ; профессору Серебрякову О.И., доценту Быстровой И.В. и другим за ценные консультации, поддержку и внимание, оказанные в период обучения в аспирантуре и в процессе написания работы.


СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1 «История гидрогеологической и геохимической изученности региона» освещает современное состояние геолого-геохимической и гидрогеологической изученности региона в связи с поисками и разведкой нефтяных и газовых месторождений к северу от Маныча и Кумы, охватывающего погребенный вал Карпинского в пределах Республики Калмыкия, исторически сложившейся как единый промышленно-экономический комплекс. Дается краткий очерк истории изучения исследуемой территории, в которой выделяется пять основных этапов: начальный научно-познавательный (охватывающий период с конца XVIII до начала XX века), геолого-рекогносцировочный (с 1920 по 1941 гг.), поисково-разведочный (1945-1965 гг.), детальный (с 1970 года до 1990 годов) и научно-обобщающий (с 1990 года по настоящее время).

Среди первых исследователей Астраханско-Калмыцких степей были: С.Г. Гмелин (1768-1774), П.С. Паллас (1778), Г. Нешель (1847), К.М. Бэр (1856), Н. Барбот-де-Марни (1862-1868), И.В. Мушкетов (1884-1886), Н.А. Православлев (1903), А.Д.Архангельский (1903-1911) и др. Особый вклад в изучение юга России принадлежит академику А.П. Карпинскому. На основании обобщения геологических материалов (1883) он высказал предположение о существовании в пределах Предкавказья и Прикаспия «погребенной кряжевой полосы, протягивающейся от западных границ государства к горам Мангышлакским», позднее названной его именем.

До конца 30-х годов прошлого века проводились единичные исследования нефтегазоносности недр (Бузик, 1920-1924; Тихонович, 1928 и др.). В 1929 г. в районе Ергеней и Маныча работала Первая полевая партия Геологического комитета под руководством Ф.Ф. Голынца, по результатам которых он обосновал проведение глубокого поискового бурения на Олейниковско-Промысловской площади.

Осуществляться эти планы начали с 1945 года с организацией в г. Астрахани Конторы разведочного бурения. А.П. Пантелеев и Ю.А. Судариков обосновали нефтегазоносность Ики-Бурульской зоны, где в 1959 г. был получен газовый фонтан. В 1960 г. была открыта Промысловско-Цубукская зона газовых месторождений в своде вала Карпинского. В шестидесятые годы были выявлены Каспийское нефтяное, Камышанские, Улан-Хольское, Черноземельское, Нарын-Худукское и многие другие газоконденсатные месторождения. Огромный вклад в разработку геологических, гидрогеологических и геохимических показателей оценки нефтегазоносности и прогноза выявления нефти и газа в регионе внесли:

Анисимов Л.А. (1963-2000), Бембеев В.А. (1970-1990), Бембеев А.В. (1990-2009), Бражников О.Г. (1965-2009), Вагин С.Б. (1970), Воронин Н.И. (1970-2008), Зингер А.С. (1960), Карцев А.А. (1965), Киссин И.Г. (1963-1965), Корценштейн В.Н. (1960-1970),

Мухин Ю.В. (1980), Спевак Ю.А. (1963-1969) и многие другие.

С начала 1990 года объемы геологоразведочных работ на территории вала Карпинского резко снизились, однако из-за высоких перспектив нефтегазоносности и актуальности проблем мирового энергетического рынка, регион привлекает научный интерес с целью дальнейшей оптимизации поисков нефти и газа.

В главе 2 «Основные черты геологического строения» излагаются геологические особенности вала Карпинского, являющегося частью Скифской плиты.

В подразделе 2.1 «Литолого-стратиграфическая характеристика» исследуются литолого-стратиграфические комплексы, обуславливающие характер распределения углеводородов по площади и разрезу региона. В региональном плане изучаемая территория принадлежит к северной окраине эпипалеозойской Скифской (Предкавказской) плиты, причленяющейся с юга к Русской платформе. Надпорядковой структурой, наложенной на различные по истории формирования структуры Скифской (Туранской в Закаспии) плиты, является вал Карпинского, погребенный под мезозойским осадочным чехлом. Суммарная мощность осадочного чехла колеблется от 900-3000 м на Бузгинском блоке (западная часть вала Карпинского) до 2000-3500 м на Промысловском (Приморская зона вала Карпинского). В результате сложной эволюции вала Карпинского были сформированы два принципиально отличных типа пород, соответствующих в разрезе двум геоструктурным этажам: нижнему – складчатому палеозойскому основанию и верхнему – мезо-кайнозойскому плитному чехлу.

Стратиграфический комплекс палеозойского основания вала Карпинского характеризует наиболее мощную (до 13-15 км) толщу земной коры преимущественно карбонатного состава, о чем свидетельствует слоистость разреза (Жингель, 2002; Рихтер, 2003 и др.).

В платформенной части разреза выделяются стратиграфические комплексы мезозойского («складчатого») и кайнозойского (покровного) чехлов. В мезозойской части разреза регионально прослеживаются границы эрозионной поверхности палеозойского основания (PZ), структурное несогласие юрских и нижнемеловых отложений (J-K1), поверхность размыва верхнемеловых отложений (К2).

Кайнозойский комплекс платформенного чехла со значительным структурным несогласием перекрывает толщу мезозоя. Для него характерно наличие внутриформационных зон литологического и стратиграфического выклинивания, которые фиксируют многократные трансгрессивно-регрессивные циклы и свидетельствуют, что рассматриваемая территория и до настоящего времени периодически испытывает активные инверсионные движения (Жингель, 2002).



В подразделе 2.2 «Особенности структурно-тектонического строения» констатируется, что несмотря на то, что до настоящего времени не существует единой научно обоснованной концепции тектонического районирования вала Карпинского (Жингель, 2002), однако по геологическим представлениям вал Карпинского является платформенной структурой первого порядка, включающей обнаженную часть Донбасса и его восточное, погребенное под мезо-кайнозойским чехлом, продолжение, уходящее в акваторию Каспийского моря. Южным ограничением вала является система Кумо-Манычских прогибов, северным – зона сочленения с Прикаспийской впадиной, осложненная протяженными субширотными надвигами (Смушковско-Каракульский вал).

Серией субмеридиональных разломов поверхность палеозоя в пределах вала разбита на ряд блоков. С запада на восток выделяются Ремонтненский (Элистинский), Бузгинский и Промысловский блоки, отличающиеся друг от друга морфологией подчиненных им структурных элементов.

Строение платформенного чехла, с которым связано открытие основных месторождений нефти и газа, представляется в виде пликативных брахиантиклинальных складок, составляющих единые структурно-тектонические линии, солидаризующиеся с генеральным простиранием вала Карпинского «запад-восток».

Среди дизъюнктивных моделей строения вала Карпинского наибольшее распространение получил вариант (Цибизов Г.Г., Анисимов Л.А., 1965) существования единого валообразного поднятия, свод которого осложнен грабеном субширотной ориентации. От грабена ответвляются быстро затухающие нарушения, образующие тектонически-экранированные блоки (ловушки), с которыми связаны залежи нефти и газа в нижнеальбском продуктивном комплексе.

В последние годы на основании научного обобщения геологических и геофизических материалов, а также данных региональных исследований дана новая концепция геотектонического районирования вала Карпинского с позиции рифтогенеза юго-западной окраины Восточно-Европейской платформы (Жингель, 2002; Рихтер, 2003 и др.). Эта концепция относит кряж Карпинского к восточной ветви суперпалеорифтовой зоны, включающей Припятский прогиб, Днепровско-Донецкую впадину и складчатый Донбасс. Сегменты рифта разделены системами меридиональных глубинных разломов.

В главе 3 «Нефтегазоносность региона» рассматриваются основные нефтегазоносные комплексы вала Карпинского, входящего в Северо-Кавказско-Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию. Наибольшее количество открытых в его пределах месторождений газа находится в своде (Цубукско-Промысловская зона нефтегазонакопления), а месторождения газоконденсата – в слабо дифференцированной структурной ступени южного склона (Уланхольско-Камышанская зона нефтегазонакопления) Промысловского блока. Месторождения нефти выявлены в Приманычской Комсомольско-Каспийской ступени нефтегазонакопления.

Промышленные запасы УВ вала Карпинского связаны с юрско-меловым комплексом отложений. В настоящее время основное эксплуатационное значение для вала Карпинского имеют залежи преимущественно газа в нижнеальбском подъярусе, а также залежи газоконденсата в апт-неокомском горизонте. На юге вала Карпинского нефти приурочены к нижнебайосскому подъярусу. Особое значение приобретает изучение пространственного характера распределения состава и свойств углеводородов в пределах территории исследования. Закономерности распределения залежей углеводородов на территории исследования, установленные во всех литолого-стратиграфических комплексах до четвертичных включительно, подтверждают значительный вертикальный и латеральный диапазон продуктивности. В сводовых частях вала Карпинского в альбских отложениях существуют, в основном, газовые (Олейниковская, Промысловская и др.) и единичные нефтяные залежи (Тенгутинская). Южнее, на южном склоне, с погружением пластов в апт-неокомских отложениях выявлены преимущественно газоконденсатные (Улан-Хольское, Камышанское, Ермолинское и др.) залежи. В Приманычской зоне в юрских отложениях выявлены нефтяные (Комсомольское, Каспийское и др.) месторождения.

Закономерности распределения фазового состояния углеводородов подтверждают вывод о ступенчатой миграции углеводородов в северном направлении в результате вертикальных межпластовых перетоков и опережении легких углеводородов вверх по восстанию пластов. Вероятным источником генерации и миграции углеводородов являлась Кумо-Манычская впадина с залеганием палеозойского фундамента на глубинах 6-7 км и уходящая на востоке в глубины Каспийского моря (Глумов И.Ф., Маловицкий Я.П. и др., 2004 и др.). Прогнозная оценка подтверждает возможность прироста запасов нефти и газа в пределах вала Карпинского за счет включения в поиск промежуточного чехла и, в ряде случаев, палеозойского структурного комплекса.

Глава 4 «Гидрогеологические условия накопления углеводородов» посвящена характеристике гидрогеологических условий вала Карпинского. Пластовые воды принимают непосредственное участие в генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, а также в формировании геохимической среды, окружающей нефтяные и газовые залежи, влияя на состав и свойства углеводородов.

Результаты определений основных параметров пластовых вод выполнены в разные годы в лабораториях треста «Калмнефтегазразведка», ОАО «Калмгаз», Калмыцкого государственного университета и др. Это позволило автору выявить гидрогеохимические, газогидрогеохимические и гидрогеодинамические зональности исследуемых гидрогеологических комплексов, синтезированные в гидрогеологические карты, графики и схемы.



В подразделе 4.1 «Гидродинамические условия нефтегазоносности комплексов» освещена гидродинамическая характеристика комплексов по материалам глубинных замеров пластовых давлений в скважинах и расчетов приведенных напоров пластовых вод Hпр на единую плоскость, значения которых изложены на гидрогеологических картах. На этих картах гидродинамические параметры напоров подтверждают наличие в исследуемых водоносных системах гидродинамических зон (согласно классификации А.А. Карцева, 1982) затрудненного и весьма затрудненного водообмена (напор от плюс 220 м в юрском комплексе до плюс 200 м в апт-неокоме и до плюс 180 м в альбском комплексе). В локальных структурно-пликативных ловушках нефтегазонакопления равномерное распределение повышенных значений напоров свидетельствует о развитии в них зон крайне затрудненного водообмена, что способствует сохранности УВ скоплений.

Гидрогеотермическое поле вала Карпинского характеризуется повышением температур вниз по разрезу (от 60 ºС до 100 ºС и более) по парабалическому закону. Наиболее прогретые зоны (или геотермические купола) совпадают с локальными поднятиями. Наиболее высокие плотности теплового потока характерны для мезозойских отложений. Намечается связь плотности теплового потока с нефтегазоносностью структур, выражающаяся в том, что нефтеносные площади на фоне локального повышения температур характеризуются меньшими градиентами теплового потока, чем газоносные; максимальными геотермическими градиентами характеризуются газоконденсатные структуры. Локальные ловушки нефти, газа и в особенности газоконденсата выделяются на общем геотермическом поле соответствующих комплексов температурными положительными аномалиями амплитудой до 3-5 ºС. Средний градиент пластовых температур составляет

3,8 ºС/100м (Жингель, 2002 и др.).



В подразделе 4.2 «Закономерности изменения химического состава пластовых вод» исследованы закономерности изменения химического состава пластовых вод. По гидрохимическому облику пластовых вод на территории вала Карпинского выделяются три основные гидрогеологические зоны, соответствующие зональности нефтегазонакопления: юрская, апт-неокомская и альбская.

Юрский водоносный комплекс развит на двух участках, разделенных между собой субширотной полосой их отсутствия. Южный участок приурочен к Терско-Каспийскому прогибу, северный – к Восточно-Манычскому прогибу и валу Карпинского. Полоса отсутствия юрских отложений представляет собой погребенный Прасковейско-Тарумовский вал Ставрополья.

Основной северный бассейн, к которому приурочен вал Карпинского, изучен более детально. Минерализация вод на южном склоне вала Карпинского составляет 100 г/дм3 и возрастает в сводовой части вала, где она достигает 158 г/дм3.

Нарастание минерализации продолжается к северо-востоку и уже на северном склоне она равна 175 г/дм3. Максимальная минерализация юрских вод характерна для бортовой зоны, где она достигает 197 г/дм3.

В ионно-солевом составе основная роль принадлежит хлору и натрию, содержание которых в общих чертах повторяет схему распределения минерализации. Содержание гидрокарбонатов в юрских водах колеблется в пределах 24-561 мг/дм3. Минимальные их концентрации, не превышающие 100-150 мг/дм3, характерны для сводовой части вала Карпинского и его северного склона. Максимальные концентрации наблюдаются на южном склоне вала Карпинского и в Прикумской зоне поднятий. Содержание сульфатов изменяется в широких пределах от 3 до 455 мг/дм3. Максимальные его содержания наблюдаются в зоне солянокупольной тектоники, что объясняется выщелачиванием гидрохимических осадков.

Воды сильно метаморфизованы () и относятся к хлоркальциевому типу, характеризуются средней и низкой сульфатностью (), высокими значениями хлорбромного коэффициента (около 300).

Апт-неокомский водоносный комплекс на территории вала Карпинского содержит пластовые воды, минерализация которых повышается в северном направлении. На Восточно-Артезианской площади минерализация вод равна 126 г/дм3. Гидрохимические максимумы приурочены к северному борту Восточно-Манычского прогиба, осложненному серией сбросов. Такие же величины минерализации апт-неокомских вод фиксируются в сводовой части вала Карпинского (до 130 г/дм3 и выше).

Содержание хлора в пластовых водах изменяется от 35 до 91 г/дм3, в общих чертах повторяя схему минерализации. Содержание сульфатов в аптских водах колеблется от 2 до 268 мг/дм3. Количество гидрокарбонатов колеблется в широких пределах – от 50 до 700 мг/дм3. Минимальные концентрации их наблюдаются в бортовой зоне Прикаспийской впадины, где содержание их не превышает 70-150 мг/дм3 (Долан-Алдынская, Разночиновская, Кирикилинская площади). Количество натрия в аптских водах колеблется от 20 г/дм3 до 52 г/дм3, в общих чертах повторяя схему минерализации вод и содержания хлора.



Альбский водоносный комплекс по закономерностям распределения минерализации вод напоминает схему апт-неокомского комплекса. Как указывалось ранее, вверх по разрезу происходит улучшение коллекторских свойств. Усиление гидродинамики в альбе сглаживает гидрохимические аномалии, и гидрохимическая обстановка приобретает черты единой водонапорной системы.

Минерализация вод альбского комплекса изменяется от 65 до 166 г/дм3. Минимальные ее значения характерны для западной части вала Карпинского (Бузгинский блок), где она составляет 65 г/дм3. Пониженные значения минерализации наблюдаются также в районе Комсомольско-Артезианской группы поднятий (Приманычские районы южного склона вала Карпинского). Здесь минерализация пластовых вод не превышает 80 г/дм3.

К северу от Маныча на южном склоне вала Карпинского выделяется зона повышенной минерализации в районе Камышанско-Каспийской зоны нефтегазонакопления. Здесь наблюдается рост минерализации вод к центральным частям группы локальных поднятий. Так, указанная группа поднятий в целом оконтуривается изоминерой 90 г/дм3, в центральной же части зоны минерализация достигает 110 г/дм3 и выше. В сводовой части вала Карпинского также выделяется гидрохимическая аномальная зона.

Содержание хлора в альбских водах повторяет схему минерализации вод. Количество сульфатов в водах изменяется от 25 до 400 мг/дм3. Пониженная их концентрация, не превышающая 100 мг/дм3, характерна для южного склона вала Карпинского. К северу происходит увеличение сульфатности вод. Содержание гидрокарбонатов в альбских водах изменяется от 50 мг/дм3 до 780 мг/дм3. Минимальные концентрации гидрокарбонатов, не превышающие 150 мг/дм3, характерны для территории севернее сводовой части вала Карпинского и большей части Бузгинского блока. Повышенные количества гидрокарбонатов отмечаются на южном склоне вала Карпинского. Содержание натрия в альбских водах колеблется от 20 до 60 г/дм3, распределение его так же в общих чертах повторяет схему минерализации вод.

На общем фоне распространения высокоминерализованных вод единой гидрогеологической закономерностью для всех гидрогеологических комплексов, к которым относятся основные зоны нефтегазонакопления, является то, что в пределах локальных ловушек минерализация вод увеличивается, однако в непосредственной близости от залежи углеводородов наблюдаются зоны гидрогеохимических инверсий, выражающиеся в снижении минерализации пластовых вод и содержания водорастворенных солей. В результате геохимического взаимодействия углеводородов залежей с солями подстилающих пластовых вод ореола залежей снижается содержание сульфатов и повышается количество гидрокарбонатов.

В подразделе 4.3 «Гидрогеохимические критерии перспектив нефтегазоносности» исследуются гидрогеохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности. Величина газонасыщенности подземных вод позволяет судить о масштабах накопления и рассеивания углеводородов в нефтегазоносных комплексах при оценке перспектив исследуемой территории (Зингер, 1964; Спевак, 1970 и др.). Изучение газогидрогеохимических особенностей пластовых вод вала Карпинского позволило установить, что преобладающими в составе водорастворенных газов (ВРГ) являются углеводородные газы. С увеличением глубины в составе ВРГ растет содержание углеводородных газов от 200 до 1000 см3/дм3 и более.

В подразделе 4.3.1 «Газонасыщенность пластовых вод» установлено, что общая газонасыщенность пластовых вод юрского комплекса минимальная в сводовой части вала Карпинского и его северном склоне. Воды последнего содержат растворенного газа до 200 см3/дм3. В сводовой части вала воды насыщены газами более 200-500 см3/дм3. Газонасыщенность возрастает в южном направлении и достигает 1000-1680 см3/дм3 в Каспийско-Камышанской зоне нефтегазонакопления.

Упругость растворенных газов (Робщ) минимальная на северном склоне вала Карпинского (до 2,4 МПа). В сводовой части вала упругость возрастает до 4,5 МПа, увеличиваясь в южном направлении с погружением пластов. Каспийско-Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значениями 9,0-10,0 МПа и более. Упругость растворенных газов в Артезианско-Комсомольской зоне повышается до 14,0 МПа. Это может быть следствием влияния еще не открытых залежей газа и нефти, содержащихся в юрских коллекторах Комсомольско-Артезианской зоны.

Для оценки потенциальных возможностей формирования залежей важнейший интерес представляет коэффициент насыщенности вод (Кн), определяемый отношением упругости растворенного газа (Робщ) к пластовому давлению (Рпл). Коэффициент насыщенности вод юрского комплекса имеет значения до 0,35 в сводовой части вала Карпинского до 0,40 на южном склоне вала Карпинского и до 0,49 на территории Приманычской зоны. В зоне влияния залежей углеводородов коэффициент насыщенности вод возрастает, достигая значений 0,8 и выше. В связи с этим привлекает внимание значительное увеличение насыщенности (Кн) юрских вод Манычского прогиба до 0,5, продолжающееся в восточном направлении с погружением отложений. Это интерпретируется как опережающее преобладание упругости газа над пластовым давлением в этом районе и увеличение возможностей выделения свободной углеводородной фазы.

На формирование залежей углеводородов в значительной мере оказывает влияние степень насыщенности вод углеводородами, определяемая отношением парциальной упругости углеводородов (Ругл) к общей упругости газа (Робщ). Степень насыщенности юрских вод углеводородами (Руглобщ) увеличивается в южном направлении. В сводовой части вала Карпинского она 0,60-0,65, на южном склоне вала Карпинского достигает 0,85, что свидетельствует об относительном увеличении значения углеводородной фазы с увеличением глубин. Об этом же свидетельствует и увеличение отношения (Руглобщ) в водах Манычского прогиба и с продвижением к востоку, т.е. с увеличением глубин залегания комплексов. Эти данные подтверждают единство геохимических обстановок продуктивных комплексов вала Карпинского.



Общая газонасыщенность пластовых вод аптского комплекса увеличивается в южном направлении, т.е. с увеличением глубины залегания. Воды бортовой зоны содержат растворенных газов около 50 см3/дм3 (Долан-Алдынская пл.). На северном склоне вала Карпинского газонасыщенность аптских вод составляет 576 см3/дм3, на южном склоне она возрастает до 730 см3/дм3. Воды Каспийско-Камышанской зоны нефтегазонакопления содержат свыше 2000 см3/дм3 растворенных газов. Изменение газонасыщенности происходит, главным образом, за счет изменения количества углеводородов. Выделяется газовая аномалия, приуроченная к Манычскому прогибу.

Упругость газа минимальна в бортовой зоне, где она составляет 1,7 МПа. Южнее упругость газа возрастает и достигает 6,2 МПа на северном склоне вала Карпинского (Сайгачья пл.). На южном склоне вала Карпинского она имеет одинаковые фоновые значения – до 11,5 МПа. В зонах нефтегазонакопления упругость возрастает до 20,0 и более МПа. Отмечается приуроченность зоны значительной упругости газа к Манычской системе, что наблюдается также и в юрском комплексе.

Коэффициент насыщенности (Кн) аптских вод имеет значения до 0,4. В зонах нефтегазонакопления и в пределах влияния залежей углеводородов коэффициент насыщенности вод (Кн) значительно возрастает, достигая 0,8-0,9. Так, Каспийско-Камышанская зона нефтегазонакопления выделяется значениями коэффициента (Руглобщ) свыше 0,6. Привлекает внимание значительное увеличение насыщенности аптских вод Восточно-Манычского прогиба. В сводовой части вала Карпинского насыщенность аптских вод также относительно велика, что указывает на значительную перспективность аптских отложений этого района. Уменьшается насыщенность аптских вод к северу от сводовой части вала Карпинского, и уже в бортовой зоне значения коэффициента (Руглобщ) составляют 0,14.

Общая газонасыщенность пластовых вод альбского комплекса в сводовой части вала Карпинского достигает 1670 см3/дм3. На южном склоне вала Карпинского Камышанская зона газонакопления выделяется полем газонасыщенности вод свыше 2000 см3/дм3 при фоновых значениях до 1000 см3/дм3. На южном склоне Бузгинского блока Ики-Бурульская зона газонакопления характеризуется значениями газонасыщенности свыше 750 см3/дм3, при фоновых значениях газонасыщенности альбских вод Бузгинского блока до 400 см3/дм3. К северу от сводовой части вала Карпинского газонасыщенность альбских вод значительно снижается до 200 см3/дм3.

Упругость растворенного газа альбских вод колеблется в значительных пределах, достигая 15,0 и более МПа. В сводовой части вала Карпинского упругость газа составляет в среднем 8,0-9,0 МПа, и лишь на Тенгутинской площади она возрастает до 18,7 МПа. Это является результатом влияния существующих в этом комплексе залежей углеводородов. На южном склоне вала Карпинского упругость альбских газов составляет 6,0 МПа (Салхинская, Профильная, Придорожная, Каспийская и др. площади). Камышанская же зона нефтегазонакопления выделяется значительно повышенными упругостями газов, превышающими 18,0 МПа (Камышанская, Нарын-Худукская, Ермолинская и другие площади).

Коэффициент насыщенности (Кн) альбских вод в зонах газонакопления имеет значения свыше 0,8 (Промыслово-Цубукская, Камышанская, Ики-Бурульская и Прикумская зоны). Зоны газонакопления выделяются показателями относительной насыщенности углеводородами свыше 0,9.

В целом продуктивные горизонты и зоны нефтегазоносности имеют наибольшие значения газонасыщенности и упругостей подстилающих вод. Относительный дефицит насыщения пластовых вод растворенными газами уменьшается с увеличением степени метаморфизации нефтей в залежи и их газового фактора, а также наличия газоконденсатного фактора (КГФ) залежи.



В подразделе 4.3.2 «Гидрохимические критерии нефтегазоносности» в качестве гидрохимических показателей оценки перспектив нефтегазоносности исследованы минерализация пластовых вод и их солевой состав. Зоны нефтегазонакопления выделяются повышенными значениями минерализации. Так, апт-неокомские воды Каспийско-Камышанской зоны нефтегазонакопления южного склона вала Карпинского выделяются увеличенными показателями до 130 г/дм3 при фоновых значениях около 100 г/дм3. Подобные зависимости отмечаются и по другим зонам нефтегазонакопления. Величины локального прироста минерализации и количества растворенных компонентов в водах ловушек могут составлять свыше 30 %. Однако отмечено, что несмотря на повышение минерализации вод с приближением к залежи, вблизи контура залежи отмечается снижение минерализации. Снижение фиксируется на расстоянии не более 200 м. Так, на Улан-Хольском месторождении при фоновых значениях минерализации вод до 100 г/дм3 в пределах структуры минерализация вод повышается до 120 г/дм3, однако у контура залежи происходит падение содержания солей до 85 г/дм3. Подобная зависимость в значениях минерализации наблюдается и на других месторождениях вала Карпинского.

Установлено, что воды зон нефтегазонакопления характеризуются повышенными концентрациями микрокомпонентов йода, брома и бора, превышающими в 1,5-2 раза их фоновые значения. Такие же зависимости наблюдаются и в значениях гидрохимических генетических коэффициентов , и др.

Из показателей нефтегазоносности по своей генетической природе ближе всего стоят к углеводородам залежей растворенные органические вещества пластовых вод (Барс, 1965; Зингер, 1966; Швец, 1967; Смирнова Т.С., 2008 и др.). В условиях исследуемого региона к числу наиболее эффективных показателей относятся бензол, нафтеновые кислоты и фенолы.

Бензол является важнейшим органическим компонентом пластовых вод нефтяных и газовых залежей. В водах вала Карпинского концентрация бензола достигает 5,6 мг/дм3 в зоне ореола углеводородных залежей. В водах непродуктивных горизонтов и зон отмечается отсутствие бензола. Содержание бензола в водах определяется характером залежи: в водах газоконденсатных залежей с высоким конденсатным фактором (КГФ) количество бензола значительно выше (более 1,8 мг/дм3), чем в водах нефтяных залежей (до 0,5 мг/дм3). Ореол влияния газоконденсатных залежей по бензолу наблюдается не более 2000 м, вертикальный ореол влияния достигает 150 м (Камышанские месторождения и др.) (рис. 1).

Содержание нафтеновых кислот в водах невелико и достигает 5,4 мг/дм3. Количественное увеличение содержания кислот в водах происходит лишь вблизи контура нефтяных и газоконденсатных залежей при фоновых значениях 2 мг/дм3. Ореол влияния залежи до 1000 м.

Содержание фенолов в пластовых водах вала Карпинского колеблется от 0,2 до 10,4 мг/дм3, тогда как в Нижнем Поволжье (Зингер, 1966 и др.) содержание фенолов в водах продуктивных горизонтов колеблется от 0,15 до 1 мг/дм3. Фоновые значения фенолов составляют 1,4 мг/дм3, ореол влияния залежи не более 1500 м.

Значения фенолов в водах находятся в зависимости от степени продуктивности вмещающих отложений. Наибольшее количество фенолов отмечается в водах нефтяных и газоконденсатных залежей (10 мг/дм3), наименьшее – в водах газовых залежей (более 0,2 мг/дм3).

Рис. 1. Содержание бензола в пластовых флюидах, составила Смирнова Т.С.


В главе 5 «Геохимические закономерности изменения состава нефтей, газа и конденсата» констатировано, что на территории исследования с юга на север отмечается четкая закономерность в зональности залежей нефти и газа по геологическому разрезу. Продуктивные залежи нефтей и газоконденсатов Прикумского района выявлены по всему разрезу отложений триасового, юрского, нижне- и верхнемелового, а так же палеогенового комплексов. В зоне сочленения Манычского прогиба с южным склоном вала Карпинского (Комсомольско-Артезианская зона) залежи углеводородов выявлены в байосских отложениях, при этом здесь преобладают нефтяные залежи. В средней зоне южного склона вала Карпинского (Каспийско-Камышанская зона) основная масса скоплений углеводородов приурочена к апт-неокомским отложениям, здесь преобладают газоконденсатные залежи, в западных районах выявлены газовые залежи (Ики-Бурульская зона). Ещё севернее, в сводовых частях вала Карпинского основная нефтегазоносность связана с отложениями альбского возраста, в ряде скважин притоки получены из отложений верхнего мела. В этой зоне (Промысловско-Цубукская зона) преобладают газовые залежи.

В подразделе 5.1 «Физико-химические особенности нефтей и конденсатов» исследованы общие закономерности распределения углеводородов по разрезу и площади. В направлении с юга на север отмечается уменьшение плотности нефти и увеличение их алканового состава. Вверх по разрезу увеличивается содержание аренов от 5 % в юрских залежах до 10 % в нижнемеловых и до 17 % в верхнемеловых нефтях. В тесной связи с этими закономерностями находятся свойства конденсатов, по геохимическим свойствам подразделяющиеся на три группы. Южную группу составляют конденсаты Прикумского вала, тяжелые (ρк до 0,85), мало парафинистые (содержание парафина до 1,4-1,8 %), аренового состава (содержание аренов до 50-70 %). Конденсаты Приманычской зоны легкие (ρк до 0,79), алканового основания (Ланда, 1968 и др.). На южном склоне вала Карпинского конденсаты легче (ρк=0,73-0,77), алканового основания. Распределение геохимического состава углеводородов подтверждает положение о южной миграции флюидов в северном направлении и обогащении их алканами вверх по разрезу (Смирнова, 2007).

В подразделе 5.2 «Юрские залежи и нефтепроявления» исследованы углеводороды нефтяных залежей вала Карпинского. Установлено, что нефтяные залежи приурочены преимущественно к юрским отложениям Приманычской и Комсомольско-Каспийской зонам нефтегазонакопления.

В подразделе 5.3 «Нижнемеловые залежи и нефтепроявления» исследованы углеводороды газоконденсатных залежей вала Карпинского. Газоконденсаты приурочены к апт-неокомским отложениям нижнего мела Камышанско-Уланхольской зоны нефтегазонакопления южного склона вала Карпинского.

В подразделе 5.4 «Раздельный прогноз фазового состояния, состава и свойств углеводородов» выявлены геохимические закономерности распределения состава и свойств углеводородов, которые позволяют осуществить раздельный прогноз фазового состояния и физико-химических свойств газов, нефтей и конденсатов на новых площадях территории вала Карпинского; оптимизировать направление поисково-разведочных работ в регионе (рис. 2), в особенности в восточных его районах в акватории Каспийского моря, где прогнозируется преобладание нефтяных залежей в юрских отложениях и нефтегазоконденсатных залежей в меловых отложениях.

Рис. 2. Прогноз фазового состояния углеводородных залежей вала Карпинского,

составила Смирнова Т.С.
На северном склоне вала Карпинского, обращенном в сторону Прикаспийской впадины, необходимо возобновить геологоразведочные работы для поисков и разведки нефтяных месторождений в юрских отложениях, в которых прогнозируются нефти среднетяжелые (ρн до 0,9), низко парафинистые (содержание парафина до 1-2 %) и высоко смолистые (содержание смол до 15 %). В сводовой части вала Карпинского рекомендуется продолжить поисково-разведочные работы в альбском комплексе на преобладающие метановые газовые залежи. На южном склоне вала Карпинского в Уланхольско-Камышанской структурной зоне прогнозируется преобладание газоконденсатных залежей легких конденсатов (ρк= 0,76-0,79) алкано-ареновых типов в апт-неокомских комплексах. Рекомендуется расширение поисково-разведочных работ в Приманычской зоне, в особенности в восточных ее участках (Комсомольско-Каспийская структурная зона), где прогнозируется в юрских комплексах нефтяные залежи легких нефтей (ρн до 0,86) арено-циклановых типов. На локальных структурах морского продолжения вала Карпинского в акватории Каспийского моря прогнозируется выявление нефтяных залежей в юрских комплексах и газоконденсатных залежей в нижнемеловых отложениях. Одной из важнейших задач является уточнение перспектив нефтегазоносности так называемого «фундамента» вала Карпинского, так как он представлен литологическими аналогами продуктивных карбонатных осадочных комплексов близ расположенных южных участков смежной Прикаспийской впадины (Астраханская и другие зоны нефтегазонакопления).

В «Заключении» изложены основные выводы, подтверждающие актуальность и новизну выполненных исследований. Решены поставленные задачи: уточнена гидрогеологическая обстановка нефтегазонакопления и степень влияния гидрогеологических условий на изменение свойств углеводородов; исследована геохимическая характеристика нефти, газа и газоконденсата, а также закономерности изменения их свойств по геологическому разрезу и латерали; обосновано использование ионно-солевого, газового и состава растворенных органических компонентов пластовых вод в качестве критериев оценки нефтегазоносности.

С юга на север отмечается четкая закономерность в распределении нефтегазоносности по разрезу и площади. Отмечается закономерное изменение состава углеводородов вверх по восстанию продуктивных пластов, являющееся проявлением латеральной миграции флюидов в северном направлении. Гидрохимические закономерности изменения состава подземных вод в системах «залежи УВ – пластовые воды» позволяют осуществлять оценку перспектив нефтегазоносности локальных структур и литологических комплексов.

Растворенные органические вещества (нафтеновые кислоты, фенолы, бензол) выступают как прямые показатели нефтегазоносности локальных структур. Устанавливается генетическое единство газов, конденсатов и нефтей с водорастворенными органическими компонентами. Ореольное рассеивание этих компонентов из залежей обуславливает распределение содержания органических веществ с удалением от залежей, что имеет поисковое значение, т.к. направление роста содержания гидрогеохимических параметров подтверждает вероятное местонахождение залежей углеводородов, их фазовое состояние и геохимический состав углеводородов.

Выявленные геохимические закономерности распределения состава и свойств углеводородов позволяют осуществить фазовый прогноз типов газа, нефтей и конденсатов на территории вала Карпинского.

Внедрение разработанных рекомендаций и основных выводов работы позволяет оптимизировать направление геологоразведочных работ на высокоперспективной территории вала Карпинского и в смежных районах. Установленные геологические, геохимические и гидрохимические взаимозависимости могут быть применимы в различных нефтегазоносных регионах мира.



СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ:

Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах:


  1. Полухина Т.С., Лиманский Е.Н. Гидрогеохимические и литолого-стратиграфические особенности накопления углеводородов в юго-западной части Прикаспийской впадины // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. – Материалы V международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии», Астрахань, изд-во АГУ, № 4. 2006. С. 172-175.

  2. Смирнова Т.С., Серебряков О.И. Геохимические особенности нижнемеловых нефтей и конденсатов Северо-Восточного Предкавказья // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии», Астрахань, изд-во АГУ, № 12. 2006. С. 88-103.


Статьи в других изданиях и работы, опубликованные в материалах всероссийских, международных конференциях и симпозиумах:

  1. Аронова Ю.С., Полухина Т.С. Газогидрохимические особенности эоплейстоценовых отложений в связи со строительством скважин // Сборник: Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений. Научные труды АстраханьНИПИгаза. Вып. 6. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2004. С. 47-48.

  2. Полухина Т.С. Возможности газодобычи из четвертичных отложений Астраханского свода // Сборник международной научно-практической конференции «Природно-ресурсный потенциал, экология и устойчивое развитие регионов России», 11-12 марта 2005 г. Пенза. С. 307-309.

  3. Полухина Т.С., Серебряков О.И. Нефтегазоносность надсолевых отложений юго-западной части Прикаспийской впадины // X Международный научный симпозиум студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр», 11-15 апреля 2005 г. Томск. С. 54-56.

  4. Полухина Т.С. Эколого-геологические особенности юго-западной части территории Прикаспийской низменности в связи с разработкой углеводородсодержащих месторождений // Сборник: «Проблемы социально-устойчивого развития Каспийского региона». Материалы Международной конференции. 21-22 апреля 2005 г. Астрахань. Том 3. Россия и Восток, обучающееся общество и социально устойчивое развитие Каспийского региона. С. 452-454.

  5. Смирнова Т.С., Серебряков О.И. Геолого-геохимические закономерности изменения по площади и разрезу состава и свойств нефти, газа и конденсата северо-восточного Предкавказья // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии». № 3. 2007. С. 5-15.

  6. Смирнова Т.С., Серебряков О.И. Гидрогеохимические показатели нефтегазоносности северо-восточного Предкавказья // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. – Материалы VII международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников». Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии». № 1. 2008. С. 97-106.

  7. Быстрова И.В., Федорова Н.Ф., Смирнова Т.С. Палеоструктурные преобразования Северо-западного Прикаспия в раннемеловое время // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии». № 4. 2008. С. 26-30.

  8. Смирнова Т.С., Серебряков А.О. Ионно-солевые показатели нефтегазоносности северо-восточного Предкавказья // Научно-технический журнал «Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии». № 4. 2007. С. 27-34.

  9. Быстрова И.В., Федорова Н.Ф., Серебряков А.О., Смирнова Т.С., Протопопов В.А. Осадочные горные породы и их классификация// Учебно-методическое пособие для студентов специальности 020305.65. – Астрахань, изд-во АГУ, 2008. 116 с.

  10. Федорова Н.Ф., Быстрова И.В., Смирнова Т.С. Характеристика Астраханской карбонатной платформы // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. – Материалы VIII международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников». Научно-технический журнал «Геология, география и глобальная энергия». № 3. 2009. С. 75-78.

  11. Федорова Н.Ф., Быстрова И.В., Карабаева А.З., Смирнова Т.С. Количественная оценка прогнозных ресурсов углеводородов юрско-мелового комплекса юго-западной части Прикаспийской впадины // Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии. – Материалы VIII международ. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и научных работников». Научно-технический журнал «Геология, география и глобальная энергия». № 4. 2009. С. 119-121.







Каталог: sites -> default -> files -> dissnews -> old -> synopsis
synopsis -> Особенности системы семенного размножения у представителей семейства asteraceae саратовской области 03. 00. 05 ботаника
synopsis -> «Немецкий вопрос» в поволжье (1941 1993-гг.)
synopsis -> Истоки и развитие российской медицинской терминологии
synopsis -> Национальная политика Советского государства в 1917-1928 гг и ее реализация в Саратовской губернии
synopsis -> Эколого-ценотические и биохимические особенности солодки голой ( glycyrrhiza glabra L. ) В калмыкии 03. 00. 16 экология
synopsis -> Строб тэлбот и его роль в формировании российского курса администрации б. Клинтона
synopsis -> Эволюция туристических практик русских во Франции
synopsis -> Информатика-юриста


Достарыңызбен бөлісу:




©dereksiz.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет