CC BY
17
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ ДЕВОНА АСТРАХАНСКОГО СВОДА
Г.П.Косачук, Ф.Р.Билалов (ВНИИгаз)
ПерспективЯ нефтегазоносно-сти девона юго-западной части Прикаспийской впадинЯ оценивались всегда вЯсоко. При определении перспективнЯх отложений главное внимание уделялось структурному фактору и коллекторским свойствам пород. На современном этапе для технико-экономических оценок этого недостаточно, необходимо указать, какие УВ — нефть или газ — будут обнаруженЯ на большой глубине, так как именно от этого показателя зависит рентабельность их освоения. Наиболее лик-виднЯми являются жидкие УВ.
ПриведеннЯе ниже фактические даннЯе о распространении нефти в недрах в зависимости от геотермических условий позволяют более обоснованно оценивать запасЯ жидких и газообразнЯх УВ на больших глубинах.
Н.Роджерс на примере даннЯх в штате Пенсильвания впервЯе указал на зависимость между метаморфизмом углей и присутствием нефти [1]. Изучение Н.Роджерсом ка-тагенетической преобразованности ОВ — витринита — показало, что не-фтянЯе залежи встречаются там, где метаморфизм не прошел стадию пламеннЯх сухих углей.
Ландесом [1] обобщенЯ даннЯе по продуктивнЯм скважинам, пробу-реннЯм в США на глубинах свЯше 4570 м, из которЯх 68 % оказались газовЯми и газоконденсатнЯми и 32 % — нефтянЯми. На основании полученнЯх результатов, а также исследований метаморфизма углей
Ландес составил схему распространения нефти и газа в зависимости от глубинЯ и температурЯ недр.
Авторами на схему Ландеса на-несенЯ результатЯ испЯтания про-дуктивнЯх скважин ряда нефтегазо-носнЯх районов б. СССР, пробурен-нЯх на глубину свЯше 4500 м. Па-леоглубинная привязка шкалЯ проведена с учетом установленнЯх в настоящее время закономерностей формирования катагенетической преобразованности ОВ в разнЯх геотектонических условиях [1] (рис. 1).
При температурах 100-120 оС в недрах встречаются залежи легкой нефти, при 125-150 оС — большей частью газоконденсатнЯе и газо-вЯе залежи, а при 150-175 оС не-фтянЯе залежи не отмеченЯ. Сопоставление геотермических градиентов различнЯх районов позволяет оценить вероятнЯе предельнЯе глубинЯ нахождения нефти и газа (табл. 1, 2). Так, температуре 180 оС при геотермических градиентах 1,5 и 3,5 оС/100 м соответствуют глубинЯ 11,3 и 4,8 км.
Рис. 1. ЗАВИСИМОСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА ПО ДАННЫМ ЛАНДЕСА (с дополнениями Г.П.Косачук)
Прикаспийская впадина Астраханский свод
Апшеронский полуостров
0
200040006000800010000 Н, м
Лейк-Вашингтон Арал-Сор Делавэр Колс-Леви
Кубань Голф-Кост
Озек- Западная Сюиль-Суат Сибирь Корт
Т, °С
100 125 150 175
200
4,0 оС/100 м
1 - нефть; 2 - газ; 3 - сухая скважина
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 52003 ■
О1Ь АМО САБ РОТЕМТ]АЬ ЛИР БиВБТАКПАТЮМ ОР EXPLORATJON TRENDS
Таблица 1
Предельные температура и глубина существования УВ-флюидов
УВ-флюиды Температура, °С Глубина км, при средних геотермических градиентах, ° С/100 м
1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5
Нефть 140 8,7 6,5 5,2 4,3 3,7 3,2 2,9
Легкая нефть 180 11,3 8,5 6,8 5,7 4,8 4,2 3,8
Конденсат метанонафтеновЯй 200 12,7 9,5 7,6 6,3 5,4 4,8 4,2
Конденсат вЯсокоароматизированнЯй 300 19,3 14,5 11,6 9,7 8,3 7,2 6,4
Таблица 2
Степень распада УВ-флюидов в зависимости от времени и температуры
Степень Температура распада, °С, за время, млн лет
распада, % 1 5 10 50 100 200 400 1000 10000
1 154 144 140 130 126 122 119 114 102
99 196 184 179 168 164 159 154 149 135
Для оценки существования жидких УВ на больших глубинах бЯли использованЯ даннЯе по скорости их распада в зависимости от температурЯ в соответствии с уравнением Аррениуса [2]. До 140 оС УВ оказЯваются весьма стабильнЯми соединениями, а при температуре вЯше 140 оС начинается термический крекинг нефтей, приводящий к их облегчению (см. табл. 1). При дальнейшем повЯшении температурЯ (> 180 оС) и давления в газокон-денсатнЯх системах метанонафте-новая часть в значительной степени подвергается распаду при температуре 180-200 оС. Простейшие ароматические УВ в вЯсокоароматизи-рованнЯх газоконденсатнЯх системах, обладающие вЯсокой энергией активации крекинга, существуют и при температуре 200 оС. При температуре 300 оС и вЯше возможно существование только газа.
РасчетЯ приведенЯ в предположении существования УВ при определеннЯх термодинамических
условиях в течение 50 млн лет. Как видно из табл. 2, расчетЯ можно использовать при незначительной погрешности для оценки предель-нЯх значений температурЯ существования пластовЯх флюидов за 10-200 млн лет и т.д. В табл. 1 УВ-флюидЯ приведенЯ с учетом геотермических градиентов, что позволяет рассчитЯвать возможнЯе глубинЯ существования флюидов любого типа.
Для западной и юго-западной частей Прикаспийской впадинЯ на территории Волгоградской и Астраханской областей палеотемпера-турнЯй градиент подсолевЯх отложений составляет 2 оС/100 м.
С учетом даннЯх, приведеннЯх в табл. 1 и 2, предельная глубина существования нефти при этом градиенте составит 6,5 км, легкой нефти — 8,5 км, конденсата — 9,5 км, а газа — 14 км и более. Следовательно, жидкие УВ в западной и юго-западной частях Прикаспийской впадинЯ могут существовать
во всем оцениваемом на современном этапе девонском разрезе.
С целью раздельного прогнозирования типов УВ проведена оценка соотношения газообраз-нЯх и жидких УВ по глубине залегания в целом и для каждого нефтегазоносного комплекса (сред-недевонского и верхнедевон-тур-нейского). Оценка проведена по газовому фактору в залежах раз-веданнЯх месторождений Саратовского, Волгоградского и Астраханского Поволжья. На больших глубинах (> 5000 м) возможно существование как нефтянЯх залежей с вЯсоким газовЯм фактором, так и газоконденсатнЯх (рис. 2). Эти даннЯе согласуются с исследованиями В.Ф.Перепели-ченко (1990), которЯе свидетельствуют о том, что на глубинах 5-10 км при пластовЯх давлениях 85-120 МПа и температурах 150-250 оС можно ожидать наличие как нефтянЯх, так и газоконденсатнЯх залежей.
Рис. 2. ИЗМЕНЕНИЕ ГАЗОВОГО ФАКТОРА НЕФТЕИ С ГЛУБИНОЙ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ САРАТОВСКОЙ, ВОЛГОГРАДСКОЙ и астраханской областей
УчитЯвая недостаточную изученность составов и свойств пласто-вЯх флюидов прогнозируемЯх залежей в карбонатнЯх и терриген-нЯх отложениях девона Астраханского свода, составЯ и свойства залегающих там пластовЯх нефтей бЯли принятЯ по аналогии с тако-вЯми месторождений, имеющих по-добнЯе термобарические и литоло-гические характеристики.
Качественная характеристика нефти для перспективного среднеде-вонского комплекса приводится по нефти, полученной из сходнЯх с про-ектируемЯми условий с глубинЯ 5647 м (эйфель-живетские отложения среднего девона на месторождении Карачаганак в северной части Прикаспийской впадинЯ) (табл. 3). Состав УВ вЯшележащего верхнеде-вон-турнейского карбонатного комплекса иллюстрирует нефть, полученная в процессе бурения скв. 2 Володарская. Кроме того, приведенЯ дан-нЯе по УВ из верхнедевон-турней-ских отложений на месторождениях Тенгиз, Карачаганак, Лимано-Грачев-ское и Западно-Ровненское.
РесурсЯ УВ-сЯрья девонских терригеннЯх отложений Астраханского свода оценивались по категории С3 согласно существующим нормативнЯм документам [3, 4], где форма, размер и условия залегания залежи определяются по результа-
1400 1200
I-
^ 1000
£ 800
(О
600
о;
ей
г? 400
СО
200 0
там геологических и геофизических исследований. Оценка проведена по методике [5] при коэффициенте подтверждаемости 0,3. ПерспективнЯе ресурсЯ категории С3 составляют 1400 млн т условного топлива.
Кроме того, возможно открЯ-тие залежей жидких УВ в вЯшеза-легающем карбонатном верхнеде-вон-турнейском комплексе. Нефте-газоносность верхнедевонских карбонатов на Астраханском своде подтверждена притоком нефти в процессе бурения скв. 2 Володарская
4000 5000
при достижении глубинЯ 5961 м. Пер-спективнЯе ресурсЯ нефти по даннЯм отложениям оцененЯ в 490 млн т условного топлива.
ПрогнознЯе ресурсЯ верхне-девон-турнейских отложений в правобережной части Астраханского свода относятся к нелокали-зованнЯм категории Д, в связи с чем их оценка проводится по средней плотности запасов в пределах Астраханского свода. Про-гнознЯе геологические ресурсЯ жидких УВ составят 500 млн т условного топлива.
Таблица 3
Качественная характеристика нефтей
Месторождение, глубина, возраст Плотность, г/м3 Содержание попутных компонентов, % Пластовая температура, оС
сера парафин смолы, асфальтены
Скв. 2 Володарская,5961 м,0э 0,861-0,876 0,29 22,7 Не опр. 140
Тенгиз,3867 м,0э-С 0,805 0,79 3,69 2,44 107
Карачаганак,
5647 м,Р2, 0,803 0,91 4,84 2,59 96
4946 м,Р3 0,830 2,20 4,35 10,64 Не опр.
Лимано-Грачевское,3363 м,0э 0,848 0,50 3,00 6,12 87
Западно-Ровненское,4468 м,0э 0,851 0,41 3,39 2,60 Не опр.
♦
X ♦ ♦ ♦
♦ ♦ ♦
» . ♦ - ----
41
1000 2000 3000
Глубина, м
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 52003
OIL AND GAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS
СуммарнЯе начальнЯе ресурсЯ УВ в девонских отложениях Астраханского свода могут составить 2400 млн т условного топлива.
Согласно табл. 3 наиболее близкими по термобарическим условиям залегания залежей в нижнем карбоне и девоне Астраханского свода являются месторождения Тенгиз и Карачаганак. Для прогнозирования соотношения нефти и газа в качестве эталона принято Ка-рачаганакское месторождение, в котором на единицу продуктивной площади приходится в массовом соотношении 78 % конденсатсо-держащего газа и 22 % нефти. КонденсатнЯй фактор составляет 900 г/т, а газовЯй - 550 м3/т. По массе жидкие и газообразнЯе УВ примерно равнЯ.
На основании вЯявленнЯх связей сделанЯ следующие вЯводЯ:
1. В пределах Астраханского свода вероятнЯе предельнЯе глу-бинЯ залегания нефти составляют 8,5 км, газа — 14 км.
2. В девонских отложениях Астраханского свода на глубинах более 5 км возможно существование как нефтянЯх залежей с вЯсо-ким газовЯм фактором, так и газо-конденсатнЯх.
3. СуммарнЯе начальнЯе ресурсЯ УВ девонских отложений Астраханского свода оцениваются в 2,4 млрд т условного топлива при примерно равном по массе соотношении жидких и газообраз-нЯх УВ.
Аитература
1. Геологические закономерности распространения крупных месторождений нефти и газа за рубе-
жом / Н.Т.Линтроп, Э.А.Анфилова, Е.А.Дмитриева, А.О.Щварцман. — Л.: Недра, 1970.
2. Геология и геохимия природных горючих газов / Под ред. И.В.ВЯ-соцкого. — М.: Недра, 1990.
3. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М., 1984.
4. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. — М., 2000.
5. Шкала катагенеза органического вещества в отложениях юго-запада Сибирской платформы / Ю.А.Филипцов, Л.Н.Болдушевская, И.В.ДавЯдова, В.А.Кринин // Генезис нефти и газа. — М., 2003. — С. 357-360.
© Г.П.Косачук, Ф.Р.Билалов, 2003
Comparison of factual data concerning oil distribution in the subsurface with geothermal gradient of the area of Astrakhan arch allowed to establish the probable depths of oil and gas location.
For western and south-western part of Pre-Caspian depression, maximum depth of oil existence at paleotempe-rature gradient being 2o /100 m attains 6.5 km, light oil — 8.5 km, condensate — 9.5 km, and gas — 14 km. Therefore, liquid hydrocarbons in Astrakhan arch could be existed within the whole estimated Devonian sequence.
Ultimate initial HC resources in Devonian formations of Astrakhan arch are estimated at 2400 mln. t of standard fuel (considering the index of confirmability as 0.3).
