Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности вендских отложений платформенного башкортостана



бет1/2
Дата20.07.2016
өлшемі2.87 Mb.
түріАвтореферат
  1   2


На правах рукописи

Станекзай Набижан Мухаммаджан


Геологическое строение и перспективы

нефтегазоносности вендских отложений

платформенного башкортостана

Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени

кандидата геолого-минералогических наук

Уфа – 2009

Работа выполнена в ООО «Башнефть-Геопроект»


Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Масагутов Рим Хакимович




Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук

Хатьянов Фаддей Исаакович


доктор технических наук, старший научный сотрудник

Юлбарисов Эрнст Мирсаяфович

Ведущая организация:


«ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»



Защита диссертации состоится “20” марта 2009 года в 1400 часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО «НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан “19” февраля 2009г.

Ученый секретарь совета,

доктор химических наук Д.А. Хисаева



Общая характеристика работы

Актуальность темы. Длительная разработка нефтяных месторождений Республики Башкортостан привела к заметному истощению углеводородного потенциала палеозойской части осадочного чехла. В этих условиях первоочередной задачей становится выявление перспектив отложений, дающих возможность открытия в них новых запасов нефти и газа. К числу таких отложений относятся вендские, имеющие широкое развитие и большие мощности. Их нефтегазоносность изучена недостаточно. Но наличие вендских отложений в осадочном чехле платформы позволяет прогнозировать скопления нефти и газа в них. О перспективности вендских отложений, помимо общепринятого признания их нефтеобразующей роли, свидетельствует наличие нефтепроявлений и получение промышленных притоков нефти на ряде площадей Удмуртии, Республики Башкортостан, Пермского края и Восточной Сибири.



Цель диссертационной работы заключается в научном обосновании перспектив нефтегазоносности и выборе основных направлений проведения геологоразведочных работ (ГРР) в вендском осадочном разрезе отложений платформенного Башкортостана.

Основные задачи исследований

  1. Анализ фациальных и палеогеографических условий формирования вендских отложений.

  2. Изучение закономерностей тектонического строения платформенного Башкортостана по II-му отражающему горизонту и поверхности вендского комплекса пород.

  3. Детализация гидрогеологии и гидрохимии венда.

  4. Определение фильтрационно-емкостных и изолирующих свойств пород венда.

  5. Исследование геохимических и пиролитических характеристик органического вещества для оценки нефтегенерационного потенциала венда.

  6. Районирование платформенного Башкортостана по степени перспективности венда для выбора первоочередных направлений ГРР на нефть и газ.

Методы исследований

Поставленные в диссертации задачи решались путем сбора, анализа и обобщения обширного фондового геолого-геофизического материала по 15 параметрическим и более тысячи поисково-разведочным скважинам, вскрывшим отложения венда на глубину от 1,0 до 1569 м. Проанализирован и обобщен вещественный состав пород, изученных петрографическим методом Т.В. Ивановой. Для палеогеографических реконструкций применялись минералого-геохимические индикаторы: коэффициент зрелости, алюмокремниевый и щелочной модули, оксидный, железистый, марганцевый показатели и малые элементы. Использовалось также соотношение калиевых и натриево-кальциевых полевых шпатов в алевропесчаных породах, которое является опосредованным показателем палеоклимата. Фильтрационно-емкостные свойства изучались на основании результатов исследований кернового материала, испытаний скважин и ГИС; изолирующие свойства пород – рентгено-структурными и петрографическими исследованиями. Собраны и обобщены данные по нефте-газо- и битумопроявлениям, испытанию скважин, проанализированы результаты исследований пиролиза образцов пород методом Rock-Eval (58 анализов).



Научная новизна

  1. Впервые для платформенного Башкортостана построена детальная карта по поверхности вендских отложений, показавшая тождественность структурных поверхностей венда и нефтегазоносных комплексов девона и карбона.

  2. Впервые с использованием рентгено-структурного анализа в аргиллитах венда изучаемой территории установлено широкое развитие ассоциаций глинистых минералов, определяющих изолирующие свойства пород.

  3. Впервые установлена пиролитическая характеристика генетических типов нефтегазопроизводящих пород вендского комплекса осадков.

  4. Проведено районирование платформенного Башкортостана по степени нефтегазоперспективности вендских отложений.

Основные защищаемые положения

  1. Результаты изучения в разрезе венда пород-покрышек и пород-коллекторов, которые в ассоциации с благоприятными структурными дислокациями способны аккумулировать и сохранять залежи УВ.

  2. Результаты изучения катагенетической преобразованности глинистых пород и органического вещества нефтегазогенерирующих толщ.

  3. Проведение районирования платформенного Башкортостана по степени перспективности для рационального выбора направлений и размещения объемов ГРР.

Практическая значимость и реализация результатов работ

Рентгеноструктурные исследования, приведенные в диссертационной работе, вслед за петрографическим изучением, позволили автору инструментально обосновать наличие в вендских отложениях пород-покрышек. Породы-коллекторы, кроме ранее установленной качественной характеристики, получили своё генетическое обоснование. Результаты исследований, полученные в процессе подготовки диссертационной работы, использованы при составлении государственной Программы на проведение научно-исследовательских и производственных работ по теме «Изучение додевонской осадочной толщи платформенного Башкортостана и обоснование перспектив ее нефтегазоносности» на 2000-2005г.г.


Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на Всероссийских и региональных конференциях в г. Уфе (2002, 2003, 2006), г. Тюмени (2003), г. Бугульме (2003, доклад удостоен диплома и памятной медали).



Публикации. Результаты исследований опубликованы в 11 научных статьях, в том числе 2 – в изданиях, рекомендованных ВАК. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач, анализ и обобщение результатов исследований.

Автором был обработан и прокоррелирован геолого-геофизический материал по более тысячи поисково-разведочных и параметрических скважин платформенной части Башкортостана.

Полученные данные использовались при построении схемы тектонического районирования вендского комплекса, схематической геологической карты со снятыми палеозойскими отложениями, карт мощностей, схем сопоставления разрезов скважин, структурных карт по подошве байкибашевской свиты (II отражающий горизонт) и по поверхности венда, схемы распространения пород-покрышек над 6 пластами – коллекторами вендского комплекса и других графических материалов. Отдельные рисунки выполнялись с использованием материалов других авторов или построены совместными усилиями.

Использованы первичные геохимические материалы, полученные Н.П. Егоровой, Т.В. Ивановой и О.Д. Илеменовой, фондовые источники ООО «Башнефть-Геопроект».



Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, общим объемом 156 страниц, в том числе 30 рисунков и 17 таблиц. Список использованных источников включает 112 наименований.

Автор считает своим долгом выразить глубокую благодарность д.г.-м.н., профессору Е.В. Лозину, д.г.-м.н. К.С. Баймухаметову, к.г.-м.н. Н.П. Егоровой, Т.В. Ивановой, О.Д. Илеменовой, В.И. Козлову, А.И. Ларичеву, В.Г. Изотову, Л.М. Ситдиковой, Н.С. Гатиятуллину, В.В. Баранову и др. за ценные советы и практические замечания. Автор признателен В.А. Федорченко, Н.Б. Амельченко, Г.И. Косьяненко, М.В. Васильеву и другим сотрудникам отдела ВМСБ ООО «Башнефть-Геопроект» за поддержку и помощь.

Особую благодарность автор выражает руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Р.Х. Масагутову за постановку темы, постоянное внимание к работе и поддержку.
Содержание работы

Во введении показана актуальность выполненной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, изложена научная новизна работы, сформулированы основные защищаемые положения.

В первой главе дана литолого-стратиграфическая характеристика вендских отложений. Историю изученности вендских отложений можно подразделить на три этапа: первый, с 1945-1960г.г. – изучение литологии (ведущая роль принадлежала К. Р. Тимергазину); второй, 1961-1980г.г – когда проводились исследования гидрогеологии и геохимии разреза, а также других вопросов геологии. С создания рабочей схемы стратиграфии рифейско-вендских отложений начался третий этап в изучении венда (Лисовский, Афанасьев и др., 1981). В окончательном виде схема стратиграфии принята на Всероссийском совещании «Стратиграфия, палеонтология и перспективы нефтегазоносности рифея и венда восточной части Восточно-Европейской платформы» (г. Уфа) для территории платформенного Башкортостана в 1999г., и утверждена Межведомственным стратиграфическим комитетом России как унифицированная схема для венда Волго-Уральской области в 2000г. Согласно названной схеме венд был принят в объеме четырех свит (снизу вверх): байкибашевская, старопетровская, салиховская и карлинская, которые охватывают временной интервал 570 – 650 20 млн. лет.

Автором с использованием последней схемы стратиграфии составлены детальные корреляционные схемы вендских отложений, позволившие уверенно сопоставить разрезы параметрических и глубоких скважин всего платформенного Башкортостана. Проведенная работа позволила на единой методической основе провести все геологические построения (структурные карты, геологическая карта со снятыми палеозойскими отложениями, карты мощностей и т.д.). Ниже, по результатам корреляции, даны краткая литологическая и промыслово-геофизическая характеристики свит венда. корреляции дана краткая литологическая и пр и болееими дислокациями.льных структур, часть которых вверх по востанию



Байкибашевская свитаV1bk сложена песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Свита четко выделяется на каротажных диаграммах отрицательной ПС и пониженными значениями ГК [4, 11]. Мощность свиты изменяется от 4 м до 185 м.

Старопетровская свита – V1sp сложена аргиллитами, алевролитами и реже – песчаниками полимиктового состава. Свита на каротажных диаграммах имеет устойчивую положительную ПС, невысокие значения КС, повышенные значения ГК и низкие – НГК. На общем фоне положительной ПС в нижней и верхней частях свиты выделяются два, реже один, алевро-песчаных пласта. Алевро-песчаные пласты на каротажных диаграммах выделяются отрицательной ПС, и невысокими значениями КС. На РК этим пластам, как правило, соответствуют участки с пониженными значениями ГК. Мощность свиты меняется от 2 до 372 м.

Салиховская свита – V2sl сложена в основном песчаниками и алевролитами. На каротажных диаграммах характеризуется довольно расчлененной ПС с целым рядом различной степени выра­женности отрицательных аномалий. Она уверенно выделяется на ЭК диаграммах, кавернограмме. В ее верхней и нижней частях выделяются два алевро-песчаных пласта, которые в целом не выдержаны по простиранию на территории. Мощность свиты колеблется от 23 м до 377 м.

Карлинская свита – V2kl сложена аргиллитами и алевролитами, с подчиненными прослоями песчаников. На каротажных диаграммах свите соответствует положительная ПС, с невысокими значениями КС. ГК имеет повышенные, а НГК – пониженные значения. В составе свиты на нескольких уровнях прослеживаются маломощные песчаные и алевро-песчаные пласты, имеющие различной степени выраженности отрицательную ПС. При этом КС, при наличии карбонатного цемента, имеет высокое значение, и низкое – в неплотных песчаниках [4]. Мощность свиты изменяется от 2м до 777м. Общая мощность вендских отложений на территории платформенного Башкортостана колеблется от 2 м до 1569 м.

Во второй главе рассматриваются фации, условия осадконакопления и палеогеография вендских отложений.

Диссертантом, на основе ранних работ (М.И. Гарань, 1960; О.К. Едренкина, 1971; Т.В. Иванова, 1970, 1973, 1999, 2002; М.М. Алиев, 1977; Е.В. Лозин, 1997, Р.Х. Масагутов, 1997, 2002; Ю.В. Андреев, 2001 и др.), собственного анализа и обобщения новых данных бурения по литологическому составу слагающих разрез венда осадочных пород, их текстурно-структурным особенностям и характеристике петрохимических показателей существенно детализованы представления о фациальных типах осадков: прибрежно-континентальных (имеют ограниченное развитие в составе байкибашевской свиты), прибрежно-морских и мелководно-морских [3].

В байкибашевском веке рассматриваемая территория, за исключением выступов кристаллического фундамента, была полностью погружена. На склонах выступов фундамента в условиях прохладного климата, существовавшего вплоть до конца карлинского времени, происходило образование эллювиально-делювиальных песчано-алевритовых и гравийных осадков, нередко с галечником и щебенкой в основании.

Старопетровский век характеризовался максимальным развитием трансгрессии мелководного морского бассейна, в результате чего резко сокращается количество приносимого в бассейн грубого обломочного материала, и на большей части территории начинают отлагаться тонкие глинисто-алевритовые осадки.

С наступлением салиховского века произошел подъем территории на севере, который обусловил сокращение площади, занимаемой морем. Накапливались песчаные и песчано-алевритовые осадки в слабоокислительной обстановке. Осадкообразование происходило в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях.

В карлинском веке морской бассейн не претерпел особых изменений. В прибрежной зоне отлагались глинисто-алевролитовые осадки, и лишь на северо-востоке, наряду с алевропелитами, происходило накопление мелкозернистых песчаников, обломочный материал для образования которых поступал с Красноуфимского выступа кристаллического фундамента.

В третьей главе рассматривается краткая гидрогеологическая и гидрохимическая характеристика пластовых вод венда. Согласно Б.И. Лерман (1970) пластовые воды венда входят в состав рифей – венд – нижнепалеозойского гидрогеологического цикла. В гидрогеологическом отношении по вендскому структурному этажу платформенная часть Башкортостана приурочена к приосевой зоне Камско-Бельского бассейна и лишь незначительная по площади часть района – к Серноводско-Абдулинскому бассейну. Наиболее минерализованные и метаморфизованные воды приурочены именно к приосевой зоне Камско-Бельской грабеновой впадины, и по соотношению различных химических элементов относятся к хлоркальциевому генетическому типу, характерному для месторождений УВ. Гидрохимические особенности пластовых вод изучены неравномерно как по площади, так и по разрезу. При анализе и обобщении характеристик пластовых вод выяснилось, что вендские воды сходны с водами терригенного девона и верхнего рифея (Егорова, 1986).

В четвертой главе работы рассматривается тектоническое строение вендского структурного этажа. Изучение вопросов тектоники нашло отражение в работах Г.М. Фроловича (1988), Е.В. Лозина (1994), А.А. Скрипия (1995), Р.Б. Булгакова и Р.Х. Еникеева (1999), Ф.И. Хатьянова (1999), Т.В. Ивановой, Р.Х. Масагутова, Ю.В. Андреева (2000) и др. В них преимущественно отражено строение подошвенной части вендских отложений по отражающему горизонту II.

Диссертантом, на основании данных бурения, обобщения материалов площадной и региональной сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) последних лет, детализирована структурная карта по отражающему горизонту II (рис. 1). Из нее следует, что структурный план по II-му отражающему горизонту сохранил основные черты строения верхнерифейских отложений авлакогенного комплекса. Также наблюдается региональное юго-восточное направление погружения пород. Наиболее высокое гипсометрическое положение в своем залегании II-ой отражающий горизонт имеет на крайнем западе Камбарско-Тастубской седловины, от -1,55 км до -1,7 км, тогда как на востоке и юго-востоке зоны сочленения Байкибашевско-Колгановской впадины и Камбарско-Тастубской седловины опускается от -3,0 км до -4,0 и более км. Байкибашевско-Колгановская впадина имеет широкие пологие борта и значительные размеры, занимает большую часть платформенного Башкортостана. Камбарско-Тастубская седловина сложена, в основном, старопетровскими и байкибашевсками отложениями венда и расположена преимущественно на территории Пермской области, и лишь южное ее окончание – на севере Башкортостана.


Современное региональное погружение с запада на восток сопровождается значительным увеличением в этом направлении мощностей вендских отложений. В отличие от палеозойских горизонтов II-ой отражающий горизонт испытывает ступенчатое погружение. Структурно-тектонические ступени, как правило, ориентированы на северо-восток и параллельны западному борту Предуральского прогиба [2].

Согласно этой структурной карте, Караидельский свод, впервые выделенный Хлебниковым в 1977 году на северо-востоке рассматриваемой территории, состоит из двух вершин. Первая вершина расположена в районе скв. 1 Каировская, вторая – в районе скв. 1 Тастубская. Западные и северные склоны свода пологие. Установлено также, что наиболее высокое гипсометрическое положение подошвы венда в Кудашско-Казанчинской впадине зафиксировано в районе скважин 19, 20 Игровские и 34 Воядинская. Здесь, по данным глубокого бурения и сейсморазведки МОГТ выделяется Игровско-Четырманская терраса, осложненная Игровским и Четырманским поднятиями. Юго-восточнее выделяется Благовещенская впадина, которая граничит на западе с юго-восточным склоном Южно-Татарского свода, на юге и юго-западе − с Давлекановско-Толбазинской седловинной зоной, а далее на востоке погружается до области Западного Урала.

В рассматриваемой платформенной части по II-му отражающему горизонту четко выделяется ряд субмеридиональных и субширотных разрывных нарушений. Один из них, субмеридиональный Сергеевско-Демский конседиментационный грабенообразный прогиб (КГП), выделяется по линии скважин 14, 21 – Благовещенской и 94 – Гуровской площадей. К востоку от него и параллельно ему трассируется Тавтиманово-Уршакский КГП. Прогибы имеют значительную протяженность (до 200 км) и узкие поперечные размеры (менее 1 км), амплитуда их достигает 100 и более м.

Для характеристики поверхности вендского комплекса отложений диссертантом построена структурно-тектоническая карта. На ней выделяются те же структуры первого порядка, что и по терригенному девону палеозоя. Среди них выделяются Башкирский и Южно-Татарский своды, Благовещенская и Салмышская впадины, Бирская седловина и т.д. Башкирский свод четко выделяется как самостоятельное крупное сводовое поднятие, занимающее наиболее высокое гипсометрическое положение на всей территории платформенного Башкортостана. Он имеет две вершины – Кушкульскую и Красно-Ключевскую, которые оконтуриваются единой стратоизогипсой -1,5 км. Более высокое гипсометрическое положение из двух вершин занимает Красно-Ключевская, восточная часть которой граничит с Каратуским тектоническим элементом западного склона Урала [8].

Южно-Татарский свод по гипсометрии поверхности вендских отложений почти не отличается от Башкирского свода. Самое высокое гипсометрическое положение свод имеет на крайнем западе платформенного Башкортостана, откуда он плавно погружается на северо-восток и переходит в Бирскую седловину, разделяющую Южно-Татарский и Башкирский своды. На Южно-Татарском своде, как и по кровле терригенного девона, выделяются Серафимовско-Балтаевская и Копей-Кубовская погребенные валообразные структуры и другие, менее рельефные объекты 2-го и 3-го порядков. Прослеживаются нефтеконтролирующие в девоне Шаранско-Туймазинский и Серафимовско-Чекмагушевский КГП.

В структурном плане Благовещенская впадина представляется в виде моноклинали, погружающейся к югу и юго-востоку, разорванной Сергеевско-Демским и Тавтимано-Уршакским дизъюнктивными и рядом других дислокаций протяженностью до 200 км и более. Основные черты вышеназванных тектонических нарушений по терригенному девону аналогичных вендским, достаточно широко освещены в литературе (Мкртчян, Драгунский, 1965; Мирчинк, Мкртчян 1965; Юрин 1965; Постников и др., 1965; Фаттахудинов, 1970, 1972; Хатьянов, 1971, Баймухаметов и др., 1971; Лозин, 1994 и др.)

Бирская седловина по вендской поверхности выражается в виде террасы, наклоненной к Верхнекамской и Благовещенской впадинам. Наиболее глубокое погружение вендских отложений в пределах Бирской седловины отмечается в узкой полосе Серафимовско-Чекмагушевского КГП в районе скв. 67 и 77 Чекмагушевские [8].

Верхнекамская, Бымско-Кунгурская и Салмышская впадины практически не отличаются по строению друг от друга. На фоне общего ступенчатого погружения в юго-восточном направлении выделяется ряд малоамплитудных положительных и отрицательных структур. Всего на территории платформенного Башкортостана известно около 90 положительных структур, часть которых по восстанию регионального залегания венда, контролируются тектоническими дислокациями.

При сопоставлении структурных планов II-ого отражающего горизонта и поверхности венда автор установил, что, несмотря на сходство между ними имеются и отличия: Башкирский свод по отношению к Караидельскому смещен на несколько десятков километров к юго-востоку. Верхне-Камская впадина с глубиной сужается и по подошве байкибашевской свиты выделяется как Кудашско-Казанчинская. Бирская седловина поверхности венда также сужается и смещается в район Чераул-Орьебашской группы поднятий. Остальные структурные элементы поверхности венда (Благовещенская впадина, юго-восточный склон Южно-Татарского свода, Давлеканово-Толбазинская, и Орьебашско-Караидельская седловины) характеризуются унаследованностью от нижележащего структурного плана.

В пятой главе автором рассмотрены фильтрационно-ёмскостные и изолирующие свойства пород венда. Ранее, предшествующими исследователями (Алиев, Балашова, Андреев, Масагутов и др.), в венде выделены шесть песчано-алевролитовых пластов с удовлетворительными и реже хорошими фильтрационно-ёмкостными свойствами. В составе этих пластов автором выделяются два генетических вида коллекторов: остаточный (первый или седиментационно-генетический) и второй (эпигенетический).

Коллекторы первого вида характеризуются наличием прямой зависимости между пористостью и проницаемостью. В них наблюдается отставание проницаемости от пористости, которое обусловлено изолированностью отдельных пор, возникшей под влиянием процессов уплотнения пород. Этот вид коллекторов развит в основном на глубине не более 2,5-3км. Ниже песчаники и алевролиты в большинстве случаев становятся практически непроницаемыми и выпадают из разряда коллекторов (пористость от 6,8 до 12,3%, проницаемость от 0,0024 до 0,006 мкм2). Коллекторы второго генетического вида (эпигенетические), образованные под воздействием геохимических и тектонических процессов, имеют локальный характер развития и установлены на разных глубинах, обладают более высокими фильтрационно-ёмкостными свойствами. Для них характерно отставание пористости от проницаемости и они не имеют строгой закономерности в распространении (пористость от 11,1 до 17,5%, проницаемость от 0,074 до 0,187 мкм2). Наиболее вероятной является приуроченность их к разрывным нарушениям, вдоль которых образуются зоны повышенной трещиноватости. Для этого генетического вида характерно наличие вторичных пор и каверн выщелачивания, а также повышенная трещиноватость. Именно коллекторы второго вида обнаруживают на ЭК диаграмме четко выраженные отрицательные аномалии ПС. Ниже приводится характеристика коллекторов.

Пласт VVI байкибашевской свиты является, в основном, коллектором первого генетического вида; развит на глубинах не более 2500 м (пористость 6,8%, проницаемость 0,006 мкм2). Более емкие коллекторы эпигенетического типа в этих отложениях могут существовать на любых глубинах (пористость 17,5%, проницаемость 0,187 мкм2). Водоупором для пласта VVI являются алевролиты и аргиллиты самой байкибашевской свиты и вышележащих горизонтов. На рассматриваемой территории, по мнению диссертанта, наибольший интерес пласт VVI представляет в восточной и южной частях платформенного Башкортостана. Здесь он непосредственно залегает на нефтематеринских породах толщи кармалкинской подсвиты рифея и перекрывается мощной пачкой алевролито-аргиллитовых пород старопетровской свиты [11].

Пласты VV-IV старопетровской свиты наибольший интерес представляют в тех зонах, где роль нефтематеринской свиты могут выполнять как кармалкинская толща рифея, так и глинистые породы самой свиты и перекрываются достаточно мощной для изоляции пачкой плотных алевро-глинистых пород. В целом песчаники старопетровской свиты, несмотря на их небольшую мощность в платформенной части Башкортостана, обладают следующими фильтрационно-ёмкостными свойствами: пористость до 12,3%, проницаемость до 0,06 мкм2. Эти пласты могут быть коллекторами только в трещиноватых зонах (пористость 15,7%, проницаемость 0,079 мкм2). По мнению автора, пласты изолированы друг от друга и, от выше- и нижележащих отложений, алевро-глинистыми пропластками мощностью от 2 м до 182 м.

На территории Камбарско-Тастубской седловины в северо- и северо-восточном направлениях песчаники в разрезе старопетровской свиты полностью замещаются исключительно плотными непроницаемыми аргиллитами и алевролитами, а в южной части Байкибашевско-Колгановской впадины флюидоупор представлен тонкослоистым чередованием аргиллитов и алевролитов.

Пласты VIII-II салиховской свиты в основном своем объеме не являются коллекторами и только отдельные прослои, залегающие на глубинах менее 2500 м, являются малоемкими, малопроницаемыми коллекторами остаточного генетического вида (пористость до 8,2%, проницаемость до 0,0024 мкм2). Породами-покрышками для этих пластов являются аргиллито-алевритовые непроницаемые прослои в составе самой свиты. Автор считает, что в случае, когда пласт VII залегает непосредственно под карлинской свитой, флюидоупором для него являются глинисто-алевролитовые породы последней.



В составе пласта VI карлинской свиты установлены мало- и среднеемкие коллекторы трещинно-кавернозного и порово-трещинного типов эпигенетического вида, которые имеют локальный характер развития (пористость до 11,1%, проницаемость до 0,074 мкм2). Надежными породами-покрышками для пласта VI являются глинистые и глинисто-алевритовые породы самой свиты, а также вышележащие отложения девона.

Подтверждением наличия коллекторов в составе вендских отложений являются и полученные притоки воды в платформенной части Башкортостана, промышленные и непромышленные притоки нефти на соседних территориях, граничащих с Республикой Башкортостан. Так, из пласта VVI на Дебеской площади (Удмуртия) получен слабый приток нефти. Промышленные притоки высоковязкой нефти установлены на Шарканском, Тыловайском месторождениях и Ефремовской структуре (Савельев, 2003). На Шарканском месторождении нефть из пласта VV дебитом 6 м3/сут получена в скв. 1060 Шаркан (ШР). При испытании пласта VIV через колонну (скв. 1062 ШР) получено 0,04м3 фильтрата бурового раствора с нефтью. Согласно лабораторным определениям фильтрационно-ёмкостные свойства, пористость и проницаемость пласта VV, с эффективной мощностью 15м в скв. 1060 ШР, на гл. 2304 м составили 17,5%, 0,301 мкм2 соответственно, и на гл. 2306 м пористость – 14%, проницаемость не определена. В скв. 1067 ШР, расположенной северо-западнее скв. 1060 ШР, мощность пласта сокращается до 1,6м, а пористость и проницаемость образцов, отобранных с глубин 2283 и 2285 м, составляют соответственно 15,3%, 0,106мкм2 и 13,5%, 0,002 мкм2. В скв. 1065 ШР, пробуренной восточнее скв. 1060 ШР, пласт VV двумя прослоями глинистых пород расчленен на три пропластка с ухудшенными коллекторскими свойствами (пористость 6,6-11,6%) (Савельев, 2003). Учитывая уменьшение мощности и ухудшение коллекторских свойств пласта VV при удалении от скв. 1060 ШР, автором предполагается «рукавный» характер его развития. Осевая часть «рукава», вероятно, трассируется далее в юго-юго-восточном направлении к скв. 1062 ШР, в которой водонасыщенный пласт VV имеет мощность более 40м [7].

Что касается пород-покрышек, то вышеназванные песчано-алевролитовые пласты венда на всей территории их развития перекрываются плотными глинистыми и аргиллитовыми разностями пород. Ситдиковой Л.М. (КГУ) рентгено-структурным анализом были изучены аргиллиты в ряде скважин платформенного Башкортостана и Удмуртской республики с целью исследования минералогии глинистого вещества, участвующего в создании флюидоупорных свойств. На дифрактограммах, выделяются базальные рефлексы, характерные для пород содержащих каолинит, хлорит и гидрослюды. Рентгенографически они чаще относятся к каолинит-хлорит-гидрослюдистой ассоциации, присутствие которой способно придавать породам изолирующие свойства из-за содержания разбухающих пакетов от 10 и более процентов.

Согласно рентгено-структурным исследованиям, каолинит-хлорит-гидрослюдистая ассоциация глинистых минералов является наиболее распространенной. Кроме нее в скв. 1020 Полом (Удмуртия) в байкибашевской свите на глубине 2516 м выявлена хлорит-каолинит-смешаннослойная ассоциация, в которой смешанно-слойная фаза представлена агрегатом слюда-смектит, содержащим максимальное количество разбухающих межслоев (до 20%). В карлинской свите скв. 184 Южно-Тавтимановская установлена и каолинит-гидрослюдисто-хлоритовая ассоциация, которая из-за меньшего процентного содержания гидрослюдистой составляющей обладает ухудшенными изолирующими свойствами по сравнению с каолинит-хлорит-гидрослюдистой и хлорит-каолинт-смешаннослоистой ассоциациями [7].

В шестой главе рассматриваются геохимическая и пиролитическая характеристики органического вещества, основные закономерности в распределении нефтегазоносности по разрезу.

Геохимическими исследованиями, проведенными Н.П. Егоровой (1986), установлено, что в разрезе вендских отложений наиболее широким распространением пользуются пестро- и зеленоватоцветные породы, формировавшиеся в условиях слабоокислительной и нейтральной обстановки. Эти породы характеризуются низким содержанием органического вещества. В то же время, в разрезе выделены толщи, старопетровская и карлинская, которые формировались в более благоприятной геохимической обстановке, и которые диссертантом [10], вслед за Н.П. Егоровой (1986), с точки зрения развития благоприятных минералого-геохимических фаций, отнесены к возможным нефтегазопроизводящим (НГП) породам.

Пиролитическими исследованиями диссертантом в одном из образцов байкибашевской свиты (скв. 5 Шиханская) при PI (индекс продуктивности) = 0,69 установлено превосходство жидкой микронефти (S1 = 0,35) над остаточным нефтегенерационным потенциалом пород (S2 = 0,16), что свидетельствует о прохождении в них нафтидонакопительных процессов. Интерпретируя соотношение между индексом PI и Tmax, автор сделал вывод, что некоторые изученные образцы свиты относятся к достаточно «зрелым», но в своей эволюции не достигшие главной фазы нефтеобразования (ГФН). Наиболее высокие значения водородного индекса (HI=120 и 320) имеют породы с PI > 0,5. Породы, достигшие температуры 435 оС и соответствующие показателю отражательной способности витринита (Rо ~ 0,5), по мнению автора указывают на нахождение их в условиях стадии катагенеза МК1, то есть они достигли уровня генерации и эмиграции УВ.

Автор установил, что в целом образцы старопетровской свиты характеризуются более высокой степенью битуминозности по сравнению с байкибашевскими. «Прогретость» пород не превышает 491оС, показатель витринита редко выше 0,5% Rо, что указывает на незначительную степень катагенеза. По мнению диссертанта, несмотря на довольно высокие значения HI, характерные для богатых нефтематеринских пород, часть исследуемых пород свиты не достигла высокого уровня генерации и эмиграции УВ. При интерпретации соотношения между PI и Tmax автором отмечено, что часть изученных образцов пород свиты в своей эволюции не достигла ГФН, а некоторые из них вступили в главную фазу газообразования (ГФГ).

НГП породы старопетровской свиты представлены аргиллитами, редко – глинистыми алевролитами. Органическое вещество этих пород пребывает в условиях ГФН. По результатам рентгенографического анализа преобладающими для глинистых пород свиты являются стадии катагенеза ПК3–МК2, соответствующие условиям ГФН [1].

Соотношение параметров Сорг. и TGP (остаточный генетический потенциал пород) в салиховской свите невысокое. Но есть отдельные образцы, которые имеют исключительно хорошие значения. Что касается образцов салиховской свиты, то автор считает, что в целом, они характеризуются более высокой степенью битуминозности, чем образцы байкибашевской и старопетровской свит. В салиховской свите битумоидный коэффициент в 9 образцах изменяется от 0,8 до 41,3 (сингенетический), а в 5 образцах – от 56,0 до 103 (эпигенетический), т.е. в салиховской свите преобладающей является сингенетичная битуминозность. Диссертант выяснил, что наиболее высокие HI значения имеют породы с PI до 0,27÷0,44, в них S2 превосходит S1, т.е. это породы, не полностью реализовавшие свой генетический потенциал, скорее всего по причине отсутствия коллекторов. «Прогретость» пород не превышает 450оС, показатель Rо в 7 образцах пород – 0,3%, а в остальных 8 образцах составляет 0,5%. Это явление можно объяснить тем, что, несмотря на довольно высокие значения HI, которые характерны для богатых нефтематеринских пород, отсутствовали породы-коллекторы и УВ не могли генерироваться. Интерпретируя соотношение между PI и Tmax, диссертант отметил, что часть изученных образцов пород свиты в своей эволюции достигла в основном стадии МК1, т.е. основная масса пород достигла ГФН.

Образцы карлинской свиты характеризуются равной степенью битуминозности с салиховскими. Соотношение между параметрами ТОС и S1 карлинских пород характерно для сингенетичной битуминозности. Наиболее высокие HI значения (209…488,2) имеют породы с PI от 0,2 до 0,42, в основном в них S2 превосходит S1. «Прогретость» основной массы пород укладывается в пределы Tmax от 425 до 433оС (Rо не ниже 0,5%), что указывает на степень катагенеза – МК1, т.е. в основном породы достигли ГФН. При интерпретации соотношения между PI и Tmax автором отмечается, что часть изученных образцов карлинской свиты венда в своей эволюции не достигла ГФН.

Анализируя, результаты пиролиза осадочных пород венда диссертант установил, что генерирующую УВ-ную функцию выполняют сероцветные (до черных) аргиллиты, глинистые алевролиты и известковистые мергели. Максимальное содержание органического углерода и УВ на всех стратиграфических уровнях приурочено к аргиллитам (табл. 1).

Таблица 1 – Распределение органического углерода (ТОС) и TGP (S1+S2) в литологических типах пород

Породы

Количество образцов

Размах значений

Среднее содержание, мас. доли %

ТОС

TGP (S1+S2)

ТОС

TGP (S1+S2)

Песчаники

6

0,01 … 0,10

0,12 … 0,32

0,046

0,12

Алевролиты

22

0,04 … 0,20

0,01 … 0,77

0,12

0,17

Аргиллиты

27

0,06 … 12,26

0,06 … 33,5

1,06

3,63

Мергели

3

0,10 … 0,23

0,25 … 0,88

0,15

0,47


Каталог: File -> aref
File -> Оқулық. қамсыздандыру: Жұмыс дәптері
File -> «2-разрядты спортшы, 3-разрядты спортшы, 1-жасөспірімдік-разрядты спортшы, 2-жасөспірімдік-разрядты спортшы, 3-жасөспірімдік-разрядты спортшы спорттық разрядтарын және біліктiлiгi жоғары деңгейдегi екiншi санатты жаттықтырушы
File -> Регламенті Негізгі ұғымдар Осы «Спорт құрылыстарына санаттар беру»
aref -> Перспективы нефтегазоносности рифейских отложений платформенного Башкортостана на основе изучения нафтидогенерационного потенциала
aref -> Геологическое строение и формирование природных резервуаров углеводородов мезозоя и кайнозоя севера Месопотамии
aref -> Сейсмогеологическое прогнозирование залежей углеводородов в нижнепермских отложениях платформенного башкортостана
aref -> Геология и перспективы нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений башкирского свода 25. 00. 12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений


Достарыңызбен бөлісу:
  1   2




©dereksiz.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет