Последние сообщения21
О волновой природе напряжений и деформаций и механизме концентрации пи в земной коре / Re: О волновой природе напряжений и деформаций и механизме концентрации пи
« Последний ответ от Устьянцев Валерий Николаевич Марта 23, 2024, 10:11:22 am »Коллекторские свойства пород
Несомненно, важнейшее достижение сверхглубокого бурения — обнаружение коллекторов на больших глубинах. Не подтвердились многочисленные попытки создания статистических моделей, описывающих только ухудшение коллекторских свойств пород с глубиной. Убедительным доказательством наличия глубинных коллекторов являются результаты испытаний. Например, в Колвинской ГС при испытании сложнопостроенных карбонатных коллекторов силура с глубины 6890-6906 м получена обогащенная сероводородом вода с минерализацией 190 г/л. В Тюменской СГС на глубине более 5000 м в осадочных породах и более 6500 м в сильно измененных базальтах выявлены зоны развития коллекторов с высокими значениями пористости (до 17-19 %) и проницаемости [З].
Развитие коллекторов на больших глубинах - явление не уникальное, а общераспространенное, имеет свои закономерности. Детальный анализ развития коллекторов по результатам исследования многих глубоких и сверхглубоких скважин в нашей стране и за рубежом привел Л.В.Сиротенко [3] к обоснованию обобщенной модели их формирования, в которой значительная роль уделяется так называемой главной зоне гравитационного уплотнения (ГЗГУ). ГЗГУ проявляется для разных регионов в широком интервале глубин и характеризуется следующими особенностями: 1) значительно меньшим, чем в верхних горизонтах, развитием коллекторов в основном порового типа; 2) резко пониженными максимальными значениями пористости и проницаемости; 3) независимостью глубины ее проявления от вещественного состава. Ниже ГЗГУ, когда максимальное воздействие гравитационного фактора исчерпано, в увеличении коллекторского потенциала более активную роль начинают играть геодинамические процессы и связанные с ними теплофизические, термодинамические и гидрохимические факторы, которые необходимо детально исследовать по материалам ГС и СГС. Вероятно, важное значение будет иметь определение соотношения в пространстве и времени развития ГЗГУ и главных зон нефте- и газообразования.
Нефтегазоматеринские породы
Такие признаки нефтегазоматеринских пород (НГМП), как особенности вещественного состава и повышенное содержание 0В, сохраняют свое значение при их идентификации на больших глубинах. Содержание органического углерода (Сорг) в условиях жесткого катагенеза для сапропелевого 0В достигает 5 % (МК — Колвинская ГС), а для гумусового OB — 8-10 % и более (АК — Тюменская СГС).
Проблема прогнозирования НГМП на больших глубинах оказалась тесно связанной с решением вопросов глубинного строения. Развитие значительной мощности магматических пород в триасовых толщах Тюменской СГС и девонских отложениях Тимано-Печорской ГС снизило предполагаемый нефтегазогенерационный потенциал глубинных отложений. Кроме того, неблагоприятные литолого-фациальные условия силурийских отложений в разрезе Колвинской ГС, где в основном вскрыты толщи низкоглинистых и низкоуглеродистых, часто сульфатизированных доломитов и известняков, также предопределили крайне низкий нефтегазоматеринский потенциал пород ниже 6000 м.
Наиболее высоким потенциалом на нефть, не учтенным при оценке ресурсов УВ объемно-генетическим методом, обладали нижнедевонские отложения доманикового типа на глубине 5100-5560 м в разрезе Колвинской ГС, которые по ряду генетических признаков могли внести вклад в нефтеносность вышезалегающих комплексов. Самый значительный газовый потенциал отмечен для нижне-среднеюрских пород в разрезе Тюменской СГС. Наиболее глубокозалегающие НГМП несколько повышенной продуктивности обнаружены во вновь открытой в разрезе Тюменской СГС пурской свите триаса.
По обычно используемым показателям (степень битуминозности, данные пиролиза 0В) основная часть НГМП ниже 4500-5000 м израсходовала свой нефтяной потенциал и поэтому может быть отнесена к категории бывших НГМП. Однако реализация потенциала происходит неравномерно с глубиной и часто зависит от литологических особенностей, в области, казалось бы, истощенного потенциала фиксируются повышенные содержания син- и эпибитумоидов.
В пурской свите Тюменской СГС в условиях апокатагенеза содержание хлороформенных битумоидов достигает десятых долей процента, в составе битумоидов фиксируются высокие концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов, до уровня значений в баженовской свите увеличиваются концентрации легких бензиновых УВ (до 1 см3/кг н-пентанов) в глубокосорбированных газах [З]. Эти и многие другие факты указывают на отсутствие полного истощения потенциала и требуют проведения комплекса дополнительных исследований.
Теоретические аспекты нефтегазоносности больших глубин
Из работы [3] можно увидеть, насколько противоречиво трактуют авторы результаты исследований как в области глубинного строения, природы геофизических границ, генезиса глубинных коллекторов,так и в распределении катагенетической зональности, нефтегазоносности, причем по материалам только одной Тюменской СГС. Это связано с очень низким уровнем практической апробации на материалах сверхглубокого бурения в нефтегазоносных районах многих теоретических представлений и гипотез, вследствие чего глубина не вызывает повышенного интереса как геологическое понятие. Среди геологов-нефтяников вообще доминирует мнение, что глубина — понятие больше технологическое, чем геологическое. В связи с этим в нефтегазовой геологии до сих пор не разработаны теоретические аспекты глубинной нефтегазоносности, а созданная и развиваемая геохимиками теория зональности (фактически по глубине) нефте- и газообразования реально обычно не учитывается при планировании исследований больших глубин. Составной частью теории является учение о главной зоне (фазе) нефтеобразования (ГЗН), разработанное российскими учеными Н.Б.Вассоевичем, С.Г.Неручевым, А.Э. Конторовичем и др. Приведенные данные по развитию нефтеносности не только дополнительно подтверждают правоту этого учения, но и указывают на возможность еще на стадии проектирования ГС и СГС с достаточной точностью прогнозировать эти результаты. Например, в районах бурения Колвинской и Тимано-Печорской ГС и Тюменской СГС можно было прогнозировать уровень нефтеносности ниже установленного на 1,0-1,5 км. Выявленные закономерности изменения коллекторских свойств с глубиной в совокупности с особенностями развития ГЗН позволяют уже сегодня классифицировать глубины по нефтеносности, что будет иметь важное значение как при решении проблем прогнозирования, так и при постановке ГС и СГС.
Другой аспект глубинной нефтеносности — возможность консервации потенциала 0В на большой глубине ниже ГЗН и последующей его реализации — уже вызвал дискуссию в научной литературе [1]. Отметим только, что многочисленные факты указывают на возможность таких процессов, правда, в значительно меньших масштабах, чем в ГЗН. В связи с этим необходимо детальное комплексное исследование этого явления, тем более что по ряду СГС за рубежом получены сходные данные [4,5].
Анализ результатов исследований ГС и СГС не только в России, но и за рубежом все более убеждает, что для больших глубин вопросы оценки нефте- и газоносности в какой-то степени должны рассматриваться раздельно. Выявление газопроявлений на больших глубинах, отсутствие границ по глубине для развития значительных количеств метана в породах, а также специфический комплекс методов исследований газов, исключающий их значительные потери, требуют более тщательного и корректного отношения к проблеме глубинной газоносности при исследовании ГС и СГС.
Следует отметить, что никаких фактов относительно невозможности развития главной зоны газообразования и так называемой постумной зоны газообразования по данным Колвинской, Тимано-Печорской. Тюменской и многих других ГС и СГС не получено. В то же время проявления метана далеко не всегда подчиняются закономерностям развития этих зон. Вероятно, наступило время детально исследовать многочисленные факты обнаружения метана на больших глубинах. В какой-то степени ключ к решению этой проблемы могут дать и скважины в рудных районах, например находящаяся в бурении Уральская СГС (Свердловская область), на которой еще не поздно поставить соответствующий комплекс специальных работ.
Вопрос о размещении ГС и СГС также имеет свою теоретическую основу и должен широко обсуждаться. Рассматриваемые скважины были забурены в глубоких впадинах в зонах интенсивной нефтегазоносности по верхним горизонтам: Колвинская ГС — на крупном Харьягинском нефтегазоносном месторождении, Тимано-Печорская ГС — на Западно-Соплесском газоконденсатном месторождении, а Тюменская СГС - в 60 км к востоку от Уренгойского газового гиганта. То есть выбор заложения скважин изначально был основан на идеях значительной генерации УВ в глубоких впадинах в соответствии с органической теорией генезиса УВ, а также связи нефтегазоносности верхних и глубоких горизонтов согласно теории глубинного происхождения УВ. В то же время при анализе этих теорий еще до бурения можно было предвидеть, что крупных открытий нефти рассматриваемые скважины не дадут. В научном и прагматическом аспектах целесообразно широкое обсуждение планов строительства ГС и СГС в нефтегазоносных районах представителями различных концепций нефтегазоносности больших глубин. В этом должны быть заинтересованы не только федеральная геологическая служба, но и частные компании.
В заключение необходимо отметить, что даже та незначительная часть затронутых в статье вопросов свидетельствует о высокой информативности результатов исследования ГС и СГС в нефтегазоносных районах, позволяющей перевести проблему глубинной нефтегазоносности от теоретических дискуссий к практическому решению и обеспечению задач поиска дополнительных энергетических источников будущей России.
Литература
Меленевский В.Н.,Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте- и газообразования // Геология нефти к газа. - 1997. - № 7. - С. 4-7.
Перспективы нефтегазоносности больших глубин / Отв. ред. А.А.Аксенов. - М.: Наука, 1985.
Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502 м). Результаты бурения и исследования: Сб. докл. "Научное бурение в России" / Гл. ред В.Б.Мазур. — Пермь: ИПК "Звезда", 1996. - Вып. 4.
Price L.C., Clayton J.L. Reasons for and significance of deep, high-rank hydrocarbon generation in the South Texas Gulf Coast: in Gulf Coast Oils and Gases // Proceeding Ninth Annual Reasearch Conference, Gulf Coast Section. - 1990. - Sepm. -P. 105-137.
Price L.C., Ceayton J.L., Rumen L.L. Organic geochemistry of the 9.6 km Berta Rogers No. 1 Well, Oklahoma // Organic geochemistry. — 1981. — Vol. 3. - P. 59-77.
Рис. 1. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГС И СГС В ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ И ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НГП
Несомненно, важнейшее достижение сверхглубокого бурения — обнаружение коллекторов на больших глубинах. Не подтвердились многочисленные попытки создания статистических моделей, описывающих только ухудшение коллекторских свойств пород с глубиной. Убедительным доказательством наличия глубинных коллекторов являются результаты испытаний. Например, в Колвинской ГС при испытании сложнопостроенных карбонатных коллекторов силура с глубины 6890-6906 м получена обогащенная сероводородом вода с минерализацией 190 г/л. В Тюменской СГС на глубине более 5000 м в осадочных породах и более 6500 м в сильно измененных базальтах выявлены зоны развития коллекторов с высокими значениями пористости (до 17-19 %) и проницаемости [З].
Развитие коллекторов на больших глубинах - явление не уникальное, а общераспространенное, имеет свои закономерности. Детальный анализ развития коллекторов по результатам исследования многих глубоких и сверхглубоких скважин в нашей стране и за рубежом привел Л.В.Сиротенко [3] к обоснованию обобщенной модели их формирования, в которой значительная роль уделяется так называемой главной зоне гравитационного уплотнения (ГЗГУ). ГЗГУ проявляется для разных регионов в широком интервале глубин и характеризуется следующими особенностями: 1) значительно меньшим, чем в верхних горизонтах, развитием коллекторов в основном порового типа; 2) резко пониженными максимальными значениями пористости и проницаемости; 3) независимостью глубины ее проявления от вещественного состава. Ниже ГЗГУ, когда максимальное воздействие гравитационного фактора исчерпано, в увеличении коллекторского потенциала более активную роль начинают играть геодинамические процессы и связанные с ними теплофизические, термодинамические и гидрохимические факторы, которые необходимо детально исследовать по материалам ГС и СГС. Вероятно, важное значение будет иметь определение соотношения в пространстве и времени развития ГЗГУ и главных зон нефте- и газообразования.
Нефтегазоматеринские породы
Такие признаки нефтегазоматеринских пород (НГМП), как особенности вещественного состава и повышенное содержание 0В, сохраняют свое значение при их идентификации на больших глубинах. Содержание органического углерода (Сорг) в условиях жесткого катагенеза для сапропелевого 0В достигает 5 % (МК — Колвинская ГС), а для гумусового OB — 8-10 % и более (АК — Тюменская СГС).
Проблема прогнозирования НГМП на больших глубинах оказалась тесно связанной с решением вопросов глубинного строения. Развитие значительной мощности магматических пород в триасовых толщах Тюменской СГС и девонских отложениях Тимано-Печорской ГС снизило предполагаемый нефтегазогенерационный потенциал глубинных отложений. Кроме того, неблагоприятные литолого-фациальные условия силурийских отложений в разрезе Колвинской ГС, где в основном вскрыты толщи низкоглинистых и низкоуглеродистых, часто сульфатизированных доломитов и известняков, также предопределили крайне низкий нефтегазоматеринский потенциал пород ниже 6000 м.
Наиболее высоким потенциалом на нефть, не учтенным при оценке ресурсов УВ объемно-генетическим методом, обладали нижнедевонские отложения доманикового типа на глубине 5100-5560 м в разрезе Колвинской ГС, которые по ряду генетических признаков могли внести вклад в нефтеносность вышезалегающих комплексов. Самый значительный газовый потенциал отмечен для нижне-среднеюрских пород в разрезе Тюменской СГС. Наиболее глубокозалегающие НГМП несколько повышенной продуктивности обнаружены во вновь открытой в разрезе Тюменской СГС пурской свите триаса.
По обычно используемым показателям (степень битуминозности, данные пиролиза 0В) основная часть НГМП ниже 4500-5000 м израсходовала свой нефтяной потенциал и поэтому может быть отнесена к категории бывших НГМП. Однако реализация потенциала происходит неравномерно с глубиной и часто зависит от литологических особенностей, в области, казалось бы, истощенного потенциала фиксируются повышенные содержания син- и эпибитумоидов.
В пурской свите Тюменской СГС в условиях апокатагенеза содержание хлороформенных битумоидов достигает десятых долей процента, в составе битумоидов фиксируются высокие концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов, до уровня значений в баженовской свите увеличиваются концентрации легких бензиновых УВ (до 1 см3/кг н-пентанов) в глубокосорбированных газах [З]. Эти и многие другие факты указывают на отсутствие полного истощения потенциала и требуют проведения комплекса дополнительных исследований.
Теоретические аспекты нефтегазоносности больших глубин
Из работы [3] можно увидеть, насколько противоречиво трактуют авторы результаты исследований как в области глубинного строения, природы геофизических границ, генезиса глубинных коллекторов,так и в распределении катагенетической зональности, нефтегазоносности, причем по материалам только одной Тюменской СГС. Это связано с очень низким уровнем практической апробации на материалах сверхглубокого бурения в нефтегазоносных районах многих теоретических представлений и гипотез, вследствие чего глубина не вызывает повышенного интереса как геологическое понятие. Среди геологов-нефтяников вообще доминирует мнение, что глубина — понятие больше технологическое, чем геологическое. В связи с этим в нефтегазовой геологии до сих пор не разработаны теоретические аспекты глубинной нефтегазоносности, а созданная и развиваемая геохимиками теория зональности (фактически по глубине) нефте- и газообразования реально обычно не учитывается при планировании исследований больших глубин. Составной частью теории является учение о главной зоне (фазе) нефтеобразования (ГЗН), разработанное российскими учеными Н.Б.Вассоевичем, С.Г.Неручевым, А.Э. Конторовичем и др. Приведенные данные по развитию нефтеносности не только дополнительно подтверждают правоту этого учения, но и указывают на возможность еще на стадии проектирования ГС и СГС с достаточной точностью прогнозировать эти результаты. Например, в районах бурения Колвинской и Тимано-Печорской ГС и Тюменской СГС можно было прогнозировать уровень нефтеносности ниже установленного на 1,0-1,5 км. Выявленные закономерности изменения коллекторских свойств с глубиной в совокупности с особенностями развития ГЗН позволяют уже сегодня классифицировать глубины по нефтеносности, что будет иметь важное значение как при решении проблем прогнозирования, так и при постановке ГС и СГС.
Другой аспект глубинной нефтеносности — возможность консервации потенциала 0В на большой глубине ниже ГЗН и последующей его реализации — уже вызвал дискуссию в научной литературе [1]. Отметим только, что многочисленные факты указывают на возможность таких процессов, правда, в значительно меньших масштабах, чем в ГЗН. В связи с этим необходимо детальное комплексное исследование этого явления, тем более что по ряду СГС за рубежом получены сходные данные [4,5].
Анализ результатов исследований ГС и СГС не только в России, но и за рубежом все более убеждает, что для больших глубин вопросы оценки нефте- и газоносности в какой-то степени должны рассматриваться раздельно. Выявление газопроявлений на больших глубинах, отсутствие границ по глубине для развития значительных количеств метана в породах, а также специфический комплекс методов исследований газов, исключающий их значительные потери, требуют более тщательного и корректного отношения к проблеме глубинной газоносности при исследовании ГС и СГС.
Следует отметить, что никаких фактов относительно невозможности развития главной зоны газообразования и так называемой постумной зоны газообразования по данным Колвинской, Тимано-Печорской. Тюменской и многих других ГС и СГС не получено. В то же время проявления метана далеко не всегда подчиняются закономерностям развития этих зон. Вероятно, наступило время детально исследовать многочисленные факты обнаружения метана на больших глубинах. В какой-то степени ключ к решению этой проблемы могут дать и скважины в рудных районах, например находящаяся в бурении Уральская СГС (Свердловская область), на которой еще не поздно поставить соответствующий комплекс специальных работ.
Вопрос о размещении ГС и СГС также имеет свою теоретическую основу и должен широко обсуждаться. Рассматриваемые скважины были забурены в глубоких впадинах в зонах интенсивной нефтегазоносности по верхним горизонтам: Колвинская ГС — на крупном Харьягинском нефтегазоносном месторождении, Тимано-Печорская ГС — на Западно-Соплесском газоконденсатном месторождении, а Тюменская СГС - в 60 км к востоку от Уренгойского газового гиганта. То есть выбор заложения скважин изначально был основан на идеях значительной генерации УВ в глубоких впадинах в соответствии с органической теорией генезиса УВ, а также связи нефтегазоносности верхних и глубоких горизонтов согласно теории глубинного происхождения УВ. В то же время при анализе этих теорий еще до бурения можно было предвидеть, что крупных открытий нефти рассматриваемые скважины не дадут. В научном и прагматическом аспектах целесообразно широкое обсуждение планов строительства ГС и СГС в нефтегазоносных районах представителями различных концепций нефтегазоносности больших глубин. В этом должны быть заинтересованы не только федеральная геологическая служба, но и частные компании.
В заключение необходимо отметить, что даже та незначительная часть затронутых в статье вопросов свидетельствует о высокой информативности результатов исследования ГС и СГС в нефтегазоносных районах, позволяющей перевести проблему глубинной нефтегазоносности от теоретических дискуссий к практическому решению и обеспечению задач поиска дополнительных энергетических источников будущей России.
Литература
Меленевский В.Н.,Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте- и газообразования // Геология нефти к газа. - 1997. - № 7. - С. 4-7.
Перспективы нефтегазоносности больших глубин / Отв. ред. А.А.Аксенов. - М.: Наука, 1985.
Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502 м). Результаты бурения и исследования: Сб. докл. "Научное бурение в России" / Гл. ред В.Б.Мазур. — Пермь: ИПК "Звезда", 1996. - Вып. 4.
Price L.C., Clayton J.L. Reasons for and significance of deep, high-rank hydrocarbon generation in the South Texas Gulf Coast: in Gulf Coast Oils and Gases // Proceeding Ninth Annual Reasearch Conference, Gulf Coast Section. - 1990. - Sepm. -P. 105-137.
Price L.C., Ceayton J.L., Rumen L.L. Organic geochemistry of the 9.6 km Berta Rogers No. 1 Well, Oklahoma // Organic geochemistry. — 1981. — Vol. 3. - P. 59-77.
Рис. 1. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГС И СГС В ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ И ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НГП
