CC BY
44
ISSN 0321-3005 ИЗВЕСТИЯ ВУЗОВ. СЕВЕРО-КАВКАЗСКИИ РЕГИОН._ЕСТЕСТВЕННЫЕ НАУКИ. 2018. № 2
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION. NATURAL SCIENCE. 2018. No. 2
УДК 553.98(262.81) DOI 10.23683/0321-3005-2018-2-90-94
РАЗВИТИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О ВОЗОБНОВЛЯЕМОСТИ УГЛЕВОДОРОДОВ В РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖАХ И ПУТИ РАЦИОНАЛЬНОЙ ДОБЫЧИ
НЕФТИ И ГАЗА
© 2018 г. Э.С. Сианисян1, А.В. Бочкарев2, В.А. Бочкарев3, С.Э. Сианисян3
1Южный федеральный университет, Ростов-на-Дону, Россия, 2Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, Россия, 3LUKOIL International Upstream West Inc., Хьюстон, США
THE DEVELOPMENT OF IDEAS ABOUT THE SUSTAINABILITY OF HYDROCARBONS IN EXISTING RESERVOIRS, AND THE SUSTAINABLE PRODUCTION OF OIL AND GAS
E.S. Sianisyan1, A.V. Bochkarev2, V.A. Bochkarev3, S.E. Sianisyan3
1Southern Federal University, Rostov-on-Don, Russia, 2Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Moscow, Russia, 3LUKOIL International Upstream West Inc., Houston, USA
Сианисян Эдуард Саркисович - доктор геолого-минералогических наук, профессор, кафедра геологии нефти и газа, Институт наук о Земле, Южный федеральный университет, ул. Зорге, 40, г. Ростов-на-Дону, 344090, Россия, email: edward@sfedu.ru
Бочкарев Анатолий Владимирович - доктор геолого-минералогических наук, профессор, кафедра общей и нефтегазопромысловой геологии, Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, ул. Нагорная, 5, г. Лосино-Петровский, 141150, Россия, e-mail: anatolybochkarev@gmail. com
Бочкарев Виталий Анатольевич - кандидат геолого-минералогических наук, заместитель директора по геологоразведке, LUKOIL International Upstream West Inc., 3 Гринвэй Плаза, г. Хьюстон, штат Техас, 77046, США, e-mail: Vi-taliy.Bochkarev@lukoil-international.com
Сианисян Сергей Эдуардович - кандидат геолого-минералогических наук, заместитель менеджера по геологии, LU-KOIL International Upstream West Inc., Гринвэй Плаза, 3, г. Хьюстон, штат Техас, 77046, США, e-mail: Sergey.Sianis-yan@lukoil-international. com
Eduard S. Sianisyan - Doctor of Geology and Mineralogy, Professor, Department of Oil and Gas Geology, Institute of Earth Sciences, Southern Federal University, Zorge St., 40, Rostov-on-Don, 344090, Russia, e-mail: edward@sfedu.ru
Anatoly V. Bochkarev - Doctor of Geology and Mineralogy, Professor, Department of General and Oil and Gas Geology, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Nagornaya St., 5, Losino-Petrovskii, 141150, Russia, e-mail: anatolybochka-rev@gmail.com
Vitaly A. Bochkarev - Candidate of Geology and Mineralogy, Deputy Head of the Geological Prospecting, LUKOIL International Upstream West Inc., 3 Greenway Plaza, Houston, Texas, 77046, USA, e-mail: Vitaliy.Bochkarev@lukoil-interna-tional.com
Sergey E. Sianisyan - Candidate of Geology and Mineralogy, Deputy Managerfor Geology, LUKOIL International Upstream West Inc., Greenway Plaza, 3, Houston, Texas, 77046, USA, email: Sergey. Sianisyan@lukoil-international. com
Представлен обзор исследований российских ученых в области изучения естественного обновления запасов углеводородов в пределах Терско-Каспийского краевого прогиба и зоне сочленения между юго-восточным склоном Воронежской антеклизы и западного края Прикаспийской синеклизы. В основу приведенных исследований положена концепция двухэтапного формирования месторождений углеводородов, основанная на органической теории происхождения нефти. Характерными показателями концепции являются погружение потенциально исходных пород на глубину газового окна, наличие зон накопления, а также современных миграционных каналов. Убедительным доказательством многоэтапного формирования залежей нефти и газа в Прикаспийской впадине и Терско-Каспийском прогибе явились выполненные нами исследования флюидных включений. Расчеты и доказательства, экспериментальные исследования позволили на основе созданной модели разломно-блокового строения и двухэтапного формирования залежей УВ обосновать перспективы нефтегазоносности и целесообразность ведения геолого-разведочных работ в пределах этих областей. Предложены пути рациональной добычи нефти и газа на месторождении Северные Бузачи со значительным увеличением коэффициента извлекаемой нефти.
Ключевые слова: Тенгиз, Северные Бузачи, Бузачинский свод, блоковое строение, генезис УВ, палеозойские отложения, юрский продуктивный пласт, нефтяные залежи в рифовых постройках.
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION. NATURAL SCIENCE. 2018. No. 2
The article presents the review of Russian scientists researches in the study of natural renewal of hydrocarbon reserves in the Terek-Caspian foredeep sag and the zone ofjoint between southeastern slope of the Voronezh anticlise and west edge of the Pricaspiysk syneclise. The conception of two-step formation of hydrocarbon deposits relied on organic theory of oil origin is in the base of introduced investigations. The main points of the concept are potentially dip source rocks in the deep gas window, the presence of current migration channels and the presence of areas of accumulation. Studies offluid inclusions, performed by us, were a convincing proof of the multistage formation of oil and gas deposits in the Caspian basin and the Ter еk-Caspian deflection. Calculations, proofs, experimental researches have allowed to prove prospects of oil and gas potential and expediency of conducting geological prospecting works within these areas on the basis of the created model of a fault-block structure and two-stage formation of deposits of hydrocarbons. The ways of rational oil and gas production at the Severnye Buzachi field with a significant increase in the coefficient of extracted oil are proposed.
Keywords: Tengiz, Severnye Buzachi, Buzachin vault, block structure, genesis of hydrocarbons, Paleozoic deposits, Jurassic productive lauer, oil deposits in reef buildings.
Ранее на основе анализа геологических, геохимических, гидродинамических процессов нами совместно с С.Б. Остроуховым была предложена и разработана модель двухэтапного формирования залежей нефти и газа [1—4]. В классическом варианте схема двухэтапного формирования залежей углеводородов (УВ) на примере платформенного и бортового склонов Прикаспийской впадины выглядит следующим образом. На первом этапе депрессион-ная и платформенная части впадины в девонское и каменноугольное время испытывали устойчивое погружение, обеспечивая компенсированное осадко-накоплением погружение бортовой части. К началу верхнекаменноугольного периода нефтегазомате-ринские отложения девона и нижней части раннего карбона находились в погруженных частях западного борта Прикаспийской впадины, в условиях главной зоны нефтеобразования (интервал глубин 1800—3000 м, градации катагенеза МКЧ-МК22). Нефтегазовые залежи формировались как в зоне генерации, так и на путях миграции УВ.
На втором этапе материнские породы оказались в условиях главной зоны газообразования (интервал глубин 3000-4300 м, градации катагенеза МК31-МК51) и зоны метанообразования (интервал глубин 4300-5300 м и до фундамента, градации МК51-АК32 и более), в которых идут активные процессы генерации и эмиграции углеводородных газов.
В результате влияния газового потока в разрезе бортовой части впадины и ее платформенного продолжения сформировались на данном этапе развития нефтегазоносного бассейна три основные зоны: газовая, переходная от газовой к нефтяной и нефтяная. На путях миграции газоконденсатных растворов происходят процессы перераспределения ранее сформировавшихся залежей.
Новая газоконденсатная история подобных залежей связана с постоянно возобновляемыми запасами УВ зоны генерации, где уже имеются избыточные ресурсы углеводородных газов (УВГ) в условиях аномально высоких пластовых давлений
(АВПД). В связи с этим подток УВГ сопровождается ростом пластового давления в залежи, что подтверждается замерами пластовых давлений на ряде залежей.
Убедительным доказательством многоэтапного формирования залежей нефти и газа в пределах платформенного и бортового склонов Прикаспийской впадины явились выполненные нами исследования флюидных включений. Полученные декрип-тограммы свидетельствуют о том, что максимальные палеотемпературы Малышевско-Петровской структурной зоны достигали в породах бобриков-ского горизонта 98—125 °С, а палеогеотермический градиент составлял 28—31 °С /км.
Особое место занимают результаты исследования включений жильных образований, содержащих захваченные микропорции раствора, что помогает восстановить истинную картину процессов миграции. Обнаружение углеводородов во включениях — прямое свидетельство вертикальной или субвертикальной миграции водно-углеводородного раствора. Гомогенизация и вакуумная декриптация га-зово-жидких включений свидетельствуют о том, что температура их консервации составляла 160—180 °С, что позволяет рассчитать глубины, с которых происходила миграция флюидов, — 5 км и более.
Таким образом, вакуумно-декриптометрические исследования образцов палеозойских пород отдельных площадей подтверждают предложенную ранее концепцию о существовании нескольких стадий формирования залежей углеводородов в пределах платформенного и бортового склонов Прикаспийской впадины.
Приведенные выше расчеты и доказательства, экспериментальные исследования позволили на основе созданной модели разломно-блокового строения и двухэтапного формирования залежей УВ обосновать перспективы нефтегазоносности и целесообразность ведения геолого-разведочных работ (ГРР) в пределах западного борта Прикаспийской впадины.
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
NATURAL SCIENCE.
2018. No. 2
Аналогичные выводы, но с несколько иными и, возможно, более убедительными основаниями можно сделать при анализе геологических особенностей, условий миграции флюидов и разработки залежей месторождений Терско-Каспийского прогиба (ТКП). Результаты широкого комплекса исследований, проведенных авторами в течение нескольких десятилетий, свидетельствуют о том, что определяющая роль в формировании и размещении залежей УВ в осадочном чехле, в том числе для условий ТКП, принадлежит вертикально-ступенчатой стадийной миграции флюидов [5].
Нами проведен анализ разработки 15 месторождений и залежей нефти мезозойских отложений, расположенных в пределах Чеченской Республики, за последние четверть века. Это уникальные данные, по времени захватывающие период военных действий, нестабильной, нерегулируемой добычи, временной консервации скважин. Во всех из них к началу военных действий происходило снижение пластового давления, уменьшение уровня добычи нефти. В военный период добыча на большинстве залежей не велась, однако при восстановлении работы добывающих скважин эпизодически как давление, так и темп добычи резко возрастали, о чем мы подробно сообщали ранее [5]. Как и при исследовании палеозойских пород платформенного и бортового склонов Прикаспийской впадины, прямыми доказательствами происходивших процессов вертикальной миграции являются флюидные включения, убедительно свидетельствующие о перетоках УВ из нижезалегающих пластов. При этом термобарогеохимическими исследованиями установлено, что мигрирующие растворы достигали температур 240 °С и выше.
О возобновляемости ресурсов УВ в мезозойско-кайнозойских отложениях ТКП свидетельствуют и анализ разработки залежей нефти в периоды до и после войн Отечественной и чеченской, и выводы, сделанные В.П. Гавриловым.
Исследование в этом направлении мы продолжили при изучении крупного по запасам газонефтяного месторождения Северные Бузачи (геологические запасы более 200 млн т нефти, извлекаемые — 50.. .80 млн т), на котором к настоящему времени пробурено более 1200 скважин. Продуктивный разрез отложений представлен юрскими (байосский, батский ярусы) и меловыми (неокомский надъярус, аптский и альбский ярусы) породами. Структура Северные Бу-зачи находится в непосредственной близости к зоне сочленения двух платформ (Восточно-Европейская и Скифско-Туранская) и двух нефтегазоносных провинций (Прикаспийская и Северо-Кавказско-
Мангышлакская), расположена в центральной части Бузачинского свода и приурочена к узкой, линейной брахиантиклинальной складке субширотного простирания, осложненной многочисленными разрывными нарушениями субширотной и субмеридиональной ориентировки (рис. 1).
Тектонические нарушения субширотного и субмеридионального простирания, выделенные по результатам интерпретации сейсморазведочных работ, делят структуру на 14 укрупненных блоков (рис. 1).
Рис. 1. Схема расположения блоков по результатам интерпретации сейсмики 3D / Fig. 1. The arrangement of blocks according to the results of 3D seismic interpretation
Следует отметить, что в акватории Северного Каспия и на прилегающей суше выявлена обособленная группа надсолевых нефтяных и нефтегазовых месторождений, продуктивность которых связана с юрско-меловыми отложениями [4]. Считается, что разные по запасам месторождения в мезозойских отложениях Северного Каспия сформировались за счет УВ, полностью или частично разрушенных нефтяных залежей в подсолевых каменноугольных рифогенных постройках Приморского свода. Нефтегазовый потенциал самих юрско-мело-вых пород (S1 =0,02-005 и S2=0,2-0,4 мг УВ/г) и степень их преобразованности (протокатагенез) на рассмотренной территории относятся к крайне бедным [6].
В рассматриваемом регионе не все ловушки заполнены УВ, что, с одной стороны, исключает формирование залежей in situ или в ближайшем окружении одновозрастных пород, а с другой - указывает на избирательность путей миграции. Собственные депрессии в рассматриваемом районе малопогру-жены по мезозойско-кайнозойским отложениям, а история прогибания отложений в них, согласно графикам погружения и реконструкции условий образования и накопления залежей УВ Северо-Каспийской зоны поднятий, указывает на то, что юрско-ме-ловые отложения не погружались здесь глубже 1500 м. При этом подошва юрских отложений в самой погруженной части не достигала главной зоны нефте-образования примерно 600 м [6].
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
NATURAL SCIENCE.
2018. No. 2
Палеозойские нефти Северного Каспия как источник УВ для юрско-меловых пород продуцировались из ОВ, отложившегося в условиях значительного дефицита кислорода и значительного сероводородного заражения, т.е. в типично морских условиях с богатой морской флорой и фауной, и были связаны с карбонатными фациями. Нефти палеозойского возраста генерированы ОВ, степень преобразованности которого соответствовала Ro=0,95...1,03 (градации катагенеза МК11..МК21, соответствующие главной зоне и фазе нефтеобра-зования). Мигрировала же эта нефть в породы, в которых степень преобразованности ОВ не превышает до сих пор градаций стадии протокатагенеза: в экстрактах ОВ (глубины 500.1500 м) соответственно Ro=0,37...0,53. Из изложенного следует, что палеозойские нефти образовались в одних условиях (застойный режим с дефицитом кислорода), а находятся в юрских ловушках, в которых материнское вещество формировалось в других условиях (континентальный режим с наземной растительностью и торфяниками). Таким образом, месторождения в юрско-меловых отложениях Северного Каспия сформировались за счет мультиси-стем, прорвавшихся сквозь соленосную покрышку под огромным пластовым давлением по зонам дробления разрывных нарушений из-за разрушения уникальных по объему и запасам массивных рифогенных залежей в подсолевых каменноугольных отложениях.
Следует обратить внимание на второй этап истории развития нефтяных залежей палеозойского возраста в юрско-меловых ловушках, который связан с длительным периодом их разрушения. Попав в результате единовременной инъекции с глубины 4-6 км и разместившись в ловушках на глубинах 0,25.1,5 км, нефть, не получая дополнительного питания, стала деградировать, со временем терять привлекательные товарные свойства в основном за счет систематического снижения содержания в ее составе легких фракций. Реконструированный состав первичной нефти месторож-
дений Северного Каспия, полученный в результате компьютерного моделирования, свидетельствует о том, что плотность исходной нефти на первом этапе должна находиться в пределах 0,800.0,810 г/см3 при стандартных условиях, что отвечает плотности современной тенгизской нефти (0,8055 г/см3).
Взяв за основу рассмотренную концепцию, авторы предложили механизм повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) на месторождении Северные Бузачи. Поскольку известен источник УВ в юрско-меловых отложениях, предлагается закачка в эти пласты подвижных легких и агрессивных УВ из подсолевых палеозойских залежей в ри-фогенных постройках по схеме, представленной на рис. 2. Генетическая связь юрско-меловых нефтей с исходной подсолевой палеозойской нефтью в рифовых постройках обеспечит удовлетворительную совместимость трудноизвлекаемых нефтей юрско-меловых залежей месторождения Северные Бузачи и внедряемой легкой нефти на газоконденсатной основе (подсолевая палеозойская залежь месторождения Тенгиз).
Технологическая цепочка предусматривает доставку легкой нефти от месторождения Тенгиз по трубопроводу (расстояние 181 км по берегу) в пределы 7-го блока месторождения Северные Бузачи и закачку ее через нагнетательные скважины в нефтенасыщенные юрско-меловые пласты. Извлечение смеси растворенных в друг друге нефтей предполагается фонтанным способом с повышением КИН от 01.0,2 до 0,5. 0,6, характерного для залежей в палеозойских рифовых постройках.
Рис. 2. Схема разработки трудноизвлекаемых нефтей месторождения Северные Бузачи за счёт
внедрения в юрско-меловые пласты палеозойской нефти месторождения Тенгиз / Fig. 2. Scheme for the development of hard-to-recover oil from the Sevemye Buzachi deposit due to the introduction into the Jurassic-Cretaceous strata of the Paleozoic oil of the Tengiz field
ISSN 0321-3005 IZVESTIYA VUZOV. SEVERO-KAVKAZSKII REGION.
Литература
1. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр. М. : ВНИИОЭНГ, 2006. 324 с.
2. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Сбросы и нефтега-зоносность. М. : ВНИИОЭНГ, 2016. 428 с.
3. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б., Крашакова А.В. Изучение возможности полного извлечения трудноиз-влекаемой нефти // Вестн. Волгогр. гос. ун-та. Сер. 10: Иннов. деят. 2012. Вып. 7. С. 57-61.
4. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б., Бочкарев А.В., Крашакова А.В. Условия формирования углеводородных скоплений месторождения Укатное Северного Каспия // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 11. С. 3-7.
5. Доценко В.В., Сианисян Э.С. Показатели продолжающегося процесса формирования залежей нефти и газа на Юге России // Геология, география и глобальная энергия. 2014. № 1 (52). С. 35-49.
6. Остроухов С.Б., Бочкарев В.А. Геохимический анализ процессов формирования залежей УВ Средне-каспийского нефтегазоносного бассейна // Успехи органической геохимии. Новосибирск : ИНГ СО РАН, 2010. С. 251-255.
References
1. Bochkarev A.V., Bochkarev V.A. Katagenez i prognoz neftegazonosnosti nedr [Catagenesis and forecast
Поступила в редакцию /Received
NATURAL SCIENCE. 2018. No. 2
of oil and gas mineral resources]. Moscow: VNIIOENG, 2006, 324 p.
2. Bochkarev A.V., Bochkarev V.A. Sbrosy i nefte-gazonosnost' [Discharges and petroleum potential]. Moscow: VNIIOENG, 2016, 428 p.
3. Bochkarev V.A., Ostroukhov S.B., Krashakova A.V. Izuchenie vozmozhnosti polnogo izvlecheniya trud-noizvlekaemoi nefti [The study of the possibility of complete extraction of tight oil]. Vestn. Volgogr. gos. un-ta. Ser. 10: Innov. deyat. 2012, iss. 7, pp. 57-61.
4. Bochkarev V.A., Ostroukhov S.B, Bochkarev A.V., Krashakova A.V. Usloviya formirovaniya uglevo-dorodnykh skoplenii mestorozhdeniya Ukatnoe Severnogo Kaspiya [Conditions of formation of hydrocarbon accumulations Ukatnoe deposits of Northern Caspian sea]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2011, No. 11, pp. 3-7.
5. Dotsenko V.V., Sianisyan E.S. Pokazateli prodol-zhayushchegosya protsessa formirovaniya zalezhei nefti i gaza na Yuge Rossii [Indicators of the ongoing process of formation of oil and gas deposits in the South of Russia]. Geologiya, geografiya i global'naya energiya. 2014, No. 1 (52), pp. 35-49.
6. Ostroukhov S.B., Bochkarev V.A. [Geochemical analysis of processes of formation of hydrocarbon deposits of Medium Caspian oil-gas basin]. Uspekhi or-ganicheskoi geokhimii [Advances in organic geochemistry]. Novosibirsk: ING SO RAN, 2010, pp. 251-255.
27марта 2018 г. /March 27, 2018
