Катагенетическая эволюция нефтегазоматеринских толщ
Бондарева Л.И.
Институт проблем нефти и газа РАН
В статье приведены результаты моделирования углеводородных систем зоны сочленения южной части и Западно-Уральской внешней зоны складчатости с целью анализа катагенетической эволюции нефтегазоматеринских толщ, выделения очагов нефтегазогенерации и перспектив нефтегазоносности.
Введение
Объектом исследования является зона сочленения юга Предуральского прогиба и Западно-Уральской внешней зоны складчатости, которая входит в состав Уральской складчатой системы и характеризуется сложным геологическим строением.
Изучаемая территория включает в себя следующие тектонические элементы: Урало-Илекская депрессия, Мраковская депрессия, Шихано-Ишимбайская седловина и Бельская депрессия. В нефтегазогеологическом отношении входит в состав Южно-Предуральской нефтегазоносной области (НГО) Предуральской нефтегазоносной субпровинции [4].
Территория обладает высоким нефтегазовым потенциалом. Для выявления новых скоплений углеводородов (УВ) необходимо детально изучить геологическое строение, структурные формы, провести моделирование с помощью современных компьютерных технологий и новых скважинных данных.
Бассейновое моделирование позволяет реконструировать процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления (генерация, миграция, аккумуляция, сохранение, разрушение и перераспределение УВ) в геологическом времени. Этапы создания модели включают в себя создание структурного каркаса, введение литолого-фациальных, геохимических, граничных, скважинных данных и калибровку.
В основу исследований вошел структурный каркас структурно-кинематических моделей по разрезам №310506-07 (интерпретация И.П. Офмана), №510507-08 (интерпретация Л.А. Пятаевой), №26252001-02 ШП (интерпретация В.В. Дроздова) [3, 6, 8–13]. Для бассейнового моделирования территории, осложненной надвигами, палинспатические разрезы были загружены в ПО Petromod и, по описанной автором методике [1], разделены на блоки между надвиговыми системами, далее рассчитаны как отдельные модели с перетоками флюидов между блоками. Также была использована геолого-геофизическая база данных, созданная автором в ПО QGIS, куда вошли материалы геохимических исследований (300 образцов пород палеозойского возраста) методом Rock-Eval 6 [14, 16], а также фондовые и опубликованные материалы [2, 5, 7, 14–20].
Изучаемая территория включает в себя следующие тектонические элементы: Урало-Илекская депрессия, Мраковская депрессия, Шихано-Ишимбайская седловина и Бельская депрессия. В нефтегазогеологическом отношении входит в состав Южно-Предуральской нефтегазоносной области (НГО) Предуральской нефтегазоносной субпровинции [4].
Территория обладает высоким нефтегазовым потенциалом. Для выявления новых скоплений углеводородов (УВ) необходимо детально изучить геологическое строение, структурные формы, провести моделирование с помощью современных компьютерных технологий и новых скважинных данных.
Бассейновое моделирование позволяет реконструировать процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления (генерация, миграция, аккумуляция, сохранение, разрушение и перераспределение УВ) в геологическом времени. Этапы создания модели включают в себя создание структурного каркаса, введение литолого-фациальных, геохимических, граничных, скважинных данных и калибровку.
В основу исследований вошел структурный каркас структурно-кинематических моделей по разрезам №310506-07 (интерпретация И.П. Офмана), №510507-08 (интерпретация Л.А. Пятаевой), №26252001-02 ШП (интерпретация В.В. Дроздова) [3, 6, 8–13]. Для бассейнового моделирования территории, осложненной надвигами, палинспатические разрезы были загружены в ПО Petromod и, по описанной автором методике [1], разделены на блоки между надвиговыми системами, далее рассчитаны как отдельные модели с перетоками флюидов между блоками. Также была использована геолого-геофизическая база данных, созданная автором в ПО QGIS, куда вошли материалы геохимических исследований (300 образцов пород палеозойского возраста) методом Rock-Eval 6 [14, 16], а также фондовые и опубликованные материалы [2, 5, 7, 14–20].
Углеводородные системы
Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы (ГАУС) — совокупность всех элементов и процессов, а также генетически связанных с ними проявлений и скоплений УВ, сформированных в очаге активных нефтематеринских толщ [21].
В пределах изучаемой территории выделяются 5 генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) [14, 15], в состав которых входят лландоверийские (прогнозируемые) [14, 16], эйфельские, доманиковые, визейские и нижнепермские нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), породы-коллекторы, а также породы-флюидоупоры. Для каждого НГМТ были заданы геохимические параметры — Сорг (органический углерод) и HI (водородный индекс), а для пород-коллекторов и флюидоупоров — Кпор (коэффициент пористости), Кп (коэффициент проницаемости), кривая уплотнения в свойствах Litology (литологии).
В пределах изучаемой территории выделяются 5 генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) [14, 15], в состав которых входят лландоверийские (прогнозируемые) [14, 16], эйфельские, доманиковые, визейские и нижнепермские нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), породы-коллекторы, а также породы-флюидоупоры. Для каждого НГМТ были заданы геохимические параметры — Сорг (органический углерод) и HI (водородный индекс), а для пород-коллекторов и флюидоупоров — Кпор (коэффициент пористости), Кп (коэффициент проницаемости), кривая уплотнения в свойствах Litology (литологии).
Катагенетическая преобразованность ОВ
Основным фактором преобразования ОВ является термобарический.
На основе палинспатических реконструкций и собранной базы данных были построены 2D бассейновые модели, а также построены схемы катагенетической зональности для каждой НГМТ (рис. 1–2).
На основе палинспатических реконструкций и собранной базы данных были построены 2D бассейновые модели, а также построены схемы катагенетической зональности для каждой НГМТ (рис. 1–2).
Рис. 1. Эволюция катагенетических зон НГМТ по разрезу №26252001-02 ШП: 1 — к концу девонского периода, 2 — к концу среднекаменноугольной эпохи, 3 — к концу артинского века пермского периода, 4 — к настоящему времени
Бассейновое моделирование показало, что в зону генерации «ранних» нефтей лландоверийские и эйфельские НГМТ вошли к концу девонского периода, доманиковые — к концу ранней эпохи каменноугольного периода, визейские — к концу поздней эпохи каменноугольного периода, нижнепермские — к концу пермского периода. Очаги генерации распространялись преимущественно в пределах южной части зоны сочленения Урало-Илекской депрессии и Передовых складок Урала, также в северной части изучаемой территории.
В каменноугольный период увеличивалась площадь генерации жидких УВ.
В зону генерации «нефтяного окна» лландоверийские, эйфельские и доманиковые НГМТ вошли к концу среднекаменноугольной эпохи, визейские — к концу пермского периода. Очаги генерации распространялись преимущественно в пределах юго-восточной части зоны сочленения Урало-Илекской, Мраковской депрессий и Передовых складок Урала, также в Бельской впадине. Данные исследования подтверждаются результатами рассчитанных палеотемператур в скв. Уразбаевская 11, а также показателями отражательной способности витринита в скв. Таушская 2, Тейрукская 2 [2].
В пермский период формировались очаги генерации газообразных УВ.
В зону генерации «газовое окно» лландоверийские, эйфельские, доманиковые НГМТ вошли к концу пермского периода, визейские и нижнепермские — после пермского периода. Очаги генерации распространялись преимущественно в зоне сочленения Урало-Илекской впадины и Передовых складок Урала, в южной части зоны сочленения Мраковской депрессии и Передовых складок Урала, а также локально в центральной части Шихано-Ишимбайской седловины и южно-центральной части Бельской впадины. Данные исследования аналогично подтверждаются скважинными данными.
В каменноугольный период увеличивалась площадь генерации жидких УВ.
В зону генерации «нефтяного окна» лландоверийские, эйфельские и доманиковые НГМТ вошли к концу среднекаменноугольной эпохи, визейские — к концу пермского периода. Очаги генерации распространялись преимущественно в пределах юго-восточной части зоны сочленения Урало-Илекской, Мраковской депрессий и Передовых складок Урала, также в Бельской впадине. Данные исследования подтверждаются результатами рассчитанных палеотемператур в скв. Уразбаевская 11, а также показателями отражательной способности витринита в скв. Таушская 2, Тейрукская 2 [2].
В пермский период формировались очаги генерации газообразных УВ.
В зону генерации «газовое окно» лландоверийские, эйфельские, доманиковые НГМТ вошли к концу пермского периода, визейские и нижнепермские — после пермского периода. Очаги генерации распространялись преимущественно в зоне сочленения Урало-Илекской впадины и Передовых складок Урала, в южной части зоны сочленения Мраковской депрессии и Передовых складок Урала, а также локально в центральной части Шихано-Ишимбайской седловины и южно-центральной части Бельской впадины. Данные исследования аналогично подтверждаются скважинными данными.
Рис. 2. Схемы катагенетических зон НГМТ в настоящее время
К настоящему времени лландоверийские, эйфельские и доманиковые НГМТ являются перезрелыми в южной части (Урало-Илекская депрессия и Передовые складки Урала), визейские — локально на юго-западе Урало-Илекской депрессии. В пределах лландоверийских НГМТ на большей части генерируются газообразные УВ, в эйфельских, доманиковых и визейских — УВ жидкого фазового состава. Нижнепермские НГМТ вошли в «газовое окно» в юго-западной части Урало-Илекской впадины. На большей части территории нижнепермские НГМТ являются незрелыми.
Данные исследования калибровались (приводились к реальным скважинным данным и замерам) по результатам отражательной способности витринита в скв. Таушская 2, скв. Тейрукская 2, Ишимбайская 308, Хлеборадовская 8, Иштугановская 1 [2], отражательной способности витринита в карьере г. Кувандык [14, 16], рассчитанных палеотемператур в скв. Уразбаевская 11, замерами пластовых температур в скв. Тавакановская 5, Беркутовская 47 [2], температурами максимального выхода УВ в процессе крекинга керогена (Tmax) в скв. Большеикская 20, Марьевская 50, Маякская 2, Зыковская 35, Слудногорская 640, Рождественская 230, 232, 234, 236, Крючковская 220, Бурачинская 250, Активная 70, 71, Саракташская 10, Чиликсайская 35, Нагумановская 1, 2, 520, Вершиновская 495, 501, 506, Теректинская 176, Предуральская 105, Староключевская 111, 112, Копанская 111, 170, Новопавловская 400, Кзылобинская 161, 162, 180, Акобинская 171, 172, 173, Корниловская 150, Карасайская 60 [14, 15]; в скв. Бишкаин 20, Архангельская 1, Ишимбайская 1, Маечная [5].
Данные исследования калибровались (приводились к реальным скважинным данным и замерам) по результатам отражательной способности витринита в скв. Таушская 2, скв. Тейрукская 2, Ишимбайская 308, Хлеборадовская 8, Иштугановская 1 [2], отражательной способности витринита в карьере г. Кувандык [14, 16], рассчитанных палеотемператур в скв. Уразбаевская 11, замерами пластовых температур в скв. Тавакановская 5, Беркутовская 47 [2], температурами максимального выхода УВ в процессе крекинга керогена (Tmax) в скв. Большеикская 20, Марьевская 50, Маякская 2, Зыковская 35, Слудногорская 640, Рождественская 230, 232, 234, 236, Крючковская 220, Бурачинская 250, Активная 70, 71, Саракташская 10, Чиликсайская 35, Нагумановская 1, 2, 520, Вершиновская 495, 501, 506, Теректинская 176, Предуральская 105, Староключевская 111, 112, Копанская 111, 170, Новопавловская 400, Кзылобинская 161, 162, 180, Акобинская 171, 172, 173, Корниловская 150, Карасайская 60 [14, 15]; в скв. Бишкаин 20, Архангельская 1, Ишимбайская 1, Маечная [5].
Таким образом, мегарезервуары представляют собой комплексные углеводородные системы, которые могут содержать разнообразные типы углеводородов в различных геологических средах — как в традиционных, так и в нетрадиционных коллекторах.
Одной из широко используемых моделей для описания мегарезервуаров в традиционных и нетрадиционных коллекторах является так называемая «резервуарная концепция». В рамках этой концепции углеводородный резервуар рассматривается как единая система, включающая в себя различные типы коллекторов, такие как песчаники, карбонаты, сланцы и т. д. Следовательно, каждый тип коллектора воспринимается как составная часть одного мегарезервуара, где процессы формирования, накопления и добычи углеводородов могут быть взаимосвязаны. Данная модель позволяет учитывать различия в свойствах и характеристиках различных типов коллекторов при планировании добычи и оценки ресурсов углеводородов.
Одной из широко используемых моделей для описания мегарезервуаров в традиционных и нетрадиционных коллекторах является так называемая «резервуарная концепция». В рамках этой концепции углеводородный резервуар рассматривается как единая система, включающая в себя различные типы коллекторов, такие как песчаники, карбонаты, сланцы и т. д. Следовательно, каждый тип коллектора воспринимается как составная часть одного мегарезервуара, где процессы формирования, накопления и добычи углеводородов могут быть взаимосвязаны. Данная модель позволяет учитывать различия в свойствах и характеристиках различных типов коллекторов при планировании добычи и оценки ресурсов углеводородов.
- Была создана геолого-геофизическая база данных.
- Созданы 2D бассейновые модели по
- сейсмогеологическим профилям, осложненным надвиговыми дислокациями.
- Построены схемы катагенетической зональности для каждой НГМТ.
- Показаны временные интервалы вхождения в «нефтяное» и «газовое» окно для каждой НГМТ;.
- Выделены основные очаги нефтегазогенерации.
- Оценены перспективы нефтегазоносности изучаемой территории
1. Астахов С.М. Геореактор. Алгоритмы нефтегазообразования. Ростов-на-Дону: Контики, 2015. 256 c.
2. Башкова С.Е., Яковлев Ю.А., Капитанова А.С., Башков А.Н. Прогноз геотермических и геохимических условий Мраковской депрессии и прилегающих территорий Шихано-Ишимбайской седловины // Недропользование. 2022.
Т. 22. № 1. С. 37–44.
3. Бондарева Л.И., Бондарев А.В., Ермолкин В.И., Ткачева А.А. Геодинамическая эволюция формирования взбросо-надвиговых поясов Предуралья по результатам структурно-кинематического моделирования // Нефтяное хозяйство. 2021. № 5. С. 15–21.
4. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции России и сопредельных стран. Москва: Нефть и газ, 2005. 570 с.
5. Карпушин М.Ю. Строение и перспективы нефтегазоносности доманикоидного комплекса франско-турнейского возраста центральной части Волго-Уральского бассейна. Диссертация. Москва: 2023. 122 с.
6. Керимов В.Ю. Моделирование углеводородных систем и месторождений нефти и газа. М.: Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, 2021. 303 с.
7. Мизенс Г.А. Верхнепалеозойский флиш Западного Урала. Екатеринбург: УрО РАН, 1997. 230 с.
8. Минлигалиева Л.И. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба и зоны передовых складок Урала на основе геомеханического и бассейнового моделирования // Геология в развивающемся мире. 2018. С. 145–148.
9. Минлигалиева Л.И. Геомеханическое и бассейновое моделирование зоны передовых складок Урала // Актуальные вопросы поисков и разведки месторождений нефти и газа. 2017. С. 153–161.
10. Минлигалиева Л.И., Ермолкин В.И., Осипов А.В., Бондарев А.В., Монакова А.С. Геодинамическая эволюция и условия формирования ловушек углеводородов в зоне сочленения Предуральского краевого прогиба и Передовых складок Урала на основе структурно-кинематического моделирования // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2019. № 4. С. 43–59.
11. Минлигалиева Л.И., Керимов В.Ю. Условия формирования ловушек и залежей углеводородов в поднадвиговых зонах Предуралья // Недропользование XXI век. 2019. № 4. С. 34–45.
12. Минлигалиева Л.И., Керимов В.Ю., Косьянов В.А., Мустаев Р.Н. Геомеханическое моделирование взбросо-надвиговых поясов южной части Предуралья // EAGE. Геомодель 2019. 5 c.
13. Минлигалиева Л.И., Монакова А.С. Результаты проведенных палеореконструкций по сейсмическим профилям в южной части Предуральского прогиба // Генезис, миграция и формирование месторождений углеводородного сырья в контексте их поиска, разведки и разработки. 2018. С. 82–86.
14. Монакова А.С. Условия формирования, размещения и перспективы поисков скоплений углеводородов в палеозойском комплексе юга Предуральского прогиба и зоны Передовых складок юго-западного Урала. Диссертация. Москва: 2019. 161 с.
15. Осипов А.В. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Бельская впадина) на основе анализа геохронотермобарических условий нефтегазонакопления и бассейнового моделирования. Диссертация. Москва: 2013. 118 с.
16. Осипов А.В., Бондарев А.В., Мустаев Р.Н., Монакова А.С., Захарченко М.В., Минлигалиева Л.И. Результаты геолого-съемочных работ на восточном борту южной части Предуральского прогиба // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2018. С. 42–50.
17. Офман И.П. Разработка геолого-геофизической модели зоны Передовых складок Урала как нового нефтегазоперспективного района. Москва: ОАО НПО «Нафтаком». 2013
18. Пучков В.Н. Палеогеодинамика Южного и Среднего Урала. Уфа: ГИЛЕМ, 2000.
146 с.
19. Политыкина М.А., Тюрин А.М., Макаров С.Е., Петрищев В.П., Панкратьев П.В., Багманова С.В. Перспективы нефтегазоносности Оренбургского сегмента передовых складок Урала // Геология нефти и газа. 2021. № 6. С. 59–71.
20.База данных глобального теплового потока URL: https://ihfc-iugg.org/products/global-heat-flow-database (дата обращения: 01.07.2024). (In Eng).
21. Magoon L.B. Dow W.G. The petroleum system. The petroleum system: from source to trap. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, 1994, Vol. 60, P. 3–24. (In Eng).
2. Башкова С.Е., Яковлев Ю.А., Капитанова А.С., Башков А.Н. Прогноз геотермических и геохимических условий Мраковской депрессии и прилегающих территорий Шихано-Ишимбайской седловины // Недропользование. 2022.
Т. 22. № 1. С. 37–44.
3. Бондарева Л.И., Бондарев А.В., Ермолкин В.И., Ткачева А.А. Геодинамическая эволюция формирования взбросо-надвиговых поясов Предуралья по результатам структурно-кинематического моделирования // Нефтяное хозяйство. 2021. № 5. С. 15–21.
4. Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции России и сопредельных стран. Москва: Нефть и газ, 2005. 570 с.
5. Карпушин М.Ю. Строение и перспективы нефтегазоносности доманикоидного комплекса франско-турнейского возраста центральной части Волго-Уральского бассейна. Диссертация. Москва: 2023. 122 с.
6. Керимов В.Ю. Моделирование углеводородных систем и месторождений нефти и газа. М.: Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, 2021. 303 с.
7. Мизенс Г.А. Верхнепалеозойский флиш Западного Урала. Екатеринбург: УрО РАН, 1997. 230 с.
8. Минлигалиева Л.И. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба и зоны передовых складок Урала на основе геомеханического и бассейнового моделирования // Геология в развивающемся мире. 2018. С. 145–148.
9. Минлигалиева Л.И. Геомеханическое и бассейновое моделирование зоны передовых складок Урала // Актуальные вопросы поисков и разведки месторождений нефти и газа. 2017. С. 153–161.
10. Минлигалиева Л.И., Ермолкин В.И., Осипов А.В., Бондарев А.В., Монакова А.С. Геодинамическая эволюция и условия формирования ловушек углеводородов в зоне сочленения Предуральского краевого прогиба и Передовых складок Урала на основе структурно-кинематического моделирования // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2019. № 4. С. 43–59.
11. Минлигалиева Л.И., Керимов В.Ю. Условия формирования ловушек и залежей углеводородов в поднадвиговых зонах Предуралья // Недропользование XXI век. 2019. № 4. С. 34–45.
12. Минлигалиева Л.И., Керимов В.Ю., Косьянов В.А., Мустаев Р.Н. Геомеханическое моделирование взбросо-надвиговых поясов южной части Предуралья // EAGE. Геомодель 2019. 5 c.
13. Минлигалиева Л.И., Монакова А.С. Результаты проведенных палеореконструкций по сейсмическим профилям в южной части Предуральского прогиба // Генезис, миграция и формирование месторождений углеводородного сырья в контексте их поиска, разведки и разработки. 2018. С. 82–86.
14. Монакова А.С. Условия формирования, размещения и перспективы поисков скоплений углеводородов в палеозойском комплексе юга Предуральского прогиба и зоны Передовых складок юго-западного Урала. Диссертация. Москва: 2019. 161 с.
15. Осипов А.В. Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Бельская впадина) на основе анализа геохронотермобарических условий нефтегазонакопления и бассейнового моделирования. Диссертация. Москва: 2013. 118 с.
16. Осипов А.В., Бондарев А.В., Мустаев Р.Н., Монакова А.С., Захарченко М.В., Минлигалиева Л.И. Результаты геолого-съемочных работ на восточном борту южной части Предуральского прогиба // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2018. С. 42–50.
17. Офман И.П. Разработка геолого-геофизической модели зоны Передовых складок Урала как нового нефтегазоперспективного района. Москва: ОАО НПО «Нафтаком». 2013
18. Пучков В.Н. Палеогеодинамика Южного и Среднего Урала. Уфа: ГИЛЕМ, 2000.
146 с.
19. Политыкина М.А., Тюрин А.М., Макаров С.Е., Петрищев В.П., Панкратьев П.В., Багманова С.В. Перспективы нефтегазоносности Оренбургского сегмента передовых складок Урала // Геология нефти и газа. 2021. № 6. С. 59–71.
20.База данных глобального теплового потока URL: https://ihfc-iugg.org/products/global-heat-flow-database (дата обращения: 01.07.2024). (In Eng).
21. Magoon L.B. Dow W.G. The petroleum system. The petroleum system: from source to trap. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, 1994, Vol. 60, P. 3–24. (In Eng).
Бондарева Л.И.
Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия
liana_bondareva@ipng.ru
Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Москва, Россия
liana_bondareva@ipng.ru
Основой для проведенного исследования послужила геолого-геофизическая база данных, в состав которой вошли сейсмогеологические профильные разрезы различных авторов интерпретации, структурные карты, литолого-фациальные карты, схемы мощностей отложений, геохимические параметры Tmax и Ro по скважинным данным, результаты 1D бассейнового моделирования, схемы распространения тепловых потоков. В программном обеспечении (ПО) Petromod компании Schlumberger были построены бассейновые модели, на основании которых были построены схемы эволюции катагенетических зон, выделены очаги нефтегазогенерации и оценены перспективы нефтегазоносности.
Предуральский прогиб, складки, надвиги, катагенез, бассейновое моделирование
Бондарева Л.И. Катагенетическая эволюция нефтегазоматеринских толщ зоны сочленения Предуральского прогиба и Передовых складок Урала // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 12–16. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-12-16
11.07.2024
УДК 553.98
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-12-16
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-12-16
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88