CC BY
59
ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА
2006 г. Выпуск 4. С. 41-45
УДК: 550361
УСЛОВИЯ ГЕНЕРАЦИИ НЕФТЕЙ БАЖЕНОВСКОГО ТИПА В ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ НИЖНЕВАРТОВСКОГО СВОДА
В.И. Исаев, Г.А. Лобова, П.А. Васильев
Участок исследований включает юго-восточную часть Нижневартовского свода (Мало-реченское поднятие) и приосевую часть Колтогорского прогиба. В пределах Малореченского поднятия расположены Малореченская, Аленкинская, Западно-Аленкинская антиклинальные складки (рис.1). Залежь нефти разведана на Малореченской складке и приурочена к верхней части васюганских отложений.
Рис. 1. Схема расположения скважин на участке исследований в юго-восточной части
Нижневартовского свода.
1- граница Ханты-Мансийского автономного округа и Томской области; 2 - изогипсы по кровле баженовской свиты; 3 - локальные поднятия; 4 - поисково-разведочные скважины; 5 - скважина и ее номер, где выполнено
палеотемпературное моделирование
Характеристика рассеянного органического вещества (РОВ) баженовской свиты, приведенная в таблице 1, указывает, что породы баженовской свиты являются потенциально нефтематеринскими. Это видно по значениям параметров: содержанию органического углерода, составу керогена, фациальным условиям осадконакопления, региональной характеристике стадий катагенеза, литологическому составу вмещающих пород.
Таблица 1
Характеристика рассеянного органического вещества баженовской свиты [4]
N п/п Параметры Значение
1 Концентрация органического углерода (Сорг) 5-12 %
2 Состав керогена Планктонное и бактериогенное органическое вещество - морские сапропели, содержание водорода 7,0-8,5 %
3 Фациальные условия осадко-накопления Морские, восстановительные условия
4 Региональная характеристика стадии катагенеза (МК11 - МК21)
5 Литологический состав вмещающих пород Чередование карбонатных, кремнистых и глинистых пород
Характеристика нефтей баженовского типа приведена в таблице 2. Их стратиграфическая приуроченность, катагенез, содержание серы, содержание п-алканов и состав стеранов и гопанов указывают на то, что эти нефти генерированы РОВ баженовской свиты.
Таблица 2
Характеристика нефтей баженовского типа [1]
N п /п Параметры Значения
1 Стратиграфическая приуроченность Ловушки горизонта Ю1 (13уб) и всего мелового комплекса
2 Катагенез Минимальный среди генетических типов
3 Содержание серы Повышенное
4 Содержание п-алканов Преобладание четных п-алканов С20 - С30
5 Состав стеранов и гопанов Типичный для морских продуцентов и восстановительных условий
Таким образом, одним из основных источников формирования залежей УВ в ловушках васюганских отложений и всего мелового комплекса являются потенциально нефтематеринские отложения баженовской свиты. Для регионально-зонального прогноза нефтеносности и ранжирования нефтепоисковых объектов нужна информация об очагах реализации генерационного потенциала баженовской свиты и о времени их вхождения в «нефтяное окно».
Как известно, термическая история материнских пород является решающим фактором реализации генерационного потенциала и определяет время начала интенсивной генерации нефти.
Поставлена задача определить время интенсивной генерации нефти баженовской свитой. Для оценки времени генерации углеводородов применяем палеотектонические реконструкции и палеотемпературное моделирование [2].
Алгоритм реконструкций основывается на «методе выравнивания профилей» по В.Б. Нейману. Исходной основой является геоплотностной разрез. Для его перестроения на момент времени 1 накопления любой стратиграфической единицы используются эмпирические зависимости плотности одновозрастных отложений от глубины а(1)=В1-В2*ехр(-Вз*1) .
Палеомощности на гипсометрической отметке Z определяются
И1=((2*Б1 - 1) - оЩ) / ((2*В1 - 1) - о) * И,
где а - плотность пород свиты в современном разрезе, И - мощность свиты в современном разрезе. Палеомощности, с учетом размытой части, эффекта уплотнения при погружении,
необратимости уплотнения и соответствующие интервалы геохронологической шкалы определяют скорости осадконакопления V стратиграфических комплексов.
Схема расчета палеотемператур состоит из двух этапов. На первом этапе по современному распределению температур в скважинах Т рассчитывается тепловой поток через поверхность подстилающего основания д, то есть решается обратная задача геотермии. На втором этапе с известным значением д решается прямая задача геотермии - непосредственно рассчитываются палеотемпературы и в заданных точках Ъ осадочной толщи в заданные моменты геологического времени 1. Процесс распространения тепла в слоистой осадочной толще описывается начально-краевой задачей для уравнения
X ди __д_ а 51 дЬ
с краевыми условиями
и'
хдЬ
дЬ
Ь=е
хди
дЬ
= Ч
Ь=0
где £ = £() - верхняя граница осадочной толщи. Осадочная толща описывается (рис.2) мощностями стратиграфических комплексов И;, для каждого из которых заданы теплопроводность температуропроводность а;, плотность радиоактивных источников Г; и скорость
осадконакопления V;. Поток д при решении обратной задачи определяется из условия
Ё(и)-Т1 )2 ——т1п .
0
поверхность осадков ч*-»
/// 0 с А Л 0 ч : я т 0 л А _ //////////////// мф а
Сіраінірафи'іес-І кий комплекс. \ свш а 1 І1,, V,, К і
•А "а 1=1!
ЧШХХШШХШШШ
ОСНОВАНИЕ
Рис.2. Схематическое изображение слоистой осадочной толщи при палеотемпературном моделировании 8=в(1) - верхняя граница осадочной толщи; 1 - время осадконакопления; и - температура; д - тепловой поток; Ъ - точки расчёта температур; Ь; - мощность; у1 - скорость осадконакопления; - тепло-
проводность; а! - температуропроводность; £ - плотность радиоактивных источников.
Рассчитанные максимальные палеотемпературы в каждом стратиграфическом комплексе и температурная градация зон катагенеза интенсивной генерации и эмиграции УВ позволяют прогнозировать присутствие в разрезе материнских пород: газа первой генерации - 50-900С (МК|); нефти - 90-130°С (МК2 ) - «нефтяное окно»; газа второй генерации и газоконденсата - 130-1900С (МК2-МК3); более 1900С - разрушительные для УВ температуры. Для идентифи-
кации материнских пород принята известная шкала катагенеза и температурной зональности процессов нефтегазообразования [3] с последующими уточнениями (рис.3). Учитывая тип РОВ баженовской свиты - морские сапропели - начало интенсивной генерации нефти отсчитываем от температуры 850С [5].
Рис.3 Шкала катагенеза и зональности процессов нефтегазообразования.
Интенсивность генерации: 1 - нефти; 2 - углеводородных газов
Мы выполнили палеотектонические реконструкции и палеотемпературное моделирование для разрезов 8 скважин (см. таблицу 3).
Таблица 3
Оценка времени начала интенсивной генерации нефти отложениями
баженовской свиты
Тектоническая приуроченность участка Скважина Мощность перекрывающих отложений, м Палеомощность пе-рекрыва-ющих отложений, м Тепловой поток в основании свиты, мВт/м2 Время, млн. лет назад
1 2 3 4 5 6
Юго-восток Малореченская 117 2453 2337 51.9 26
Нижнее- Малореченская 120 2447 2402 50.9 24
вартовского сво- Малореченская 121 2444 2340 52.2 26
да Малореченская 122 2437 2357 51.4 25
Малореченская 123 2476 2380 51.1 26
Аленкинская 103 Западно-Аленкинская 2507 2401 50.3 26
402 2539 2312 50.4 25
Центр Колтогор-ского прогиба Саймовская 1 2851 2393 48.5 35
Стратиграфические разбивки скважин, данные пластовых температур приняты по материалам ОАО «Томскнефтегазгеология». Литология и плотность пород свит (толщ) приняты по материалам обобщения петрофизических определений керна и сейсмического каротажа, приведенным в работе «Гравиразведка в комплексе с геологическим и сейсмическим исследованием Ню-рольского прогиба в связи с поисками нефти и газа в палеозойских отложениях» (Богачев, 1987). Литология и возраст выделенных стратиграфических комплексов принимались с учетом работы «Анализ нефтегазоносности Пудинского мегавала и прилегающих территорий Нюрольской впадины с целью постановки геофизических работ и поисково-разведочного бурения» (Берилко, 1992). Абсолютный возраст свит и толщ взяты по шкале геологического времени [6].
По распределению измеренных пластовых температур решением обратной задачи геотермии в условиях седиментации рассчитаны значения теплового потока из основания. При расчетах принято, что на участках скважин плотность теплового потока из палеозойского основания за последние 200 млн. лет существенно не менялась, мезозойско-кайнозойские осадки практически не размывались. Используя рассчитанную величину теплового потока из основания, смоделированы распределения температур и тепловых потоков в разрезе скважин на моменты начала и завершения формирования каждой свиты. Таким образом проведено моделирование по 8-ми скважинам.
В таблице 3 приведено рассчитанное время (млн. лет назад) вхождения пород баженовской свиты в «нефтяное окно». Из таблицы 3.5 видно, что время начала интенсивной генерации нефти баженовской свитой для различных тектонических структур разное. Оно колеблется от 35 млн. лет назад до 24 млн. лет назад. Раньше всего генерация нефти началась в пределах Kолтогорского прогиба ^аймовская скважина).
Анализ термической истории разреза юрских отложений показал, что интенсивная генерация нефти баженовской свитой в осевой части Kолтогорского прогиба началась 35 млн. лет назад (Pg2-Pg3), а на поднятиях юго-востока Нижневартовского свода - 24-26 млн. лет назад (Pg3). При этом, современные температуры в баженовской свите в этих районах не превышают 89-100°C, т. е. генерация нефти продолжается и в настоящее время.
Данная работа выполнена при финансовой поддержке из средств комплексного проекта 2005-РИ-00.0/009/202 «Разработка комплексной технологии поиска и разведки углеводородов в сложно построенных, глубокозалегающих месторождениях» в рамках федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития науки и техники» на 2002-2006 годы в соответствии с государственным контрактом № 02.467.11.7008 от 10.11.2005 г. между Югорским научноисследовательским институтом информационных технологий и Федеральным агентством по науке и инновациям Российской федерации и договором №05-427-ЮГУ (НИР) от 14.11.2005 г. на выполнение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ между ЮНИИ ИТ и Югорским государственным университетом.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гончаров И.В., Носова СВ., Caмойленко В.В., Попов В.В., ^ржов Ю.В., Гагарин А.С, Фомин А.Н. ^тагенез нефтей и органического вещества баженовской свиты Томской области // Maтериaлы V Mеждунaродной конференции «Химия нефти и газа» - Томск: ТО РАН, 2003. C.124-127
2. Исаев В.И., Гуленок Р.Ю., Веселов О.В., Бычков А.В., ^ловейчик Ю.Г. Kомпьютернaя технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа, 2002, №6. C.48-54
3. ^нторович А.Э., Нестеров И.И., Caлмaнов Ф.^ Cурков В.С,Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной ^бири. - M.: Недра, 1975. 680 с.
4. ^нторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной ^бири. - Новосибирск: Из-во CО РАН, 2002. 253 с.
5. Фомин А. Н. Углепетрографические исследования в нефтяной геологии. - Новосибирск: АН CCCP. C^. отд-ние, ин-т геологии и геофизики, 1987. 166 с.
6. Харленд У.Б., ^кс А.В., Ллевеллин П.Г., Пиктон КА.Г., Cмит А.Г., Уолтерс Р. Шкала геологического времени. - M: M^, 1985. 140 с.
