CC BY
61
УДК 550.36:553.98 (470.44)
ПРОГНОЗ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ЮГО-ВОСТОКЕ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ ПРОВИНЦИИ
М. П. Логинова, А. Т. Колотухин
Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени Н. Г Чернышевского E-mail: [email protected]
В статье проанализированы современные геотермические условия основных нефтегазоносных комплексов, выявлены температурные и глубинные границы изменения фазового состояния залежей углеводородов, сделаны выводы о возможности раздельного прогноза залежей различных по составу флюидов на рассматриваемой территории.
Ключевые слова: геотермические условия, температурные и глубинные границы, фазовое состояние, раздельный прогноз.
Forecast of the Phase State of Hydrocarbon Deposits in the South-East of the Volga-Ural Province
M. P. Loginova, A. T. Kolotukhin
In article modern geothermal conditions of the main oil-and-gas complexes are analysed, temperature and deep borders of change of a phase condition of deposits of hydrocarbons are revealed, inclusions are drawn on a possibility of the separate forecast of deposits of fluids, various on structure, in the considered territory. Key words: geothermal conditions, temperature and deep borders, phase state, separate forecast.
DOI: 10.18500/1819-7663-2016-16-4-248-252
Температурные условия оказывают существенное влияние на процессы нефтегазообразова-ния и размещения залежей УВ различного физико-химического состава и фазового состояния. Работы, проведенные В. Ф. Ерофеевым, В. С. Лазаревым, В. Д. Наливкиным, С. Г. Неручевым, Л. А. Поль-стер, Ю. А. Висковским, В. И. Высоцким для различных регионов, подтвердили закономерность установленную К. К. Ландес в размещении залежей нефти и газа в вертикальном разрезе бассейнов в зависимости от температурных условий [1].
Зональность в размещении залежей нефти и газа в зависимости от геотемпературного режима прослеживается как в вертикальном разрезе, так и по площади развития продуктивных комплексов в нефтегазоносных бассейнах. Исследованиями, проведенными в различных нефтегазоносных бассейнах древних и молодых платформ (Ура-ло-Поволжье, Днепровско-Донецкая впадина, Предкавказье и др.), установлено, что зоны преимущественного нефтенакопления и размещения залежей нефти приурочены к областям умеренных температур (40-100°С), нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых залежей - к областям повышенных температур (110-130° и более) [2-5].
Приуроченность нефтяных залежей к областям пониженных, а газовых и газоконденсатных - повышенных температур была отмечена и для юго-востока Русской платформы [1].
Исследуемая с целью прогноза фазового состояния залежей углеводородов территория юго-восточной части Волго-Уральской провинции включает Бузулукскую впадину, Восточно-Оренбургское валообразное поднятие и Соль-Илецкий выступ.
Для выявления температурных и глубинных границ, на которых происходит смена фазового состояния залежей углеводородов как по площади, так и по вертикальному разрезу, изучались преимущественно терригенные по составу эйфельско-нижнефранский и визейский нефтегазоносные комплексы. Для них построены схематические карты геоизотерм (рис. 1, а, б), отражающие современный геотермический режим недр, и графики зависимости фазового состояния залежей от температуры и глубины залегания комплексов (рис. 2, а, б). При построении карт и графиков использовались замеры пластовых температур, глубины залегания продуктивных отложений в обозначенных комплексах по 158 месторождениям. Средний геотермический градиент, используемый для построения карт геоизотерм описываемых нефтегазоносных комплексов, составляет 2,5°/100 м.
Эйфельско-нижнефранский нефтегазоносный комплекс (см. рис. 1, а). Глубины залегания комплекса изменяются в широких пределах от 1800 до 5500 м и более. Более резко глубины увеличиваются с севера на юг и в меньшей степени - с запада на восток, при общем региональном наклоне на юго-восток. В пределах исследуемой территории температуры в кровле комплекса в региональном плане возрастают с севера на юг от южного склона Южно-Татарского свода в направлении бортовой зоны Прикаспийской впадины. Интервал изменения температур составляет от 40 до 110°С и более. С запада на восток температуры увеличиваются от 50 до 90°С. Минимальные значения температур отмечаются на севере Восточно-Оренбургского валообразного поднятия и северо-западе Бузулукской впадины, максимальные - на юге Бузулукской впадины. На фоне общего возрастания температур с севера на юг и с запада на восток в пределах Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского сводового поднятия выявляются аномалийные участки пониженных и повышенных температур.
© Логинова М. П., Колотухин А. Т., 2016
М. П. Логинова, А. Т. Колотухин. Прогноз фазового состояния залежей углеводородов
а
1
2 ^ 3 ^ 4
Рис. 1. Схематические карты геоизотерм эйфельско-нижнефранского (а) и визейского (б) нефтегазоносных комплексов: 1 - границы крупнейших тектонических элементов; 2 - границы крупных тектонических элементов; 3 - а) административная граница; б) государственная граница;
4 - геоизотермы, °С
б
1500
2000
500
3000
3500
4000
4500
5000
40
60
Т, °С 80
100
120
140
□ □ □
гт?П □
□ „ о □
!□ □ _
□ И ОЕ
№
° А
в
0П
□ Нефть А Газоконденсат а
Т, °С
□ Нефть А Газоконденсат
б
Рис. 2. Графики зависимости состава флюида от температуры и глубины: а - эйфельско-нижне-франской комплекс; б - визейский нефтегазоносный комплекс
Низкотемпературные аномалии отмечаются в центральной части Бузулукской впадины в районе Никифоровского, Воробьевского, Пронькинского, а также Могутовского и Воронцовского месторождений. В южной части впадины выделяется низкотемпературный участок, включающий территорию Грачевского, Сахаровского, Гаршинско-го, Конновского, Росташинского, Давыдовского, Зайкинского и Восточно-Зайкинского месторождений. В северной части Восточно-Оренбургского
валообразного поднятия низкотемпературный участок выделен в районе Родниковского, Нетьев-ского и Николаевского месторождений.
Схематическая карта геоизотерм эйфельско-нижнефранского нефтегазоносного комплекса отражает сложный характер распределения современных температур в кровле комплекса. В центральной части Бузулукской впадины изотермы с повышенными значениями заливообразно вытянуты в северо-западном направлении, в то
М. П. Логинова, А. Т. Колотухин. Прогноз фазового состояния залежей углеводородов
время как в южной части впадины они ориентированы субширотно. Такое их расположение, вероятно, является отражением сложного блокового строения, обусловленного соответствующей ориентировкой разрывных нарушений в фундаменте и терригенном комплексе девона в пределах Бузулукской впадины. Менее сложной и более субширотной ориентировкой геоизотерм характеризуется Восточно-Оренбургское валоо-бразное поднятие, в пределах которого происходит их смещение в южном направлении, отражая более низкие температурные условия в кровле комплекса по сравнению с теми же широтами в пределах Бузулукской впадины.
Зоны пониженных температур на юге, центральной части Бузулукской впадины обусловлены влиянием соленосных толщ кунгурского и казанского возраста, на Восточно-Оренбургском поднятии - весьма развитой в геологическом строении этой территории солянокупольной тектоникой.
Визейский нефтегазоносный комплекс (см. рис. 1, б). Глубины залегания комплекса изменяются от 1200 до до 4500 м и более, при той же направленности изменения глубин, что и в вышеописанном комплексе. Температуры комплекса на изучаемой территории изменяются с севера на юг от 22-24°С на южном окончании Южно-Татарского свода (Матросовское, Тат-Кандызское месторождения) до 80-108°С и более, соответственно на юге Соль-Илецкого выступа и Бузулукской впадины (Долинное месторождение). С запада на восток температуры возрастают от 40 до 70°С.
На фоне выявленной закономерности увеличения температур с севера на юг и юго-восток выделяются также участки аномально повышенных и пониженных температур.
Низкотемпературные участки, выявленные в южной, центральной и восточной частях Бузулукской впадины в эйфельско-нижнефранском комплексе, находят отражение и в визейском комплексе. Так, в центральной части Бузулукской впадины низкотемпературный участок включает Южно-Спиридоновское, Коммунарское, Тана-ныкское, Долговское, Курманаевское, Бобровское месторождения; на востоке такой участок включает Покровское, Пронькинское, Баклановское, Родинское, Руслановское месторождения, а также локальный участок на юге впадины, объединяющий Гаршинское, Широкодольское, Росташинское месторождения.
В пределах Восточно-Оренбургского вало-образного поднятия происходит равномерное увеличение температур в южном направлении, которое прослеживается и в границах Соль-Илецкого выступа. При этом на фоне возрастающих температур в северной части Соль-Илецкого выступа выделяется также низкотемпературный участок.
Распределение геоизотерм на схематической карте визейского нефтегазоносного комплекса
имеет более простые очертания и носит субширотный характер. Выявленные участки относительно повышенных и пониженных температур укладываются в общую закономерность увеличения температур в южном направлении и отражают особенности геологического строения локальных участков в пределах описываемой территории. На Восточно-Оренбургском валообразном поднятии сохраняется смещение геоизотерм в южном направлении, как и на карте эйфельско-нижнеф-ранского комплекса. Выявленные зоны и участки повышенных и пониженных температур связаны с проявлением внутрипластовой вертикальной миграции, развитием солей и соляной тектоники.
Сравнивая между собой температурный режим эйфельско-нижнефранского и визейского комплексов, следует отметить, что эйфельско-нижнефранский комплекс в пределах южной части Бузулукской впадины и заливообразного участка в ее центральной части характеризуется более повышенным температурным режимом (90-110°С). В визейском комплексе температурная зона (90-100°С) развита лишь в узкой полосе на крайнем юге Бузулукской впадины. Обширная зона повышенных температур и локальные участки аномальных температур в пределах Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского валообразного поднятия более четко выражены в эйфельско-нижнефранском комплексе. В визей-ском комплексе они в основном также находят отражение, но становятся более сглаженными и уменьшаются в размерах.
Описанный геотермический режим эйфель-ско-нижнефранского и визейского комплексов позволяет проследить изменение фазового состояния залежей углеводородов, выявленных в этих комплексах, по площади их развития.
Так, залежи нефти, выявленные в эйфель-ско-нижнефранском комплексе в пределах исследуемой территории, находятся в основном в температурном диапазоне от 40 до 90°С. Газо-конденсатные и нефтегазоконденсатные залежи характеризуются температурами более 90°С (Перелюбское, Разумовское, Зап. Вишневское, Куцебовское, Долинное и другие месторождения).
Крупной низкотемпературной аномалии на юге Бузулукской впадины соответствуют Гра-чевское, Сахаровское, Гаршинское, Конновское, Росташинское, Давыдовское и В. Зайкинское нефтяные месторождения. В то время как расположенные рядом (Зоринское, Зайкинское и др.) месторождения за пределами аномалии, между геоизотермами 90 и 110°С являются нефтегазо-конденсатными. Иными словами, температурную границу 90°С можно расценивать как нижнюю границу переходной зоны изменения фазового состояния и состава залежей в эйфельско-ниж-нефранском комплексе.
Нефтяные залежи в визейском комплексе выявлены в основном в температурном диапазоне от 30 до 90°С. Газоконденсатные залежи - лишь
в узкой зоне сочленения Бузулукской и Прикаспийской впадин за пределами изотермы 100°С (Долинное месторождение). По сравнению с эйфельско-нижнефранским комплексом зона размещения нефтегазоконденсатных и газоконден-сатных залежей является более узкой по площади развития комплекса.
Построенные графики (см. рис. 2, а, б) отражают характер изменения фазового состава залежей в зависимости от температур и глубин залегания.
Так, на рис. 2, а, характеризующем состав залежей в эйфельско-нижнефранском комплексе, температурная граница (90°С) появления в разрезе нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей соответствует глубине 3500 м. Ниже этой глу -бинной границы также размещаются и нефтяные залежи, но, как показывает рис. 2, а, как правило, при более низких температурах. Температурный интервал 90-110°С является переходной зоной в изменении состава залежей. Температуры более 110°С Сопределяют газоконденсатный состав залежей. Основная же часть нефтяных залежей приходится на температурный интервал от 40 до 90°С.
На графике, характеризующем состав залежей в визейском комплексе (рис. 2, б) граница возможного размещения нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей проходит также на глубине 3500 м при температурном режиме более 90°С. Для более низких температур и меньших глубин характерны в основном нефтяные залежи.
Таким образом, с учетом выявленных температурных и глубинных границ для описанных эйфельско-нижнефранского и визейского ком -плексов можно проводить раздельный прогноз фазового состояния залежей углеводородов. Температурный интервал 90-110°С является переходной зоной, в которой возможно размещение нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей. В латеральном плане это обширный участок юга Бузулукской впадины, частично захватывающий и центральную ее часть. Для температур более 110°С характерно
развитие преимущественно газоконденсатных залежей. По площади развития комплексов это соответствует крайнему югу Бузулукской впадины (зоне сочленения с Прикаспийской синеклизой). Глубины размещения нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей более 3500 м. Остальные участки развития комплексов в пределах Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского валообразного поднятия и Соль-Илецкого выступа с температурным режимом и глубинными условиями залегания характерны для размещения нефтяных залежей.
Указанные особенности в размещении залежей углеводородов позволяют более обоснованно прогнозировать их фазовое состояние в эйфель-ско-нижнефранском и визейском нефтегазоносных комплексах на любом участке изучаемой территории. Это находит подтверждение в открытиях последних лет. Так, на юге Бузулукской впадины открыты Зареченско-Сладковское, Севе-ро-Елтышевское и другие месторождения, где в отложениях среднего девона и нижнего карбона установлены газовые и газоконденсатные залежи в соответствии с установленными глубинными границами и современными температурами.
Библиографический список
1. Барс Е. А., Зайдельсон М. И. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области. М. : Недра, 1973. 279 с.
2. Зорькин Л. М., СубботаМ. И., СтадникЕ. В. Нефте-газопоисковая гидрогеология. М. : Недра, 1982. 216 с.
3. Осадчий В. Г., Лурье А. И., Ерофеев В. Ф. Геотермические критерии нефтегазоносности недр. Киев : Наук. думка, 1976. 143 с.
4. Панченко А. С. Раздельное прогнозирование залежей газа и нефти. М. : Недра, 1985. 199 с.
5. Хаджикулиев Я. А. Гидрогеологические закономерности формирования и размещения скоплений газа и нефти. М. : Недра, 1976. 335 с.
Образец для цитирования:
ЛогиноваМ. П., Колотухин А. Т. Прогноз фазового состояния залежей углеводородов на юго-востоке Волго-Уральской провинции // Изв. Сарат. ун-та. Нов. сер. Сер. Науки о Земле. 2016. Т. 16, вып. 4. С. 248-252. Б01: 10.18500/1819-76632016-16-4-248-252.
