Оценка перспектив нефтегазоностости

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Лабораторная работа посвящена оценке перспектив нефтегазоностости одного из регионов Западной Сибири, выявлению наиболее перспективных зон нефтегазонакопления.

В данной работе мы должны проанализировать перспективы нефтегазоносности изучаемого осадочного бассейна несколькими методами. Наиболее эффективный историко-генетический метод.

Нам предстоит ряд анализов осадочного бассейна:

- тектонический и палеотектонический;

- литолого-фациальный - палеогеографический;

- геохимический;

- термобарический;

- гидрогеологический.

Каждый из вышеперечисленных анализов является по-своему информативным и строится на основе различных графических документов.

Исходным материалом для нас были следующие данные:

· схема расположения скважин;

· таблица абсолютных отметок кровли пластов различного геологического возраста, вскрытых скважинами;

· профиль для построения геологического разреза;

· литературные данные.

По окончанию работы, необходимо определить зону наиболее перспективного поиска и разведки нефти и газа.

палеотектонический бассейн нефтегазоносность фация

1. Тектонический и палеотектонический анализ

1.1 Тектонический анализ

Для его проведения нужен следующий комплекс документов:

- структурные карты по опорным поверхностям, по данным сейсморазведки;

- профильные разрезы

- сейсмические временные разрезы

- тектоническая карта

- разрезы опорных параметрических скважин

- литературные источники.

В строении Западной Сибири выделяют 3 структурных этажа:

- фундамент

- промежуточный комплекс

- осадочный чехол

Из литературных источников известно что, складчатый фундамент палеозойского возраста разбит разломами на опущенные блоки (грабены) и поднятые (горсты), которые распространяются на многие сотни км. Для описания структуры я построила структурную карту по поверхности фундамента (рис. 1). На современной поверхности фундамента выделяются несколько структур. Восточную и юго-восточную части исследуемой территории в районе скважин №1, 2, 3, 5 занимает зона, состоящая из одной впадины. Склон впадины на западе, северо-востоке, юго-востоке осложнен структурными носами - скважины №№1,5, 7. При этом на юге с антиклинальной складкой.

Промежуточный комплекс известен в грабенах, представлен Пермь-Триас.

Осадочный чехол в объеме от юры до четвертички представлен терригенными отложениями, мощностью до 3164 м.

Рассмотрим структурную карту по кровле J_2. Прогиб, состоящий из двух впадин на севере и северо-востоке исследуемой территории. На юго-восточном и западном склонах отмечаются структурные носы.

Рассмотрим структурную карту по подошве К₁. Можно сделать вывод, что структуры фундамента, которые выявились по кровле J₂ сохранились.

Исследуемая территория наследует строение нижележащих структур.

Вывод: территория перспективна по данному исследованию, так как имеются глубокие впадины, а на склонах структурные носы. Миграция происходила в сторону склонов, в следствие этого в ловушках шло нефтегазонакопление.

1.2 Палеотектонический анализ

Он позволяет выяснить историю формирования структурных элементов по значению толщин литолого-стратиграфического комплекса и дает возможность оценить перспективы нефтегазоносности.

В основу этого анализа положено соображение о том, что на территории не происходило эрозии, разрушения и уплотнения осадочных толщ. Метод не применим в случае соляно-купольной тектоники и биогермов (рифов, баров). Для его проведения нужен следующий комплекс документов:

· Палеотектонические профили по линии скважин, они наглядны, но малоинформативные, так как структура исследуется по линии скважин, а не по всей площади;

· Карты толщин - менее наглядны, но более информативны;

· Карты суммарных толщин;

· Изопахический треугольник;

Для данного анализа были построены следующие документы:

· Палеотектонические профили по линии скважин 4,12,6,5,1. (рис. 4), исходным материалом для построения палеотектонических профилей служит современный структурный профиль;

· Карты мощностей J₂, J₃ (рис. 5)

· Карты суммарных мощностей (рис. 6)

Проанализировав все графические документы следует:

В течение среднеюрской эпохи на данной территории всюду имеются отложения, не одинаковые по мощности. Максимальные значения достигаются на юго-востоке в пределах скважины №1, они оконтурены изопахитой 555 м, к северо-западу наблюдается сокращение до 35 м, следовательно, тектонические движения на юго-востоке максимальны, на северо-западе их интенсивность уменьшается. В результате этих движений на юго-востоке и юге сформировались крупные впадины в районе скважины №№1 и 11, а на склоне антиклинальные складки в районе скважин №№10 и 7.

В течение позднеюрской эпохи мощности не одинаковые. Максимальные значения мощностей отмечаются в восточной части рассматриваемой территории, к северо-западу - минимальные значения. Эти движения привели к формированию по кровле J2 прогиба субширотного простирания, состоящему из одной впадины на востоке. На склонах отмечаются структурные носы в районе скважин №7 и №6.

Нужно рассмотреть карту суммарных мощностей J₂₊J₃, чтобы узнать, как позднеюрские движения повлияли на фундамент. Видно, что структуры к концу J3 наследуют фундамент. Сохранилась впадина на юго-востоке в районе скважины №1. Сохранился структурный нос в районе скважин №№7,12. Образовалась антиклинальная складка в южной части в районе скважины №10.

Таким образом, структура осадочного чехла наследует структуру фундамента, поэтому нет необходимости детально анализировать мощности остальных комплексов, а достаточно проследить только историю развития структур фундамента по картам суммарных толщин.

Карта суммарных мощностей J2+J3+K1, то есть к концу К1.

На востоке сформировались крупные впадины в районе скважины №№1, 3. 5. На склонах отмечается структурный нос в районе скважины №7, а также на юге антиклинальная складка в районе скважины №10.

Карта суммарных мощностей J2+J3+K1+К2.

К концу позднего мела все структуры, сформированные к концу К1, развиваются унаследовано, за исключением антиклинальной складки в центральной части, которая уменьшилась в размерах.

Карта суммарных мощностей J2+J3+K1+К2+Р.

Все структуры сохранились. Только уменьшилась антиклинальная складка в южной части.

Карта суммарных мощностей J2+J3+K1+К2+Р+Q.

Все структуры выделенные ранее сохранились.

Вывод: Анализ показал, что территория перспективна, согласно критериям, она: устойчиво и дифференцированно прогибалась, где положительные структурные элементы развивались унаследовано, что позволило накопить большую мощность чехла с разной литологией терригенных осадков, где возможны породы-коллекторы, покрышки, нефтематеринские толщи.

2. Литолого-фациальный (палеографический) анализ палеографического бассейна

Основа анализа - фации, которые позволяют судить об обстановке осадконакопления.

Фация (от лат. facies - лицо, облик) в геологии, понятие, возникшее в 19 в. для обозначения изменений литологического состава горных пород и заключённых в них органических остатков в пределах одного стратиграфического горизонта на площади его распространения. Фация - порода, которая указывает на условия осадконакопления. Горные породы, образующиеся в строго определённых физико-географических условиях и характеризирующихся специфическими литологическими, палеонтологическими и другими особенностями.

Различают: морские, переходные (лагунные, дельтовые) и континентальные фации.

Фации, составляющие толщу одновозрастных пород в пределах площади распространения, могут быть различными. Изучение фаций позволяет оконтурить области сноса (питающие провинции) и области седиментации (водная и воздушная), климат, рельеф дна и глубину морского бассейна, солевой и газовый состав, температуру воды, характер движения среды осадконакопления, старость и др.

Наиболее полному изучению и анализу фаций нам способствуют:

- построение литолого-фациальных профилей;

- анализ палеогеографических профилей;

- карты и диаграммы глинистости и карбонатности.

Значение литолого-фациального анализа. Этот метод даёт возможность реконструировать физико-географические условия осадконакопления.

Для этого анализа, я использовала литолого-стратиграфическую колонку разреза скважин и построила литолого-фациальные профили на основе литолого-тектонических профилей с нанесением литофаций (рис. 12).

Анализируя профильные разрезы, замечаем:

В среднеюрскую эпоху осадконакопление происходило в морской среде, так как обнаружена фация глин с фауной. Затем эти условия сменились на континентальные, подтверждение этому - песчаники с прослоями углей.

В течение J3 осадконакопление осуществлялось в морских условиях, о чем свидетельствуют толщи глин с фауной черного цвета.

В К1-неокоме осадконакопление осуществлялось в глубоководном бассейне, вероятно на континентальном склоне, так как отмечены осадки, имеющие наклонную текстуру, а сейсмофации - клиноформенные. Затем в апт-альбе осадконакопление происходило на шельфе (море стало мельче).

В К2-сеномане осадконакопление происходило в континентальных условиях, о чем свидетельствуют песчаники с прослоями углей, а затем в морских условиях, на что указывают глинистые толщи с фауной, карбонатный цемент.

Р представлен красноцветами: конгломераты, супеси, суглинки, флювиогляциал, песчаники, глины, которые указывают на условия осадконакопления.

Этот анализ показал, что имеются 3 региональных НГК. В осадочном чехле обнаружены породы коллекторы в J2, K1, K2, с органическим веществом гумусового типа, о чем свидетельствуют песчаники с пропластками углей и нефтегазоматеринские толщи сапропелевого типа в J2, J3, K1, то есть можно выделить нефтегазоносные комплексы:

1) среднеюрско-верхнеюрский, включающий толщу коллектора, н покрышку;

2) верхнеюрский-нижнемеловой, включающий возможно нефтематеринскую толщу, коллектор, покрышку;

3) апт-альбский-верхнемеловой, включающий толщу коллектора, покрышку.

Вывод:

Этот анализ показал перспективу нефтегазоносности, так как были выявлены нефтегазоносные комплексы.

3. Геохимический анализ осадочного бассейна

На региональном этапе необходимо выяснить имеются ли в осадочном чехле нефтегазоматеринские толщи, и каков их нефтегазоносный потенциал, то есть определить количество органического вещества, его тип, диагенез и катагенез.

Типы ОВ: сопропелевые ОВ формируются в морских условиях на достаточной глубине (>70 м) без доступа кислорода, из фито и зоопланктона; гумусовые ОВ формируются в водной среде, где есть доступ кислорода, из растительных остатков.

Диагенез - превращение осадка в породу. Под действием уплотнения и обезвоживания.

Катагенез - образование керогена из ОВ (потеря ОВ растворимых компонентов).

Типы керогена:

1. горючие сланцы 750 кг/т породы;

2. зоопланктон 250-500 кг/т породы;

3. растительные остатки.

Стадии катагенеза:

1. протокатагенез ПК;

2. мезокатагенез МК;

3. апокатагенез АК.

ПК-МК - главная зона нефтегазообраования (нефтяное окно).

В связи с отсутствием лабораторных исследований, для выполнения данного анализа мы использовали литературные источники:

· глины J₂ обладают С_орг = 2,5%;

· глины J₃ - С_орг = 5-16%;

· глины K_2a-al - C_орг = 2%;

· глины K_2s - ОВ концентрическое (каменный уголь до 20 пропластков).

Вывод: Так как С_орг.>1% мы можем сделать вывод, что в осадочном чехле обнаружены нефтегазоматеринские породы и сингенетичные перспективные нефтегазоносные комплексы, которые выявлены ранее.

4. Термобарический анализ

Основой анализа являются замеры температур и определение палеотемператур. Основным показателем нефтегазоносности данного анализа является геотермический градиент. В неизученных регионах принимается среднее значение градиента 100 м - 3^оС.

Геотермические градиенты зависят от значений теплового потока, который меняется в значительных пределах в одном и том же регионе. ГГ в Западной Сибири от 2,7 ^оС до 3,5 ^оС на 100 метров. Статистически установлено, что ГГ зависит от возраста складчатости. Древние зоны обладают пониженным значением теплового потока, т.к. произошло охлаждение. Например докембрийские платформы имеют ГГ от 2 до 2,5 ^оС, мезозойские или альпийские - 4-4,5 ^оС.

Для каждой температуры характерно образование определённых УВ:

· до 60 ^оС - низкотемпературный газ;

· 60 - 120-150 ^оС - нефть;

· 120 - 200 ^оС - жирный газ;

· 200 - 250 ^оС - сухой газ;

· >250 ^оС - безуглеводородные газы.

Палеотемпература определяется многими методами. Основной метод - отражательная способность витринита 0,5 - 1-3 - начало и конец формирования нефтей.

Для выяснения времени и глубины генерации жидких УВ можно составить пропорцию:

100 м - 3 ^оС

Хм - 60^оС.

По данной пропорции нефть начинает генерироваться на глубине 2000 метров. В условиях палеотемператур, которые выше современных, генерация жидких углеводородов могла быть и ранее 2000 метров.

Вывод:

Перспективны сингенетичные нефтегазоносные комплексы.

Следует отметить, что рост температур ускоряет процесс формирования углеводородов, а рост давления, напротив, замедляет.

5. Гидрогеологический анализ

Гидрогеологические критерии принимают участие в формировании ОВ, диагенезе, катагенезе, в миграции разрушении или сохранении залежи.

За неимением отбора проб воды, определений степени минерализации и типа воды перспективу нефтегазоносности можно рассматривать по режиму (инфильтрационный или элизионный).

Доказано что наиболее благоприятным является элизионный режим.

Так как палеотектонический анализ показал, что данная территория претерпевала устойчивое прогибание, можно сделать вывод об элизионном режиме бассейна.

6. Оценка перспектив нефтегазоносности

Был использован историко-генетический метод. Он состоит в проведении пяти анализов: тектонический и палеотектонический, литолого-фациальный, геохимический, термобарический, гидрогеологический.

Из литолого-фациального анализа выделено в разрезе чехла три региональных нефтегазоносных комплекса:

· среднеюрско-верхнеюрский, где нефтематеринскими породами являются глины J2 и J3;

· верхнеюрский-нижнемеловой, где нефтематеринскими породами являются глины J3 и апт-альба;

· апт-альбский-верхнемеловой, в котором нефтематеринскими являются породы апт-альба.

Для определения генерационного потенциала нефтегазоносных толщ были построены так называемые модели «прогрева», используя тектонический и геотермический анализы. Модель прогрева построена в двух вариантах:

1) с использованием палеотектонических профилей и проведением изотермы 60⁰, позволяющей определить время и глубину генерации УВ;

2) с использованием карт мощностей, где определяется очаг нефтеобразования, с использованием геотермического градиента и изопахиты 2000 метров.

Глинистые толщи J2 и J3 к концу раннего мела достигли условий, необходимых для формирования жидких углеводородов, так как материнская толща содержит сапропелевое органическое вещество. К началу К1 малая часть территории была охвачена очагом в юго-восточной части в пределах скважины №1. Вероятно, в конце раннего мела и позднее происходила первичная миграция из глин J2. К концу К2 большая часть территории была охвачена очагом, кроме северо-западной части в пределах скважин №№7 и 8. К началу Р очагом охвачена вся территория. Миграция глин J2 в Тюменскую свиту, из J3 в Тюменскую свиту. Вторичная миграция углеводородов происходила по коллекторам в сторону носов и возможно аккумуляция и в них имеется ловушки.

Вся территория перспективна, но можно выделить наиболее перспективные нефтегазонакопления, где построила карту перспектив, которая строится на палеотектонической основе. Для построения карты перспектив были использованы структурные карты кровли J₂ и подошвы K₁. Наиболее перспективная зона выделяется по двум критериям:

1) современное поднятие;

2) это поднятие развивалось в течение всего геологического времени унаследованно.

Рекомендации:

Рекомендуем провести детальные сейсмические исследования с целью подготовки ловушек к поисковому бурению.

Размещено на Allbest.ru