PROSPECTS OF OIL-AND-GAS CONTENT OF PALEOZOIC NORTH WEST CASPIAN SEA
Rubrics: ENGINEERING AND NATURAL SCIENCES
Authors:
1.
Astrakhan State Technical University
Type:
Article
Pages:
from 7
to 11
Status:
Published
Received:
10.04.2014
Accepted:
15.04.2014
Published:
15.04.2014
Subject area:
UDK 551. 73;553.98.044
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
Language:
Russian
Keywords:
paleozoic, devonian and carbonous zones, oil-and-gas content, North West Caspian Sea region, Astrakhan anticlinal fold, geochemical effect, thermobaric effect, hydro-dynamic factor, paleotemperature, formation pressure, fluorescent and bitumen survey
Abstract (English):
Available geologic-geophysical and geochemical data achieved by scientists show the potential resources at the North West Caspian Sea region in regard of raw hydrocarbons new field discovery. In accordance with contemporary evaluation, about half of ultimate potential resources for hydrocarbon are their unexplored part at the Devonian and carbonous zones. Significant resources are connected with subsalt deposits of Astrakhan anticlinal fold. About 75 % of ultimate potential resources are in distributed subsurface resources, where the rest part (25 %) has a practical interest for future development. Based on the integrated study for geologic-geophysical and geochemical survey of the Paleozoic cuts of North West Caspian Sea region there was made an evaluation of oil-and-gas content prospectively.
Available geologic-geophysical and geochemical data achieved by scientists show the potential resources at the North West Caspian Sea region in regard of raw hydrocarbons new field discovery. In accordance with contemporary evaluation, about half of ultimate potential resources for hydrocarbon are their unexplored part at the Devonian and carbonous zones. Significant resources are connected with subsalt deposits of Astrakhan anticlinal fold. About 75 % of ultimate potential resources are in distributed subsurface resources, where the rest part (25 %) has a practical interest for future development. Based on the integrated study for geologic-geophysical and geochemical survey of the Paleozoic cuts of North West Caspian Sea region there was made an evaluation of oil-and-gas content prospectively.
Keywords:
paleozoic, devonian and carbonous zones, oil-and-gas content, North West Caspian Sea region, Astrakhan anticlinal fold, geochemical effect, thermobaric effect, hydro-dynamic factor, paleotemperature, formation pressure, fluorescent and bitumen survey
paleozoic, devonian and carbonous zones, oil-and-gas content, North West Caspian Sea region, Astrakhan anticlinal fold, geochemical effect, thermobaric effect, hydro-dynamic factor, paleotemperature, formation pressure, fluorescent and bitumen survey
Введение Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Северо-Западного Прикаспия подтверждаются новыми геолого-геофизическими, геохимическими материалами и открытием многочисленных скоплений углеводородов (УВ) в подсолевом мегакомплексе, например на Табаковской, Правобережной, Заволжской, Володаровской, Джакуевской, Николаевской, Еленовской площадях [1]. В связи с новыми положительными результатами интерес к изучению подсолевого мегакомплекса не угасает. Это обусловлено рядом положительных факторов. Наиболее значимыми являются геохимический, гидродинамический, термобарический. Геохимические показатели нефтегазоносности Главными нефтегазопроизводящими породами в подсолевых продуктивных комплексах являются терригенные и карбонатные. Исследования этих комплексов в пределах Северо-Западного Прикаспия указывают на хорошие геохимические показатели. Подсолевой девонско-каменноугольный комплекс содержит большое количество органических веществ, пропитан флюидами в виде углеводородных газов (в основном СН4), сероводорода, радона, гелия. Выявлены продукты деструкции нефти - высокометаморфизированные твёрдые битумы, преимущественно сапропелевого и гумусовосапропелевого типов, которые составляют более 90 % нерастворимого в соляной кислоте (HCl) остатка [2]. Данные люминесцентно-битуминологических исследований каменноугольных образований указывают на способность соответствующего типа пород генерировать УВ при благоприятных термобарических условиях. По всему скрытому разрезу каменноугольных отложений отмечено содержание хлороформенного битумоида (ХБ) от 0,02 %, при этом максимальные значения концентрации ХБ фиксировались в среднекаменноугольных образованиях (от 0,08 до 0,235 %). Концентрации спиртобензольного битумоида (СББ) в отложениях нижнего карбона находятся в пределах от 0,0025 до 0,02 %. Наиболее высокие концентрации СББ отмечены на глубине 4270 м (скв. Долгожданная 2) - 0,64 %. Концентрации остальных органических веществ составляют: гуминовых кислот - 0,000156-0,02 %, органического углерода - 0,34-0,93 [3]. Отложения нижней перми изучены на Пионерском, Светлошаринском, Ширяевском и Долгожданном поднятиях. Содержание ХБ - 0,156-0,235 %, СББ - 0,04 %, гуминового вещества - 0,000156 %, органического углерода - 0,42-2,09 % [1]. По результатам геохимических исследований кернов скважин Володарская 2 и Девонская 2 установлены нефтепроизводящие и нефтематеринские породы, что объясняет формирование залежей УВ за счёт вертикально восходящей миграции флюидов и миграции из сопредельных территорий. Определены границы между главной зоной нефтеобразования и главной зоной газообразования. Нижняя граница существования жидких углеводородов установлена на глубинах 5600-5700 м [4]. Термобарические и гидродинамические показатели К гидродинамическим критериям нефтегазоносности относятся показатели процессов водообмена, скорость движения подземных вод, гидрогеологическая закрытость недр, пластовое давление и температура. Гидродинамические особенности девонско-каменноугольного комплекса определяются элизионным гидродинамическим режимом, при котором водообмен обусловливается непрерывными процессами эмиграции вод из центральной части Прикаспийской впадины к бортовым дислокациям, где происходит их скрытая разгрузка. Центральная часть Прикаспийской впадины является областью питания элизионных вод, где поровое давление сопоставимо с гидростатическим, что и является причиной миграции высоконапорных (пережатых) флюидов нефти, газа и воды к резервуарам периферии впадины [4]. Внутри флюидосистемы подсолевого этажа пластовое давление изменяется в соответствии с аномальными гидростатическими градиентами, что, по сути, является показателем высокой концентрации УВ в ловушках. Коэффициенты аномальности пластового давления изменяются в пределах от 1,00 до 2,03 [5]. Численные значения аномально высокого пластового давления в девонско-каменноугольном комплексе характеризует степень гидрогеологической закрытости недр и благоприятные условия формирования залежей газа, газоконденсата и нефти [5]. С возрастанием глубины пластовое давление увеличивается. Так, в скв. 5 Астраханская пластовое давление (около 4100 м) составляет 61,7 МПа, а в скв. 1 на глубине 4755 м - 68,7 МПа [6]. Одним из основных факторов генерации УВ из нефтегазоматеринских толщ является палеотемпература. По мнению некоторых исследователей (И. И. Аммосов, В. И. Горшков), промышленная нефтегазоносность осадочных отложений встречается при палеотемпературе до 200 °С. Отложения, в которых палеотемпература поднималась выше 200 °С, находятся в «мертвой» зоне (некрозоне). Высокомолекулярные жидкие УВ при температуре больше 200 °С считаются неустойчивыми. В этой зоне содержатся лишь газообразные УВ, но ремиграция нефти в трещинные коллекторы остывших блоков возможна. Основные запасы жидких УВ отмечают в диапазоне 95-175 °С. Главная зона газообразования совпадает с палеотемпературой 160-220 °С [7]. Значения температуры находятся в прямой зависимости от пластового давления, т. е. чем выше давление, тем больше должна быть температура, при которой могут протекать процессы катагенеза (рис.). Так, на рисунке приведена зависимость значений палеотемпературы от коэффициента аномальности пластовых давлений. Здесь же выделена область термобарических условий тектонического элемента Северо-Западного Прикаспия - Астраханского свода. По данным современных температур условно нанесены залежи первичных конденсатов. Шкалы современных и палеотемператур совмещены в [8]. Зоны газонефтегенерации на Астраханском своде и в пределах Прикаспийской впадины; Астраханский карбонатный массив, 2008 г.: 1 - нефть; 2 - газ; 3 - первичный конденсат; 4 - вторичный газоконденсат; 5 - область термобарических условий генерации в пределах Астраханского карбонатного массива в целом и для отдельных его частей и различных стратиграфических комплексов: а - башкирско-визейского на юге; б - башкирско-визейского на юго-западе; в - башкирско-визейского на западе; г - среднедевонско-франского Значения пластовой температуры среднекаменноугольных отложений Астраханского свода изменяются от 101 до 128 °С, палеотемпературы - от 120 до 140 °С. Коэффициент аномальности пластового давления находится в пределах 1,6-1,7 [8]. Эти термобарические показатели отвечают этапу среднего катагенеза генерации УВ. В нижнекаменноугольно-девонской толще значения пластовой температуры составляют 110-180 °С, палеотемпературы - от 145 до 175 °С [8, 9]. Значения палеотемпературы свидетельствуют о том, что девонские отложения находились в главной зоне нефтеобразования, в некоторых более погружённых частях они вошли в главную зону газообразования, где активно протекали процессы газообразования [1]. Такие геотермические условия тесно связаны с литофациальным, литологическим составом пород. Наименьшее удельное сопротивление и наибольшую теплопроводность имеют плотные карбонатные породы - известняки, доломиты, соли. Высокой теплопроводностью обладают пористые известняки, песчаники, сланцы. Мощная толща галогенных пород непосредственно влияет на распределение теплового потока. Наличие соленосной покрышки кунгурского яруса, обладающей избыточной теплопроводностью и изолирующей способностью, способствует быстрому прохождению теплового потока через соляные тела, а терригенные породы являются своего рода экраном для теплового потока [10]. Выводы Таким образом, вышеперечисленные геохимические, термобарические, гидродинамические показатели подтверждают перспективы нефтегазоносности палеозоя Северо-Западного Прикаспия и дают обоснование дальнейшего проведения геолого-разведочных работ.
1. Voronin N. I. Osobennosti geologicheskogo stroeniya i neftegazonosnost' yugo-zapadnoy chasti Prikaspiyskoy vpadiny: ucheb. posobie / N. I. Voronin. Astrahan': Izd-vo AGTU, 2009. 168 s.
2. Serebryakov O. I. Gidrogeohimicheskie osobennosti devonskih neftegazonosnyh otlozheniy severnogo obramleniya Kaspiya / O. I. Serebryakov, L. F. Ushivceva, O. A. Serebryakova, Ya. L. Almamedov ogly // Geologiya, geografiya i global'naya energiya. 2012. № 2. S. 90-101.
3. Gol'chikova N. N. Ocenka sostoyaniya prirodnoy sredy Severo-Zapadnogo Prikaspiya: monogr. / N. N. Gol'chikova. Astrahan': Izd-vo AGTU, 2005. 148 s.
4. Ushivceva L. F. Geologo-gidrogeohimicheskie pokazateli neftegazonosnosti devonsko-kamennougol'nyh otlozheniy Astrahanskogo svoda / L. F. Ushivceva // Geologiya, geografiya i global'naya energiya. 2007. № 1. S. 73-76.
5. Antipov M. P. Astrahanskiy karbonatnyy massiv: stroenie i neftegazonosnost': monogr. / M. P. Antipov, Yu. A. Volozh, A. N. Dmitrievskiy, T. N. Heraskova. M.: Nauch. mir, 2008. 221 s.
6. El'maadavi H. G. Geologo-geohimicheskie issledovaniya neftegazogeneracionnogo potenciala paleozoyskih otlozheniy Astrahanskogo svoda yugo-zapadnoy chasti Prikaspiyskoy vpadiny: avtoref. dis. … kand. geol.-mineral. nauk. Stavropol', 2013.
7. Volkova T. P. Paleotermoglubinnaya zonal'nost' podsolevyh otlozheniy yugo-vostochnogo borta Prikaspiyskoy vpadiny. URL: http://geolib.ru/OilGasGeo/1989/05/Stat/stat06.html.
8. El'maadavi H. G. Generaciya neftematerinskih porod Astrahanskogo svoda / H. G. El'maadavi // Geologiya, geografiya i global'naya energiya. 2012. № 1. S. 28-35.
9. Pyhalov V. V. Geodinamicheskaya model' formirovaniya zemnoy kory i osadochnogo chehla Astrahanskogo svoda i ee znachenie dlya ocenki fil'tracionno-emkostnyh svoystv karbonatnyh otlozheniy po dannym geofizicheskih metodov / V. V. Pyhalov. Astrahan': Izd-vo AGTU, 2008. 151 s.
10. Il'chenko V. P. Neftegazovaya gidrogeologiya podsolevyh otlozheniy Prikaspiyskoy vpadiny / V. P. Il'chenko; pod red. E. B. Stadnika. M.: Nedra, 1998. 288 s.
