WWW.NET.KNIGI-X.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Интернет ресурсы
 

«ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТЕНЦИАЛА ТУАПСИНСКОГО ПРОГИБА НА ОСНОВЕ МЕТОДИК БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ...»

на правах рукописи

Астахов Сергей Михайлович

ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТЕНЦИАЛА ТУАПСИНСКОГО ПРОГИБА

НА ОСНОВЕ МЕТОДИК БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Ростов-на-Дону – 2011 Диссертация выполнена на кафедре геологии нефти и газа Федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего профессионального образования Южный федеральный университет (г. Ростов-на-Дону).

Научный руководитель: Резников Анатолий Николаевич, доктор геол.-минер. наук, профессор, заслуженный работник высшей школы РФ (Южный федеральный университет, г. Ростов-на-Дону)

Официальные оппоненты: Бочкарев Анатолий Владимирович, доктор геол.-минер. наук, (ЛукойлВолгоградНИПИморнефть, г. Волгоград) Моллаев Зелимхан Хусейнович, кандидат геол.-минер. наук (ООО «РН-Краснодарнефтегаз», г. Краснодар)

Ведущая организация: Кубанский государственный университет, г. Краснодар

Защита диссертации состоится «24» ноября 2011г.

в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.208.15 при Южном федеральном университете по адресу:



344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, геолого-географический факультет, ауд. 201.

Факс: (863) 222-57-01; e-mail: dek_geo@rsu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в ЗНБ Южного федерального университета по адресу 344006, г. Ростов-на-Дону, ул. Пушкинская, 148.

Автореферат разослан « » 2011г.

Отзывы на диссертацию и автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью) просим направлять по адресу: 344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, к.110, ученому секретарю диссертационного совета Д 212.208.15.

Ученый секретарь Диссертационного совета Д 212.208.15 кандидат геол.-минер. наук, доцент В.Г.Рылов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Освоение сырьевых запасов российского шельфа является долгосрочной задачей, экономическая целесообразность которого декларируется органами власти Российской Федерации в последнее десятилетие на различных уровнях. Ввиду постоянно растущего мирового потребления энергоресурсов, а также сложности освоения источников «неуглеводородной» энергии, шельфовые проекты представляют огромный интерес для крупнейших нефтедобывающих компаний мира. Развитая инфраструктура объектов нефтегазового комплекса (переработка, транспортировка), существующая в старейшем нефтегазодобывающем регионе России, нивелируется геологическими и технологическими рисками, связанными с финансированием геологоразведочных работ.

Это вызывает сложности обоснования экономической целесообразности проектов Черного моря и делает необходимым широкое применение аппаратов моделирования для решения ряда важнейших проблем Туапсинского прогиба, как бассейна с потенциально промышленной нефтегазоносностью. Перспективы Туапсинского прогиба и шельфа Черного моря, несмотря на все сложности, в целом оцениваются довольно высоко. Перед геологами стоит задача минимизации рисков, в первую очередь, за счет обоснования достоверности оценки ресурсов.

В Туапсинском прогибе лицензиями на право проведения геологоразведочных работ владеют две компании. ОАО «НК «Роснефть» принадлежит участок «Туапсинский прогиб», покрывающий большую часть прогиба, как геоструктурного элемента, а также участки «Южно-Черноморский» и «Западно-Черноморский». ЗАО «Черноморнефтегаз»

принадлежат меньшие по размерам участки «Юго-восточный» и «Северо-западный».

Переход к следующему этапу геологоразведочных работ для недропользователей, имеющих лицензии в Туапсинском прогибе, сопряжен с крупными капиталовложениями для бурения поисковых скважин. Буровые организации, которым будет доверен соответствующий подряд, столкнутся с серьезными осложнениями при проходке скважин в существующих условиях (глубины моря около 2000 м, сероводородное заражение, сложнейшие инженерно-геологические условия и другие технологические проблемы). С учетом этих обстоятельств, на первый план выходят большие риски дальнейшего ведения геологоразведочных работ.

Ряд проблем, которые были упомянуты выше, замыкаются в синтетическом понятии «бассейновое моделирование». Комплекс сложных расчетных процедур позволяет восстановить историю осадконакопления и генерации углеводородов, а также последующих движений нефти и газа на пути к ловушке. Таким образом, результаты бассейнового моделирования можно условно разделить на прогноз современных и древних (с момента накопления самого древнего осадочного слоя) физических параметров среды, и моделирование углеводородных систем. Традиционные объемно-статистические методики оценки ресурсов не всегда, а если быть точным, то в очень редких случаях, включают в расчеты перечисленные риски. Не учтенной остается часто существующая проблема несоответствия главной фазы эмиграции углеводородов и образования к этому моменту ловушек. Системный подход бассейнового моделирования и использованная автором методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в ловушках, учитывает риски и неопределенность эффективности углеводородных систем, работающих в направлении отдельно взятой структуры.

Целью диссертационной работы является количественная зональнодифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности углеводородных систем Туапсинского прогиба на основе создания комплексной геологической модели с применением различных методик бассейнового анализа.

Для достижения поставленной цели в ходе исследования автором решались следующие задачи.

1. Анализ и выявление закономерностей геологического строения Туапсинского прогиба, граничащих с ним и расположенных на акватории Черного моря структур, а также структур, находящихся в пределах мегантиклинория Большого Кавказа и ЗападноКубанского передового прогиба.

2. Обоснование методов исследований.

3. Проведение литологического моделирования.

4. Проведение бассейнового моделирования.

5. Оценка ресурсов углеводородного сырья с помощью традиционных методов, а также с применением геосинергетической методики.

Фактический материал и личный вклад. Фактический материал диссертационной работы составили результаты личных исследований автора, проведенных за время обучения в аспирантуре в период с 2008 по 2011 годы. За это время изучено более 1000 пог.

км сейсмических профилей Туапсинского прогиба; каротажные диаграммы 120 буровых скважин и 210 разрезов майкопской серии Западно-Кубанского прогиба; описано и опробовано 25 разрезов майкопских отложений в пределах Адлерской депрессии, а также на побережье Черного моря в зоне сочленения Новороссийского синклинория и Туапсинского прогиба. Исследовано 145 шлифов и пленочно-иммерсионных препаратов, проведено 85 литологических анализов, использованы результаты более 500 химических анализов пород майкопского возраста.

Методы исследований. При выборе методик исследования, как и при решении других задач, автор руководствовался установкой – охватить проблему прогноза нефтегазоносности целиком, используя как можно больше фактических данных. Задачей являлось сохранение системности методик получения нового знания о предмете исследования. Приоритет отдан количественному подходу для дальнейшего выявления или объяснения уже установленных качественных выводов. Среди комплексных методик изучения осадочно-породных бассейнов на первых позициях стояли: технология бассейнового моделирования с использованием специализированного программного обеспечения, геосинергетический формализованный подход к бассейновому моделированию и секвенс-стратиграфический анализ. Это основные способы получения нового знания о Туапсинском прогибе.

Обоснованность и достоверность. Научные положения и выводы, сформулированные в диссертации, обоснованы использованием современных средств и аналитических методик проведения исследований и анализом большого массива фактических данных.

Научная новизна состоит в том, что:





- обоснована литолого-фациальная зональность майкопских отложений Туапсинского прогиба; на этой основе проведено литологическое моделирование, построены разрезы псевдо-скважин литолого-фациальных зон;

- на основе выделения в структуре осадочного чехла Туапсинского прогиба тектонических элементов более низкого порядка, построена детализированная тектоническая схема;

- составлена детальная секвенс-стратиграфическая схема седиментации, построены палеопрофили бассейна седиментации юго-восточной части Туапсинского прогиба для конца эоцена, начала раннего олигоцена, конца раннего олигоцена, начала позднего олигоцена, конца позднего олигоцена, начала раннего миоцена, конца раннего миоцена, начала среднего миоцена;

- с помощью бассейнового моделирования осадочного чехла Туапсинского прогиба дан прогноз основных физических показателей пластов, характеризующих их свойства согласно назначению в углеводородной системе (резервуарные и проводящие свойства пластов-коллекторов и пластов-носителей, генерационные и эмиграционные возможности нефтегазоматеринских толщ, экранирующие свойства пород-покрышек);

- в программной среде Petromod, а также путем применения инновационного подхода геосинергетической методики дан прогноз фазового состава флюида возможных залежей Туапсинского прогиба;

- на основе применения методики оценки пофазной заполненности ловушек оценены ресурсы локальных поднятий Туапсинского прогиба; геосинергетическим методом для Туапсинского прогиба оценены начальные суммарные ресурсы.

Практическая значимость работы заключается в том, что разработанный новый подход позволяет осуществлять экспресс-оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но проводить сравнительную оценку перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Это позволяет существенно снизить затраты на обоснование геологоразведочных работ и расчет экономики проектов. Помимо общенаучной значимости, полученные в ходе диссертационного исследования результаты, могут быть использованы при постановке геологоразведочных работ в пределах Туапсинского прогиба.

Реализация и апробация результатов работы. Результаты исследований докладывались на ряде международных и всероссийских научных конференций: «XVIII международная школы морской геологии», 2009 (г. Москва); «Губкинские чтения - 2009»

(г. Москва); «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей», 2009, 2010 (г. Геленджик); Восьмая конференция «Молодежь XXI века – будущее российской науки», 2010 (г. Ростов-на-Дону); «Международный донской нефтегазовый конгресс», 2010 (г. Ростов-на-Дону); 12-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель – 2010» (г. Геленджик); «Геленджик-2011. Актуальные проблемы развития ТЭК регионов России и пути их решения. 8-ая международная конференция», 13-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель – 2011» (г. Геленджик); 6-ое Всероссийское литологическое совещание «Концептуальные проблемы литологических исследований в России» (г. Казань), где получили одобрение ведущих специалистов. На 18-ой международной научной конференции (школе) по морской геологии (г. Москва) Астахов С.М. был награжден дипломом за лучший доклад, сделанный молодыми учеными.

Публикации. Основные положения опубликованы в 11 научных работах, 2 из них опубликованы в изданиях, включенных в перечень, рекомендованный ВАК (2 в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы. Объем работы – 237 машинописных страниц. Текст дополняют 62 рисунка и 40 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 110 наименований.

Благодарности. Особую благодарность автор приносит своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору А.Н. Резникову. Также автору хочется отметить поддержку и всестороннюю помощь доктора геологоминералогических наук, профессора А.Э. Хардикова. В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями Ю.Н. Самойленко, Ю.М. Берлина, А.Ю.

Мосякина, В.Ф. Шарафутдинова, Н.М. Галактионова, С.Л. Прошлякова, Э.С. Сианисяна, Г.Н. Прозоровой, Ю.А. Мосякина, В.М. Андреева.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

И РЕЗУЛЬТАТЫ

Первое защищаемое положение.

Установлена литолого-фациальная зональность Туапсинского прогиба на основе определения общности трендов обстановок и режимов осадконакопления в пределах Западно-Кубанского и Туапсинского прогибов (рис. 1).

Предыдущими исследованиями обоснован следующий нефтегазоматеринский комплекс Туапсинского прогиба.

Основными нефтегазоматеринскими толщами являются:

нижне-среднеюрские глинистые отложения; нижне-среднеэоценовые глинистые известняки, верхнеэоценовые битуминозные аргиллиты, а также олигоценовые глины и аргиллиты майкопской серии. Региональным флюидоупором является верхнемеловой комплекс отложений, экранирующий юрско-нижнемеловую систему материнских и резервуарных комплексов. Причем нет оснований предполагать развитие дизъюнктивной тектоники, которая могла играть проводящую роль для неоген-палеогеновых резервуаров.

Экраном также является верхнемайкопская глинистая толща, которая, несмотря на свою мощность, зачастую нарушена амплитудными разломами и эрозионными срезами вышележащих резервуарных комплексов чокракских отложений. Флюидоупор представлен мощной, преимущественно глинистой толщей плиоценовых отложений. Резервуарами в Туапсинском прогибе являются песчаные пачки пластов нижнего и среднего майкопа, а также песчаные отложения чокракского яруса.

Сейсморазведочными работами закартировано более 30-ти локальных поднятий в пределах прогиба. Причем они развиты в надвинутых блоках, начиная с верхов майкопской серии.

По подошве майкопа, которая представляет собой детачмент, большинство структур отсутствуют. Решающую роль играет прогноз коллекторов в майкопской серии in situ, который напрямую связан с литолого-фациальной зональностью майкопского комплекса

Рисунок 1. Литолого-фациальные зоны Туапсинского прогиба.

отложений. Основными результатами литологического моделирования являются разрезы псевдо-скважин, выделенных в пределах Туапсинского прогиба литолого-фациальных зон.

Обозначенная задача разбивалась на три блока.

1. Первый блок представлял собой установление литолого-фациальной зональности Западно-Кубанского прогиба, как основы для соответствующей зональности в Туапсинском прогибе. Проведено детальное описание литолого-фациальных зон Западно-Кубанского прогиба. Построены эталонные разрезы зон.

2. Второй блок представлял собой выявление закономерностей между ЗападноКубанским и Туапсинским прогибами для установления трендов общности обстановок и режимов осадконакопления. Установлено, что тектонический режим отдельно взятых поперечных ступеней оказывал влияние на преобладание того или иного литотипа в литолого-фациальной зоне. Построенная детализированная схема тектонического строения Туапсинского прогиба является предпосылкой для установления его литолого-фациальной зональности (см. рис.1). Также важнейшим источником информации по восстановлению условий образования явился стадиальный и фациальный анализ отложений майкопской серии Туапсинского прогиба, выходящих на дневную поверхность. Общность этих условий была сопоставлена с развитием аналогичных кондиций в Западно-Кубанском прогибе.

3. Третий блок заключался в обработке результатов 1 блока с использованием закономерностей, выявленных во 2 блоке. Были построены разрезы псевдо-скважин Туапсинского прогиба путем выделения на сейсмических разрезах пачек-коллекторов и пачек-неколлекторов, используя корреляцию с эталонными разрезами литологофациальных зон Западно-Кубанского прогиба. Выделены зоны: Адлерская, Сочинская, Новомихайловская, Геленджикская, Агойская, Новороссийская, Абрау, Барьерная на Северном борту, а также Туапсинская и Южная на южном борту. Результатами проведенного литологического моделирования для выделенных в пределах Туапсинского прогиба литолого-фациальных зон являются построенные разрезы псевдо-скважин по схеме коллектор-неколлектор (рис. 2). В основе методики интерпретации лежит создание сети профилей, привязанных к колонкам, на которых коррелировались основные стратиграфические горизонты исследуемого разреза, выделялись пачки песчаников. После корреляции сейсмических разрезов Туапсинского прогиба и колонок Западно-Кубанского прогиба, происходила корректировка разрезов и построение псевдо-скважин в соответствии с картиной сейсмических профилей. В базу «псевдо-скважинных» данных вошли 16 скважин, выделенных в пределах 10 литолого-фациальных генетических зон кластической седиментации майкопского моря на южном склоне Кавказской орогенической системы.

Рисунок 2. Пример построения разреза псевдо-скважин

Второе защищаемое положение.

Предложена секвенс-стратиграфическая модель седиментации, согласно которой в средне-майкопское время в погруженной части бассейна Туапсинского прогиба, у подножия континентального склона, формировались седиментационные ловушки углеводородов, представляющие собой грубозернистые турбидитные покровы и относящиеся к парасеквенциям нижнего системного тракта.

Квинтэссенцией всего комплекса проведенных исследований по литологическому моделированию и генетической основой прогноза различных литотипов в недрах Туапсинского прогиба явились построенные секвенс-стратиграфический и хроностратиграфический профили. Несогласные напластования секвенций, присутствующие на профилях, послужили основанием для выделения различных парасеквенций системных трактов.

Для построения модели седиментации были использованы фактические данные исследования майкопского комплекса отложений, сейсмостратиграфический анализ сейсмопрофилей, региональные особенности седиментации майкопских отложений, анализ мощностей, данные по эвстатическому изменению уровня Тетиса, теоретические основы геометрии накопления разнофациальных осадочных тел различных системных трактов.

На рис.3 приведены палео-разрезы комплексов майкопской седиментации на восьми временных отметках.

1. Конец эоцена (рис.3а). Вал Шатского представлял мелководную зону (до 50м) хемогенного карбонатонакопления, сочленялся с более глубоким Кавказским трогом, характеризующимся увеличенными мощностями аналогичных отложений. Палеобассейн был значительно шире современных границ вышеназванных геоструктурных элементов.

Переход к раннему олигоцену характеризуется довольно резким увеличением уровня мирового океана на 100 м.

2. Начало раннего олигоцена (рис. 3б). Характеризуется началом прогибания на валу Шатского и ростом Кавказского острова Главного хребта на относительно отдаленных расстояниях от нынешней береговой линии. Это происходит в следствие субдукции Черноморской микроплиты под Скифскую. Аккреционная складчатость вызывает рост складок со стороны Скифской плиты. Прогибание на начальном этапе (в отличие от роста) должно было позволить создать аккумулятивную предтечу шельфа в виде наложенных

Рисунок 3. Секвенc-стратиграфическая модель седиментации

Условные обозначения к рис.3: 1 – направление тектонического движения фундамента в последующую стадию, 2 – направления движения береговой линии в последующую стадию, с указанием определяющего фактора, 3 – изменение уровня мирового океана в последующую стадию, с указанием характера изменения, 4 – направление сноса обломочного материала, 5 – дельтовые отложения, 6 – шельфовые алевролиты и песчаники, 7 – авандельтовые алевролиты и песчаники, 8 – шельфовые глины, 9 – глины конденсированного разреза, обогащенные органическим веществом, 10 – олистостромы, оползневые явления на континентальном склоне, 11 – окраинно-шельфовый тракт, 12 – подводный фан подножия склона с телами и покровными песчаниками, 13 – клин нижнего системного тракта, 14 – эрозионная поверхность, 15 – места пробоотбора, 16неколлекторы и плохо проницаемые породы, 17 – песчаники массивные без слойчатости, 18 – песчаники с горизонтальной слойчатостью центральных частей мелководного бассейна, 19 – песчаники с мульдообразной слойчатостью дельтовой природы.

авандельтовых клиноформ. Прогибание в течение раннего олигоцена некомпенсированное, на фоне постепенного понижения глобального уровня моря на 30-40 м. Размывался поднятый палеоберег (эоценовый клиф) и принесенный речными системами более древний обломочный материал с острова будущего главного хребта. Пакет парасеквенций ретроградационный.

3. Конец раннего олигоцена (рис. 3в). Ретроградационные парасеквенции трансгрессивного тракта (за счет тектонического прогибания и повышения уровня Тетиса) сменяются на конец раннего олигоцена агградационным характером накопления, за счет периода ослабления, возможно приостановки тектонического прогибания. Уровень моря остается неизменным, и за счет обильного речного сноса с Кавказа происходит проградация шельфа в сторону поглубления бассейна. Само существование Чвежипсинского эоценпалеоценового синклинория говорит о первоначальном прогибании центральных частей Туапсинского прогиба.

4. Начало позднего олигоцена (рис. 3г). Происходит резкое снижение уровня океана на 200 м. За счет этого предполагается осушение аккумулятивного образования шельфа с развитием речной сети и особым режимом осадконакопления на образовавшемся склоне и подножии. Идет распространение дистрибутивной системы подводных фанов с прослоями песчанистого материала турбидитными потоками разной плотности.

Накопление подводной системы фанов происходит у подножия сформированного на момент накопления склона, причем наиболее крупнообломочный материал откладывается в палеодепрессиях неровностей подножия.

5. Конец позднего олигоцена (рис. 3д). В течение позднего олигоцена происходит изменение уровня моря на 50-60 м. Это находит свое отражение в накопленных обособленных сериях толщ турбидитных песчаников и алевролитов в погруженной части бассейна.

6. Начало раннего миоцена (рис. 3е). На начало раннего миоцена обстановки накопления переходят к трансгрессивной фазе. С учетом ослабевающего тектонического прогибания и стабильного уровня моря, пакеты парасеквенций (преимущественно тонкодисперсного состава, особенно на погружении - конденсированные отложения) переходят к агградации. Состояние переходит к траку высокого стояния. Тектоническое прогибание наименьшим образом затрагивает Адлерскую депрессию.

7. Конец раннего миоцена (рис. 3ж). Тектоническая инверсия происходит повсеместно на Валу Шатского и Туапсинском прогибе. Это вызывает уменьшение пространства аккомодации. Снижение уровня моря на границе аквитана и бурдигала приводит к накоплению комплексов окраинно-шельфового тракта, сменяясь далее трансгрессивными отложениями. Адлерская депрессия, по-видимому, испытывала поднятие, сопровождавшееся размывом верхнемайкопских отложений, что запечатлено на сейсмических разрезах.

8. Начало среднего миоцена (рис. 3з). Заметно увеличенная карбонатность пород тархана говорит об уменьшении глубин. Далее происходит осушение большей части Туапсинского прогиба с врезанием речных систем чокрака в майкоп. Эрозия каналами происходила до эоценовых отложений. Майкоп Адлерской депрессии оставался сушей вплоть до понтического времени. Выровненный профиль эрозии депрессии может служить косвенным признаком для утверждения именно речной природы чокракских врезов.

Значительное углубление и деформации сжатия майкопского бассейна (со значительным выжиманием пластичных толщ, диапиризмом, линейной складчатостью) со смещением по серии продольных разломов субкавказского простирания происходило в послемиоценовое время. Наиболее интенсивные деформации и формирование современной структуры кровли майкопских отложений Туапсинского прогиба приходилось на плиоцен-плейстоценовое время (Роданская и Валахская фазы Альпийской складчатости).

Выводы: Прогнутая часть характеризуется развитием отложений разных системных трактов ввиду отсутствия продолжительных эрозионных периодов. Прогнозируется привязка определенных комплексов к конкретным стратиграфическим диапазонам. Так парасеквенции нижнего системного тракта прогнозируются для позднего олигоцена.

Конденсированные разрезы, характерные для тракта высокого стояния моря, трансгрессивный системный тракт, а также окраинно-шельфовый тракт характерны для раннего миоцена. Адлерская депрессия – это дельтовые и авандельтовые образования трансгрессивного системного тракта и тракта высокого стояния моря.

Третье защищаемое положение.

Обоснован новый подход пофазной эмиграции, установленный на основе учета изменения плотностей потока эмиграции углеводородов различного фазового состояния на определенных стадиях процесса генерации и экстракции из участвующих в нем нефте-газоматеринских свит. Определение изменения площади ловушек, привязанное к палинспастическим построениям, позволяет уточнить коэффициенты сохранности и аккумуляции углеводородов по каждой отдельной ловушке и оценить заполненность каждого локального поднятия Туапсинского прогиба. Таким образом, выполнен прогноз фазового состояния углеводородов и дана оценка ресурсов.

Комплекс сложных расчетных процедур позволяет восстановить историю осадконакопления и генерации углеводородов, а также последующих движений нефти и газа на пути к ловушке. Таким образом, результаты бассейнового моделирования можно условно разделить на прогноз современных и древних (с момента накопления самого древнего осадочного слоя) физических параметров среды и моделирование углеводородных систем. Традиционные объемно-статистические методики оценки ресурсов не всегда, а если быть точным, то в очень редких случаях, включают в расчеты перечисленные риски. Не учтенной остается часто существующая проблема несоответствия главной фазы эмиграции углеводородов и образования к этому моменту ловушек. Системный подход бассейнового моделирования и использованная автором методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в ловушках, учитывает риски и неопределенности эффективности углеводородных систем, работающих в направлении отдельно взятой структуры.

Кратко осветим результаты проведенного бассейнового моделирования, структурированные по этапам, согласно происходящим в бассейне геологическим процессам.

Анализ уплотнения и давления. По результатам проведенного моделирования прогнозируется развитие аномально высоких пластовых давлений. В зонах Агойская, Адлерская, Абрау аномально высокое пластовое давление отсутствует. Коэффициенты аномальности Ка = Pпл/Pгидр в среднем составляют 1,3. Наибольшие значения определены в зонах с наиболее мощными глинистыми интервалами (Туапсинской, Новомихайловской и Лазаревской) со значениями до 1,5-1,7. Пластовое же давление на глубине 8000 м для скв.

Novomich-1 достигает 135 МПа.

Процесс разуплотнения бассейна представляет собой восстановление пористости пластов от начала его образования по настоящий момент. Общим выводом может служить небольшой разброс значений пористости (18-22%) в зависимости от глубин нахождения коллекторов, истории погружения, характера переслаивания разреза.

Пример: для песчаной пачки «1p-mkp1» погружение за последние 16 млн. лет с глубины 4000 м до 8000 м охарактеризовано изменением пористости на 0,7% (с 20 до 19,3%). Ясно, что особенности выделяются в хронологически наиболее приподнятых относительно других зонах: Адлерской и Абрау. Здесь пористость увеличивается до 30 процентов на глубинах до 1500 м. Примечательно, что по результатам процедуры разуплотнения мощность майкопской серии для скв. Novomich-1 по состоянию на конец раннего миоцена составляла ок. 4000, тогда как на настоящий момент 3420 м (14,5%).

Анализ теплового потока и термической эволюции. Установлено, что самыми прогретыми зонами являются Геленджикская и Новомихайловская. Максимальные современные температуры для подошвы нижнемайкопской толщи составляют для Новомихайловской зоны 200-210 °С для глубин более 8000 м. Самыми непрогретыми зонами оказываются Адлерская депрессия со значениями на глубине около 1500 м – 60 °С, и зона Абрау (65 °С на глубинах около 2000 м). Средние значения по зонам 100-140 °С с тенденцией увеличения в наиболее погруженных зонах.

Анализ нефте-газоматеринских пород и состава генерируемого флюида.

Согласно моделированию, органическое вещество пород кровли палеоцен-эоценовой толщи разрезов псевдоскважин Gelendzh-1 и Novomich-1 на максимальных глубинах 6800 и 8150 м, соответственно, достигло степени зрелости Rо = 2,12 и 3,0% при современных температурах Т = 195 и 230 °С, соответственно. По характеристикам степени созревания органическое вещество этих осадков в скв. Gelendzh-1 и Novomich-1 в настоящее время относится к газогенерирующему, пройдя «окно генерации нефти» еще в олигоцене.

В пределы окна генерации жирного газа (1,30% Rо 2,00%) попадают породы той же майкопской толщи из глубинного интервала 6000-8000 м в в скв. Gelendzh-1 и Novomich-1. Самые низы майкопа Новомихайловской зоны относятся по степени отражательной способности витринита к генерирующим сухой газ (2,0% Rо 4,0%).

Скважина Adler-1, заложенная в сухопутном фрагменте Адлерской депрессии и скв. Abrauхарактеризуются полностью незрелым майкопом. В остальных зонах низы майкопа преимущественно попадают в «окно генерации основной нефти» (RO = 0,7-1,0%) (скв.

Tuapse-1,2,3; Sochi-1,2,3; Novoross-1; Agoj-1), средний майкоп в «окно генерации ранней нефти» (RO = 0,55-0,7%). Низы майкопа скважин Uzhnaja-1,2; Barier-1 находятся в «окне генерации ранней нефти» (RO = 0,55-0,7%). Верхний майкоп в основном является незрелым со значениями Rо 0,5%, только в скв. Novomich-1, Gelendzh-1 и Lazar-1 находясь в «окне генерации ранней нефти».

Таким образом, уже начиная с анализа нефте-газоматеринских свойств разреза, в структуре выходных параметров отчетливо становится видна зональность более крупного порядка. Выделяется зона наибольшей прогретости и преобразованности органического вещества, которая объединяет Новомихайловскую, Лазаревскую и Геленджикскую литолого-фациальные зоны в Туапсинском прогибе. Оконтуривается «центральная» группа максимально прогнутой части. Южная, Адлерская, Абрау и Барьерная зоны, расположенные по периферии прогиба, являются группой с наихудшими показателями вышеназванных параметров («пришельфовая» группа). Остальные зоны со скважинами, группируются по признаку меньшей относительно первой группы прогретости и преобразованности органического вещества.

Учитывая степень преобразованности органического вещества нижне- и среднемайкопских отложений, можно говорить, что на современном этапе в центральных частях бассейна они находятся в главной зоне нефтеобразования. В наиболее погруженных Геленджикской и Новомихайловской зонах Туапсинского прогиба нижний майкоп находится на «стадии поздней нефти». В прибортовых зонах нижне-среднемайкопские отложения находятся на стадии «ранней нефти».

Анализ генерации. Высоким генерационным потенциалом обладают нижнемайкопские, верхнеэоценовые и среднемайкопские материнские отложения. Началом генерации в Центральной группе определена временная отметка Тген = 26,6 млн. лет.

Активная фаза начинается со скорости генерации Vген = 4,3 мгУВ/гСорг*млн.лет, возрастая за 1,7 млн.лет до Vген = 96,6 мгУВ/гСорг*млн.лет, и заканчивается на временной отметке 23.0 млн.лет (Vген = 35,7 мгУВ/гСорг*млн.лет; Qген -накопленный объем = 3,95Мт). Далее следует остаточная фаза до рубежа 16,1 млн. лет до нулевых отметок скорости, Qген достигает значений 4,65Мт. Породы скважины Adler-1 (пришельфовая группа), практически не генерировали углеводородов из-за низкой преобразованности органического вещества на ранних стадиях катагенеза. Для скважины Tuapse-2 (переходная группа), в целом характеризующей общие тенденции генерации для остальных зон, основная генерация в майкопе начинается с плиоцена (5,2 млн. лет по настоящее время, Qген = 4,8 Мт/км2).

Анализ миграции. Основная роль в реализации путей миграции углеводородов отводится первичной миграции, благодаря которой углеводороды проходят минимальные расстояния через поверхность контакта материнских пород и резервуаров в пределах замкнутой структурной формы. Следует подчеркнуть, что разрез майкопской серии исследуемой территории характеризуется частым переслаиванием пластов глин, генерирующих углеводороды, и вмещающих продукты генерации песчаных пачек.

Исключительным потенциалом эмиграции майкопской серии в пределах бассейна обладают зоны «центральной» группы. Выделяется Геленджикская зона (наиболее погруженная). Объемы эмиграции за первую интенсивную фазу составили Qэм = 16.3 млн.т/км2 нижнемайкопской нефти. «Переходная» группа характеризуется средними показателями эмиграции. На примере Туапсинской зоны, характерна ситуация скважины Tuapse-2. Весь миоцен (23…5 млн. лет) в нижнемайкопской толще идет первая слабая фаза эмиграции, со средними скоростями Vср = 0,06 млн.т/км2*млн.л. Накопленный объем эмигрировавшей нефти составляет Qэм = 1,1 млн.т/км2. С начала плиоцена и до плейстоцена скорости линейно возрастают до Vср = 0,63 млн.т/км2*млн.л. Общий накопленный объем эмигрировавшей нефти составляет Qэм = 4,3 млн.т/км2. Анализ результатов моделирования эмиграции в различных зонах Туапсинского прогиба, пример которого показан на рис. 4, позволяет сделать следующие выводы.

Рисунок 4. Изменение скорости (потока) эмиграции нефти во времени и в глубинах (скв.

Lazar-1)

1. Палеоклиматические сдвиги на дневной поверхности, сопровождающиеся во многих зонах размывом верхов майкопской толщи, обусловили спад генерации и эмиграции углеводородов из нефте-газоматеринской толщи в средне- и поздне-миоценовое время. Тем не менее, в плиоцен-четвертичное время, режим интенсивного тектонического прогибания вновь вызывает рост этих процессов. Это проявляется в зонах «пришельфовой» группы, где не было генерации в майкопскую фазу (скв. Uzhnaja-1, BarierПервая фаза интенсивной генерации углеводородов (нефти) наблюдается в целом по зонам во временном интервале 26…16 млн. лет, вторая фаза нефтеобразования – 5…0 млн. лет.

3. Эмиграционные процессы практически не запаздывают по отношению к генерации, причина – высокий уровень генерации данного рассеянного органического вещества и достаточно интенсивное погружение нефте-газоматеринской толщи на интервале 16…33 млн. лет, чем и определяется высокий выход углеводородов.

Объемная оценка ресурсов. Среди остальных полученных результатов оценки ресурсов, выделяется приуроченность более 40% всей массы аккумулированных углеводородов к 3 ловушкам. Это вызвано их существованием в основную фазу эмиграции углеводородов из нижнемайкопских (23-16 млн.л.) и верхнеэоеценовых нефтегазоматеринских отложений (27-16 млн.л.), а также размерами и наличием породколлекторов. Распределение объемов аккумулированных в ловушках углеводородов по фазам следующее:28.4…23 - 129.5 млн. т; 23…16.1 - 1235, 17 млн. т; 16.1…5.2 - 185,71 млн.

т; 5.2…0 - 476,974 млн. т условного топлива.

Общий объем прогнозных ресурсов, согласно результатам объемной оценки ресурсов, представленной в таблице 1, составил 2027354 тыс. т условного топлива. Причем основная часть (около 75%) принадлежит двум зонам Новомихайловской и Геленджикской.

На Лазаревскую зону приходится около 16% от общей массы.

В распределении объемов накопленных ресурсов углеводородов по фазам миграции наблюдается следующее. Основная масса аккумулированных углеводородов (61%) приходится на фазу эмиграции 23…16.1. Также довольно большим удельным весом (23%) в структуре ресурсов занимает масса аккумулированных углеводородов в последнюю фазу 5.2…0. Это большинство ловушек Новомихайловской и Лазаревской зоны. В среднем их ресурсы составляют 30-40 млн.т.

Как альтернативный подход, использовался геосинергетический метод оценки и моделирования осадочно-породных бассейнов (Резников, 2007). Сопоставляя результаты, мы наблюдаем в них как схождения, так и расхождения. Общими выводами прогноза PTкондиций по отношению к данным бассейнового моделирования, проведенного в среде Petromod, являются некоторая завышенность прогнозных температур (6-10%), и заниженное давление (5-15%). Используя бифуркационную фазовую диаграмму, как и в случае анализа состава генерируемого флюида в среде Petromod, порядка 90% флюида

–  –  –

можно говорить о 90% вероятности, а при Qгн = 2424.2 млн.т условного топлива – о 10% вероятности. Очевидно, что объемы оцененных ресурсов двумя различными методами одного порядка. Это говорит о сходимости результатов и повышает достоверность прогнозируемых объемов углеводородов.

В целях верификации и сравнения приведем оценку ресурсов других авторов по Туапсинскому прогибу.

Оценка ООО «НПЭ» (Самойленко Ю.Н., 2005) - 2880,1 млн. т (Кизвл = 0.4, Объемно-статистический метод); Резников А.Н., 1999 – 900 млн. т (Геосинергетический метод); ГНЦ ФГУГП Южморгеология (Л.Б. Мейснер, 2002) - 760 млн. т при (Как = 1%, Объемно-генетический метод); Долинский И.Г., 2007 – 300 млн.т (Кизвл = 0.3, Метод удельных плотностей); Мейснер А.Л., 2010 – 984 млн.т условного топлива (Объемногенетический метод).

Видим, что результаты, представленные в настоящей работе, несколько отличаются от остальных. Каждая такая оценка сильно зависит на данном этапе геологоразведочных работ от входных «граничных условий», которые в каждом случае авторской оценки являются гипотетичными и не верифицированы по факту глубинными скважинными данными. Стоит отметить, что применяя подход пофазной эмиграции, привязанной к палинспастическим построениям, автором уточнены коэффициенты эмиграции и аккумуляции по каждой отдельной ловушке. Обоснованно утверждать, что подход к оценке запасов является более детальным, чем используемая повсеместно объемно-генетическая методика. Тем не менее, подход достаточно прост и не требует сложного математического аппарата для вычисления фильтрационных моделей 3Д-моделирования и соответствующих затрат на приобретение комплекса, а также обучения персонала. Подход позволяет осуществлять экспресс оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но и дифференцированно подойти к сравнительной оценке перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Категория оцененных ресурсов ловушек по классификации от 2001г. – Д1л (прогнозные локализованные ресурсы), по новой классификации соответствует категории D2, перспективные ресурсы.

Выводы и практические рекомендации Непосредственно в целях решения задачи по увеличению ресурсной базы Российской Федерации по результатам диссертационной работы определены первоначальные объекты для постановки поискового и параметрического бурения. Эти объекты обладают наибольшими объемами прогнозных ресурсов, а также наименьшими рисками в плане генерационных, миграционных, структурных, временных проблем, а также условий сохранности залежей. Рекомендуемыми ловушками для дальнейшего проведения геологоразведочных работ и постановки детализационных работ, а также бурения параметрических и поисковых скважин являются следующие структуры. Ловушки 19 и 20 обладают наилучшими характеристиками основных четырех показателей углеводородной системы: количество аккумулированных углеводородов, качество и мощность покрышек, качество и мощность коллекторов, временное соответствие. Отметим, что при подсчете ресурсов не учитывались ресурсы возможных литологически ограниченных ловушек южного борта Туапсинского прогиба в зоне развития коллекторов, а также тектонически ограниченные ловушки северного борта в сложно построенной и разбитой разно-ориентированной системой разломов зоне сочленения с Северо-Западным Кавказом.

Таким образом, на примере Туапсинского прогиба разработана методика экспрессоценки перспектив нефтегазоносности отдельных структур в пределах изучаемого бассейна, позволившая произвести оценку ресурсов каждого отдельно взятого поднятия.

Методика не требует от пользователя, в лице научно-исследовательских и производственных организаций, финансовых вложений на приобретение дорогостоящих программных продуктов по бассейновому моделированию. Позволяет на региональной и поисковой стадии планировать дальнейшие исследования с выбором оптимальных объектов для постановки детализационных геологоразведочных работ.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи в рецензируемых научных изданиях по списку ВАК:

1. Сравнение результатов оценки ресурсов объемным и геосинергетическим методами в пределах Нелымской площади Тюменской области// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009. № 7. С. 10-15 (соавтор Резников А.Н.).

2. Особенности геологического строения, закономерности распространения, прогноз термобарических условий и фазового состояния углеводородов кайнозойских отложений Туапсинского прогиба// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2010. № 6. С. 15-27 (соавтор Резников А.Н.).

Публикации в научных сборниках и трудах конференций:

3. Модель формирования майкопских отложений Туапсинского прогиба в связи с прогнозом их коллекторских свойств// Осадочные формации юга России и связанные с ними полезные ископаемые. Материалы всероссийской научной конференции (г. Ростовна-Дону, 14-18 марта 2011г.), проведенной при финансовой поддержке РФФИ, проект № 11-05-06-008. Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ, 2011. С. 43-49 (соавтор Хардиков А.Э.).

4. Палеореконструкции, термобарические условия и прогноз фазового состояния кайнозойских отложений Туапсинского прогиба// Тезисы докладов XVIII международной школы морской геологии. Т. 6. (г. Москва, 16-20 ноября 2009 г.) С. 5-9 (соавтор Резников А.Н.).

5. Литолого-фациальные особенности и условия образования пород майкопской серии Сочи-Адлерской депрессии Туапсинского прогиба// Тезисы Восьмой конференции «Молодежь XXI века – будущее российской науки». г. Ростов-на-Дону ЮФУ 17-20 мая 2010 г. (соавтор Хардиков А.Э.).

6. Палеореконструкции, термобарические условия и прогноз фазового состояния кайнозойских отложений Туапсинского прогиба// Тезисы научной конференции «Губкинские чтения - 2009». г. Москва, 22-24 ноября 2009 г. (соавтор Резников А.Н.).

7. Особенности геологического строения, закономерности распространения и прогноз геотермических условий кайнозойских отложений Туапсинского прогиба// Материалы международной научной конференции «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2009» (г. Геленджик, 20-25 мая 2009 г.). С. 108-123 (соавтор Резников А.Н.).

8. Литолого-фациальные особенности и условия образования пород майкопской серии Сочи-Адлерской депрессии// Материалы международной научной конференции «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2010» (г. Геленджик, 5-12 июня 2010 г.). С. 301-306 (соавтор Хардиков А.Э.).

9. Литолого-фациальные особенности пород майкопской серии Туапсинского прогиба// Тезисы 12-ой международной научно-практической конференции «Геомодель – 2010». Россия, г. Геленджик, 13-17 сентября 2010 г. (соавтор Хардиков А.Э.).

10. Оценка углеводородного потенциала Туапсинского прогиба на основе применения бассейнового моделирования и геосинергетического анализа. // Материалы 13ой международной научно-практической конференции «Геомодель – 2011». Россия, г.

Геленджик, 12-15 сентября 2011 г.

11. Модель седиментации юго-восточной части Туапсинского прогиба. //Материалы 6-ого Всероссийского литологического совещания «Концептуальные проблемы литологических исследований в России». Россия, г. Казань, 26-30 сентября 2011г. С. 74-77.



Похожие работы:

«Фомичев Евгений Владимирович ТРУДОВАЯ МОТИВАЦИЯ ГОСУДАРСТВЕННЫХ СЛУЖАЩИХ В УСЛОВИЯХ РЕФОРМИРОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ГОСУДАРСТВЕННОЙ СЛУЖБЫ 22.00.08 – социология управления Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата социологических наук Ростов-на-Дону – 2011 Работа выполнена в ФГАО ВПО...»

«УДК 622.276.654.001.57 622.276.5.001.5 АФАНАСКИН ИВАН ВЛАДИМИРОВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДА НАПРАВЛЕННОЙ ЗАКАЧКИ ВОЗДУХА В НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ НА О...»

«НОВИКОВА Татьяна Витальевна ТРАДИЦИИ И НОВАТОРСТВО В МУЗЫКЕ РУБЕЖА XX–XXI ВЕКОВ (на примере фортепианных произведений отечественных композиторов) Специальность 17.00.02 — Музыкальное искусство Автореф...»

«Пашарина Екатерина Сергеевна ПРИНЦИП СОМНЕНИЯ В ФИЛОСОФСКОМ ПОЗНАНИИ Специальность 09.00.01 – онтология и теория познания АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата философских наук Волгоград – 2013 Работа выполнена в Федеральном государственном автономном образовательном учреждении высшего профессионального о...»

«АЛЕКСЕЕВ Андрей Германович ОПТИМИЗАЦИЯ КОМПЛЕКСА ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ В СЕВЕРНОМ КАСПИИ Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка горючих ископаемых АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук Ростов-на-Дону Работа выполнена в Государственном образовательном учрежде...»

«ПОХИЛЬКО АЛЕКСАНДР АЛЕКСАНДРОВИЧ ЭКСТРЕМИСТСКИЕ ОРГАНИЗАЦИИ В СИСТЕМЕ РЕГИОНАЛЬНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ БЛИЖНЕГО ВОСТОКА Специальность 23.00.04 – Политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата политических наук Пятигорск 2015 Работа вы...»

«Подберезкина Ольга Алексеевна Эволюция значения международных транспортных коридоров в мировой политике на примере России Специальность: 23.00.04– политические проблемы международных отношений, глобального и регионального развития АВ...»

«САМДАНОВ Дмитрий Александрович ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИЕ И МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ КОРЕННОЙ АЛМАЗОНОСНОСТИ МУНО-МАРХИНСКОГО МЕЖДУРЕЧЬЯ (ЯКУТИЯ) 25.00.11 – геология, поиски и разведка твердых полезных ископаемых, минерагения АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минера...»

«Посохина Марина Владимировна Творчество Алексея Алексеевича Харламова и салонное искусство Специальность 17.00.04 "Изобразительное и декоративно-прикладное искусство и архитектура" Автореферат диссертации на соискание ученой...»








 
2017 www.ne.knigi-x.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные матриалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.