|
© В.Н.Боровиков, 2003 |
ХРОНОГЕОХИМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ МИГРАЦИИ И ФАЗОВОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПОДСОЛЕВОМ КОМПЛЕКСЕ АСТРАХАНСКОГО СВОДА
В.Н. Боровиков (ИПНГ РАН)
Традиционный подход к оценке нафтидогенеза в диапазоне от первичной миграции до фазовой дифференциации УВ базируется на реконструкции генетических параметров нефтегазообразования в процессе эволюции осадочных бассейнов [1-3].
Однако, несмотря на генетическую общность геопараметров, определяющих эволюцию УВ-систем, их взаимная корреляция во времени и геологическом пространстве в значительной мере ограничивается качественной оценкой. Возможность интеграции геоинформации с целью оценки миграции и фазового состояния УВ-систем на количественном уровне может быть реализована на базе концепции хрономоделирования геосистем (Боровиков В.Н., 1996), позволяющей унифицировать систему качественных оценок абсолютных параметров, интегрирующих эффект преобразования геосреды в виде единого геопараметра - времени качественной трансформации геолого-геохимической обстановки.
Такая возможность реализуется на основе совместного использования геохимических критериев и параметров геосреды, контролируемых этапами критической перестройки геодинамической обстановки: орогенезом, инверсиями, перерывами в осадконакоплении, региональными размывами осадков. Обе категории геолого-геохимической информации на базе хрономоделирования объединяются в единый геопараметр - временной интервал качественной трансформации геолого-геохимической обстановки в виде геохрон, отражающих синхронность вхождения информативного репера в критическую зону преобразования геолого-геохимической обстановки.
Преимущество такой комплексной оценки заключается не только в возможности унификации оценки разноплановых характеристик геолого-геохимической обстановки, но и в возможности оценки нового информативного показателя - эффективности проявления генерации УВ относительно критических этапов перестройки геодинамической обстановки. С учетом этого использование принципов хроногеохимического моделирования геосистем в виде полей геохрон, апробированное ранее на региональном и зональном уровнях прогноза нефтегазоносности в осадочных бассейнах Алжира и Восточном Прикаспии (Боровиков В.Н., 1996), может быть эффективным для реконструкции эмиграции и прогнозирования фазового состояния УВ-систем.
Методологической основой хроногеохимического прогнозирования фазового состояния УВ-систем служит оценка эффективности проявления факторов генерации и мобилизации УВ относительно критических этапов перестройки геодинамической обстановки.
Реализация принципов хрономоделирования осадочных бассейнов, осуществленная ранее в пределах Восточного Прикаспия и бассейнов Северного Алжира, представляется актуальной для подсолевого комплекса Астраханского свода, где вопросы распределения нефтегазопроизводящих свит в разрезе достаточно изучены (М.К. Калинко, Т.А. Ботнева, Е.С. Ларская и др.), в то время как хроногенетические аспекты реализации генерационного потенциала (время вхождения в главную зону нефте- (ГЗН) и газообразования (ГЗГ), хронология миграции и фазовой дифференциации УВ) решены лишь на качественном уровне.
Геохимические показатели нефтегазоносности подсолевых отложений наиболее полно изучены в осадках юго-восточных районов впадины. Степень зрелости ОВ верхней части терригенной нижнекаменноугольной формации соответствует здесь стадиям катагенеза не выше МК2. Тип ОВ определяется как смешанный - гумусово-сапропелевый. Нижняя часть этой формации характеризуется степенью катагенеза в диапазоне МК3-МК4.
В пределах Астраханского свода отмечаются сравнительно невысокие показатели генерационных возможностей: содержание Сорг в среднем составляет 0,1 %, количество хлороформенных битумоидов колеблется от тысячных до десятых долей процента, что, видимо, связано с высокой степенью реализации генерационного потенциала в карбонатном комплексе.
В частности, расчет масштабов эмиграции УВ на стадиях МК3-МК4 показал, что на нефтегазосборной площади Астраханского свода (18 тыс. км2) из нефтематеринских свит каменноугольного возраста эмигрировало не менее 17 млрд т газообразных и жидких УВ, что свидетельствует об аккумуляции основной массы УВ за счет реализации генерационного потенциала собственных нефтематеринских пород (Кирюхин Л.Г., Пайразян В.В., Размышляев А.А., 1982).
Методика расчета времени вхождения информативного страторепера в ГЗН и ГЗГ, а также палеоглубин нефтяного и газового окна ранее рассматривалась для Восточного Прикаспия (Боровиков В.Н., 1996). В частности, время вхождения в ГЗН и ГЗГ оценивается по пересечению кривых эволюции катагенеза ОВ информативного репера с граничным уровнем нефте- или газообразования (по отражающей способности витринита, данным пиролиза "Rock Eval" и др.). Палеоглубины нефтяного и газового окна рассчитываются по сопряжению хронорубежей вхождения в ГЗН и ГЗГ с кривой прогибания информативного репера.
Пример расчета хронопараметров и эффективности генерации УВ в пределах Астраханского свода показан для хроногеохимической оценки подсолевых отложений на Володарской площади в разрезе скв. 2 (рис. 1).
С этой целью были построены кривые прогибания кровли верхнедевонских, нижне- и среднекаменноугольных отложений и соответствующие им кривые эволюции катагенеза ОВ. Точки пересечения кривых эволюции катагенеза ОВ с граничным уровнем нефтеобразования для кровли верхнего девона, нижнего и среднего карбона соответствуют времени вхождения этих реперов в ГЗН, составляя соответственно 168, 98 и 85 млн лет. Указанные значения времени вхождения реперов в ГЗН проецируются на кривые прогибания, что позволяет оценить палеоглубины нефтяного окна, равные для кровли верхнего девона, нижнего и среднего карбона соответственно 3000, 3220 и 3160 м. Современные глубины ГЗН и ГЗГ равны соответственно 3400 и 4550 м.
Аналогично рассчитывается палеоглубина ГЗГ, соответствующая глубине кровли верхнедевонских отложений на момент вхождения в газовое окно (63 млн лет назад) 4640 м. Сравнение палеоглубин вхождения указанных реперов в зону нефтеобразования с современной глубиной нефтяного окна свидетельствует о стабильно более высоких палеогипсометрических уровнях зоны нефтеобразования, т.е. о благоприятном термодинамическом палеорежиме реализации нефтяного потенциала и сохранности залежей УВ.
Эффективность генерации УВ оценивается пространственным развитием поля геохрон вхождения информативного репера в ГЗН относительно орогенных этапов и временем посторогенной генерации УВ. На Володарской площади эффективность генерации УВ, оцененная относительно последних значимых фаз орогенеза - субгерцинской и ларамийской, оптимальна для реперов в кровле нижне- и среднекаменноугольных отложений, реализовавших свой генерационный потенциал в посторогенные этапы. Эффективное время посторогенного нефтеобразования в кровле верхнедевонских отложений, отнесенное к общему времени генерации УВ (168 млн лет), несколько меньше, чем по кровле C1 и С2, но достаточное для формирования крупных залежей УВ.
Критерием хроногеохимического прогнозирования фазового режима УВ-систем и реконструкции миграции УВ является оценка структуры хронополей вхождения информативного репера в ГЗН и ГЗГ.
Структура хронополей фазовой дифференциации УВ-систем, генетически обусловленная геодинамической обстановкой развития бассейна в условиях компенсированного прогибания, а следовательно, усиления жесткости термобарического режима к центру бассейна, характеризуется субкольцевым хроногенотипом. В соответствии с активностью прогибания от краевых частей к центру бассейна структура субкольцевой фазовой зональности выражена последовательной сменой зон нефтеобразования, нефтегазообразования, газоконденсата и сухого газа. Указанная закономерная зональность может быть существенно скорректирована локальным изменением геодинамической обстановки в тектонически активных зонах. В связи с этим хроногеохимический прогноз фазового состояния УВ-систем направлен на выявление характера зональности фазовой дифференциации в хронопараметрах эволюции бассейна. Оценка структуры хронополей вхождения информативного репера в ГЗН и ГЗГ позволяет выявлять руководящий хроногенотип фазовой зональности и на этой основе прогнозировать фазовое состояние УВ-систем.
С целью прогноза фазового состояния УВ Астраханского свода по комплексу хронопараметров было изучено распределение времени вхождения кровли среднекаменноугольных отложений (С2) в ГЗН и в ГЗГ (таблица). Распределение хронопараметров вхождения кровли С2 в ГЗН фиксируется в диапазоне 240-85 млн лет, т.е. от пфальцской до субгерцинской фаз орогенеза включительно. Время вхождения кровли С2 в ГЗГ установлено в диапазоне от 192 млн лет до современного этапа. Поле геохрон вхождения этого репера в ГЗГ характеризуется двумя зонами предларамийского и предпозднекиммерийского этапов, разобщенных в центральной части свода обширной субширотной зоной современного нефтеобразования (рис. 2).
В пределах Астраханского свода фазовая дифференциация УВ определяется интеграцией хронополей вхождения кровли С2 в ГЗН и ГЗГ. Наиболее информативным для оценки фазового режима УВ-систем является характер распределения геохрон вхождения кровли С2 в ГЗГ, позволяющий локализовать в центральной части свода зону современной генерации нефти, которой соответствует также наиболее позднее время вхождения кровли С2 в ГЗН (см. рис. 2).
Установленный характер зональности распределения геохрон вхождения кровли С2 в ГЗН и ГЗГ определяет квазикольцевую зональность фазовой дифференциации УВ. От центральной части свода к его краям последовательно выделяются: зона преимущественного нефтеобразования, зона генерации нефти и газа, зона генерации газоконденсата и сухого газа (рис. 3).
Выделение в центральной части свода зоны современного нефтеобразования позволяет скорректировать традиционные представления о механизме формирования УВ в пределах Астраханского газоконденсатного месторождения. Ранее предполагалось, что разрушение нефтяной палеозалежи происходило на инфильтрационном этапе (предкунгурском) и завершалось на более позднем инфильтрационном этапе (предакчагыльском) образованием газовых и газоконденсатных скоплений главным образом за счет дегазации водонапорной системы (Джумгалиев Т.Н. и др., 1984; [4]). Выполненными построениями обосновывается более длительная, чем предполагалось ранее, генерация нефти в центральной части свода в диапазоне от 140 млн лет до современного этапа включительно. Согласно нашей оценке разрушение палеозалежи в инфильтрационные этапы имело место в периферической части структуры, в то время как в ее центральной части отмечалась устойчивая длительная генерация нефти.
Таким образом, по результатам хроногеохимической оценки выделяется квазикольцевая структура фазовой дифференциации УВ-систем: газо-газоконденсатная - по периферии и нефтяная - в центральной части. Генерируемая на современном этапе в центральной части свода нефть (как и палеонефть) оттеснялась эффектом гравитации вниз по разрезу газообразными УВ и за вычетом потерь на создание конденсатной части формировала нефтяную оторочку. Эффект фазовой дифференциации нивелируется в основном фактором мобилизации УВ, трансформирующим гетерогенную залежь в гомогенное газоконденсатное скопление УВ.
Выявленная первичная фазовая неоднородность уступает по масштабам процессам генерации газоконденсатной составляющей, что в конечном счете определяет современный газоконденсатный состав месторождения.
Реальная фазовая дифференциация УВ в пределах свода имеет более сложный характер и выявляется интеграцией хронополей вхождения среднекаменноугольных отложений в ГЗН и ГЗГ. В центральной и северо-западной частях свода выделяется зона преимущественного нефтеобразования различной эффективности, оцененной относительно разных фаз орогенеза по времени вхождения кровли С2 в ГЗН. В нефтяной зоне по фактору эффективности генерации УВ выделяется субзона оптимального постсубгерцинского нефтеобразования, которая обрамляется субзоной нефтеобразования, эффективного относительно позднекиммерийского этапа.
Проведенная хроногеохимическая оценка нефтегазоносности подсолевых отложений Астраханского свода позволила выявить субкольцевой хроногенотип фазовой дифференциации с зоной современного нефтеобразования в центральной части структуры, что дало возможность уточнить традиционную модель формирования Астраханского месторождения.
Принимая во внимание сохранение тренда замедленного катагенеза ОВ в центральной части структуры вниз по разрезу, следует ожидать также субкольцевую структуру хронополей в нижележащих комплексах, что имеет решающее значение для прогноза фазового состояния УВ в нижнекаменноугольных и девонских отложениях.
Выявленная по кровле подсолевых отложений фазовая дифференциация транслируется вниз по разрезу, что согласуется с расчетами хронопараметров девонских отложений на Володарской структуре, перспективной для поисковых работ на нефть. Для кровли девона подобная оценка проведена в пределах Володарской структуры (скв. 2), где были рассчитаны хронопараметры ее вхождения в нефтяное окно и выхода из него. Время вхождения кровли верхнедевонских отложений в зону нефтеобразования составило 168 млн лет, а время выхода - 63 млн лет.
По хронопараметрам выхода кровли девона из ГЗН установлена постларамийская фаза эффективного нефтеобразования, что имеет принципиальное значение для позитивного обоснования перспектив девонских отложений в пределах Володарской структуры.
Динамика распределения хронопараметров вхождения кровли С2 в ГЗН и выхода из нее генетически коррелируется со скоростью реализации нефтематеринского потенциала, отражающей интенсивность процессов эмиграции УВ.
Реализация УВ-потенциала определяется как Vp = Dр/Dt, т.е. отношением прироста нефтегенерации Dр, %, к времени нефтегенерации Dt, млн лет.
Анализ структуры геополей реализации нефтегазоматеринского потенциала позволяет выделять очаги интенсивной эмиграции УВ, характеризующиеся максимальными скоростями реализации УВ-потенциала.
Оценка распределения скоростей реализации нефтегазоматеринского потенциала в пределах Астраханского свода позволила выявить геополе первичной миграции, характеризующееся двумя максимумами - в северо-восточной и юго-западной частях свода, между которыми выделяется в центральной части свода обширная субширотная зона пониженных значений скоростей реализации УВ-потенциала, соответствующая современному нефтеобразованию (рис. 4).
Пространственное распределение скоростей реализации нефтематеринского потенциала контролируется двумя максимумами - в северо-восточной и юго-западной частях свода в районе скв. 60-ЗАВ и 2-CLU со значениями Vp соответственно 2,8 и 1,35 %/млн лет. Между указанными аномальными зонами высоких значений нефтегенерации в центральной части свода выделяется зона пониженных Vp до 0,2-0,4 %/млн лет.
В соответствии с приведенными темпами реализации нефтематеринского потенциала оставшийся нереализованным нефтематеринский потенциал в кровле С2 имеет максимальные значения в северо-западной (скв. 2-ВЛ) и центральной (скв. 5-А) частях свода 71 и 77 % соответственно, в то время как в очагах высоких скоростей нефтегенерации в скв. 60-ЗАВ и 2-СШ нефтематеринский потенциал исчерпан.
Как следует из распределения геохрон вхождения кровли в ГЗН, эмиграция УВ в пределах Астраханского свода развивалась в широком хронологическом диапазоне - от 240 до 85 млн лет. Однако эффективность эмиграции УВ не была равномерной и контролировалась хронополем посткиммерийского образования УВ на большей части свода, за исключением локальной зоны постсубгерцинской эмиграции УВ в его северозападной части (скв. 2-ВЛ).
Первичная миграция нефти и газа, обусловленная реализацией нефтегазоматеринского потенциала в процессе уплотнения генерирующих свит, инициирует латеральную миграцию под влиянием градиентов давления, возникающих в результате увеличения суммарных объемов продуцируемого УВ-вещества.
Изучение распределения градиентов скоростей реализации нефтегазоматеринского потенциала по площади наряду с выделением основных очаговых зон генерации нефти позволило оценить основные направления и масштабы латеральной миграции УВ.
Изменение градиента реализации нефтегазоматеринского потенциала на единицу расстояния определяется как индекс латеральной миграции УВ (М = Dg/S). Вариации индекса М отражают обстановку перемещения УВ-флюидов по площади бассейна на качественном и количественном уровнях оценки, т.е. позволяют определять доминирующие направления и интенсивность латеральной миграции УВ.
Распределение по площади градиентов изменения скоростей нефтегенерации (эмиграции УВ) выражено основными направлениями латеральной миграции с севе- ро-востока к центральной части свода. Анализ латерального распределения градиентов скоростей нефтегенерации позволил локализовать основной центр массопереноса нефтяных УВ в районе скв. 60-ЗАВ и выявить приоритетные направления латеральной миграции в следующей последовательности распределения векторов миграции: 60-ЗАВ - 25А; 60-ЗАВ - 2-ВЛ и 60-ЗАВ - 40А.
Значение индекса миграции фиксируется для Астраханского свода в пределах от 0,01 до 0,2 %/(млн лет/км).
Наибольшие значение индекса миграции отмечаются в пределах заволжского максимума эмиграции УВ (0,1-0,2 %/(млн лет/км), в то время как в пределах светлошаринского максимума эмиграции УВ они незначительны и на порядок ниже (0,01-0,02 %/(млн лет/км). Если принять значения индекса миграции на участке скв. 60-ЗАВ - 25-А за максимальные, то зона влияния заволжского максимума на латеральные перемещения УВ-флюидов будет определяющей (55-100 %), в то время как светлошаринский максимум имеет подчиненное значение (5-15 %).
Указанное неравномерное развитие латеральной миграции УВ по площади генетически обусловлено ее полихронным проявлением во времени. Структура хронополя вхождения кровли С2 в ГЗГ свидетельствует о древней докиммерийской латеральной миграции, контролируемой заволжским максимумом реализации УВ-потенциала.
Зона замедленной реализации УВ-потенциала в северо-западной части свода (скв. 2-ВЛ) определяла соответственно более молодую постларамийскую латеральную миграцию с северо-запада к центральной части свода. Таким образом, отмечаются полихронная древняя предкиммерийская латеральная миграция в северо-восточной части свода и более молодая постларамийская - на северо-западе свода. Указанные разновременные, но объединенные общей направленностью к центральной части свода шлейфы латеральной миграции УВ обеспечивали транспорт УВ к центральной части свода, формируя депоцентр нефтегазонакопления.
Приведенная оценка распределения скорости реализации нефтематеринского потенциала и преобладающих направлений и интенсивности латеральной миграции нефти позволила выявить депоцентр современного нефтенакопления в северо-западной и центральной частях свода.
Формирование зоны современной генерации нефти в центральной части Астраханского свода, генетически обусловленное задержкой реализации УВ-потенциала, имеет принципиальное значение для ориентации поисковых работ на глубокие горизонты с термобарически благоприятным режимом УВ-систем.
Таким образом, использование принципов хрономодолирования условий нефтегазообразования в пределах Астраханского свода позволило осуществить реконструкцию миграции УВ и прогнозирование фазового режима УВ-систем в хронопараметрах эволюции бассейна.
Литература
1. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефти. - М.: Недра, 1987.
2. Конторович А.Э., Дробот Д.И., Ларичев А.И. Типы и зоны онтогенеза нафтидов в верхнедокембрийских отложениях Сибирской платформы и складчатых структурах ее обрамления // Докл. сов. геол. на XXVIII сес. Междунар. геол. конгр. (Вашингтон, июль 1989). - М.: ВНИГНИ, 1989. - С. 27-33.
3. Соколов Б.А. Нефтегазоносность Земли как феноменальное следствие эволюции геосфер // Международная конференция "Закономерности эволюции земной коры". Тез. докл. Т. 1. - СПб., 1996.
4. Соловьев Б.А. Проблема раздельного формирования месторождений нефти и газа подсолевого комплекса Прикаспийского соляно-купольного бассейна // Геология нефти и газа. - 1982. - № 1. - С. 45-50.
Realization of principles of sedimentary basins chronomodelling allowed to perform within the Astrakhan arch the reconstruction of HC migration and phase regime of HC systems for evaluating the HC generation efficiency.
Таблица Распределение хронопараметров вхождения кровли среднекаменноугольных отложений в ГЗН и ГЗГ и глубин ГЗН в пределах Астраханского свода
|
Площадь |
Индекс скважин |
Время вхождения, млн лет |
Глубина ГЗН,м |
||
|
ГЗН |
ГЗГ |
верхняя граница |
нижняя граница |
||
|
Астраханская |
1-А |
101 |
0 |
3300 |
4500 |
|
Астраханская |
5-А |
108 |
0 |
3400 |
4800 |
|
Астраханская |
17-А |
240 |
72 |
2350 |
3800 |
|
Астраханская |
25-А |
168 |
0 |
2800 |
4200 |
|
Астраханская |
27-А |
127 |
0 |
3300 |
4400 |
|
Астраханская |
32-А |
220 |
0 |
2700 |
4100 |
|
Астраханская |
40-А |
221 |
0 |
2700 |
4200 |
|
Долгожданная |
2-Д |
218 |
92 |
2500 |
3600 |
|
Володарская |
2-ВЛ |
85 |
0 |
3400 |
4550 |
|
Кордуанская |
52-КРД |
209 |
0 |
3000 |
4100 |
|
Светло-Шаринская |
2-CШ |
224 |
150 |
2800 |
3600 |
|
Заволжская |
60-ЗАВ |
228 |
192 |
1900 |
3100 |
|
Южно-Астраханская |
10-ЮА |
218 |
32 |
3000 |
4100 |
Рис. 1. ДИНАМИКА РАЗВИТИЯ ЗОНЫ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ НА ВОЛОДАРСКОЙ ПЛОЩАДИ (скв. 2) АСТРАХАНСКОГО СВОДА
1 - кривая прогибания по кровле репера; 2 - кривая эволюции катагенеза ОВ по кровле репера; 3 - граничный уровень начала нефтеобразования; 4 - граничный уровень начала газообразования; 5 - граница зоны нефтеобразования; 6 - зона нефтеобразования; 7-хронологический рубеж субгерцинской фазы орогенеза; 8- зона эффективного нефтеобразования; 9- проекция точки вхождения репера в ГЗН
Рис. 2. ХРОНОБЛОК РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВРЕМЕНИ ВХОЖДЕНИЯ КРОВЛИ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ГЗН (А) И ГЗГ (Б)
1 - индекс скважины с указанием времени вхождения в ГЗН/ГЗГ; 2 - геохроны вхождения кровли С2 в ГЗН/ГЗГ; 3- геохроны вхождения кровли С2 в ГЗН, адекватные фазам орогенеза: а - пфальцской, б- раннекиммерийской, в - позднекиммерийской, г - субгерцинской; 4 - геохроны вхождения кровли С2 в ГЗГ, адекватные фазам орогенеза: а - позднекиммерийской, б - ларамийской, в - субгерцинской; 5 - зона современного нефтеобразования по кровле С2; 6 - граница зоны подсчета запасов категории C1
Рис. 3. ХРОНОМОДЕЛЬ ПРОГНОЗА ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ АСТРАХАНСКОГО СВОДА
1 - геохроны вхождения кровли С2 в ГЗН, адекватные фазам орогенеза: а - ранне- киммерийской, б- субгериинской; 2-геохроны вхождения кровли С2 в ГЗГ, адекватные современному этапу; 3-зона нефтеобразования, эффективного относительно фаз орогенеза: а - субгериинской, б- позднекиммерийской; 4 - зона генерации нефти и газа, эффективной относительно раннекиммерийской фазы орогенеза; 5-зона генерации газоконденсата и сухого газа; 6-нефтяное окно; 7-соль; 8 - разрывные нарушения
Рис. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОХРОН РЕАЛИЗАЦИИ НЕФТЕМАТЕРИНСКОГО ПОТЕНЦИАЛА В КРОВЛЕ С2 В ПРЕДЕЛАХ АСТРАХАНСКОГО СВОДА
1 - индекс скважины с указанием скорости реализации нефтематеринского потенциала по кровле С2; 2 - изогипсы скорости реализации нефтематеринского потенциала, %/млн лет; 3 - фронт миграции нефти