CC BY
135
После проведения глинокислотной обработки пласта с закачкой в пласт V = 5,0 м3, V = 2,5 м3 кислотного раствора соответственно в скв. 7 и 9 Осиновского месторождения была восстановлена гидродинамическая связь пласта со скважинами и получены притоки нефти соответственно Qн = 3,5 м3/сут в скв. 7 Осиновского месторождения и Qн = 40,5 м3/сут в скв. 9 Осиновского месторождения (см. табл. 2).
Образование довольно мощной блокады в ПЗП при вскрытии пласта и разрушение ее с помощью глинокислотной обработки отмечались также при освоении скв. 21 Разумовского месторождения, скв. 58 Западно-Степного месторождения и скв. 2 Тепловского месторождения.
При этом наблюдались высокие устьевые давления начала закачки глинокислотного раствора в пласт, достигающие Ру=32,0 МПа в скв. 21 Разумовского месторождения, Ру = 30,0 МПа в скв. 2 Тепловского месторождения и Ру=27,5 МПа в скв. 58 Западно-Степного месторождения, что свидетельствует об интенсивном блокировании ПЗП буровым раствором в процессе бурения скважины.
Полученные результаты свидетельствуют о достаточно высокой эффективности применения разработанной нами оптимальной технологии восстановления потенциальной продуктивности скважин, законченных бурением с помощью химических методов интенсификации притоков нефти и газа.
Выводы
1. Эффективность глинокислотной обработки терригенных коллекторов определяется геолого-технологическими факторами: литотипом коллектора, его фильтрационно-емкостными свойствами, глинистостью, минералогическим составом глинистой фазы коллектора, карбонатностью, термобарическими условиями и др., давлениями закачки глинокислотного раствора в пласт, рецептурой кислотного раствора, продолжительностью его реагирования в пласте, удельными объемами
УДК 553.98.2.078
ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР МЕТОДАМИ ГЛУБИННОЙ ГЕОХИМИИ
В.М. Мухин
Саратовский государственный университет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых E-mail: [email protected]
В статье даётся краткий обзор существующих взглядов на возможность прогноза нефтегазоносности на основе изучения рассеянного органического вещества (РОВ) пород и его катагенетической изменённости. На примере южной части Бузулукской впадины прослежена связь катагенеза палеозойских пород с фазовым
кислотного раствора, закачиваемого в пласт, и объемной скоростью его закачки в пласт.
2. В качестве оптимальной рецептуры глинокислотного раствора для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважин целесообразно применять кислотный раствор следующего состава: 4%ОТ+14%НС1+4%Ш3СООН+1% сульфонола, обеспечивающий наибольшую степень растворимости песчаников и увеличения их проницаемости.
3. Удельные объемы глинокислотного раствора, закачиваемого в пласт при освоении скважин, изменяются в пределах Vуд = 0,5-0,6 м3/м для терригенных коллекторов с низкой фильтрацион-но-емкостной характеристикой к = 0,01-0,05 мкм2 и т = 9,0-13,0% и V = 0,71-0,75 м3/м для тер-ригенных коллекторов с проницаемостью к = = 0,05-0,1 мкм2 и т > 13%.
4. Оптимальная продолжительность реагирования глинокислотного раствора в пласте возрастает по мере снижения давления закачки глинокислотного раствора в пласт и изменяется в пределах от 7,0—8,0 ч для низкопроницаемых коллекторов и до 12-14 ч для более проницаемых низкоглинистых коллекторов в соответствии с условием обеспечения оптимальной степени разложения глинистого вещества в породе и предотвращения при этом вторичной кольматации пласта продуктами реакции.
5. Закачку глинокислотного раствора в пласт необходимо осуществлять на медленных режимах при удельной объемной скорости закачки кислотного раствора в пласт в пределах Q = 0,7-1,0 л/с • м.
6. Промысловые работы по применению оптимальной технологии глинокислотных обработок при освоении 7 скважин на месторождениях ОАО «Саратовнефтегаз» показали весьма высокую ее эффективность.
Практически во всех скважинах после проведения ГКО отмечено значительное увеличение продуктивности скважин, составившее по отдельным скважинам до 70 м3/сут.
составом залежей углеводородов. Составлена оригинальная схема катагенетической зональности недр для этой территории на основании использования метода расчётов суммарных импульсов тепла. Предложено использовать данные определений катагенеза на нескольких стратиграфических уровнях в группе скважин для выявления математической связи степени его развития с современной глубиной залегания пород.
В.М. Мухин. Прогноз нефтегазоносности недр методами глубинной геохимии
Forecast Oil and Gas Content of Bowels using Methods of Deep Geochemistry
V.M.Mukhin
This article gives a brief overview on the possible forecast of oil and gas content on the basis of the studies of DOS (dispersed organic substance) rocks and its catagenetic alteration. On an example of southern part of Buzulukskaya hollow the connection of paleozoic rocks catagenezic with the phase content of hydrocarbons deposits is traced. The original scheme of catagenetic location of the bowels for this territory has been devised on the basis of the usage of the method of calculation of total impulses of heat. It is suggested to use the data of definitions of catagenesis on several stratigraphic levels in the group of chinks for the revealing of mathematic connection of the degree of its development with modern depth of the rocks deposition.
Прогнозирование нефтегазоносности на основе оценки нефтематеринского потенциала отложений, выявление основных очагов генерации углеводородов, дифференциация перспектив различных частей осадочно-породного бассейна основываются на изучении РОВ пород, его количества и качества. При этом не менее важным является определение такого важнейшего показателя, как катагенез органического вещества [1].
К современному моменту накопился огромный фактический материал и опубликованы многочисленные работы по изучению степени катагенеза РОВ разновозрастных отложений в связи с прогнозом нефтегазоносности; установлена причинно-следственная связь между процессами катагенеза и генерацией углеводородов в осадочных материнских породах. По Н.Б.Вассоевичу, нефть и газ представляют собой продукт энергичного термобарического воздействия на породы и РОВ в них в результате мощного осадконакопления. Поэтому геотектонический анализ развития осадочного бассейна также должен быть положен в основу прогнозирования нефтегазоносности. При этом в сходных геотектонических условиях глубинная зональность катагенеза примерно одинакова, так как в данном случае толщина осадочного чехла и глубина залегания фундамента, определяющие термобарические условия недр, приблизительно одинаковы.
Закономерная связь нефтегазоносности с определёнными стадиями метаморфизма углей и катагенезом РОВ пород в настоящее время является общепризнанным фактом.
По мере повышения степени катагенеза РОВ, кероген разных видов сближается по своему составу за счёт более быстрой потери водорода сапропелевым веществом при генерации им жидких углеводородов. На конечных стадиях катагенеза органическое вещество всех типов уже не различается по составу. Содержание водорода в нём падает до первых единиц процентов, и на стадии метагенеза оно превращается в графит, который уже на 100% состоит из углерода.
История ОВ непосредственно связана с историей литогенеза. Она начинается в седимен-тогенезе, когда образуется осадок, продолжается в диагенезе при превращении осадка в породу и затем при погружении осадочной породы до зоны метаморфизма.
Для изучения процессов нефтегазообразова-ния наиболее важной является та часть истории органического вещества, которая начинается после диагенеза и предшествует метаморфизму. В такой период главными факторами его преобразования считаются температура, давление и геологическое время. Этот этап постдиагенетических изменений углей и РОВ пока обозначается неодинаково: для углей - углефикация и метаморфизм, для РОВ в основном используется термин катагенез.
В 1976 г. ряд авторов (Н.Б. Вассоевич, М.К. Калинко, А.А. Карцев, А.Э. Конторович, Н.В. Лопатин, С.Г. Неручев, В.И. Ручнов и др.) предложили шкалу катагенеза РОВ и сравнили её со шкалами, в основе которых лежат технологические марки углей Донбасса, ФРГ, США, Англии, со шкалой «LOM» (уровень органического метаморфизма) А.Худа и другими шкалами. Данные авторы показали, что на различных этапах катагенеза характерными являются разные показатели (на ранних стадиях - влажность, затем отражательная способность витринита и спектры флюоресценции споринита, выход летучих веществ и содержание углерода, на последних информативным является рентгеноструктурный анализ).
Глубинная зональность катагенеза РОВ хорошо коррелируется с температурой земных недр и зависит от интенсивности теплового потока. Давление, геологическое время и теплопроводность пород имеют подчинённое значение, замедляя или ускоряя темпы преобразования ОВ. На большом фактическом материале доказана прямая связь глубинной зональности катагенеза и степени прогрева осадочного чехла, на которую оказывает влияние литологический состав пород, их толщина (глубина залегания), геологический возраст осадочных отложений, тектоническое строение и возраст складчатого основания.
Наиболее растянутая шкала глубинной зональности катагенеза характерна для синеклиз, краевых прогибов и авлакогенов платформ с мощным осадочным чехлом, особенно при проявлении соляной тектоники. Области интенсивного прогибания характеризуются относительно пониженными тепловыми потоками. При быстром осадконакоплении замедляется отток газообразных продуктов, генерируемых в породах в ходе литогенеза, возрастающее давление замедляет ход химических реакциий и сдерживает темпы катагенеза РОВ.
В платформенных районах при толщине осадочного чехла примерно в 5 - 6 км отмечается
преимущественно сокращённая глубинная зональность катагенеза ОВ. Причём распределение температур в осадочном чехле контролируется гипсометрическим положением складчатого основания, над его выступами увеличена плотность теплового потока, геотермические градиенты возрастают, а во впадинах снижаются, как бы повторяя рельеф фундамента. Кроме того, на распределение температур в осадочном чехле оказывают влияние глубинные разломы и гидрогеологические условия.
Примерная глубинная зональность катагене-
Анализу распределения разведанных запасов нефти и газа по глубинам и градациям катагенеза в разных геотектонических областях посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных авторов.
Статистика размещения по глубине месторождений нефти и газа свидетельствует о наличии оптимальной зоны в 1 - 3 км, на которую приходится до 90% всех их запасов. В большинстве случаев нефть и газ не залегают на тех стратиграфических интервалах, на которых генерированы составляющие их углеводороды. Распределение ресурсов по разрезу и площади нефтегазоносных бассейнов связано с расположением очагов генерации и масштабами их продуктивности. По геохронологической шкале выделяется несколько максимумов распределения залежей углеводородов в фанерозое (рис. 1).
Главными из этих максимумов являются: девонский в палеозое, наиболее мощный юрс-ко-меловой в мезозое и неогеновый в кайнозое. Небольшой пик нефтеносности наблюдается и в венде-кембрии.
Образование углеводородов газового и нефтяного ряда и формирование их залежей - зависящий от времени динамический процесс, связанный с эволюцией осадочно-породного бассейна. Для выявления в бассейне зон, наиболее благоприятных для накопления углеводородов, требуется большое количество скважин и геофи-
тической изменённости рассеянного органического вещества в породах различного возраста в пределах платформ, их краевых систем и авлако-генов представлена в таблице. Изучение постдиа-генетической истории развития отложений служит основой для прогнозирования процессов нефтега-зообразования и нефтегазоносности бассейнов и их частей, размещения зон нефтегазоносности и отдельных залежей, а также для прогноза фазового состава углеводородов, так как существует прямая зависимость между нефтегазоносностью недр и степенью катагенетической изменённости РОВ.
зических исследований. Необходимо выяснить взаимное распределение материнских пород, пород-коллекторов и флюидоупоров. Кроме того, необходимы сведения о мощности осадочного чехла и об основных структурно-тектонических элементах.
Система / эонотема Н е ф т ь, % 10 | 20 | 30 | 40 1 50 1 60
N
Р
К
;
р
с
Б
8
О
С
V
Рис.1. Распределение нефтеносности по стратиграфическому разрезу
Оценка перспектив методами глубинной геохимии может производиться на любой стадии геологоразведочных работ. При этом необходимо во всех случаях в первую очередь дать ответ на следующие вопросы: какие пласты обладают материнским потенциалом? каковы их региональное
Глубинная зональность катагенеза РОВ в платформенных областях по Г.М.Парпаровой и др.
Современное геотектоническое положение Возраст осадков Толщина осадочного чехла, км Примерная глубинная зональность катагенеза РОВ, км Районы распространения
Древние платформы D - С - Р 5 - 6 Б - 1,4 - 1,9 МК1 - 1,9 - 3,2 МК2 - 2,4 - 3,8 МК3 - 2,8 - 4,4 Русская платформа
Эпипалеозойс-кие платформы J - К Б - до 1,5 - 2,0 МК1 - 2,5 - 3,0 МК2 - 3,0 - 3,6 МК3 - 3,8 - 4,5 Предкавказье, Западная Сибирь, Мангышлак и др.
Краевые системы платформ, авлакогены PZ - N 6 - 17 Более растянутая МК1 - более 4,0 МК3 - около 7,0 Прикаспийская, Днепрово-Донецкая впадина, Галф - Кост
распространение и связь с палеогеографией? в течение какого геологического времени, на какой глубине и в какой части бассейна вышеуказанные материнские породы генерировали нефть?
Для ответа на первый вопрос необходимо увязать тип и количество РОВ в потенциально нефтематеринских породах с палеогеографией и распределением фаций. Процессы генерации углеводородов связаны с определёнными типами осадочных горных пород, называемыми нефтега-зоматеринскими свитами.
Нефтематеринскими большинство исследователей считают субаквальные терригенные отложения с содержанием Сорг более 0,5% и карбонатные осадки с концентрацией Сорг более 0,3% на начало катагенеза. Причём имеется в виду органическое вещество сапропелевого или существенно сапропелевого состава, биоценотически представленное планктонными водорослями с примесью бентосных, а также и зоосоставляю-щей. Этим критериям отвечают палеозойские морские отложения саратовской части Бузулукс-кой впадины (рис. 2, 3), по которым нами были изучены закономерности эволюции глубин их погружения, температурный режим и рассчитано катагенетическое изменение РОВ.
Жигулёвский С О „ Й
Яргизско-Рубежинский прогиб
Рис. 2. Схема размещения структур саратовской части Бузулукской впадины, на которых по данным бурения изучалась эволюция глубин погружения и катагенез пород: 1 - Тёпловская; 2 - Ю.-Тёпловская; 3 - Придорожная; 4 - Даниловская; 5 -Кожевская; 6 - Смоленская; 7 - З.-Вишневская; 8 - Разумовская; 9 - Перелюбская; 10 - Ю.-Перелюбская; 11 - З.-Степновская; 12 - Рах-мановская; 13 - Ю.-Первомайская; 14 - Чернавская; 15 - Богородская
Чернавская пл. 0
Разумовская пл.
4 км
4 км
Рис. 3. Схематический геологический разрез саратовской части Бузулукской впадины по направлению Чернавская - Разумовская площадь: 1 - терригенный комплекс позднепермско-кай-нозойского возраста; 2 - ниж-не-верхнепермская соленосная толща; 3 - преимущественно карбонатный комплекс верхнего девона- нижней перми; 4 - кар-бонатно-терригенный комплекс девона; 5 - породы кристаллического фундамента
Происхождение, а следовательно, и тип органического вещества можно определить по соотношению материала терригенного и морского генезиса. Эти данные должны рассматриваться с учётом удалённости от палеобереговой линии, глубины бассейна седиментации и палеоклима-тических особенностей. Так, осадки ранне-сред-недевонского возраста Бузулукской впадины, отложившиеся близко к береговой линии (см. рис. 3), по-видимому, содержат в основном тер-ригенное органическое вещество третьего типа по Ван-Кревелену. Их нефтематеринский потенциал относительно низок.
С удалением от береговой линии в направлении Прикаспийской впадины в составе данных отложений появляется всё большее количество карбонатных прослоев, в рассеянном органическом веществе начинают преобладать морские планктонные организмы. Следовательно, в этой части толщи присутствует кероген второго типа, который обладает хорошим нефтематеринским потенциалом.
В карбонатных породах верхнего девона - нижнего карбона, накапливавшихся в нор-мальноморских условиях, по-видимому, преобладает органическое вещество смешанного
второго и первого типа по Ван-Кревелену, и их нефтематеринский потенциал ещё более значителен.
Границы главной зоны нефтеобразования на рис. 4 определны нами расчётным путём. При отсутствии данных об отражательной способности
Длит. прогрева, млн лет
витринита и других аналитических характеристик степени зрелости материнских пород можно, рассчитав эффективное геологическое время прогрева, определить соответствующий уровень отражательной способности витринита (зрелости), используя метод Н.В.Лопатина.
(3000)
190
I МК,(70) Ш3(35)
1000 Температурно-временной индекс
Рис. 4. Номограмма для расчёта элементарных импульсов тепла по Н.В. Лопатину (1983)
Метод Лопатина основан на том, что процесс углефикации описывается уравнением Аррени-уса. Исходя из этого, можно рассчитать увеличение скорости реакций процесса углефикации при повышении температуры, если известны значения энергии активации процессов углефи-кации. Реальными считаются значения энергии активации в диапазоне 3,5 - 12,6 кДж/моль (8,4
- 30 ккал/моль), основной диапазон температур образования нефти и газа - 50-250°С.
Повышение температуры на 10°С в этом диапазоне увеличивает скорость образования углеводородов согласно расчётам Лопатина в 2 раза: например, для образования одного и того же количества нефти при 100°С требуется 100 млн лет, а при 110°С - только 50 млн лет. При определении степени катагенеза РОВ какого-либо пласта необходимо рассчитать суммарный импульс тепла, полученный им за его геотермическую историю. Вначале учитываются элементарные импульсы тепла. Элементарный импульс тепла
- безразмерная величина, представляющая собой произведение температурного коэффициента скорости реакций углефикации в десятиградусной геотермической зоне на промежуток геологического времени, в течение которого пласт находился в данной зоне температур. Другими словами, элементарный импульс тепла представляет собой температурно-временной индекс. После расчётов по всем температурным зонам элементарные импульсы суммируются.
Показатель суммы элементарных импульсов тепла (СИТ) учитывает важнейшие факторы ката-
генеза - температуру и время, поэтому корреляция значений СИТ с показателями катагенеза углей, рассчитанная Лопатиным по скважине Мюнстер-ланд - 1 дала высокий коэффициент корреляционной связи - 0,99.
Для расчёта элементарных импульсов тепла удобно пользоваться соответствующей номограммой (см. рис. 4) [2].
На номограмме по оси абцисс отложены в логарифмическом масштабе величины темпе-ратурно-временных индексов, а по оси ординат
- длительность прогрева пород в миллионах лет. Наклонные линии отвечают геотермическим зонам. Штриховыми вертикальными линиями показаны границы градаций катагенеза, а в скобках у их индексов приведены значения суммарных импульсов тепла, характерные для начала данной стадии.
При построении номограммы Лопатиным учитывалось, что время не может выступать как равноправный множитель при температуре. Даже сотни миллионов лет пребывания органического вещества в геотермической зоне 50-65°С не позволят ему достичь градации катагенеза МК3, а в зоне 65-80°С - градации выше МК4, в зоне 80-100°С
- выше МК5, в зоне 100-120°С - выше АК1, в зоне 120-145°С - выше АК2, в зоне 145- 170°С
- стадии метаантрацита.
Эволюция погружения пород исследуемой территории изучалась по данным бурения скважин на пятнадцати площадях (см. рис. 3).
Температуры в 50, 65, 80 и 100°С определены на основании результатов замеров пластовых тем-
В.М. Мухин. Прогноз нефтегазоносности недр методами глубинной геохимии
ператур по Западно-Вишневскому, Разумовскому, Перелюбскому, Даниловскому и Богородскому месторождениям.
Глубина залегания фундамента и соответственно толщина осадочных пород увеличивается с северо-запада на юго-восток, в сторону Прикаспийской впадины в среднем от 2500 до 4500 м. На графике, представленном на рис. 5, показан общий характер динамики погружения пород в различные геотемпературные зоны в целом для изучаемой территории.
Подобные построения были выполнены по пятнадцати площадям (см. рис. 3). В результате были вычислены суммарные импульсы тепла, полученные девонско-каменноугольными породами за время их существования, и построены шкалы катагенетического изменения РОВ для каждой из площадей. При построении шкал катагенеза границы его градаций определялись по графикам зависимости значений суммарного импульса тепла (СИТ) от глубины, соответственно значениям СИТ для этих границ по Н.В.Лопатину. Пример такого графика, составленного по скважинам Разумовского месторождения, показан на рис. 6. Границы градаций катагенеза проведены на нём по глубинам положения следующих значений СИТ: начало МК1 - 75 единиц; начало МК2 - око-
ло 140; начало МК3 - 235; МК4 - 400; МК5 - 650; АК1 - около 1100, и начало градации АК2 отмечено по значению суммарного импульса тепла, равному 1700 единицам.
Изотермы
Рис. 5. Обобщённый график погружения пород саратовской части Бузулукской впадины (усл. обозн. см. на рис. 3)
Суммарный импульс тепла
-1500 -2000 -2500 -3000 -3500
3
| -4000
!
и -4500 -5000
2( 0 4С 0 6< 0 8С 0 10 ю 12 )0 14 )0 16 ю 18 )0 20
X мк\
мк2 > \ ►
МК3 - ♦ » ♦ ♦
мк,
МК5 1 1 г
АК! 1 т ___ ♦
ак2 ♦
Разумовская площадь
у = -634,45Ьп(х) + 503,46 Д2 = 0,886
Рис. 6. График зависимости значений суммарного импульса тепла от глубины залегания пород по данным скважин Разумовского месторождения и градации катагенеза (точками обозначены значения суммарного импульса тепла на данной современной глубине)
Подобным образом по всем изученным площадям построены шкалы катагенеза. Поскольку зависимость между СИТ и глубиной погружения (прогревом пород) носит логарифмический характер, нами были рассчитаны значения суммарного импульса тепла по каждой из скважин для нескольких стратиграфических уровней. Затем для отдельных групп скважин, расположенных в единой структурной зоне, составлялись соответствующие графики (см. рис. 6), на основании
которых и проведена реконструкция катагенети-ческого изменения РОВ пород. Сопоставление шкал катагенеза отдельных площадей между собой показывает, что с погружением пород в направлении бортовой зоны Прикаспийской впадины увеличивается полнота катагенетического разреза за счёт добавления более зрелых градаций. Шкала становится более растянутой, что вполне согласуется с закономерностями, отмеченными ранее многими авторами.
В результате обобщения всех полученных данных нами построена схема вертикальной катагенетической зональности недр саратовской части Бузулукской впадины (рис. 7).
Рис. 7. Схема вертикальной катагенетической зональности недр саратовской части Бузулукской впадины: а - кристаллический фундамент; б - тульский глинистый региональный флюидоупор; в - подошва пермской эвапоритовой толщи; г - границы градаций катагенеза; месторождения: 1 - Чернавское, 2 - Тёпловское, 3 -Ю.-Первомайское, 4 - Перелюбское, 5 - Разумовское, 6 - З.-Вишневское
Анализу распределения разведанных запасов нефти и газа по глубинам и градациям катагенеза в разных геотектонических областях посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных авторов, которые использовали для своих обобщений материалы по многим районам мира.
При установлении закономерностей распределения нефти и газа по градациям катагенеза РОВ С.Г. Неручевым с коллективом соавторов использованы материалы по нефтегазоносным бассейнам Русской (северная и юго-восточная части Волго-Уральской провинции), Северо-Американской (Западный Внутренний, Мичиганский, Иллинойский, Уиллистонский бассейны), Сахарской и Австралийской (бассейн Дампьер) платформ. По С.Г. Неручеву и др., в целом на древних платформах максимальной долей запасов (нефти более 40%) характеризуются отложения на градации МК2 ; начальные градации катагенеза ПК - МК1 отличаются примерно вдвое меньшим масштабом нефтеносности (на ПК - около 23, на МК1 - около 18%), хотя в сумме на них приходится также более 40% от общего количества нефти. При увеличении степени катагенеза выше градации МК2 запасы нефти резко снижаются и не превышают на градации МК3 15%, а на более высоких полностью отсутствуют. Такой тип распределения нефти с максимумом на градации МК2 характерен для многих бассейнов древних платформ.
В северной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, по данным С.Г.Неручева и др., около 95% запасов нефти распределяются поровну в отложениях, достигших градаций МК1 и МК2, а в юго-восточной части этой провинции также основные запасы нефти (около 80%) сосредоточены на градациях МК1 и МК2 с максимумом на МК1 - около 50%.
Для саратовской части Бузулукской впадины можно проследить подобную закономерность. Наиболее глубокопогруженные Перелюбское, Ра-зумовское и Западно-Вишневское месторождения содержат в основном газоконденсатные залежи в девонских отложениях с низким содержанием конденсата, что характерно для первичных залежей данного фазового состава, формирующихся на градациях катагенеза МК4-МК5. По мере уменьшения глубины погружения фундамента в районе Южно-Первомайского и Тёпловского месторождений девонско-нижнекаменноуголь-ные породы становятся менее катагенетически изменёнными. Частично они находятся в главной зоне нефтеобразования, частично - на градациях МК4-МК5 (см. рис. 3, 7). Залежи конденсата здесь имеют, по-видимому, вторичную природу, содержание конденсата в них более высокое и достигает 770 г/м3, что может свидетельствовать о частичном растворении углеводородов нефтяного ряда, генерированных в более погруженных частях разреза газами. Наконец, в ещё более приподнятой зоне на склоне Жигулёвского свода залежи приобретают чисто нефтяной состав (Богородское месторождение), продуктивные отложения находятся здесь в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) на градациях МК1-МК5.
Выполненные исследования показали, что предлагаемый способ использования данных по определению катагенетической изменённости РОВ пород хорошо коррелируется с фактическими закономерностями распределения залежей различного фазового состава и подтверждает их принадлежность к соответствующим уровням катагенеза.
Расчёт значений СИТ, замер отражательной способности витринита или определение катагенеза другим способом необходимо проводить для нескольких стратиграфических уровней в каждой скважине или в их группе в пределах одной структурной зоны. Это позволяет установить математическую зависимость катагенетического изменения пород от их современной глубины залегания и на соответствующих графиках провести границы градаций катагенеза более обоснованно, чем при единичных определениях степени катагенеза.
Библиографический список
1. Катагенез и нефтегазоносность / Под ред. С.Г. Неру-чева. Л., 1981. 240 с.
2. Лопатин Н.В. Образование горючих ископаемых. М., 1983. 192 с.
