41
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, 10:07:35 am »ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БОЛЬШИХ ГЛУБИН
Т.В.Белоконь (КамНИИКИГС ГНПП "Недра")
В связи с освоением запасов УВ на обычных глубинах для многих регионов России все более актуальным становится решение проблемы нефтегазоносности больших глубин. В соответствии с "Государственной программой развития минерально-сырьевой базы и геологической службы России на 1993-1995 гг. и до 2000 г. " (Алескеров В.А. и др., 1992) бурение глубоких и сверхглубоких скважин является одной из составных частей повышения эффективности геолого-разведочных работ. В последние годы в пределах крупных нефтегазоносных провинций России ГНПП "Недра" и другими организациями осуществлено бурение ряда глубоких (ГС) и сверхглубоких (СГС) скважин, которые дали богатейший материал как теоретического, так и прикладного характера.
В данной работе обобщены некоторые результаты исследований глубинной нефтегазоносности по материалам ГС и СГС, пробуренных в Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях (НГП): Колвинской глубокой параметрической (глубина 7057 м), Тимано-Печорской опорной (глубина 6904 м) и Тюменской сверхглубокой (глубина 7502 м) (Белоконь Т.В. и др., 1991; Ехлаков Ю.А. и др., 1991; Белоконь Т.В. и др., 1994; [3]).
Геологическое строение
Совершенно ясно, что оценка нефтегазоносности больших глубин в том или ином районе возможна только при наличии определенных представлений о геологическом строении. Колвинская глубокая параметрическая скважина внесла существенные коррективы в представления о геологической истории развития Печоро-Колвинского авлакогена — основного тектонического элемента по отложениям палеозоя Тимано-Печорской НГП (Ехлаков Ю.А. и др., 1991). Мощность отложений нижнего девона оказалась в 4 раза, а верхнего силура — в 2 раза больше проектной, т.е. в зоне Колвинского мегавала авлакоген имел более древнее заложение (раннедевонское время), чем предполагалось ранее. Компенсация депрессии происходила за счет глинистых и карбонатно-глинистых осадков часто доманикового типа, создающих высокий нефтегазоматеринский потенциал пород, что существенно меняет прогнозные представления об УВ-потенциале глубоких горизонтов.
Тимано-Печорская опорная скважина вскрыла терригенно-карбонатный разрез палеозоя, который в нижней части в области развития лохковских и эйфельских отложений девона оказался значительно большей мощности и более интенсивно насыщен пластовыми телами долеритов,чем предполагалось ранее. Выяснилось, что отражающие сейсмические горизонты, ранее отождествляемые с литолого-стратиграфическими границами в осадочном чехле, приурочены к интрузиям.
Тюменская СГС не только не подтвердила проектные данные об осадочном генезисе триасовых отложений во внутренней зоне Нижнепурского мегапрогиба, но и дала в противоположность геофизическим материалам о расслоенности разреза дополнительные аргументы в пользу развития вулканических пород в пределах рифтогенных структур. Не подтвердились прогнозы о развитии магнитоактивных тел на глубинах от 4,0 до 7,5 км [3].
Таким образом, ни одна из рассмотренных скважин не подтвердила проектный глубинный геологический разрез, что ставит под сомнение существовавшие прогнозные представления о глубинной нефтегазоносности. Если учесть, что ГС и СГС бурятся в районах, относительно изученных региональными геофизическими исследованиями, то для геофизиков получен богатейший фактический материал для корректировки представлений о природе глубинных границ. Что касается прогнозирования глубинного строения, то необходимо уже на стадии проектирования ГС и СГС предусматривать варианты моделей строения в соответствии с существующими гипотезами.
Термобарические условия
Современные температуры в разрезах ГС и СГС устанавливаются в основном по результатам проведения термокаротажа, что требует для получения объективных данных привлечения большого объема информации по районам бурения. Приведенные на рис. 1 данные свидетельствуют о наиболее высоких значениях температур в Тюменской СГС, где в призабойной зоне температуры превышают 210 °С. Анализ полученных данных по изменению градиентов температур в ГС указывает на близость их фактических и прогнозируемых значений.
Задача определения палеотемператур решалась широким комплексом методов. Однако в условиях, когда в разрезах наблюдались включения витринита (Тюменская СГС), палеотемпературы устанавливались в основном по его отражательной способности, наиболее часто и широко применяемой для реконструкции стадии катагенеза 0В пород на обычных глубинах. В результате оказалось, что расхождения в определениях, выполненных разными исследователями, настолько велики (для баженовской свиты — от MK1 до MK3 [3]),что для получения распределения катагенеза 0В пришлось привлекать весь комплекс химико-битуминологических, микропетрографических исследований 0В, ИК-спектроскопию синбитумоидов, а также данные пиролиза 0В. Еще при исследовании самой глубокой в мире скв.1 Берта-Роджерс (Оклахома, США) в осадочных бассейнах была поставлена под сомнение возможность определять на больших глубинах степень зрелости ОВ только по отражательной способности витринита [5]. В тоже время решение задачи корректного определения зональности катагенеза в верхних горизонтах и интерполяции ее на большие глубины на стадии проектирования ГС и СГС позволит более обоснованно прогнозировать нефтегазовый потенциал пород на больших глубинах.
Прогноз глубинных пластовых давлений относительно успешно проведен для Колвинской и Тимано-Печорской скважин. В Колвинской ГС коэффициент аномальности давлений Ка достигал 1,42, а в Тимано-Печорской ГС давления незначительно превышали гидростатические (см. рис. 1). Для Тюменской СГС существовавшие модели прогноза предусматривали появление аномально высоких пластовых давлений (АВПД) начиная с ачимовских отложений и восстановление давлений, близких к гидростатическим, на глубинах более 5000 м. Однако фактически Ка показал рост вплоть до забоя скважины и достигал значений более 1,8. Существующие способы прогноза для терригенных пород обнаружили несовпадение расчетных и фактических значений ниже 5000 м, а при вскрытии магматических пород ниже 6500 м оказалось, что для них такие методы не работают. Анализ данных исследований СГС по изменению пластовых давлений на больших глубинах показал, что при прогнозировании АВПД необходимо учитывать следующие факторы: региональный характер, наличие или отсутствие тенденций к восстановлению гидростатических давлений с глубиной, обычно ступенчатый характер развития АВПД, контролируемый наличием флюидоупоров. В Колвинской ГС и Тюменской СГС в зоне АВПД происходит падение минерализации пластовых вод, наблюдаются газопроявления со значительным содержанием метана и появление коллекторов ниже 6000 м, что необходимо учитывать при разработке поисковых критериев глубинных флюидонасыщенных пластов и оценке генезиса глубинного АВПД.
Нефтегазоносность
Прямые признаки нефтегазоносности ниже 4000 м установлены для всех скважин (см. рис. 1). При этом нефтепроявления разной степени интенсивности перестают фиксироваться еще до глубины 5000 м при стадии катагенеза MK4. На этих же глубинах резко снизилась степень битуминозности пород. Ниже 5500 м начали обнаруживаться твердые нерастворимые в обычных растворителях битумы, отличные от РОВ, условно называемые пиробитумами. Наименее погруженные толщи с пиробитумами, установленные в девонских породах Тимано-Печорской ГС, оказались приуроченными к зоне внедрения интрузий. В Колвинской ГС и Тюменской СГС пиробитумы, появившиеся на глубине 5500-6000 м, характеризуются современными температурами соответственно <150 и 165-175 °С. То есть фактически температуры деструкции нефтяных УВ несколько ниже, чем предполагалось ранее [2], несмотря на развитие АВПД, которому часто отводят стабилизирующую роль в отношении устойчивости нефтяных УВ. Интересно отметить, что зоны развития нерастворимых битумов особенно в верхней части не исключают присутствия битумоидов в концентрациях до десятых долей процента в породах Тюменской СГС.
К сожалению, геохимики оказались не готовы к исследованию пиробитумов на больших глубинах (не разработаны методы изучения направлений деградации исходных продуктов, выявления и генетической идентификации пиробитумов). Тем не менее такие характеристики пиробитумов, как значительное количество, текстурные и структурные особенности, высокое содержание серы и обогащенность легким изотопом углерода (d13С = -31,06 %о) в отличие от РОВ (d13С > - 28 %о) тех же пород, позволяют предположить, что в силурийских карбонатных отложениях разреза Колвинской ГС пиробитумы являются реликтом залежи нефти, разрушенной в результате термических и окислительно-восстановительных процессов. В связи с тем что собственный нефтяной потенциал пород был ничтожно мал, генезис разрушенной залежи мог быть связан с миграцией УВ из нижележащих отложений. Обогащенность нижнепалеозойских и протерозойских нефтей легким изотопом углерода общеизвестна.
Газопроявления ниже 5000 м характерны как для Колвинской ГС, так и Тюменской СГС, в которой с глубины 6650 м из магматических пород получена слабоминерализованная вода с газом, более чем на 80 % состоящим из метана. Широкий комплекс исследования газов, использованный для ГС и СГС (кроме газового каротажа изучались газы открытых и закрытых пор, сорбированные на породах, изотопный состав углерода метана), позволил выявить ряд новых закономерностей их распространения.
При часто крайне низких или нулевых значениях существенно зависящего от условий хранения керна параметра s0, получаемого при действии температур порядка 90 °С при пиролизе 0В (Лопатин Н.В. и др., 1997), обращает на себя внимание значительный рост с глубиной глубокосорбированного на осадочных породах метана УВ-газов, выделяемого при температуре 200 °С (рис. 2). Содержание метана в закрытых порах этих пород также имеет закономерную тенденцию увеличения с глубиной начиная со стадии катагенетического преобразования OB - МK4. На рис. 2 приведены результаты исследования газов пород с учетом концентрации 0В также и для Днепровско-Донецкой СГС (Украина), в которой, как и в Тюменской СГС, на глубине более 4000 м доминирует гумусовое 0В в отличие от Колвинской и Тимано-Печорской ГС, где преобладает сапропелевое 0В. Эти данные можно интерпретировать как подтверждающие выводы о развитии как главной, так и постумной зон газообразования, но в то же время они указывают на развитие единой растянутой по глубине зоны газообразования, завершение которой не зафиксировано по исследуемым скважинам.
Еще более неожиданным оказалось поведение УВ-газов открытых пор, полученных после консервации керна по специальной методике сразу после подъема из ствола скважины. На фоне общего увеличения для всех скважин с глубиной доли метана относительно его гомологов обнаружено значительное содержание этого газа в юрских и триасовых породах Тюменской СГС (рис. 3). Один из наиболее обогащенных метаном (106,7 см3/кг) образец 8885, поднятый с глубины 6622-6636 м, характеризует толщу магматических пород триаса ниже предполагаемых зон газообразования.
Повышенное содержание метана в глубоких зонах Нижнепурского мегапрогиба, вскрытых Тюменской СГС, и наличие гигантского Уренгойского газового месторождения, приуроченного к верхним горизонтам его бортовой зоны, представляются явлениями взаимосвязанными, и дальнейшее их изучение может способствовать решению проблемы генезиса крупнейших газовых месторождений. Отметим, что обнаружено сходство изотопного состава углерода метана с глубины ниже 6000 м с таковым для всей зоны АВПД начиная с ачимовских отложений (обогащение тяжелым изотопом d13С [3]) . В связи с приведенными фактами неизбежно возникает вопрос о глубинных эманациях метана, тем более что относительно серы и гелия такие предположения для триасовых и юрских пород Тюменской СГС уже опубликованы И.Д.Поляковой и Г. Ч. Борукаевым [З]. В данном случае можно отметить, что бурение Тюменской СГС еще не закончено и любое реальное предложение по проведению каких-либо специальных исследований для познания природы глубинного метана будет принято.
Т.В.Белоконь (КамНИИКИГС ГНПП "Недра")
В связи с освоением запасов УВ на обычных глубинах для многих регионов России все более актуальным становится решение проблемы нефтегазоносности больших глубин. В соответствии с "Государственной программой развития минерально-сырьевой базы и геологической службы России на 1993-1995 гг. и до 2000 г. " (Алескеров В.А. и др., 1992) бурение глубоких и сверхглубоких скважин является одной из составных частей повышения эффективности геолого-разведочных работ. В последние годы в пределах крупных нефтегазоносных провинций России ГНПП "Недра" и другими организациями осуществлено бурение ряда глубоких (ГС) и сверхглубоких (СГС) скважин, которые дали богатейший материал как теоретического, так и прикладного характера.
В данной работе обобщены некоторые результаты исследований глубинной нефтегазоносности по материалам ГС и СГС, пробуренных в Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях (НГП): Колвинской глубокой параметрической (глубина 7057 м), Тимано-Печорской опорной (глубина 6904 м) и Тюменской сверхглубокой (глубина 7502 м) (Белоконь Т.В. и др., 1991; Ехлаков Ю.А. и др., 1991; Белоконь Т.В. и др., 1994; [3]).
Геологическое строение
Совершенно ясно, что оценка нефтегазоносности больших глубин в том или ином районе возможна только при наличии определенных представлений о геологическом строении. Колвинская глубокая параметрическая скважина внесла существенные коррективы в представления о геологической истории развития Печоро-Колвинского авлакогена — основного тектонического элемента по отложениям палеозоя Тимано-Печорской НГП (Ехлаков Ю.А. и др., 1991). Мощность отложений нижнего девона оказалась в 4 раза, а верхнего силура — в 2 раза больше проектной, т.е. в зоне Колвинского мегавала авлакоген имел более древнее заложение (раннедевонское время), чем предполагалось ранее. Компенсация депрессии происходила за счет глинистых и карбонатно-глинистых осадков часто доманикового типа, создающих высокий нефтегазоматеринский потенциал пород, что существенно меняет прогнозные представления об УВ-потенциале глубоких горизонтов.
Тимано-Печорская опорная скважина вскрыла терригенно-карбонатный разрез палеозоя, который в нижней части в области развития лохковских и эйфельских отложений девона оказался значительно большей мощности и более интенсивно насыщен пластовыми телами долеритов,чем предполагалось ранее. Выяснилось, что отражающие сейсмические горизонты, ранее отождествляемые с литолого-стратиграфическими границами в осадочном чехле, приурочены к интрузиям.
Тюменская СГС не только не подтвердила проектные данные об осадочном генезисе триасовых отложений во внутренней зоне Нижнепурского мегапрогиба, но и дала в противоположность геофизическим материалам о расслоенности разреза дополнительные аргументы в пользу развития вулканических пород в пределах рифтогенных структур. Не подтвердились прогнозы о развитии магнитоактивных тел на глубинах от 4,0 до 7,5 км [3].
Таким образом, ни одна из рассмотренных скважин не подтвердила проектный глубинный геологический разрез, что ставит под сомнение существовавшие прогнозные представления о глубинной нефтегазоносности. Если учесть, что ГС и СГС бурятся в районах, относительно изученных региональными геофизическими исследованиями, то для геофизиков получен богатейший фактический материал для корректировки представлений о природе глубинных границ. Что касается прогнозирования глубинного строения, то необходимо уже на стадии проектирования ГС и СГС предусматривать варианты моделей строения в соответствии с существующими гипотезами.
Термобарические условия
Современные температуры в разрезах ГС и СГС устанавливаются в основном по результатам проведения термокаротажа, что требует для получения объективных данных привлечения большого объема информации по районам бурения. Приведенные на рис. 1 данные свидетельствуют о наиболее высоких значениях температур в Тюменской СГС, где в призабойной зоне температуры превышают 210 °С. Анализ полученных данных по изменению градиентов температур в ГС указывает на близость их фактических и прогнозируемых значений.
Задача определения палеотемператур решалась широким комплексом методов. Однако в условиях, когда в разрезах наблюдались включения витринита (Тюменская СГС), палеотемпературы устанавливались в основном по его отражательной способности, наиболее часто и широко применяемой для реконструкции стадии катагенеза 0В пород на обычных глубинах. В результате оказалось, что расхождения в определениях, выполненных разными исследователями, настолько велики (для баженовской свиты — от MK1 до MK3 [3]),что для получения распределения катагенеза 0В пришлось привлекать весь комплекс химико-битуминологических, микропетрографических исследований 0В, ИК-спектроскопию синбитумоидов, а также данные пиролиза 0В. Еще при исследовании самой глубокой в мире скв.1 Берта-Роджерс (Оклахома, США) в осадочных бассейнах была поставлена под сомнение возможность определять на больших глубинах степень зрелости ОВ только по отражательной способности витринита [5]. В тоже время решение задачи корректного определения зональности катагенеза в верхних горизонтах и интерполяции ее на большие глубины на стадии проектирования ГС и СГС позволит более обоснованно прогнозировать нефтегазовый потенциал пород на больших глубинах.
Прогноз глубинных пластовых давлений относительно успешно проведен для Колвинской и Тимано-Печорской скважин. В Колвинской ГС коэффициент аномальности давлений Ка достигал 1,42, а в Тимано-Печорской ГС давления незначительно превышали гидростатические (см. рис. 1). Для Тюменской СГС существовавшие модели прогноза предусматривали появление аномально высоких пластовых давлений (АВПД) начиная с ачимовских отложений и восстановление давлений, близких к гидростатическим, на глубинах более 5000 м. Однако фактически Ка показал рост вплоть до забоя скважины и достигал значений более 1,8. Существующие способы прогноза для терригенных пород обнаружили несовпадение расчетных и фактических значений ниже 5000 м, а при вскрытии магматических пород ниже 6500 м оказалось, что для них такие методы не работают. Анализ данных исследований СГС по изменению пластовых давлений на больших глубинах показал, что при прогнозировании АВПД необходимо учитывать следующие факторы: региональный характер, наличие или отсутствие тенденций к восстановлению гидростатических давлений с глубиной, обычно ступенчатый характер развития АВПД, контролируемый наличием флюидоупоров. В Колвинской ГС и Тюменской СГС в зоне АВПД происходит падение минерализации пластовых вод, наблюдаются газопроявления со значительным содержанием метана и появление коллекторов ниже 6000 м, что необходимо учитывать при разработке поисковых критериев глубинных флюидонасыщенных пластов и оценке генезиса глубинного АВПД.
Нефтегазоносность
Прямые признаки нефтегазоносности ниже 4000 м установлены для всех скважин (см. рис. 1). При этом нефтепроявления разной степени интенсивности перестают фиксироваться еще до глубины 5000 м при стадии катагенеза MK4. На этих же глубинах резко снизилась степень битуминозности пород. Ниже 5500 м начали обнаруживаться твердые нерастворимые в обычных растворителях битумы, отличные от РОВ, условно называемые пиробитумами. Наименее погруженные толщи с пиробитумами, установленные в девонских породах Тимано-Печорской ГС, оказались приуроченными к зоне внедрения интрузий. В Колвинской ГС и Тюменской СГС пиробитумы, появившиеся на глубине 5500-6000 м, характеризуются современными температурами соответственно <150 и 165-175 °С. То есть фактически температуры деструкции нефтяных УВ несколько ниже, чем предполагалось ранее [2], несмотря на развитие АВПД, которому часто отводят стабилизирующую роль в отношении устойчивости нефтяных УВ. Интересно отметить, что зоны развития нерастворимых битумов особенно в верхней части не исключают присутствия битумоидов в концентрациях до десятых долей процента в породах Тюменской СГС.
К сожалению, геохимики оказались не готовы к исследованию пиробитумов на больших глубинах (не разработаны методы изучения направлений деградации исходных продуктов, выявления и генетической идентификации пиробитумов). Тем не менее такие характеристики пиробитумов, как значительное количество, текстурные и структурные особенности, высокое содержание серы и обогащенность легким изотопом углерода (d13С = -31,06 %о) в отличие от РОВ (d13С > - 28 %о) тех же пород, позволяют предположить, что в силурийских карбонатных отложениях разреза Колвинской ГС пиробитумы являются реликтом залежи нефти, разрушенной в результате термических и окислительно-восстановительных процессов. В связи с тем что собственный нефтяной потенциал пород был ничтожно мал, генезис разрушенной залежи мог быть связан с миграцией УВ из нижележащих отложений. Обогащенность нижнепалеозойских и протерозойских нефтей легким изотопом углерода общеизвестна.
Газопроявления ниже 5000 м характерны как для Колвинской ГС, так и Тюменской СГС, в которой с глубины 6650 м из магматических пород получена слабоминерализованная вода с газом, более чем на 80 % состоящим из метана. Широкий комплекс исследования газов, использованный для ГС и СГС (кроме газового каротажа изучались газы открытых и закрытых пор, сорбированные на породах, изотопный состав углерода метана), позволил выявить ряд новых закономерностей их распространения.
При часто крайне низких или нулевых значениях существенно зависящего от условий хранения керна параметра s0, получаемого при действии температур порядка 90 °С при пиролизе 0В (Лопатин Н.В. и др., 1997), обращает на себя внимание значительный рост с глубиной глубокосорбированного на осадочных породах метана УВ-газов, выделяемого при температуре 200 °С (рис. 2). Содержание метана в закрытых порах этих пород также имеет закономерную тенденцию увеличения с глубиной начиная со стадии катагенетического преобразования OB - МK4. На рис. 2 приведены результаты исследования газов пород с учетом концентрации 0В также и для Днепровско-Донецкой СГС (Украина), в которой, как и в Тюменской СГС, на глубине более 4000 м доминирует гумусовое 0В в отличие от Колвинской и Тимано-Печорской ГС, где преобладает сапропелевое 0В. Эти данные можно интерпретировать как подтверждающие выводы о развитии как главной, так и постумной зон газообразования, но в то же время они указывают на развитие единой растянутой по глубине зоны газообразования, завершение которой не зафиксировано по исследуемым скважинам.
Еще более неожиданным оказалось поведение УВ-газов открытых пор, полученных после консервации керна по специальной методике сразу после подъема из ствола скважины. На фоне общего увеличения для всех скважин с глубиной доли метана относительно его гомологов обнаружено значительное содержание этого газа в юрских и триасовых породах Тюменской СГС (рис. 3). Один из наиболее обогащенных метаном (106,7 см3/кг) образец 8885, поднятый с глубины 6622-6636 м, характеризует толщу магматических пород триаса ниже предполагаемых зон газообразования.
Повышенное содержание метана в глубоких зонах Нижнепурского мегапрогиба, вскрытых Тюменской СГС, и наличие гигантского Уренгойского газового месторождения, приуроченного к верхним горизонтам его бортовой зоны, представляются явлениями взаимосвязанными, и дальнейшее их изучение может способствовать решению проблемы генезиса крупнейших газовых месторождений. Отметим, что обнаружено сходство изотопного состава углерода метана с глубины ниже 6000 м с таковым для всей зоны АВПД начиная с ачимовских отложений (обогащение тяжелым изотопом d13С [3]) . В связи с приведенными фактами неизбежно возникает вопрос о глубинных эманациях метана, тем более что относительно серы и гелия такие предположения для триасовых и юрских пород Тюменской СГС уже опубликованы И.Д.Поляковой и Г. Ч. Борукаевым [З]. В данном случае можно отметить, что бурение Тюменской СГС еще не закончено и любое реальное предложение по проведению каких-либо специальных исследований для познания природы глубинного метана будет принято.