Условия формирования, размещения и перспективы поисков скоплений углеводородов в палеозойском комплексе юга предуральского прогиба и зоны передовых складок юго-западного Урала тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат наук Монакова Александра Сергеевна

• Монакова Александра Сергеевна
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Монакова Александра Сергеевна

ИССЛЕДОВАНИЙ

ГЛАВА 3. ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЗБРОСО-НАДВИГОВЫХ СТРУКТУР ЮЖНОЙ ЧАСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА

И ЗОНЫ ПЕРЕДОВЫХ СКЛАДОК УРАЛА

ГЛАВА 4. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ПАЛЕОЗОЯ ЮГА ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА И ЗОНЫ ПЕРЕДОВЫХ СКЛАДОК ЮГО-

ЗАПАДНОГО УРАЛА

4.1. Нефтегазоносные комплексы

4.2 Характеристика нефтегазоматеринских пород в пределах изучаемой территории

4.3 Характеристика генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород Нижнепермского НГК по результатам пиролитических исследований методом Яоск^а1

4.4 Геохимические свойства нефтематеринских пород Визейско-башкирского нефтегазового комплекса

4.5 Геохимические свойства нефтематеринских пород Франско-турнейского НГК

4.6 Геохимические свойства нефтематеринских пород Нижнедевонско-франского НГК

4.7 Силурийские нефтематеринские породы

4.8 Природные резервуары

ГЛАВА 5. ТРАНСФОРМАЦИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА, ОЦЕНКА

ПЛОТНОСТИ ГЕНЕРАЦИИ И ЭВОЛЮЦИЯ ОЧАГОВ ГЕНЕРАЦИИ

5.1 Оценка плотности генерации УВ во времени

ГЛАВА 6. МИГРАЦИЯ И АККУМУЛЯЦИЯ УВ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСАХ ПАЛЕОЗОЯ ЮГА ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА И ЗОНЫ

ПЕРЕДОВЫХ СКЛАДОК ЮГО-ЗАПАДНОГО УРАЛА

ГЛАВА 7. ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ СКОПЛЕНИЙ УВ И ОСНОВНЫЕ

НАПРАВЛЕНИЯ ГРР

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Условия формирования, размещения и перспективы поисков скоплений углеводородов в палеозойском комплексе юга предуральского прогиба и зоны передовых складок юго-западного Урала»

Актуальность работы

Опыт геологоразведочных работ последних лет показывает, что важную роль для поисков скоплений углеводородов играют поднадвиговые зоны взбросо-надвиговых поясов, контролирующих нефтегазоносность и закономерности распространения залежей УВ в ряде нефтегазоносных провинци. Нефтегазовый потенциал осевых частей Предуральско-Предновоземельского пояся нефтегазонакопления и его частей, приближенных к областям с платформенным стилем строения, хорошо известен. К зоне сочленения Предуральского прогиба и передовых складок Урала приурочены крупные известные месторождения УВ Ишимбайской группы в Южно-Уральской части прогиба, Вуктыльское газоконденсатное месторождение в Северо-Уральской части прогиба др. При этом нефтегазовый потенциал приближенных частей этого прогиба, к эпипалеозойскому Уральскому покровно-складчатому сооружению, еще полностью не раскрыт. Уменьшение ресурсной базы и падающая добыча углеводородов месторождений в Предуральской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций делают проблему поисков новых объектов ГРР в взбросо-надвиговых структурах южной части Предуральского прогиба и передовых складках запада Урала весьма актуальной.

Цель работы

Выявление условий формирования и перспектив поисков скоплений нефти и газа в палеозойском комплексе выполнения южной части 1111 и зоны Передовых складок юго-западного Урала на основе комплексного анализа результатов геолого-геофизических, геохимических исследований, геомеханического моделирования и моделирования углеводородных систем.

Основные задачи

1. Определить структурно-тектонические особенности южного сегмента ПП, реконструировать эволюцию развития взбросо-надвигов, поднадвиговых зон восточного борта южной части прогиба и зоны Передовых складок.

2. Создать геомеханические модели взбросо-надвиговых структур восточного борта южной части 1111 и Передовых складок юго-западной части Урала.

3. Изучить строение и особенности состава нефтегазоносных комплексов палеозоя юга ПП и зоны Передовых складок Урала, генерационно-аккумуляционные углеводородные системы (ГАУС) и геохимические характеристики нефтегазоматеринских толщ (НГМТ).

4. Создать модели трансформации органического вещества (ОВ), произвести оценку плотности генерации УВ и эволюции очагов генерации УВ.

5. Определить основные направления ГРР в палеозойском комплексе юга ПП и зоны Передовых складок.

Научная новизна работы

1. Впервые созданы геомеханические модели, описывающие условия формирования и эволюции системы взбросо-надвигов на восточном борту южной части Предуральского прогиба и в зоне Передовых складок юго-западного Урала.

2. Проведена типизация разломов в пределах зоны Передовых складок Урала и выявлены разломы, сформировашие область дисгармоничных складчатых дислокаций в этой зоне.

3. Определен генерационный потенциал нефтегазоматеринских пород и изучены процессы изменения ОВ в южной части ПП.

4. Определены границы очагов генерации и их эволюция, выявлены области разной степени зрелости ОВ и плотности генерации УВ по результатам моделирования ГАУС.

5. Определены направления миграции УВ из очагов генерации и условия формирования скоплений УВ в поднадвиговых зонах восточного борта южного сегмента ПП и зоны Передовых складок на основе созданных моделей миграции и аккумуляции УВ.

6. Впервые в регионе установлены нефтематеринские породы силурийского возраста, представленные породами кремнисто-глинистого состава сакмарской свиты.

Практическая значимость

Оценены перспективы поисков скоплений нефти и газа в палеозойском комплексе, выполняющем южную часть ПП и зону Передовых складок, ранжированы по степени перспективности и определены первоочередные направления ГРР на нефть и газ в рассматриваемом регионе. Разработанные рекомендации по приоритетным направлениям ГРР включают проведение региональных геофизических работ и сверхглубокое бурение, современные геолого-геофизические исследования разрезов скважин, обеспечивающие повышение эффективности ГРР.

Методы исследования

При проведении исследований по теме диссертации были применены следующие методы:

- Сбор, анализ и обобщение регионально-геологической, геохимической, геофизической и т.п. информации по рассматриваемое району;

- Полевые экспедиционные исследования;

- Исследование образцов пород методом Rock-Eval;

- Геомеханическое моделирование, реализованное в программном комплексе <Юупе1» компании Schlumberger.

- Моделирование УВ систем с применением программного обеспечения «PetшMod».

Фактический материал

В диссертации был использован следующий фактический материал:

- вся совокупность данных о геологическом строении района исследований, в т.ч. и данных, собранных в ходе полевых экспедиционных исследований автора;

- результаты проведенных сейсмических работ и типовые литолого-стратиграфические разрезы по Предуральской НГП;

- 299 образцов пород из 27 скважин юго-восточной части Оренбургской области, исследованных для уточнения характеристик;

Личный вклад автора

Автор лично занимался исследовательскими работами по теме диссертации, а именно: участвовал в полевых работах, интерпретируя и обобщая результаты изучения методом Коек-Буа1 образцов пород, создавал геомеханические модели, реализованные в программном комплексе <Юупе1» компании Schlumberger; моделируя УВ системы с применением программного обеспечения PetroMod фирмы Schlumberger.

Защищаемые положения

1. На западе южного Урала, включая ПП, генерационно-аккумуляционные углеводородные системы (ГАУС) связаны с нижнепермскими, нижне-среднекаменноугольными, верхнедевонскими и предположительно силурийскими образованиями. НГМТ этих ГАУС являются породы ассельского, сакмарского и артинского ярусов, визейского яруса, франского яруса (доманиковая толща) и силурийской системы.

2. Впервые выявленные на Южном Урале, НГМТ силурийского возраста содержит кероген II типа и характеризуются по генерационному потенциалу как «превосходная».

3. Скопления УВ, сосредоточенные в палеозойском комплексе юга Предуральского прогиба и зоны Передовых складок, сгенерированы из двух очагов. Первый из них расположен в пределах южной части Бельской впадины -«Бельский очаг генерации». Второй - на северном борту Прикаспийской впадины - «Прикаспийский очаг генерации». Миграция углеводородов из этих очагов шла в направлении поднадвиговых зон Предуральского прогиба и зоны Передовых складок. Протяженные разломы, контролирующие надвиговые пластины, служат здесь путями миграции УВ.

4. Формирование скоплений УВ в Предуральском прогибе и зоне Передовых складок происходило в 5 этапов: 1 - формирование осадочного комплекса; 2 - образование взбросо-надвиговых дислокаций и ловушек в поднадвиговых складках; 3 - миграция УВ в ловушки; 4 - аккумуляция УВ в

ловушках; 5 - консервация залежей УВ.

Публикации и апробация результатов работы

Основные результаты и положения диссертационной работы, полученные автором, изложены в 18 опубликованных работах, включая 4 статьи в изданиях, включенных в международную базу данных Скопус (Scopus) и 6 статей в изданиях из перечня ВАК РФ.

Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на российских и международных конференциях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 7 глав, заключения. Общий объем работы составляет 159 страниц, включая 75 рисунков и 13 таблиц. Библиографический список включает 94 наименования.

Благодарности

Автор выражает благодарность своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Ермолкину Виктору Ивановичу за разностороннюю оказанную помощь при подготовке диссертации, ценные советы и предоставленную возможность совместной работы.

Особую благодарность автор выражает доктору геолого-минералогических наук, профессору Керимову Вагифу Юнусовичу за возможность использования личного материала и оказанную помощь при подготовке диссертации, квалифицированные советы и консультации.

Автор выражает благодарность кандидату геолого-минералогических наук, доценту Осипову Александру Викторовичу и кандидату геолого-минералогических наук, доценту Милосердовой Людмиле Вадимовне за всестороннюю поддержку при подготовке диссертации.

Автор выражет благодарность всему коллективу кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Исследования проведены при финансовой поддержке Минобрнауки РФ задание № 5.2907.2017/4.6 (проектная часть государственного задания в сфере научной деятельности)

ГЛАВА 1. СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА И ЗОНЫ ПЕРЕДОВЫХ СКЛАДОК

Структурно-тектонические особенности ПП и зоны Передовых складок, а также нефтегазоносность Волго-Уральской НГП в разное время исследовали М.А. Камалетдинов, Ю.В. Казанцев, Т.Т. Казанцева, А.В. Лейве, Г.А. Смирнов, Б.А. Соколов, В.В. Юдин, В.Н. Пучков, Н.Б. Кузнецовов, В.И. Сизых, В.И. Козлов, В.М. Горожанин, Е.В. Козлова, В.Ю. Керимов, В.И. Ермолкин и многие другие ученые.

Центральное положение в современной структуре Евразии занимает эпипал еозойский Урало-Монгольский подвижный пояс. Пояс пространственно и структурно соединяет древние платформы - Восточно-Европейскую, Сибирскую, Таримскую и Северо-Китайскую в едином Евразийском континенте (Рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Урало-Монгольский (Центрально-Азиатский) складчатый пояс и структуры его обрамления (схема составлена на основе (Tectonic Map of Northern-Central-Eastern Asia and Adjacent Areas - http://www.vsegei.ru/ru/info/inter-proj/tect-asia2500). Белой пунктирной линией показаны внешние контуры Урало -Монгольского (Центрально-Азиатского) складчатого пояса. Красной точечной линией показаны внешние контуры Урало-Новоземельской складчатой системы.

Впервые пояс в качестве самостоятельной структурной единицы мегарегионального масштаба был выделен М.В. Муратовым (1965). В настоящее время для обозначения этой структуры стало общепринятым другое название -Центрально-Азиатский орогенный пояс или Центрально-Азиатский складчатый пояс (Буслов, 2011; Кгопег et а1. 2014 и др.). Самый крайний западный элемент Урало-Монгольского подвижного пояса - это Урало-Новоземельская складчатая система (Пучков, 1996), протягивающаяся в близ-меридиональном направлении с севера на юг более чем на 4 тыс. км: от северных частей архипелага Новая Земля до Прикаспия.

Для приближенных к Урало-Новоземельской складчатой системе частей Предуральско-Предпайхойско-Предновоземельского прогиба характерно складчато-надвиговое строение с преобладающим направлением восстания осевых поверхностей складчатых форм и сместителей взбросо-навиговых дислокаций в направлении от складчатого сооружения к областям с платформенным стилем строения (Соборнов и др., 1992; Исмагилов и др., 2015; Пучков, 2010; Прищепа и др., 2008, 2011, 2012; и др.).

В целом Предуральско-Предпайхойско-Предновоземельский прогиб обладает высокими нефтегазогеологическими перспективами. На этом основании при выполнении прогностических нефтегазогеологических построений и районирования эту мегаструктуру выделяют как Предуральско-Предновоземельский пояс нефтегазонакопления (Гаврилов, 1998). Нефтегазовый потенциал осевых частей этого пояса и его частей, приближенных к областям с платформенным стилем строения хорошо известен (Керимов и др., 2013, 2014, 2015а; Прищепа и др., 2011; и др.). Здесь в разные годы были открыты месторождения УВ Ишимбайской группы и другие месторождения. Даже не смотря на то, что к этим частям прогиба приурочены крупные известные месторождения (Вуктыльское газоконденсатное месторождение в СевероУральской части прогиба, Саратовское, Исимановское, Беркутовское газокондесаатные месторождения и др. месторождения Южно-Уральской части прогиба), перспективы открытия в «предгорных» частях новых месторождений, в

том числе крупных и весьма крупных, все еще остается.

В отношении понимания позднедокембрийской и палеозойской геодинамической истории Уральской части Урало-Новоземельской складчатой системы к настоящему времени среди большинства исследователей достигнут консенсус. Это объясняется в первую очередь тем, что для позднедокембрийских и палеозойских комплексов Урала характерна довольно простая тектоническая зональность. Позднедокембрийские образования распространены в основном на западном Урале. Для них характерна широтная тектоническая зональность (Кузнецов, 2009а), выраженная в том, что в южных частях Урала преимущественным распространением пользуются в основном позднедокембрийские осадочные образования (Mas1ov, 2004). В противоположность этому в северных его частях - существенная роль принадлежит позднедокембрийским вулканитам, разнообразным гранитоидам и редким офиолитам (Душин, 1997; Зоненшайн и др., 1990; Кузнецов и др., 2007; Соболева, 2004; Соболева и др., 2012; КИат et а1., 2003). Эти образования сформировались в результате действия позднедокембрийских субдукционно-обдукционных и вендско-раннекембрийских коллизионных геодинамических процессов (Кузнецов, 2009б).

Для палеозойских комплексов и структур Урала также характерна довольно простая меридиональная тектоническая зональность. Она выражена в том, что в западных тектонических единицах Урала, преимущественным распространением пользуются палеозойские осадочные образования (Иванов и др., 1986; Зоненшайн и др., 1990; Пучков, 2010). В восточных зонах Урала, напротив, широким распространением пользуются палеозойские офиолиты, островодужные образования и коллизионные граниты. Геодинамическая природа образований восточных зон Урала связывается с раннепалеозойскими (Петров и др., 2007; Рязанцев и др., 2008 и др.) и среднепалеозойскими (Рязанцев и др., 2007; Иванов, 1998; Кузнецов, Куликова, 2008; Куликова, Кузнецов, 2008; Кузнецов, Романюк, 2014; и др.) субдукционно-обдукционными процессами, а также с позднепалеозойскими коллизионными событиями (Иванов, 1998; Пучков, 2010).

Менее определенно в смысле интерпретации палеозойской геодинамической истории обстоит дело с Пайхойской и Новоземельской частями Урало-Новоземельской складчатой системы. Это связано с тем, что в отличие от Урала, здесь не получили распространения образования, вещественно, структурно и палео-геодинамически сходные с палеозойскими образованиями восточных тектонических единиц Урала (Тимонин, Юдин, 2004; Тимонин и др., 2002; Погребицкий, 2004). То есть, ни на Пайхое, ни на Новой Земле нет палеозойских офиолитов и островодужных комплексов. Поэтому связь формирования Пайхойской и Новоземельской частей Урало-Новоземельской складчатой системы с палеозойскими субдукционно-обдукционными и коллизионными геодинамическими процессами не очевидна.

Тем не менее, Уральская и Пайхойско-Новоземельская части Урало-Новоземельской складчатой системы имеют некоторые общие особенности строения. К этим общим особенностям относятся, во-первых, - существенное сходство в составе и строении палеозойских образований, распространенных на Новой Земле и на Пайхое, с одновозрастными образованиями западных зон Урала. Во-вторых, - у Урало-Новоземельской складчатой системы на всем ее простирании есть общий предгорный прогиб. Его уральская часть называется -Предуральский прогиб (Предуральский краевой прогиб), пайхойская часть называется - Предпайхойский прогиб, а новоземельская часть называется -Предновоземельский прогиб.

При нефтегазогеологическом районировании Предуральско-Предпайхойско-Предновоземельский мегаструктуру выделяют как Предуральско-Предновоземельский пояс нефтегазонакопления. Идея выделения Предуральско-Предновоземельский пояса нефтегазонакопления принадлежит Гаврилову В.П. Предуральско-Предновоземельский пояс нефтегазонакопления приурочен к Предуральско-Предпайхойско-Предновоземельской мегаструктуре и

протягивается на расстояние ~ 4 тыс. км (рисунок 1.2) по юго-восточной и восточной периферии Восточно-Европейской платформы, а к северу от примыкающего к Уралу сегмента Печорской сутуры - по восточной периферии

Тимано-Печорско-Южно-Баренцевоморской молодой (эпитиманской) платформы [43]. В его пределах выделяются четыре области нефтегазонакопления: Арктическая, Печорская, Восточно-Волго-Уральская и Северо-Каспийская, в пределах которых концентрация выявленных месторождений нефти и газа крайне неравномерна в пространстве.

В структурном плане этому типу поясов нефтегазонакопления соответствуют линейные прогибы - предгорные (передовые) прогибы. Они вытянуты вдоль границ областей с платформенным стилем строения и орогенных покровно-складчатых систем. Для поперечного строения прогибов характерна определенная асимметрия, выраженная в том, что для их склонов (бортов), смежных (структурно и пространственно сопряженных) с краевыми частями платформенных областей, характерны умеренные или пониженные мощности толщ выполнения прогибов, а также платформенный характер строения и состава этих толщ. В противоположность этому для склонов прогибов, смежных с покровно-складчатыми сооружениями, характерны повышенные мощности толщ выполнения прогиба, существенно большая (по сравнению с противоположными бортами прогибов) полнота разрезов - меньшая выраженность перерывов и стратиграфических несогласий. Кроме того - и это самое главное - для этих бортов прогибов характерно широкое развитие покровно-складчатых дислокаций, вергентность которых направлена в сторону от покровно-складчатых сооружений к областям с платформенным стилем строения [43].

24" 30* 36° 42" 48" 54" 60° 66° 72° 78° 84" 90" 96°

Рисунок 1.2 - Предуральско-Предновоземельский пояс нефтегазонакопления и его схематическая продольная сегментация. Цифры в кружках: 1 - Предновоземельская складчатаязона; впадины: 2 - Коротаихинская, 3 - Большесынинская (включая ее северную Косью-Роговскую часть), 4 -Верхнепечорская, 5 - Юрюзано-Сылвенская, 6 - Бельская, 7 - Прикаспийская.

ГЛАВА 2. ИНФОРМАЦИОННАЯ БАЗА И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

Основными методами исследований, использованными в работе, являются: полевые исследования, палеотектонические реконструкции, геомеханическое моделирование, численное пространственно-временное бассейновое моделирование и геохимические исследования методом Rock-eva1 6, позволившие выявить условия формирования залежей УВ в шарьяжно-надвиговых структурах восточного борта южной части ПП и в зоне Передовых складок Урала.

Полевые экспедиционные работы были поделены на две части. Первая часть была проведена в сентябре 2017 года, вторая - в июле 2018 года.

Во время полевых экспедиционных работ, проведенных на изучаемой территории (рисунок 2.1) в сентябре 2017 года, сотрудниками кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина Осиповым А.В., Бондаревым А.В. и Скрипкой А.А. было пройдено 7 маршрутов, сделано 43 точки наблюдения и отобрано 34 образца (таблица 2.1). Благодаря полевым экспедиционным работам было проведено: изучение разреза восточного борта южной части Предуральского прогиба по ряду субширотных профилей; изучение структурных форм восточного борта южной части Предуральского прогиба.

Во время второго этапа полевых экспедиционных работ, проведенного в период с 15.07.2018 г. по 20.07.2018 г. было пройдено 6 маршрутов, описано 27 точек наблюдений (рисунок 2.1), отобрано 113 образцов горных пород для проведения геохимических исследований (таблица 2.2) и 16 образцов - для проведения литологических исследований (таблица 2.2). Задачи полевых работ были сведены к двум направлениям 1) изучение разреза, структурных форм и выявление признаков и предпосылок нефтегазоносности восточного борта южной части Предуральского прогиба; 2) отбор образцов потенциально нефтегазоматеринских пород для проведения лабораторных аналитических исследований.

55°Е 56°Е 57°Е 58°Е

350000 400000 450000 500000 550000

Условные обозначения

Точки наблюдения Города

J Административные границы

25 0 25 50 75 100 кт

Рисунок 2.1 Обзорная карта района полевых работ с местоположением

точек наблюдений

Таблица 2.1 - Реестр образцов (Первый этап полевых исследований)

№№ образца Дата отбора Точка наблюдения Наименование породы Геологический возраст

1 2 3 4 5

1 18.09.2017 1 Песчаник Р1аг

2 18.09.2017 1 Кальцит Р1аг

3 18.09.2017 2 Аргиллит Р1а-Б

4 18.09.2017 2 Аргиллит Р1а-Б

5 18.09.2017 2 Аргиллит Р1а-Б

6 18.09.2017 2 Песчаник Р1а-Б

7 18.09.2017 2 Мергелистый песчаник Р1а-Б

8 18.09.2017 2 Аргиллит Р1а-Б

9 18.09.2017 3 Известняк Р1а-Б

10 18.09.2017 3 Кальцит Р1а-Б

11 18.09.2017 4 Аргиллит Р1а

12 18.09.2017 5 Аргиллит С1У

13 18.09.2017 7 Аргиллит СИ

14 18.09.2017 7 Аргиллит СИ

15 18.09.2017 8 Известняк доломитизированный Б3Г

16 18.09.2017 8 Известняк Б3Г

17 18.09.2017 8 Аргиллит Б3Г

18 19.09.2017 11 Окремнелый древесный остаток С3-Р1а

19 19.09.2017 11 Аргиллит С3-Р1а

20 19.09.2017 13 Известняк СЬ

21 19.09.2017 14 Аргиллит Б3Г

22 19.09.2017 16 Известняк С2т

23 19.09.2017 16 Известняк с пиритом С2т

24 19.09.2017 16 Кальцит С2т

25 19.09.2017 16 Известняк С2т

26 20.09.2017 18 Битум ? С2т

27 20.09.2017 20 Нефть

28 20.09.2017 21 Уголь С2т

29 20.09.2017 23 Известняк Б31т

Глинисто-карбонатная

30 21.09.2017 24 порода Б11

Глинисто-карбонатная

31 21.09.2017 24 порода Б11

Глинисто-карбонатная

32 21.09.2017 24 порода Б11

Пористая порода с

возможным

33 19.09.2017 16 битумонасыщением С2т

34 23.09.2017 41 Известняк глинистый Р1а

Таблица 2.2 - Реестр образцов (Второй этап полевых исследований)

№№ Точка Наименование Геологический

образца наблюдения породы возраст

1 1 Аргиллит

2 1 Аргиллит

3 1 Аргиллит

4 1 Аргиллит

5 1 Аргиллит

6 1 Аргиллит

7 1 Аргиллит

8 1 Аргиллит

9 1 Аргиллит

10 1 Аргиллит

11 1 Аргиллит

12 1 Аргиллит

13 1 Аргиллит

14 1 Аргиллит

15 1 Аргиллит

16 1 Аргиллит

17 1 Аргиллит

18 1 Аргиллит

19 1 Аргиллит

20 1 Аргиллит

21 1 Аргиллит

22 1 Аргиллит

23 1 Аргиллит

24 1 Аргиллит

25 1 Аргиллит

26 1 Аргиллит

27 1 Аргиллит

28 1 Аргиллит

29 1 Аргиллит

30 1 Аргиллит

31 1 Аргиллит

32 1 Аргиллит

33 1 Аргиллит

34 1 Аргиллит

35 1 Аргиллит

36 1 Аргиллит

37 1 Аргиллит

38 1 Аргиллит

39 1 Аргиллит

40 1 Аргиллит

41 1 Аргиллит

42 1 Аргиллит

43 1 Аргиллит

44 1 Аргиллит

45 1 Аргиллит

46 1 Аргиллит

47 1 Аргиллит

48 1 Аргиллит

49 1 Аргиллит

50 1 Аргиллит

51 1 Аргиллит

№№ Точка Наименование Геологический

образца наблюдения породы возраст

52 1 Аргиллит

53 1 Аргиллит 811

54 1 Аргиллит

55 1 Аргиллит 8:1

56 1 Аргиллит 811

57 1 Аргиллит 811

58 1 Аргиллит 811

59 1 Аргиллит 811

60 1 Аргиллит 811

61 1 Аргиллит 811

62 1 Аргиллит 811

63 1 Аргиллит 811

64 1 Аргиллит 811

65 1 Аргиллит 811

66 1 Аргиллит 811

67 1 Аргиллит 811

68 1 Аргиллит 811

69 1 Аргиллит 811

70 1 Аргиллит 811

71 1 Аргиллит 811

72 1 Аргиллит 811

73 1 Аргиллит 811

74 1 Аргиллит 811

75 1 Аргиллит 811

76 2 Аргиллит 811

77 2 Аргиллит 811

78 3 Аргиллит 811

79 3 Аргиллит 811

80 4 Известняк (риф) В1

81 5 Известняк С2Ь

82 6 Аргиллит С2

83 7 Аргиллит Бэ£т-С1

84 8 Марганец Б3£т-С1

85 9 Известняк б2?

86 10 Аргиллит Р1?

87 11 Песчаник Р1?

88 12 Известняк Р1?

89 13 Известняк Р1?

90 14 Алевролит Р1?

91 15 Алевролит Р1?

92 16 Конгломерат Т

93 17 Конгломерат Т

94 18 Конгломерат Т

95 19 Брахиопода Р1

96 20 Органогенный известняк Р1

Криноидея в

97 21 органогенном известняке Р1

98 22 Брахиопода Р1

99 23 Брахиопода Р1

100 24 Аргиллит С1

№№ Точка Наименование Геологический

образца наблюдения породы возраст

101 25 Битуминозный известняк Ci

102 26 Битум? Ci

103 27 Аргиллит Ci

104 28 Аргиллит Ci

105 29 Известняк Ci

106 30 Известняк С3-Р1

107 31 Известняк C2m

108 32 Аргиллит C2

109 32 Аргиллит C2

110 32 Аргиллит C2

111 32 Аргиллит C2

112 32 Аргиллит C2

113 32 Аргиллит C2

Для реконструкции надвиговых процессов, с которыми связано зарождение и развитие зоны Передовых складок Урала, нами использованы технологии моделирования, реализованные в программных комплексах «Dynel» фирмы Schlumberger, и «Move» фирмы Midland valley. Они позволяют определять изменение архитектуры осадочных бассейнов в пространстве и времени путем создания серии палеореконструкций (палеопрофилей). Кроме того, технологии дают возможность оценить развитие («прорастание») разломов в пространстве и во времени.

Принцип работы ПО «Dynel» заключается в разделении геологической среды на элементарные треугольные ячейки нефиксированного размера с однородными физическими свойствами горных пород и взаимодействия между ними. Так как, для данной территории, подобная работа проводиться впервые, в моделях были приняты некоторые упрощения, а именно:

• механические свойства всех пластов были заданы одинаковыми пластичными глинами;

• перемещения слоев на весь период восстановления истории были заданы проскальзыванием.

В целом, создание ретроспективной динамической структурной модели позволяет проследить всю эволюцию рассматриваемой части осадочного бассейна (или бассейна целиком) и восстановить историю его геологического развития. В

особенности это важно для районов с надвиговым стилем строения, для которых становится возможным проследить эволюцию во времени отдельных структур и разрывных нарушений с целью оценки ловушек и определения объектов поисков и разведки на нефть и газ [43]. На основе анализа созданных геомеханических реконструкций появляется принципиальная возможность сформировать представление о развитии активных сегментов разломов, судить о траекториях миграции УВ-флюидов по разломам как по фидерным зонам, а также прогнозировать положение потенциальных УВ ловушек, которые могут представлять практический интерес.

Для реконструкции геодинамической эволюции Предуральского прогиба с использованием технологии численного бассейнового моделирования была проведена реконструкция истории прогибания и осадконакопления, воздымания и эрозии осадков, а также истории и последовательности образования разломов и пликативных структур в осадочном чехле рассматриваемого региона и отдельных его частей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Монакова Александра Сергеевна, 2019 год

/ |

/

/

/

/

I |

о' •

50 100 150 200 250 300 01,мг СОЛ ТОС

Рисунок 4.30 - Модифицированная диаграмма Ван-Кравелена зависимости Н1-01 для ОВ нефтематеринских пород Нижнедевонско-Франского НГК (Монакова, 2017)

Рисунок 4.31 - Модифицированная диаграмма Ван-Кравелена зависимости HI-Tmax для ОВ нефтематеринских пород Нижнедевонско-Франского НГК (Монакова, 2017)

Рисунок 4.32 - Диаграмма соотношения индекса продуктивности PI от максимальной температуры пиролиза Tmax для ОВ нефтематеринских пород

Нижнедевонско-Франского НГК (Монакова, 2017)

4.7 Силурийские нефтематеринские породы

В период с 18.09.2017 г. по 23.09.2017 г. сотрудниками кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа в районе восточного борта южной части Предуральского прогиба были проведены полевые экспедиционные работы. Для потенциально нефтематеринских образцов горных пород был проведен анализ методом Rock-eval [68] (таблица 4.1).

Образцы под номерами 7, 9, 13, 14, 15, 17, 20, 21, 25 не являются нефтематеринскими, так как ТОС < 0,5% (таблица 4.1).

Образцы №№ 3, 5, 8 отобранные с точки наблюдения 2, близ села Тазларово, представленные аргиллитами ассель-сакмарского возраста, являются нефтематеринскими породами. Образцы №3 и №5 являются сильно окисленными, о чем говорят высокие кислородные индексы (OI). За счет этого в образцах №3 и №5 наблюдаются низкие значения пиков S1 и S2. Образцы №3 и №8 относятся к классу «удовлетворительные нефтематеринские породы», а образец №5 - «бедные нефтематеринские породы». Изучаемые образцы находились в пике нефтегенерации, соответствующий стадии МК2, так как значения Tmax входят в диапазон 445-450 С°. Низкие значения HI также могут быть связаны с высокой степенью окисления образцов. В образце № 8 HI составляет 94 мг УВ/ г породы, предположительно ОВ имеет кероген III типа, соответственно генерирует эта порода газ.

Образец № 11 представлен аргиллитом ассельского возраста, был отобран в точке наблюдения №4 близ села Кугарчи из флишоидной толщи, мощность слоя доходит до 15 см. Является «бедной» нефтематеринской породой, так как T0C=0,53%. Образец был подвержен процессам окисления, за счет чего, видимо, наблюдаются низкие значения S1, S2, HI. Образец находился на поздней стадии зрелости НГМП, так как Tmax=453C°.

Образец № 12 представлен аргиллитом визейского возраста, отобрвн в точке наблюдения № 5, близ села Кугарчи, из флишоидной толщи. Является

нефтематеринской пордой, относящейся к классу «Удовлетворительные», так как ТОС= 1,96%. Образец также бы подвержен сильным окислительным процессам, за счет чего наблюдаются низкие значения S1, S2, HI. Образец находился на поздней стадии зрелости НГМП, так как Tmax=457C°.

Образец №19 представлен аргиллитом возраста C3-P1a (сюреньская свита), отобран в точке наблюдения № 11, близ деревни Бикбау из флишоидной толщи. Является нефтематеринской породой, относится к классу «бедные», так как ТОС= 0,8%. Образец был подвержен окислительным процессам, за счет чего наблюдаются низкие значения S1, S2, HI. Образец находился на поздней стадии зрелости НГМП, так как Tmax=465C°.

Образец № 22 представлен известняком (?) московского возраста (унбетовская свита), был отобран в точке наблюдения № 16, близ села Богдановка. Является нефтематеринской породой, относится к классу «удовлетворительные», так как ТОС= 1,98%. Образец был подвержен окислительным процессам, но значительно меньшим, по сравнению с выше описанными образцами (OI= 14 мг СО/ г ТОС), но, видимо, окислительные процессы в этом образце тоже занизили показатели S1, S2, HI. HI=87 мг УВ/ г породы, предположительно ОВ имеет кероген III типа, соответственно генерирует эта порода газ. Образец находился на поздней стадии зрелости НГМП, так как Tmax=451C°.

Образец №29 представлен известняком фаменского возраста (ямашлинская свита), был отобран в точке наблюдения №23, близ деревни Идельбеков. Является нефтематеринской породой, относится к классу «удовлетворительные», так как ТОС= 1,17%. Образец был подвержен окислительным процессам, занизившими в этом образце показатели S1, S2, HI. HI=80 мг УВ/ г породы, предположительно ОВ имеет кероген III типа, соответственно генерирует эта порода газ. Образец находился на стадии МК2, так как Tmax=445C°.

Образцы № 30, 31, 32 представлены глинисто-карбонатными породами нижнесилурийского возраста. Все три образца являются нефтематеринскими. Стоит отметить, что образцы № 30, 31 относятся к классу «превосходные» НГМП

имеют значения TOC 5,87 и 7,30 % соответственно. Это самые богатые образцы, отобранные в экспедиции. Образцы были подвержены незначительным окислительным процессам, кислородный индекс составляет 7 и 6 мг СО/ г ТОС соответственно. Породы находились на ранней стадии зрелости, так как Tmax входит в диапазон 435-445С°. Водородный индекс составляет 118 и 109 мг УВ/ г породы, предположительно ОВ имеет кероген III типа, соответственно генерирует эта порода газ.

Образец №32 относится к классу «бедные НГМП», так как TOC=0,6%. Не был подвержен окислительным процессам, так как 01=0 мг СО/ г ТОС. Однако, образец имеет очень низкий показатель водородного индекса 40 мг УВ/ г породы, соответственно такая порода практически ничего не генерирует. Порода находилась на ранней стадии зрелости, так как Ттах=445С°.

Образец №41 представлен известняком глинистым ассельского возраста (карамурунская свита), был отобран в точке наблюдения №41, в 5 км от села Донское, карьер у трассы Орск-Оренбург. Является нефтематеринской породой, относится к классу «бедных НГМП», так как ТОС=0,6%. Порода находилась на ранней стадии зрелости, так как Ттах=442С°. HI=108 мг УВ/ г породы, соответственно порода предположительно порода имеет III тип керогена и генерирует газ.

Таблица 4.1 - Результаты пиролитических исследований методом Rock-eval

№№ Точка Литология Геологический ТОС, 81, 82, 83, Ттах(°С) Н1, О1, Р1

образц наблюден возраст % мгУВ/г мгУВ/г мгСО/г мг УВ/г мг СО/ г

а ия породы породы породы ТОС ТОС

3 2 Аргиллит P1a-s 1,09 0 0,29 1,15 449 27 106 0,01

5 2 Аргиллит P1a-s 0,81 0 0,31 0,34 447 38 42 0,01

7 2 Мергелистый песчаник P1a-s 0,49 0 0,12 0,38 445 24 78 0

8 2 Аргиллит P1a-s 1,43 0,17 1,35 0,01 442 94 1 0,11

9 3 Известняк P1a-s 0,1 0,01 0,04 0,01 443 40 10 0,15

11 4 Аргиллит P1a 0,53 0,01 0,1 0,15 458 19 28 0,07

12 5 Аргиллит С1у 1,96 0 0,41 1,64 457 21 84 0

13 7 Аргиллит СИ 0,4 0 0,01 0,32 456 3 80 0

14 7 Аргиллит СИ 0,35 0 0 0,1 40 0 29 0

15 8 Известняк доломитизированный D3f 0,25 0 0 0,18 491 0 72 0

17 8 Аргиллит D3f 0,33 0 0 0,28 -40 0 85 0

19 11 Аргиллит С3-Р1а 0,8 0,02 0,21 0,61 465 26 76 0,08

20 13 Известняк С1s 0,12 0 0 0,04 464 0 33 0

21 14 Аргиллит D3f 0,06 0 0 0,03 -40 0 50 0

22 16 Известняк С2т 1,68 0,11 1,46 0,24 451 87 14 0,07

25 16 Известняк С2т 0,26 0 0,07 0,16 451 27 62 0,04

29 23 Известняк D3fm 1,17 0,05 0,94 0,45 445 80 38 0,05

30 24 Глинисто-карбонатная порода 811 5,87 0,3 6,91 0,4 441 118 7 0,04

31 24 Глинисто-карбонатная порода 811 7,3 0,27 7,97 0,43 442 109 6 0,03

32 24 Глинисто-карбонатная порода 811 0,68 0 0,27 0 445 40 0 0,2

34 41 Известняк глинистый Р1а 0,6 0,03 0,65 0,03 442 108 5 0,04

По результатам изучения образцов горных пород, отобранных в ходе полевых работ 1-ого Этапа, было установлено, что породы силурийской системы, обнажающиеся в карьере в г. Кувандык, обладают нефтегазогенерационным потенциалом. Возраст отложений был установлен по включениям граптолитов (рисунок 4.33). Граптолиты - класс вымерших морских колониальных беспозвоночных животных, которые представляли собой ветвистые колонии, их ископаемые остатки важны для стратиграфии нижнего палеозоя. Граптолиты появились в кембрии, достигли наибольшего расцвета в силуре и вымерли в начале каменноугольного периода. В южной части Предуральского прогиба граптолиты служат руководящей фауной для установления возраста горных пород, накапливавшихся в силурийском периоде. Вывод о нефтегазогенерационном потенциале силурийских пород в карьере в г. Кувандык был сделан, исходя из исследований методом Rock-Eval трех образцов отобранных в 2017 г. Два изученных образца характеризуются превосходным генерационным потенциалом, а еще один - хорошим [27].

Одной из целей экспедиции 2018 года являлось уточнение геохимических свойств аргиллитов силурийской системы. Для этого было решено геохимически охарактеризовать известное обнажение, отобрав равномерно образцы горных пород, с целью проведения статистического исследования геохимических свойств силурийских отложений.

Рисунок 4.33 - Аргиллит силурийского возраста с включением

граптолита

Рассматриваемый карьер является действующим, поэтому время воздействия атмосферных эффектов на породы, выходящие на поверхность, тут минимально, что, по-видимому, сыграло не последнюю роль в сохранности ОВ. К активным агентам, разрушающим ОВ в обнаженных породах авторы относят атмосферный кислород и ультрафиолетовое излучение солнца. Причем если ультрафиолетовое излучение в своем воздействии ограничено первыми сантиметрами обнаженности, то кислород может проникать вместе с инфильтрационными водами на достаточно большие расстояния от поверхности.

Для изучения была выбрана восточная стенка карьера, как самая протяженная и имеющая наибольшую видимую мощность отложений (рисунок 4.34). Стенка карьера была поделена на пикеты по 10 м. Образцы отбирались через каждые 0,5 м истинной мощности и нумеровались по шаблону №Пикета/№Образца так чтобы последний образец одного пикета, был первым

образцом следующего пикета. Образцы отбирались с глубины не менее 20 см от поверхности, чтобы, как было сказано выше, уменьшить атмосферное и ультрафиолетовое воздействие. На каждом пикете было отобрано от 4 до 10 образцов. Помимо этих образцов, также были отобраны 4 контрольных образца, по два в южной (координаты точки Long=57,385015, Lat=51,483479) и западной (координаты точки Long=57,386115, Lat=51,483055) частях карьера. Всего было отобрано 79 образцов (см. таблицу 2.2).

Рисунок 4.34 - Карьер в г. Кувандык. Восточная стенка

Всего в кувандыкском карьере по всему разрезу из десяти пикетов было отобрано 78 образцов.

Из пикета 1-2 было отобрано 7 образцов (№№ 1-7). По содержанию в них органического углерода можно сделать вывод, что все они характеризуют породу как нефтематеринскую. Данные образцы обогащены органическим углеродом, значения ТОСисх варьируют от 3,14 до 6,94 %%. Наибольшей концентрацией органического углерода характеризуется образец №6. Таким образом, по содержанию ТОСисх в образцах, изучаемые породы можно отнести к классу очень богатых. Значения параметра остаточного генерационного потенциала ^2, мг УВ / г породы) варьируют от 0,26 до 6,92 мг УВ / г породы. Наименьшие значения соответствую образцам №1 (0,26 мг УВ / г породы) и №4 (0,44 мг УВ / г породы). Эти образцы обладают бедным остаточным генерационным потенциалом. Максимальное значение 82 зафиксировано в

образце №5, что характерно для богатых нефтематеринских пород.

Таблица 4.2 - Результаты геохимических исследований ОВ пород методом Rock-Eval

№№ образца № точки наблюдения Литология Возраст S1, мг УВ/г породы S2, мг УВ/г породы Р1 Ттах, °С ТОС, % Н1, мг УВ/г ТОС 01, мг СО/г ТОС Н1исх, мг УВ/г ТОС ТОСисх, %

1 1 Аргиллит 81 0,02 0,26 0,07 461 2,12 12 376 22 3,99

2 1 Аргиллит 81 0,14 3,61 0,04 439 4,55 79 53 90 5,20

3 1 Аргиллит 81 0,18 3,81 0,05 438 4,33 88 38 97 4,80

4 1 Аргиллит 81 0,02 0,44 0,04 458 2,18 20 174 35 3,90

5 1 Аргиллит 81 0,29 6,92 0,04 439 6,05 114 30 129 6,95

6 1 Аргиллит 81 0,09 1,91 0,05 433 3,38 57 38 53 3,14

7 1 Аргиллит 81 0,26 5,89 0,04 435 5,29 111 30 111 5,29

8 1 Аргиллит 81 0.07 1,98 0,03 443 3,97 50 57 65 5,23

9 1 Аргиллит 81 0,09 2,39 0,04 443 4,04 59 33 75 5,19

10 1 Аргиллит 81 0,15 4,64 0,03 438 3,8 122 8 134 4,23

11 1 Аргиллит 81 0,21 5,37 0,04 438 4,94 109 17 120 5,49

12 1 Аргиллит 81 0,15 4,74 0,03 437 4,93 96 20 102 5,29

13 1 Аргиллит 81 0,18 5,91 0,03 436 4,51 131 14 135 4,68

14 1 Аргиллит 81 0,19 5,12 0,04 438 4,39 117 18 129 4,88

15 1 Аргиллит 81 0,14 2,89 0,05 436 4,35 66 45 68 4,50

16 1 Аргиллит 81 0.28 5,72 0,05 436 4,36 133 16 117 4,55

17 1 Аргиллит 81 0,39 5,56 0,07 437 5,98 93 30 99 6,41

18 1 Аргиллит 81 0,37 5,9 0,06 437 5,72 103 27 110 6,14

19 1 Аргиллит 81 0,14 2,89 0,05 436 4,35 66 45 68 4,50

20 1 Аргиллит 81 0,27 6,39 0,04 439 4,44 144 15 163 5,12

21 1 Аргиллит 81 0,15 4,78 0,03 438 3,84 124 16 136 4,27

22 1 Аргиллит 81 0,15 4,64 0,03 438 3,8 122 8 134 4,23

23 1 Аргиллит 81 0,03 0,61 0,05 458 3,97 15 107 27 7,08

24 1 Аргиллит 81 0,48 9,2 0,05 437 6,49 142 17 151 6,98

25 1 Аргиллит 81 0,17 2,99 0,05 437 3,6 83 25 89 3,86

26 1 Аргиллит 81 0,3 7,28 0,04 439 5,62 130 14 147 6,47

27 1 Аргиллит 81 0,19 2,94 0,06 434 3,59 82 25 79 3,46

№№ образца № точки наблюдения Литология Возраст S1, мг УВ/г породы S2, мг УВ/г породы Р1 Ттах, °С ТОС, % Н1, мг УВ/г ТОС 01, мг СО/г ТОС Н1исх, мг УВ/г ТОС ТОСисх, %

28 1 Аргиллит 81 0,79 11,99 0,06 436 9,84 122 24 126 10,20

29 1 Аргиллит 81 0,56 8,92 0,06 432 6,71 133 17 120 5,97

30 1 Аргиллит 81 0,8 15,38 0,05 439 8,56 180 9 204 9,91

31 1 Аргиллит 81 0,55 8,88 0,06 441 6,34 140 16 168 7,80

32 1 Аргиллит 81 0,37 6,71 0,05 435 5,71 118 21 118 5,71

33 1 Аргиллит 81 0,3 4,17 0,07 433 4,78 87 26 81 4,44

34 1 Аргиллит 81 0,54 8,13 0,06 437 6,17 132 19 141 6,63

35 1 Аргиллит 81 0,28 3,06 0,08 427 5,63 54 37 40 4,08

38 1 Аргиллит 81 0,22 2,45 0,08 433 4,64 53 43 49 4,32

39 1 Аргиллит 81 0,17 2,21 0,07 431 4,57 48 41 42 3,94

40 1 Аргиллит 81 0,07 1,2 0,06 430 3,97 30 46 25 3,29

41 1 Аргиллит 81 0,08 1,31 0,06 433 2,92 45 42 42 2,72

42 1 Аргиллит 81 0,12 1,86 0,06 427 4,31 43 43 32 3,13

43 1 Аргиллит 81 0,14 2,48 0,05 428 4,47 55 43 42 3,39

44 1 Аргиллит 81 0,11 1,74 0,06 431 4,08 43 43 37 3,52

45 1 Аргиллит 81 0,04 0,91 0,05 428 3,82 24 48 18 2,92

46 1 Аргиллит 81 0,05 1,25 0,04 434 3,34 37 61 36 3,23

47 1 Аргиллит 81 0,01 0,26 0,04 433 3,15 8 143 7 2,94

48 1 Аргиллит 81 0,02 0,77 0,03 438 2,01 38 63 42 2,22

49 1 Аргиллит 81 0,06 1,53 0,04 435 3,35 46 44 46 3,35

50 1 Аргиллит 81 0,1 1,32 0,07 427 3,35 39 36 29 2,44

51 1 Аргиллит 81 0,08 2,4 0,03 431 3,84 62 48 54 3,31

52 1 Аргиллит 81 0,04 1,43 0,02 436 3,57 40 66 41 3,69

53 1 Аргиллит 81 0,21 3,61 0,05 432 4,93 73 45 66 4,41

54 1 Аргиллит 81 0,13 3,3 0,04 436 4,67 71 32 73 4,84

55 1 Аргиллит 81 0,12 3,04 0,04 435 4,46 68 42 68 4,46

56 1 Аргиллит 81 0,5 9,82 0,05 439 6,14 160 8 181 7,09

57 1 Аргиллит 81 0,16 3,72 0,04 439 5,21 71 44 80 5,95

58 1 Аргиллит 81 0,21 4,36 0,05 436 3,89 112 31 116 4,03

№№ образца № точки наблюдения Литология Возраст S1, мг УВ/г породы S2, мг УВ/г породы Р1 Ттах, °С ТОС, % Н1, мг УВ/г ТОС 01, мг СО/г ТОС Н1исх, мг УВ/г ТОС ТОСисх, %

59 1 Аргиллит 81 0,21 5,23 0,04 439 4,96 105 9 119 5,69

60 1 Аргиллит 81 0,03 0,88 0,03 446 2,39 37 11 51 3,30

61 1 Аргиллит 81 0,03 0,37 0,08 442 1,57 24 38 30 1,95

62 1 Аргиллит 81 0,21 5,51 0,04 436 4,52 122 10 126 4,69

63 1 Аргиллит 81 0,51 8,33 0,06 435 5,9 141 9 141 5,90

64 1 Аргиллит 81 0,38 6,98 0,05 437 5,59 125 9 133 6,01

65 1 Аргиллит 81 0,27 5,56 0,05 434 5,42 103 11 100 5,22

66 1 Аргиллит 81 0,39 6,69 0,06 435 5,53 121 11 121 5,53

67 1 Аргиллит 81 0,43 8,07 0,05 437 6,38 126 10 134 6,85

68 1 Аргиллит 81 0,38 5,14 0,07 434 5,71 90 12 87 5,51

69 1 Аргиллит 81 0,27 5,56 0,05 434 5,42 103 11 100 5,22

70 1 Аргиллит 81 0,39 6,69 0,06 435 5,53 121 11 121 5,53

71 1 Аргиллит 81 0,31 5,05 0,06 436 4,65 109 21 113 4,82

72 1 Аргиллит 81 0,51 8,33 0,06 435 5,9 141 9 141 5,90

73 1 Аргиллит 81 0,54 10,02 0,05 439 5,98 168 7 190 6,92

74 1 Аргиллит 81 0,19 4,71 0,04 435 5,02 94 25 94 5,02

75 1 Аргиллит 81 0,19 4,71 0,04 435 5,02 94 25 94 5,02

76 2 Аргиллит 81 0,42 10,49 0,04 440 6,83 154 8 180 8,15

77 2 Аргиллит 81 0,43 5,02 0,08 433 6,02 83 24 77 5,59

78 3 Аргиллит 81 0,24 4,52 0,05 438 5,61 81 34 89 6,21

79 3 Аргиллит 81 0,08 4,75 0,02 444 4,78 99 25 129 6,38

86 10 Аргиллит Р1? 0,03 0,74 0,04 445 1,76 42 91 56 2,37

90 14 Алевролит Р1? 0 0,06 0 454 0,5 12 222 20 0,82

91 15 Алевролит Р1? 0,01 0,21 0,03 446 1,21 17 120 23 1,66

92 16 Конгломерат Т 0,02 0,33 0,04 428 0,28 118 443 90 0,21

93 17 Конгломерат Т 0,01 0,02 0,4 359 0,2 10 1745 -15 -0,30

94 18 Конгломерат Т 0,01 0,04 0,19 346 0,13 31 1054 -61 -0,24

100 24 Аргиллит С1 0,15 0,61 0,20 444 1,32 46 11 60 1,74

101 25 Битуминозный С1 0,02 0,03 0,32 465 0,13 23 223 46 0,27

№№ образца № точки наблюдения Литология Возраст S1, мг УВ/г породы S2, мг УВ/г породы Р1 Ттах, °С ТОС, % Н1, мг УВ/г ТОС 01, мг СО/г ТОС Н1исх, мг УВ/г ТОС ТОСисх, %

известняк

102 26 Битум? С1 0,01 0,04 0,14 446 0,23 17 235 23 0,32

103 27 Аргиллит С1 0,16 0,6 0,2 446 1,38 43 33 59 1,91

104 28 Аргиллит С1 0,01 0,13 0,1 447 0,9 14 141 20 1,27

108 32 Аргиллит С2 0,27 0,83 0,25 455 1,78 47 18 78 3,05

109 32 Аргиллит С2 0,06 0,8 0,07 450 3,04 26 57 39 4,61

110 32 Аргиллит С2 0,04 0,53 0,07 450 2,33 23 67 35 3,53

111 32 Аргиллит С2 0,29 0,83 0,26 451 1,87 44 23 67 2,93

112 32 Аргиллит С2 0,18 0,96 0,16 452 2,2 44 36 69 3,52

113 32 Аргиллит С2 0,14 0,9 0,14 453 2,27 40 40 64 3,71

Рисунок 4.35 - Диаграмма соотношения генерационного потенциала (S1+S2) и общего органического углерода ТОС для ОВ пород, отобранных в ходе полевых работ

Рисунок 4.36 - Диаграмма соотношения генерационного потенциала (81+82) и общего исходного органического углерода ТОСисх для ОВ пород, отобранных в ходе полевых работ

Рисунок 4.37 - Диаграмма зависимости Н1исх от Ттах для ОВ пород, отобранных в ходе полевых работ

1000

900

800

700

и

0 600

ь. «

>> 500 и

1 400

300 200 100 0

Карьер в ♦ пикет I г. Кувандык: -2

■ пикет 2-3

^ пикет 3-4 ■ пикет 4-5 ♦пикет 5-6

I

I I

• пикет 6-7 • пикет 7-8

- пикет 8 -9

• пикет 9-Ю ♦ пикет 10-11

■ контрольные образцы

А Башкирская чумаза восточный бопт ПП

1

I к 1

р к 4

г • • «

т

50 100 150 200 250 01, мг С02/г ТОС

300 350

400

Рисунок 4.38- Диаграмма зависимости Н1исх от О1 для ОВ пород,

отобранных в ходе полевых работ

Рисунок 4.39 - Диаграмма соотношения индекса продуктивности Р1 от максимальной температуры пиролиза Ттах для ОВ пород, отобранных в ходе полевых работ

Образцы №№ 2, 3, 6, 7 относятся к классу удовлетворительных нефтематеринских пород, так как значения S2 варьируют в пределах 2,5-6 мг УВ / г породы. Низкие значения остаточного генерационного потенциала в образцах №№ 1 и 4 объясняются тем, что они, предположительно, накапливались в более окислительных условиях. Об этом свидетельствуют высокие значения показателя кислородного индекса - 374 мг СО / г ТОС и 174 мг СО / г ТОС, соответственно. На это также указывают и повышенные значения Tmax - 461 °С и 458 °С, соответственно. Количество свободных углеводородов (S1, мг УВ / г породы) во всех образцах не превышает 0,3 мг УВ / г породы, что является очень низкими значениями. Такой разброс среди параметров по классификации

нефтематеринских пород объясняется, скорее всего тем, что образцы были отобраны из обнажения, которое выходит на дневную поверхность и их различной, вследствие этого, преобразованностью.

Степени преобразованности ОВ пород соответствует стадии ранней зрелости, так как значения температуры максимального выхода углеводородов в пике S2 (Tmax, °С) попадают в диапазон значений 435-445 °С, за исключением образцов №№ 1 и 4, о которых говорилось выше.

По рассчитанным значениям исходного водородного индекса можно заключить, что ОВ пород содержит кероген III типа. Величины параметра попадают в диапазон от 50 до 200 мг УВ / г ТОС, за исключением образца №1 (22,4 мг УВ / г ТОС), что объясняется окислительной обстановкой, в которой он находился. Но так как образцы были сильно окислены, а возраст изучаемых отложений силурийский, то делаю вывод, что тип керогена не ниже II, следовательно, породы генерировали и жидкие и газообразные углеводороды.

Из пикета 2-3 было отобрано 6 образцов горных пород (№№ 8-13). По содержанию в них органического углерода следует, что все они отобраны из нефтематеринской толщи. Эти образцы обогащены органическим углеродом. Значения ТОСисх образцов не сильно отличаются друг от друга, в среднем составляя 5,1%. По данному параметру исследуемую толщу можно отнести к классу очень богатых. По параметру S2 толща характеризуется как удовлетворительная, так как значения попадают в диапазон 2,5-6 мг УВ / г породы. Количество свободных углеводородов (S1, мг УВ / г породы) для всех образцов не превышает 0,3 мг УВ / г породы, что является очень низкими показателями.

Органическое вещество изученных образцов соответствует стадии ранней зрелости, так как показания температуры максимального выхода углеводородов в пике S2 (Tmax, °С) попадают в диапазон значений 435-445 °С.

Согласно значениям исходного водородного индекса, тип керогена определяется как II. Образец №13 имеет наивысшие значения параметра Н1исх. Объясняется это тем, что он имеет наименьшие значения кислородного индекса (13 мг СО / г ТОС), следовательно, он меньше всех подвергался действию окислительных процессов.

Из пикета 3-4 было отобрано 5 образцов горных пород (№№ 14-18). Данные образцы обогащены органическим углеродом, из чего можно сделать вывод, что все они относятся к нефтематеринским. Значения ТОСисх варьируют от 4,5% в образце №17 до 6,41% в образце №15 при среднем значении 5,49%. Таким образом, по данному параметру толщу пород следует отнести к классу очень богатых. По параметру S2 образцы характеризуют потенциал породы как удовлетворительный, так как значения параметра попадают в диапазон 2,5-6 мг УВ / г породы, при среднем - 5,58 мг УВ / г породы. Количество свободных углеводородов в образцах №17 и №19 > 0,3 мг УВ / г породы, для всех остальных образцов - не превышает 0,3 мг УВ / г породы.

Согласно классификации «Стадии термической зрелости ОВ (в отношении способности нефтегазогенерации) по параметрам пиролиза Rock-Eval» (табл. 2.6) По степени термической зрелости ОВ изученные образцы соответствуют стадии ранней зрелости, так как значения параметра Tmax находятся в диапазоне значений 435-445 °С.

Тип керогена в изученных образцах соответствует II типу. Из пикета 4-5 было отобрано 9 образцов горных пород (№№ 19-27). По содержанию ТОС можно сделать вывод, что все они характеризуют толщу, из которой отобраны, как очень богатую нефтематеринскую. Значения ТОСисх варьируют от 3,86% в образце №25 до 6,46% в образце №26 при среднем значении 5,22%. Значения S2 образцов пиката попадают в диапазон 2,5-6 мг УВ / г породы (за исключением образцов №20 и №26, в которых пики S2 достигают 6,39 и 7,28 мг УВ / г породы, соответственно), что характеризует потенциал толщи как удовлетворительный.

Количество свободных углеводородов в большинстве образцов не превышает 0,3 мг УВ / г породы, лишь в образце №24 значение параметра 81 равно 0,48 мг УВ / г породы.

По значениям параметра температуры максимального выхода углеводородов при пиролизе керогена следует заключить, что все они соответствуют стадии ранней зрелости (435-445 °С). Исключением является образец №23 (Ттах=458 °С). Это объясняется тем, что это образец подвергался большему воздействию окислительных процессов. Этим же объясняется и выпадение значения исходного водородного индекса по образцу №23 (27 мг УВ / г ТОС) из общей тенденции значений образцов пикета, которые попадают в диапазон от 50 до 200 мгУВ / г ТОС. Тип керогена в изученных образцах соответствует II типу.

Из пикета 5-6 было отобрано 13 образцов горных пород (№№ 28-42). Значения ТОСисх по образцам пикета варьируют от 2,72% (образец №41) до 10,20% (образец №28), что характеризует изучаемую толщу как очень богатую нефтематеринскую. Следует отметить, что в этом пикете согласно параметру ТОСисх были отобраны самые богатые образцы среди всего изучаемого разреза: образцы №28 (10,20%) и №41 (9,91%). По параметру, характеризующему остаточный генерационный потенциал, образцы №№ 28, 30, 31, 36 характеризуют толщу как богатую нефтематеринскую, остальные - как удовлетворительную. В этом интервале также увеличивается, но незначительно, и содержание свободных углеводородов. Часть образцов по параметру S1 можно отнести к классу бедных нефтематеринских пород.

Органическое вещество образцов пород является незрелым, так как значения температуры максимального выхода углеводородов в пике S2 не превышает 435 °С. Исключением является образец №31 (441 °С).

За исключением образцов №№ 39, 40, 41, 42, где Н1исх < 50 мг УВ / г ТОС, образцы пород из пикета соответствует II типу керогена.

Из пикета 6-7 было отобрано 7 образцов (№№ 43-49). По содержанию в них органического углерода можно сделать вывод, что все они являются нефтематеринскими. Значения ТОСисх варьируют от 2,22% в образце № 48 до 3,39% в образце №43. Наименьшее содержание ТОСисх (менее 3%) соответствует образцам №№ 45, 47, 48. Среднее значение ТОСисх по образцам пикета составляет 3,08%. По остаточному генерационному потенциалу данные породы относятся к классу плохих нефтематеинских, так как все образцы имеют значения S2 ниже, чем 2,5 мг УВ / г породы, но выше 0,2 мг УВ / г породы. Все изученные образцы также имеют очень низкое содержание свободных углеводородов.

По параметру Tmax следует заключить, что органическое вещество пород пикета является незрелым (< 435 °С).

По значениям исходного водородного индекса тип керогена определяется как IV (< 50 мг УВ / г ТОС). Скорее всего, породы данного интервала разреза не генерируют УВ, так как были подвержены сильным окислительным процессам, что подтверждают значения кислородного индекса (> 40 мг СО / ТОС). Вообще образцы пород из этого пикета имеют наиболее высокие значения этого параметра в сравнении с образцами других пикетов.

Из пикета 7-8 было отобрано 7 образцов (№№ 50-56). Данные образцы обогащены органическим углеродом. Значения ТОСисх варьируют от 2,44% (№50) до 4,84% (№55). Образцы по данному параметру характеризуют толщу как очень богатую нефтематеринскую. По остаточному генерационному потенциалу образцы пород №№ 50-53 характеризуются как плохие нефтематеринские, так как значения меньще 2,5 мг УВ/ г породы, а образцы №№ 54-56 имеют более высокие значение (> 2,5 мг УВ / г породы) и относятся к классу удовлетворительных нефтематериских пород. Все изученные образцы имеют очень низкое содержание свободных углеводородов.

Органическое вещество пород пикета является незрелым, поскольку значения Tmax не превышают < 435 °С.

За исключением образцов №№ 50, 51, 53, где Шисх < 50 мг УВ / г ТОС, образцы соответствуют II типу керогена.

Из пикета 8-9 было отобрано 3 образца (№№ 57-59), которые обогащены органическим углеродом, что характеризует толщу как нефтематеринскую. Наибольшее значение ТОСисх соответствует образцу №57 (7,09%), наименьшее -образцу №59 (4,03%). Эти образцы по данному параметру характеризуют толщу как очень богатую. Значение параметра остаточного генерационного потенциала образца №57 составляет 9,98 мг УВ / г породы и соответствует классу богатых нефтематеринских пород. Для образцов №№ 58-59 S2 < 6 мг УВ / г породы, что соответствует классу удовлетворительных пород.

Кероген соответствует II типу.

Органическое вещество пород находится на стадии ранней зрелости, так как значения температуры максимального выхода углеводородов в пике S2 попадают в диапазон 435-445 °С.

Из пикета 9-10 было отобрано 10 образцов (№№ 60-69). По содержанию в них органического углерода можно сделать вывод, что все они отобраны из нефтематеринской толщи. Наибольшее значение ТОСисх соответствует образцу №57 и составляет 7,09%, наименьшее - образцу №62, составляя 1,95%. По данному параметру толща отнесена к классу очень богатых. По остаточному генерационному потенциалу образцы в пикете характеризуют толщу как богатую (S2 > 6 мг УВ / г породы) за исключением образцов №№ 61, 62.

Тип керогена определяется как II. Исключением является образец №62, что объясняется повышенным значением кислородного индекса (38 мг СО / г ТОС).

По степени термической зрелости ОВ изученные образцы соответствуют стадии ранней зрелости, так как значения параметра Tmax находятся в диапазоне значений 435-445 °С.

По содержанию органического углерода в образцах пород из пикета 10-11 следует, что все они отобраны из нефтематеринской толщи. Данные образцы

обогащены органическим углеродом. Значения ТОСисх > 3%, что соответствует очень богатым нефтематеринским породам. Величины параметра S2 попадают в диапазон 2,5-6 мг УВ / г породы и характеризуют потенциал породы как удовлетворительный.

Степени преобразованности ОВ пород соответствует стадии ранней зрелости, так как значения температуры максимального выхода углеводородов в пике S2 (Ттах, °С) попадают в диапазон значений 435-445 °С.

Контрольные образцы. Восточная стенка карьера.

Как говорилось выше (см. раздел 2), с восточной стенки кувандыкского карьера было отобрано 4 образца (№№ 76-79).

Данные образцы обогащены органическим углеродом (ТОСисх > 3%) и характеризуют толщу как очень богатую нефтематеринскую. По остаточному генерационному потенциалу толща соответствует удовлетворительным нефтематеринским породам, так как значения S2 попадают в диапазон 2,5-6 мг УВ / г породы.

Органическое вещество пород является незрелым.

Тип кероегна - II.

4.8 Природные резервуары

Под термином «природный резервуар» известный ученый, геолог-нефтяник И.О. Брод предложил называть «...естественное вместилище для нефти и газа, внутри которого они могут циркулировать, и форма которого обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами». Как видно из этого определения, под природным резервуаром понимается не только часть толщи, содержащая нефть и газ, а весь выдержанный по площади резервуар, состоящий из нефтегазосодержащей и нефтегазоупорной частей. Природные резервуары бывают самых разнообразных типов и форм. Исходя из этого, И.О. Брод предложил их классифицировать по трем основным группам: пластовые, массивные и литологически ограниченные.

По сочетанию условно выделенных толщ коллекторов и флюидоупоров в разрезе снизу-вверх выделены следующие зональные природные резервуары (для удобства описания ПР названы по толще - коллектору).

1. Кидрясовский ПР (ордовик). Коллекторами являются песчаники кидрясовской свиты нижнего ордовика (~ 300 м). Флюидоупоры: зональный -кремнисто-глинистые отложения кураганской свиты среднего-верхнего ордовика и кремнисто-глинистые сланцы сакмарской свиты, локальные - глинистые пласты внутри коллекторской толщи. Описываемый ПР предлагается в качестве перспективного комплекса для Айтуарского и Подгоркинского объектов.

2. Шандинский ПР (нижний-средний девон). Коллекторы - конгломераты и брекчии шандинской толщи, развитие которой прогнозируется в юго-восточной части зоны складок (50-150 м). Флюидоупор - чанчарская толща, представленная туфами и эффузивами, которая может иметь свойства покрышки благодаря глинизации вулканогенных пород.

3. Айтпайский ПР (средний-верхний девон). Коллектор - конгломераты, брекчии, линзы органогенных известняков айтпайской толщи (~100 м).

Флюидоупор - глинистые сланцы егендинской толщи, подстилающей зилаирские образования.

Шандинский и айтпайский ПР являются, как и Кидрясовский ПР, актуальными для восточных объектов - Айтуарского и Подгоркинского (рис. Айтуарский, Подгорский), где они имеют относительно небольшую глубину залегания.

4. Зилаирский ПР (верхний девон - нижний карбон). Коллектор - песчаные и алеврито-песчаные отложения зилаирской свиты (300-800 м, главным образом верхняя песчаная толща зилаирской свиты). Флюидоупоры: зональный -совокупность кремнисто-глинистых отложений верхов фамена - низов турне (киинская толща, ямашлинская и мазитоваская свиты), локальные - глинистые пачки внутри зилаирской свиты. ПР предлагается в качестве перспективного для всех выделенных объектов.

5. Куруильский ПР (нижний карбон). Коллектор - кремнистые сланцы, кремнистые известняки, песчаники и алевролиты куруильской свиты (~200 м). Покрышка - глинисто-терригенные отложения иткуловской свиты. ПР актуален для северных и западных объектов. В юго-восточной части территории курмаинский коллектор в разрезе не выделяется (по-видимому, аналоги курмаинской свиты входят в состав киинской толщи).

6. Нижнебухарчинский ПР (нижний - средний карбон). Коллектор -массивные кремнистые известняки нижней толщи бухарчинской свиты (30-50 м). Покрышка - аргиллиты средней толщи бухарчинской свиты (~120 м).

7. Верхнебухарчинский ПР (нижний - средний карбон). Коллектор -известняки верхней пачки бухарчинской свиты (100-120 м). Флюидоупор -глинистые породы основания унбетовской свиты.

8. Унбетовский ПР (средний карбон, башкирский ярус). Коллекторы -известняки, песчаники, алевролиты, мергели средней части унбетовской свиты

(~300 м). Флюидоупор - глинистые пласты в кровле унбетовской свиты и в основании кугарчинской свиты.

9. Кугарчинский ПР (средний карбон, башкирский - московский ярусы). Коллекторы - песчаники, алевролиты, гравелиты и песчанистые известняки кугарчинской свиты (~200 м). Флюидоупор - маломощные пласты аргиллитов в основании золотогорской свиты.

10. Золотогорский ПР (средний карбон, московский ярус). Коллекторы -известняки золотогорской свиты. Флюидоупор - глины в кровле золотогорской свиты.

Бухарчинские, унбетовский, кугарчинский и золотогорский ПР будут перспективны на Новоуральском и Новомихайловском объектах, а также на Бурангуловском объекте (за исключением золотогорского и кугарчинского ПР.

11. Абзановско-зианчуринский ПР (верхний карбон - нижняя пермь). Коллектор - песчаники, алевролиты, гравелиты, конгломераты и известняки абзановской свиты, конгломератобрекчии, песчаники, известняки и доломиты зианчуринской свиты (общ. мощность ~800 м). Флюидоупор - глинистые породы сюренской свиты.

12. Асселъский ПР (нижняя пермь). Коллекторы - песчаники, алевролиты, органогенно-обломочные известняки ускалыкской свиты и известняки курмаинской свиты (до 300 м). Флюидоупоры: зональный - глинистые породы карамуринской свиты, локальные - глинистые пласты внутри ассельского яруса.

На территории района исследований выявлены также три нетрадиционных ПР - сакмарский, егендинский и киинский, приуроченные к одноименным свите и толщам, содержащим пласты и пачки высокоуглеродистых нефтепроизводящих пород, представленных глинисто-кремнистыми сланцами и битуминозными известняками, которые могут служить объектами для поисков сланцевых нефти и газа. Общая толщина продуктивных пластов для этих ПР оценена как 10 м - для

сакмарского, 50 м - для егендинского и 50 м - для киинского. ПР являются перспективными объектами для южной и восточной частей района исследований.

В западной части территории исследования выделяется нижнепермский карбонатно-терригенный флишевый природный резервуар южной части Предуральского прогиба.

Основные особенности ПР определяются клиноформным строением молассового комплекса. Комплекс состоит из 3-х крупных клиноформных тел ассельского, сакмарского и артинского возраста, проградационно сменяющих друг друга с востока на запад. В исследуемой части Предуральского прогиба молассовый комплекс выклинивается в маломощную (первые десятки метров) доманикоидную толщу позднекаменноугольного и ассельско-артинского возраста. В составе ПР выделяется несколько зон, характеризующихся различным строением разреза.

ГЛАВА 5. ТРАНСФОРМАЦИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА, ОЦЕНКА ПЛОТНОСТИ ГЕНЕРАЦИИ И ЭВОЛЮЦИЯ ОЧАГОВ ГЕНЕРАЦИИ

В исследуемом регионе изучены основные нефтегазоматеринские толщи соответствующие четырем НГК: нижнедевонско-франскому, франско-турнейскому, визейско-башкирскому и нижнепермскому [57], которые были охарактеризованы в предыдущей главе. Для достижения поставленной цели и решения задач в диссертации была использована технология бассейнового моделирования УВ систем, которая позволила оценить степень выработанности керогена (Рис. 5.1 и 5.2), определить области распределения и эволюцию областей зрелости НГМТ (Рис. 5.3), а также эволюцию плотности образования углеводородов в нефтематеринских толщах.

Нижнедевонско-франский НГК относится к разряду перспективных. Эйфельские отложения для данного комплекса являются нефтематеринскими в южной части Предуральского прогиба.

Выработанность керогена (индекс зрелости TR) изменяется в пределах от 0 до 100% (Рисунок 5.1а). Естественно он имеет наибольшие значения на территориях максимального погружения. Так в ПП и северной части Прикаспийской синеклизы TR имеет значения выше 50%. Самые значительные изменения ОВ НГМТ фиксируются в период триаса-юры (рисуннок 5.2). Первые очаги нефтегенерации возникли в восточной части Бельской впадины в. Очаг газогенерации в этом районе Предуральского прогиба возник к среднему триасу.

Рисунок 5.1 - Модели, выработанности керогена различных НГМТ Как видно на рисунке 5.1 сейчас нефтематеринские породы находяся в нефтяном окне на большей части изучаемой территории. В настоящее время (Рисунок 5.1). НГМП южной части Бельской впадины и северной бортовой зоны Прикаспийской синеклизы вышли из нефтяного окна и генерируют газообразные УВ.

Франско-турнейский НГК. Нефтематеринские толщи этого комплекса залегают в пределах Восточно-Оренбургского сводового поднятия (ВОСП). А в верхнедевонской части (доманик) Прикаспийской синеклизы, в ее северной

бортовой зоне. Кроме того, нефтегазоносный комплекс выделяется в турнейских отложениях в Предуральском краевом прогибе.

Нефтематеринские породы залегают на различных глубинах, Наиболее глубокое их положение, порядка 7 км, расположены в пределах северной части Прикаспийской синеклизы, а наиболее высокое положение (3км) породы занимают в пределах Восточно-Оренбургского поднятия [41].

Выработанность керогена (индекс зрелости TR) существенно меняется, достигая 85% (рисунок 5.1б) в Предуральском прогибе и северной бортовой зоне Прикаспийской синеклизы.

Из Рисунка 5.2 б следует, что история созревания ОВ описываемой НГМТ сходна с нижележащей (средне-верхнедевонского НГК), но величина трансформации ОВ существенно меньше.

Общий вид в расположении различной зрелости ОВ в двух нефтегазоматеринских толщах ( первая - средне-верхнедевонская, вторая -франско-турнейская) примерно одинаков. Но для вышележащей НГМТ характерны меньшие очаги генерации газа (Рисунок 5.3).

Визейско-башкирский НГК. Исходя из выявленных закономерностей обстановок осадконакопления, самые ожидаемые НГМТ этого комплекса залегают в в визейских отложениях 1111.

Изменение ТЯ составляет от 0 до 70%. В ПП и северной части Прикаспийской синеклизы наиболее высокие значения выработанности керогена находятся в диапазоне 40 - 60% [41] (Рисунок 5.1в).

В визейско-башкирском НГК процессы преобразования керогена изменялись с увеличением интенсивности со середнего триаса до конца палеогена (Рисунки 5.2 в).

Рисунок 5.2 - Изменения выработанности керогена в восточной части Предуральского прогиб

а-нижнедевонско-франский б-франско-турнейский

в-визейско-башкирский

г-нижнепермскии

Рисунок 5.3 - Распределения областей генерации УВ зрелости НГМТ в настоящий момент времени [57]:

1 - отсутствие очага генерации УВ; 2 - очаг генерации жидких УВ; 3 - очаг генерации газообразных УВ

Преобразованность керогена в нефтематеринской толще визейско-башкирского НГК отличается от расположенной ниже. С триасового времени до окончания палеогенового времени (Рисунки 5.2 в) увеличивалась интенсивность изменения керогена.

На рисунке 5.3. наблюдается распространение нефтематеринской толщи визейско-башкирского НГК в нефтяном окне в 1111 и в северной части Прикаспийской впадины.

Нижнепермский НГК. Самые вероятные НГМТ комплекса располагаются в северной бортовой зоне Прикаспийской синеклизы и в Предуральском краевом прогибе.

Актуальные глубины залегания НГМТ возрастают в южном направлении от 1 км в пределах ВОСП до 4-5 км в пределах северной бортовой зоны Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба [39].

На сегодняшний день индекс зрелости TR нефтематеринских пород визейско-башкирского НГК ниже, нежели у нефтематеринской толщи нижнепермского НГК. В южной части ПП индекс ТЯ составляет 70-80% (Рисунок 5.1г).

На рисунке 5.2 г, видно, что история созревания ОВ описываемой НГМТ сходна нижележащей (визейско-башкирского НГК), но величина трансформации ОВ несколько меньше.

На большей части изучаемой территории нижнепермские НГМП не вступили в нефтяное окно. Но также есть незначительные очаги генерации нефти (рис. 5.3г).

Благодаря 3Б моделированию трансформации ОВ были выделены два очага генерации УВ, в северной части Прикаспийской синеклизы и в южной части ПП (в Бельской впадине).

5.1 Оценка плотности генерации УВ во времени

Чтобы оценить плотность генерации УВ в НГМТ, размещение очагов генерации и их эволюцию необходимо изучить степень выработанности керогена, области распределения и эволюции зрелости НГМТ.

Изучение нефтегазоматеринских пород подтверждает наличие очагов генерации размещаются в южной части - Бельский очаг генерации и в северной части Прикаспийской синеклизы -Прикаспийский очаг генерации.

Нижнедевонско-франский НГК. Очаги генерации УВ соответствуют территориям с наибольшей зрелостью ОВ НГМТ и самой высокой плотностью генерации углеводородов. Из рисунка 5.4а видно, что наибольшее количество УВ продуцировалось в восточной части Бельской впадины.

Изучение кривых изменения удельной плотности генерации УВ демонстрирует, что наиболее интенсивные изменения были в среднетриасовое время (Рисунок 5.5а). Первичная миграция УВ нижнедевонско-франской НГМТ стартовала в среднетриасовое время, но, ее интенсивность была изменчивой. Наблюдается два максимума первичной миграции углеводородов, первый пришелся на среднетриасовое время, а второй - на конец палеогена. Сейчас нефтематеринские породы исчерпали свой генерационный потенциал (см. Рисунок 5.5 а). Онтогенез нефтематеринских толщ в двух очагах похож.

В Таблице 5.1 приведены результаты подсчета продуктивности НГМТ нижнедевонско-франского НГК. Величины значений объемов УВ не надо трактовать однозначно. Необходимо учитывать региональный масштаб

трехмерной модели и величину неопределенности геометрических параметров НГМТ.

Из исследованной нефтематеринской толщи происходила генерация в основном нефтяных углеводородов, а генерация газа не первысила 10% от общего количества углеводородов. Примерно 20% углеводородов остались в нефтематеринской толще в сорбированном состоянии. Первичной миграции подверглось около 70% УВ.

И стоит отметить, что современный генерационный потенциал нефтематеринских пород весьма велик - сопоставим с величиной генерированных УВ.

Таблица 5.1 - Продуктивность НГМТ нижнедевонско-франского НГК [40]

Нижнедевонско-франский НГК Сум. УВ, млн. т % Из них газ, % Из них нефть, %

Генерировано НГМТ 14224.2 100 10 90

Адсорбировано НГМТ 4037.65 28 14 86

Эмигрировало из НГМТ 10186.6 72 8 92

Остаточный потенциал 11368

Франско-турнейский НГК. В противоположность нижележащему НГК, продуктивность «Бельского» и «Прикаспийского» очагов весьма различается (Рисунок. 5.5 б). Наибольшие объемы генерации УВ предполагаются в Бельской впадине. Наибольшиее скорости генерации УВ в НГМТ франско-турнейского НГК соответствуют середине триаса (Рисунок 5.5, 5.6). Дли этого же времени характерно и начало первичной миграции УВ.

В «Бельском очаге» были определены два пика первичной миграции. Первый произошел в позднетриасовое время, а второй - в познепалеогеновое время. Затем процессы первичной миграции затухают.

Для «Прикаспийского очага» - интенсивность первичной миграции с конца триаса постепенно нарастает, достигая наивысших значений в палеогене, затем

также затухает. Из таблицы продуктивности (Таблица 5.2) видно, что жидких углеводородов образовалось порядка 6%. Третья часть сгенерированных УВ осталась в нефтематеринской толще.

а-нижнедевонско-франский

в-визейско-башкирского НГК

б-франско-турнейский НГК

г-нижнепермского НГК

Рисунок 5.4 - Схема удельных плотностей генерации УВ в НГМТ

А -Нижнедевонско-франский НГК

Б-Франско-турнейский НГК

В-Визейско-башкирский НГК

Г-Нижнепермский НГК

Рисунок 5.5 Удельная скорость генерации УВ и периода первичной миграции в восточной части Предуралского прогиба

Невзирая на значительную, в целом, выработанность керогена, остаточный потенциал НГМТ остается довольно высоким, и несколько превышает по генерированные УВ.

Таблица 5.2 - Продуктивность НГМТ франско-турнейского НГК [41]

Франско-турнейский НГК Сум. УВ, млн. т % Из них газ, % Из них нефть, %

Генерировано НГМТ 24879.8 100 6 94

Адсорбировано НГМТ 7187.23 29 11 89

Эмигрировало из НГМТ 17692.6 71 4 96

Остаточный потенциал 27606

Визейско-башкирский НГК. Рассмотрение схемы удельных плотностей генерации УВ визейско-башкирского НГК демонстрирует, генерацию максимального количества углеводородов в Прикаспийском очаге генерации (Рисунок 5.4в).

На графиках скоростей генерации УВ видно, что и в том, и в другом очагах генерации наибольшие скорости соотносятся со средним и поздним триасом. С середины юры интенсивность генерации значительно уменьшается. Позднее эта закономерность сохраняется, хотя характер кривой делается более плавно1 (Рисунок 5.5 в).

Первичная миграция УВ началась в первой половине юры в Бельском и Прикаспийском очагах генерации. Интенсивность генерации плавно увеличивалась, достигнув наибольших значений к концу палеогена (см. Рисунок 5.5в).

Из таблицы 5.3 видно, что НГМТ израсходовала свой потенциал лишь на 21%. Большее количество из этих УВ остались в нефтематеринской толще. Поряда 44% УВ ушли из толщи в результате первичной миграции. Данная толща генерирует преимущественно жидкие углеводороды (таблица 5.3)

Таблица 5.3 - Продуктивность НГМТ визейско-башкирского НГК [40]

Визейско-башкирский НГК Сум. УВ, млн. т % Из них газ, % Из них нефть, %

Генерировано НГМТ 10400.2 100.0 3 97

Адсорбировано НГМТ 5861.94 56 4 96

Эмигрировало из НГМТ 4438.29 44 0.5 99.5

Остаточный потенциал 38164

Нижнепермский НГК. На схеме плотностей генерации УВ нижнепермской НГМТ видно, что интенсивность генерации в двух очагах похож. При этом наибольшее количество углеводородов генерировались в «Бельском» очаге (Рисунок 5.4г).

На графиках скоростей генерации УВ оба очага имеют максимумы генерации УВ в позднетриасовое время и в позднепалеогеновое. Однако у «Бельского» очага наивысшие скорости генерации наблюдаются в конце триаса, а в позднепалеогеновое время произошел максимум генерауии в Прикаспийском очаге (Рисунок 5.5). Первичная миграция УВ в Предуральском прогибе из нижнепермской НГМТ пришлась на познеюрское время, а в «Прикаспийском» очаге пришлось на среднемеловое время. Максимальное количество УВ ушло из толщи в позднепалеогеновое время (см. Рисунок 5.5).

Нефтематеринские породы реализовали свой потенциал на 20% (Таблица 5.4). Количество УВ, ушедших с первичной миграцией примерно равно 35%. Толща генерирует преимущественно жидкие УВ.

Таблица 5.4 - Продуктивность НГМТ нижнепермского НГК [41]

Нижнепермский НГК Сум. УВ, млн. т % Из них газ, % Из них нефть, %

Генерировано НГМТ 7456.58 100 2 98

Адсорбировано НГМТ 4689.86 63 3 97

Эмигрировало из НГМТ 2766.72 35 0 100

Остаточный потенциал 27606

ГЛАВА 6. МИГРАЦИЯ И АККУМУЛЯЦИЯ УВ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСАХ ПАЛЕОЗОЯ ЮГА ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА И ЗОНЫ ПЕРЕДОВЫХ СКЛАДОК ЮГО-ЗАПАДНОГО УРАЛА

Моделирование углеводородных систем свидетельствуют, в

рассматриваемом районе получили развитие все необходимые элементы генерационно-аккумуляционной углеводородной системы - потенциальные нефтегазоматеринские толщи, потенциальные породы-коллекторы, потенциальные флюидоупоры и структурные и тектонически экранированные ловушки. Миграция углеводородов из Бельского и Прикаспийского очагов генерации шла в направлении поднадвиговых зон Предуральского краевого прогиба и передовых складок Урала. Основные элементы ГАУС -нефтегазоматеринские толщи, коллекторы, покрышки ловушки в рассматриваемом регионе - в зоне Передовых складок на восточном борту южного сегмента Предуральского прогиба сформировались в позднепермское время. Интенсивная генерация и первичная миграция УВ из пород, слагающих нефтегазоматеринские толщи, происходили в более позднее время - начиная с триаса. Соотношение миграционных и аккумуляционных процессов, а так же и и образование ловушек было благоприятным для формирования скоплений залежей УВ.

Нижнедевонско-франский НГК. Из Бельского очага в раннем триасе были образованы первые аккумуляции в ловушках этого НГК. Углеводороды мигрировали по направлению к Соль-Илецкому своду. Прикаспийский очаг генерации в среднетриасовое время образует аккумуляции УВ. Параллельно с этим процессом происходит выход из нефтяного окна нефтематеринской толщи нижнедевонско-франского НГК начинается процесс генерации сухого газа. Первые газовые аккумуляции в пределах Соль-Илецкого свода появляются в среднеюрское время.