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 С15-С17. 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 (С5-С8) и широкая фракции (С13-С30) 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 (С13-С30) 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 С13-С19 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 С13-С20 по сравнению с С21-С30. 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.
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.
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/т |
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