Прогноз нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Бельская впадина) на основе анализа геохронотермобарических условий нефтегазонакопления и бассейнового моделирования

• Автор: Осипов, Александр Викторович
• Шифр специальности: 25.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 118 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
1.2 Основные черты тектонического строения
1.3 Нефтегазоносность осадочного чехла
1.3.1 Нефтегазогеологическое районирование
1.3.2 Нефтегазоносные комплексы
2 ГЕОХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
2.1 Геохимическая характеристика органического вещества пород по результатам исследований прошлых лет
2.2 Геохимическая характеристика органического вещества пород по результатам комплексного исследования с применением современных методик
3 ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ И НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ПРЕДЕЛАХ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
3.1 Входные данные для моделирования
3.1 Реконструкция термобарических условий в процессе эволюции нефтегазоматеринских толщ
3.2 Распределения капиллярных давлений во времени и оценка надежности покрышек и степени сохранности залежей
4 ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
5 ОБОСНОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ГРР В ПРЕДЕЛАХ ЮЖНОЙ
ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы. Оренбургская область, где к настоящему моменту открыто порядка 250 месторождений углеводородов (УВ), является одним из ведущих нефтегазодобывающих регионов России.
Несмотря на значительную обеспеченность разведанными запасами (при текущих уровнях добычи - около 35 лет по нефти и 45 лет по газу [75]), уже сейчас перед недропользователями региона стоит задача организации поисково-разведочных работ на слабоизученных территориях. Здесь в перспективе возможны открытия, позволяющие улучшить структуру запасов и обеспечить поддержание текущих уровней добычи.
В качестве такого перспективного объекта может рассматриваться Вельская впадина Предуральского прогиба, где к настоящему моменту открыто лишь 8 месторождений УВ: нефтяные - Западно-Рождественское и Тавакановское, нефтегазоконденсатные - Совхозное и Рождественское, и газоконденсатные — Акобинское, Староключевское, Теректинское и Южно-Оренбургское.
Современные оценки ресурсов углеводородов Предуральского прогиба базируются на геологических моделях его строения и нефтегазоносности, созданных по результатам региональных и поисковых работ, выполненных, главным образом, в конце прошлого столетия и нуждаются в пересмотре и обновлении на основании новых геолого-геофизических и геохимических данных и современных технологий.
В настоящей работе предпринята попытка обобщить имеющийся геолого-геофизический и геохимический материал, и на основе накопленных данных, с помощью современных технологий, дать научно-обоснованную оценку перспектив нефтегазоносности подсолевого комплекса отложений исследуемой территории.
Цель исследований заключалась в оценке перспектив нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба (Вельская впадина) на основе комплексного анализа геологических, геохимических и термобарических условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления и бассейнового моделирования.
Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:
1. Определение, на основе обобщения и анализа материалов, особенностей геологического строения и нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба.

2. Изучение нефтегазоматеринских свойств осадочных отложений подсолевой части разреза и обоснование вероятных нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) на основании результатов геохимических исследований органического вещества (ОВ) пород.
3. Реконструкция хронотермобарических условий методом численного бассейнового моделирования с целью выявления степени катагенетического преобразования ОВ НГМТ и установления времени их вхождения в главные зоны нефте- и газообразования.
4. Оценка генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород, включая прогноз фазового состава флюида.
5. Численное моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС) с целью реконструкции геологических событий: установления периодов формирования НГМТ, резервуаров, покрышек, ловушек и др., а также периодов генерации, миграции, аккумуляции и консервации УВ.
6. Оценка перспектив нефтегазоносности разреза осадочного чехла и обоснование основных направлений по ведению геологоразведочных работ (ГРР) в пределах южной части Предуральского прогиба.
Научная новизна работы. Для оценки перспектив нефтегазоносности осадочного разреза южной части Предуральского прогиба впервые была применена технология бассейнового моделирования, в результате чего построена трехмерная геологическая модель исследуемого объекта. В рамках настоящей работы моделировались четыре генерационноаккумуляционные углеводородные системы, соответствующие нефтегазоносным комплексам (НГК) южной части Предуральского прогиба - нижнедевонско-франскому, франско-турнейскому, визейско-башкирскому и нижнепермскому.
С целью идентификации в разрезе осадочного чехла нефтегазоматеринских толщ, а также оценки их количественных и качественных характеристик образцы пород со скважин впервые для данного региона были исследованы с применением экспресс-метода Яоск-Еуа1. Для установления степени катагенетического преобразования органического вещества пород были проведены работы по определению отражательной способности витринита.
Проведенные исследования позволили произвести расчеты продуктивности НГМТ нижнедевонско-франского, франско-турнейского, визейско-башкирского и нижнепермского НГК, создать прогнозную модель нефтегазоносности южной части Предуральского прогиба, ранжировать изучаемую территорию с точки зрения перспектив нефтегазоносности по каждому НГК, а также определить перспективные направления ведения геологоразведочных работ на нефть и газ в южной части Предуральского прогиба.
В работе защищаются следующие основные положения:

перекристаллизованными. Концентрация Сорг тульских отложений составляет 0,2%. Показатель ХБ «А» оценивается 0,12% и (3Х1 соответственно 45,1%. Характер битумов явно эпигенетичный.
Серпуховские и башкирские отложения формировались в условиях мелководноморского бассейна с карбонатным осадконакоплением. Указанные отложения характеризуются близким составом и, соответственно условиями формирования. Их отличие в основном связано с наличием биогермных прослоев в восточной и южной частях впадины и доломитовой формацией на северо-западе. Хотя указанные отложения являются основным продуктивным горизонтом, геохимическое изучение разрезов скважины представлено в очень ограниченном объеме. Серпуховские отложения в юго-западной части впадины характеризуются очень низким показателем содержания Сорг - 0,06%. Показатель ХБ «А» для этого участка достаточно низкий, а битумный коэффициент фхч = 37,6%) свидетельствует о заметном преобладании эпигенетичного битума. Башкирские отложения представлены большим числом данных, но они достаточно неоднозначны. Разброс содержания Сорг достаточно большой - 0,1-1,3 %%, но удельный вес этих значений разный. По большинству образцов значения Сорг составляют 0,1 -0,2 %%, по единичному - 1,3%. Указанные отложения характеризуются очень низким уровнем значений ХБ «А» - 0,0012-0,240 %% и достаточно большим разбросом значений битумного коэффициента - 0,005-13,9 %%. Максимальное значение этого показателя соответствует тому же образцу, по которому отмечалось и максимальное содержание Сорг-
Верейский комплекс имеет в пределах Вельской впадины не повсеместное распространение. Разрез представлен чередованием мелководно-морских карбонатных пород с более глубоководными карбонатно-глинистыми породами и представлены известняками, мергелями и аргиллитами. Известняки как светлые, так и темные, прослоями глинистые. Доломиты также светло и темно-серые, микрозернистые, глинистые. Аргиллиты темно-серые и черные, каолинитово-гидрослюдистые, тонкоплитчатые. Мергели темно-серые, известково-доломитистые, алевритистые, участками битуминозные. Мощность их очень переменчива и составляет от 5 до 38 м. Геохимическая характеристика разреза представлена данными люминисцентно-битуминологического анализа по скв. 120 Буртинской. Сорг по этой скважине характеризуется весьма широким разбросом значений от 0,12-2,3 %%. Число определений не велико, максимальные значения Сорг отмечаются по аргиллитам, а нижний порог значений соответствует известнякам. Показания ХБ «А» также изменяются в достаточно широком диапазоне значений от 0,04% до 2,5%. И в этом случае максимальные значения получены по аргиллитам, а минимальные - по известнякам. Показатель (3^ варьирует от 13,7 до 50,1% и соответствует эпигенетическому характеру битума.
Отложения московского яруса среднекаменноугольной системы и верхнекаменноугольной системы получили неповсеместное распространение и часто имеют