К оглавлению

УДК 550.4:552.578.2

 

© Коллектив авторов, 1998

ГЕОХИМИЧЕСКИЙ ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И СВОЙСТВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ ДЕВОНСКОГО ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА ЮГА БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ

В.А. Чахмахчев, Т.Л. Виноградова, З.Г. Агафонова, А.С. Дошко (ИГиРГИ)

В настоящее время средне-верхнедевонский терригенный комплекс является крупным объектом нефтегазопоисковых работ в пределах юга Бузулукской впадины. Несмотря на удовлетворительную изученность и немалое число открытых УВ-залежей, перспективы комплекса по отдельным территориям региона нуждаются в значительном уточнении.

Проведенные исследования предпринимались для решения задач раздельной оценки нефте- и газоносности отложений данного комплекса в пределах Камелик-Чаганской зоны поднятий, особенно слабо изученных восточных блоков впадины, а также прогноза физико-химических свойств УВ-флюидов указанных территорий.

Раздельный прогноз нефтегазоносности недр предусматривает проведение геолого-геохимических исследований, нацеленных на:

·        выявление в разрезе нефтегазопродуцирующих толщ и их пространственных взаимосвязей с пластами-коллекторами;

·        определение фациально-генетических типов исходного ОВ нефтематеринских пород;

·        оценку уровней термической зрелости ОВ пород и флюидов УВ-систем.

Бузулукская впадина расположена в южной части Волго-Уральского региона. В ее пределах поверхность фундамента погружается с севера на юг от 3,5 до 5,7 км. В основании осадочного чехла залегает девонский терригенный комплекс мощностью ~ 500 м. Вследствие крупных нарушений сбросового типа данный комплекс образует сложный каркас, включающий три крупные ступени широтного простирания (с севера на юг): Камелик-Чаганскую зону поднятий, Рубежинский прогиб и зону блоковых поднятий [2]. Эти ступени в свою очередь разделены протяженными меридиональными разломами с образованием четырех блоков (с запада на восток) - Вишневского, Зайкинско-Росташинского, Ливкинско-Царевского и Лебяжинско-Акьярского.

Качественные и количественные особенности рассеянного ОВ пород девонского терригенного комплекса юга Бузулукской впадины рассмотрены ранее (Виноградова Т.Л., Чахмахчев В.А., Агафонова З.Г. и др., 1996). Здесь приведем лишь краткие наиболее важные результаты битуминологического изучения пород.

1.            В пределах Камелик-Чаганской зоны терригенный эйфель-франский комплекс представлен тремя формациями: эйфельской (банковой), живетской и нижнефранской (банково-терригенными). По значениям содержаний Сорг и ХБ известняки (соответственно 0,8-1,4 и 0,03-0,12 %), глинистые карбонаты и аргиллиты (соответственно 0,3-3,3 и 0,01-0,20 %) могут быть отнесены к нефтегазопродуцировавшим.

2.            Полученные по методу Rock-Eval низкие значения генерационного потенциала ОВ свидетельствуют об уже завершенных процессах нефтегазообразования в породах среднего девона.

3.            Для ОВ всех тектонических блоков характерны близкие количественные и качественные показатели РОВ и их фациально-генетической выраженности. Например, среди фракционного состава битумоидов как известняков, так и аргиллитов максимум в распределении УВ наблюдается в области н-алканов С1517. Отношения пристана к фитану (П/Ф) составляют 0,5-0,8. Коэффициент нечетности Кнеч близок к единице. Эти признаки свидетельствуют о преимущественно морском водорослевом типе исходного ОВ.

Анализ уровня катагенеза РОВ пород с применением метода Rock-Eval позволил получить следующие результаты. Значения максимальных температур Тмах пиролиза составляют 434-445 °С (породы нижнего франа), 443-456 °С (породы верхнего живета) и 450-470 °С (отложения нижнего живета-эйфеля). Эти интервалы значений Tmax отвечают соответственно средней и нижней частям главной зоны нефтеобразования (ГЗН), или "нефтяного окна" ( ), а также переходной зоне генерации газоконденсатных систем.

Интересны показатели, установленные по данным палеогеотермических исследований (Чахмахчев В.А., Волкова Т.П., 1994). В региональном плане по блокам с востока на запад увеличивается палеогеотермический градиент от 29 °С/км (Лебяжинско-Акьярский блок) до 43-50 °С/км (Вишневский блок). В южной части Вишневского блока палеотемпература в кровле девонского терригенного комплекса достигает 180 °С, а в северной части Зайкинско-Росташинского блока - 165 °С. Таким образом, в региональном плане Зайкинско-Росташинский и особенно Вишневский блоки Камелик-Чаганской зоны являются более прогретыми, чем восточные территории этого региона.

Залежи УВ в девонском терригенном комплексе установлены в бийско-афонинских (, пласт V), воробьевских (, пласт IV), ардатовских (, пласт III) и пашийских (, пласт I) отложениях.

Глубины залегания верхнедевонских пластов увеличиваются с севера на юг от 2939 до 3895 м, значения современных пластовых температур изменяются от 59,5 до 80,0 °С, пластовых давлений от 25,5 до 46,0 МПа. Для среднедевонских залежей интервалы глубин, пластовых температур и давлений соответственно возрастают в диапазонах 3303-5370 м, 75-107 °С и 37,2-58,8 МПа [1].

Газонасыщенность нефтей пластов колеблется от 48 до 427 м3/т; плотность нефтей меняется от 818 до 842 кг/м3; содержания смол варьируют в интервале 3,0-9,3 %, серы - 0,7-1,6 %; твердых парафинов - 2,5-10,0 %. Выход легких фракций (Н.К. - 200 °С) составляет от 19 до 40 %.

В УВ-флюидах пластов наблюдается некоторое улучшение качества нефтей. Возрастают их газонасыщенность (87-7532 м3/т) и содержание легких фракций (29-50 %). Снижаются показатели плотности флюидов (767-842 кг/м3), сернистости (0,03-0,93 %) и содержания смол (0,3-5,3 %). Количество твердых парафинов существенно не меняется (1,3-9,2 %).

Для решения поставленных задач методами капиллярной газожидкостной хроматографии (ГЖХ) анализировались бензиновая (С58) и широкая фракции (С1330) нефтей и конденсатов отложений верхнего (пласт I) и среднего (пласты III, IV, V) девона.

При сравнении хроматограмм широких фракций флюидов нижнефранских, ардатовских, воробьевских и бийско-афонинских отложений значительных, особенно генетических, отличий в распределении УВ не установлено. Исследованные нефти по высокому содержанию н-парафиновых УВ относятся к единому химическому типу А1 (Петров Ал.А., 1974).

Для широкой фракции (С1330) всех изученных нефтей и конденсатов (рис. 1) характерно преобладание легких алканов (н-С13-н-С20) над высокомолекулярными (н-С21-н-С30). При этом максимум в распределении н-алканов приходится на область н-С13-н-С19. Нафтеновый фон является небольшим. Наблюдается незначительное преобладание нечетных алканов в области С1319 при Кнеч, близком 1. Значения  невысоки (0,1-0,7) (табл. 1). Отношение П/Ф изменяется в узком диапазоне 0,8-1,5. Такие признаки свидетельствуют о морском сапропелевом типе исходного ОВ и относительной зрелости флюидов. Аналогичное распределение алканов отмечено и в УВ-части ОВ пород указанных отложений, что является дополнительным подтверждением сингенетичности УВ-систем выявленным нефтегазоматеринским толщам.

На схеме распределения алканов в нефтях и конденсатах (см. рис. 1) сверху вниз по стратиграфическому разрезу отложений в нефтях прослеживается смещение доминанты концентраций УВ в сторону более низкомолекулярных соединений. При этом отмечается увеличение доли н-алканов С1320 по сравнению с С2130. Это выражается в увеличении их отношения от 1,5 до 5,6 (табл. 2). Среди изопреноидных УВ со стратиграфической глубиной наблюдается инверсия в их распределении (см. рис. 1). Так, если для нижнефранских нефтей характерно преобладание пристана и фитана, то в эйфель-живетских флюидах начинают доминировать изопреноиды состава С14 и С15.

Уменьшение количества изопреноидов на фоне роста н-алканов по мере повышения уровня термической зрелости нефтей наглядно демонстрирует график Коннана - Кассоу (рис. 2). В правом верхнем углу рис. 2 расположились точки, отвечающие менее зрелым нефтям из франских отложений верхнего девона и ардатовских отложений среднего девона. В нижнем левом углу, в области минимальных значений П/н-С17 и Ф/н-С18, находятся точки, соответствующие более термически преобразованным нефтям воробьевских и бийско-афонинских пластов среднего девона.

Для изученных бензиновых фракций (Н.К. - 130 °С) характерен довольно однородный структурно-групповой состав флюидов. Бензины отличаются высоким содержанием алкановых (49,3-79,7 %) и циклановых (19,5-48,2 %) УВ и небольшим количеством ароматических (0,5-2,6 %).

Доля алканов в бензиновых фракциях значительно превосходит содержание цикланов. Значения отношения цикланы/алканы варьируют от 0,2 до 0,5. Количество н-алкановых УВ (21,2-49,4 %) соизмеримо с долей изоалкановых (24,1-46,1 %). Отношения н-алканы/изоалканы колеблются в интервале 0,7-1,7. Отношения циклогексановых к циклопентановым УВ внутри группы различны, их значения варьируют от 0,7 до 2,4. Доля аренов мала, а их содержание с глубиной увеличивается незначительно.

Анализ материалов табл. 1 и рис. 1 приводит к заключению о закономерном нарастании степени термической зрелости систем как сверху вниз по стратиграфическому разрезу отложений, так и с востока на запад в объеме одновозрастных пластов в каждом блоке. В направлении повышения уровней катагенеза систем увеличиваются значения отношений нормальных и разветвленных алканов, шести- и пятичленных цикланов, низко- и более высокомолекулярных изопреноидов. Параллельно снижаются отношения изопреноидов к н-алканам.

В целом наиболее термически зрелыми являются нефти IV и V пластов среднего девона. В их бензиновых фракциях велика доля н-алканов, значительно преобладают циклогексановые УВ, повышается содержание аренов. По своим геохимическим характеристикам эти флюиды повышенного уровня катагенеза приближаются к газоконденсатам.

Различные палеогеотермические условия преобразования РОВ пород и нафтидов предопределили в них разные уровни зрелости и обеспечили формирование залежей с довольно широким спектром фазово-генетических типов. Прогноз фазовых состояний УВ в залежах рассматриваемого региона осуществлялся по УВ-показателям, предложенным в методическом руководстве ИГиРГИ (Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л., Якубсон З.В. и др., 1986). Научные основы метода изложены в работах В.А. Чахмахчева, Т.Л. Виноградовой (1979), В.А. Чахмахчева (1983). Анализ информативности диагностических коэффициентов показал, что более эффективные результаты дало использование трех отношений: циклогексан/метилциклопентан (ЦГ/МЦП), метилциклогексан/Sдиметилциклопентанов (МЦГ/(см. табл. 2).

Согласно методическому руководству низкие значения этих коэффициентов отвечают зоне слабого мезокатагенеза, они характерны для нефтяных скоплений нижнефранских отложений верхнего девона и ардатовских отложений среднего девона, за исключением Вишневского блока.

Повышенные значения этих углеводородных диагностических критериев характерны для УВ-систем воробьевского, афонинского и бийского горизонтов (IV и V пласты) двух западных блоков. В них УВ-флюиды по степени зрелости и показателям Тмах и R° отвечают зоне умеренного мезокатагенеза, или развитию систем переходного состояния от нефтяных к преимущественно газоконденсатным системам.

В Ливкинско-Царевском блоке УВ-флюиды по значениям коэффициентов соответствуют зоне слабого и умеренного мезокатагенеза с преобладанием нефтяных залежей над газоконденсатно-нефтяными.

Обобщение результатов выполненных геолого-геохимических исследований РОВ нефтей и конденсатов девонского терригенного комплекса позволило осуществить раздельный прогноз нефтегазоносности и свойств систем эйфель-живетских отложений по V, IV и III пластам и нижнефранских по I пласту. Несмотря на небольшие различия в глубинах залегания продуктивных пластов, диапазон возможных типов скоплений в V, IV и III пластах здесь достаточно широкий. Это объясняется разными уровнями термической зрелости флюидов и степенью интенсивности тектонических дислокаций в отдельных блоках.

В V пласте Ливкинско-Царевского блока можно ожидать размещение газоконденсатно-нефтяных скоплений флюидов парафинового основания с большими величинами конденсатного фактора (табл. 3). В границах Лебяжинско-Акьярского блока прогнозируются газоконденсатно-нефтяные и нефтяные залежи (рис. 3). Последние будут распространены в пределах северных территорий данных блоков (см. табл. 3).

В V пласте Зайкинско-Росташинского блока предполагается открытие залежей с легкими "летучими" высокогазонасыщенными нефтями. Для V пласта Вишневского блока прогнозируется развитие газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных залежей.

В IV пласте высоки возможности открытия газоконденсатно-нефтяных залежей в Вишневском, Зайкинско-Росташинском, Ливкинско-Царевском блоках и скоплений легких нефтей в Зайкинско-Росташинском и Лебяжинско-Акьярском блоках. Физико-химические характеристики их близки флюидам V пласта (см. табл. 3).

В юго-западной части Бузулукской впадины, зоне блоковых поднятий (Карповско-Тепловское и Дарьинское), предполагается размещение газоконденсатных скоплений с характеристиками, отраженными в табл. 3.

В III пласте среднего девона получат развитие нефтяные залежи. Этот прогноз распространяется на все блоки, кроме Вишневского. В последнем наряду с нефтяными могут быть выявлены газоконденсатно-нефтяные скопления. Нижнефранские отложения верхнего девона по геотермическим и геохимическим показателям оцениваются как повсеместно нефтеносные.

Литература

1.            Губницкий В.М. Прогноз фазового состояния скоплений УВ и качества нефтей и газов // Геология нефти и газа. - 1993. - № 2. - С. 5-8.

2.            Меламуд Е.Л. Структурно-тектонические особенности и нефтегазоносность эйфельско-нижнефранских отложений северного обрамления Прикаспийской впадины: Сб. ИГиРГИ "Нефтегазоносность недр России". Ч. II. - М., 1995. - С.53-69.

Abstract

Results of studies of DOM, oils and condensates composition of Devonian terrigene complex of southern Buzuluk trough were analyzed. Data obtained allowed to give a geochemical prognosis of finding out and distribution of hydrocarbon systems within the deposits of Lower Franian of Upper Devonian (1st layer), Ardatov (IIId layer), Vorobiev (IV layer) and Biysko-Afonin horizons (IV-V layers) of Middle Devonian. Along with prognosis of phase types of hydrocarbons in reservoirs the physical-chemical properties of fluids of promising territories are given.

 

Таблица 1 Геохимические показатели катагенеза УВ-флюидов девонского терригенного комплекса

Возраст

Горизонт, пласт

УВ-показатели

Вишневский блок (Западный)

Зайкинско-Росташинский блок

Ливкинско-Царевский блок

Лебяжинско-Акьярский блок (Восточный)

1

2

3

4

5

6

7

D3f1

Пашийский, I

н-алканы/ изоалканы

0,8

Нет свед.

0,7

0,7

Циклогексаны/ Циклопентаны

1,2

"

1,3

0,8

Кi

0,5

"

0,8

0,7

2,0

1

1,5

1,9

Ардатовский, III

н-алканы/ изоалканы

1,4

1,1

0,8

0,8

Циклогексаны/ Циклопентаны

1,5

1,4

0,8

0,7

Ki

0,2

0,4

0,6

Нет свед.

4,3

2,3

2,0

"

Воробьевский, IV

н-алканы/ изоалканы

1,6

1,2

1,2

"

Циклогексаны/ Циклопентаны

1,9

1,6

1,6

"

Кi

0,1

0,2

0,2

-

6,9

3,2

3,2

"

D2ef

Бийско-афонинские,

V

н-алканы/ изоалканы

1,6

1,6

Нет свед.

1,7

Циклогексаны/ Циклопентаны

2,4

1,7

 

1,2

Кi

0,1

0,2

"

Нет свед.

6,8

4,8

"

3,3

 

Таблица 2 УВ-показатели раздельного прогноза скоплений УВ девонского терригенного комплекса

Возраст

Горизонт, пласт

УВ-показатели

Вишневский блок (Западный)

Зайкинско-Росташинский блок

Ливкинско-Царевский блок

Лебяжинско-Акьярский блок (Восточный)

D3f1

Пашийский, I

ЦГ/МЦП

1,1 (н)

Нет свед.

1,0 (н)

0,6 (н)

МЦГ/SДMЦП

1,4 (н)

"

1,6 (н)

0,9 (н)

кал

1,1 (н)

"

1,4 (н)

1,5 (н)

Ардатовский, III

ЦГ/МЦП

1,6 (гкн)

1,1 (н)

0,6 (н)

0,6(н)

МЦГ/SДMЦП

2,3 (гкн)

1,7 (гкн)

0,9 (н)

0,8 (н)

кал

2,6 (гкн)

2,2 (гкн)

1,3 (н)

Нет свед.

Воробьевский, IV

ЦГ/МЦП

1,7 (гкн)

1,3 (н)

1,2 (н)

 

МЦГ/SДMЦП

2,4 (гкн)

1,7 (гкн)

1,4 (н)

 

кал

5,6 (гк-гкн)

2,7 (гкн)

1,9 (гкн)

 

D2ef

Бийско-афонинские,

V

ЦГ/МЦП

2,3 (гкн)

1,8 (гкн)

Нет свед.

 

MЦГ/SДMЦП

3,0 (гкн)

2,0 (гкн)

"

 

кал

3,2 (гкн)

3,9 (гкн)

"

 

Примечание. Тип залежи: н - нефтяной, гк - газоконденсатный, гкн - газоконденсатно-нефтяной.

 

Таблица 3 Прогнозируемые физико-химические свойства УВ-флюидов в среднедевонских отложениях

Геоструктурные зоны

Плотность при 20 °С, кг/м3

Смолы, %

Сера, %

Твердые парафины, %

Бензиновая фракция (Н.К. - 200 °С), %

Газовый фактор, м3

Коэффициент газонасыщености Рнас/Рпл

Северные и северо-восточные части Ливкинско-Царевского и Лебяжинско-Акьярского блоков

810-825

2,0-3,5

0,5-0,9

4-6

35-40

200

0,5-0,6

Южные части Ливкинско-Царевского и Лебяжинско-Акьярского блоков

770-815

1,5-2,7

0,2-0,3

6-8

40-50

500-600

0,4-0,5

Южные части Вишневского и Зайкинско-Росташинского блоков

760-800

0,5-1,2

0,4-0,6

3-5

45-55

3000-4000

Нет свед.

Блоковые поднятия Бортового уступа

760-795

0,2-0,5

0,2-0,4

2-4

60-70

4000-5000

"

 

Рис. 1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ УВ В НЕФТЯХ И КОНДЕНСАТАХ ИЗ ОТЛОЖЕНИЙ (А), (Б) И (В)

 

1 - н-алканы; 2 - изопреноиды

 

Рис. 2. СООТНОШЕНИЯ ИЗОПРЕНОИДОВ И Н-АЛКАНОВ КАК ПОКАЗАТЕЛИ УРОВНЕЙ КАТАГЕНЕЗА УВ-СИСТЕМ

Нефти из отложений: 1 -2 -нефти и конденсаты из отложений: 3 -4 -зоны уровней термической зрелости: I - средняя, II - умеренная, III - высокая, IV - довольно высокая; стрелкой показано направление роста катагенеза УВ-систем

 

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ПРОГНОЗА ТИПОВ ЗАЛЕЖЕЙ УВ В ПЛАСТАХ ВОРОБЬЕВСКОГО И БИЙСКО-АФОНИНСКОГО ГОРИЗОНТОВ


Поперечные блоки Камелик-Чаганской структурной зоны: I - Вишневский, II - Зайкинско-Росташинский, III - Ливкинско-Царевский, IV - Лебяжинско-Акьярский; зоны распространения залежей: 1 - нефтяных, 2 - газоконденсатно-нефтяных, 3 - газоконденсатных; 4 - граница нижнепермского уступа; 5 - граница крупных тектонических элементов; 6 - региональные разломы; 7 - месторождения: газоконденсатно-нефтяные (а) и нефтяные (б): 1 - Тепловское, 2 - Южно-Первомайское, 3 - Западно-Степное, 4 - Восточно-Октябрьское, 5 - Разумовское, 6 - Западно-Вишневское, 7 - Куцебовское, 8 - Вишневское, 9 - Мирошкинское, 10 - Зайкинское, 11 - Зоринское, 12 - Конновское, 13 - Росташинское, 14 - Ново-Соболевское, 15 - Грачевское, 16 - Гаршинское, 17 - Давыдовское, 18 - Долинное, 19 - Ливкинское, 20 - Пролетарское, 21 - Ташлинское, 22 - Пойменное, 23 - Смоляное, 24 - Балейкинское, 25 - Веселовское, 26 - Исаковское, 21 - Лебяжинское, 28 - Землянское, 29 - Рыбкинское, 30 - Карачаганакское, 31 - Дачное