ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98
© В.Ю Керимов, А.В. Осипов, Е.А. Лавренова, 2014
Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных горизонтов в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции1
В.Ю. Керимов, д.г.-м.н., А.В. Осипов
(РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Е.А. Лавренова, к.г.-м.н. (ОАО «Союзморгео»)
Адреса для связи: vagif.kerimov@mail.ru,
lavrenovaelena@mail.ru, alexander.v.osipov@gmail.com
Ключевые слова: большие глубины, генерационно-аккумуляционные углеводородные системы, Предуральский прогиб, численное бассейновое моделирование.
В пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) к настоящему времени пробурено 17 скважин глубиной от 4850 м (скв. 520 Нагумановская) до 7005 м (скв. 501 Вершиновская). По результатам поисковых работ были открыты Песчаное газоконденсатнонефтяное (глубина 5100-5700 м), Восточно-Песчаное нефтяное (4926 м) и Нагумановское нефтяное (4865 м) месторождения, что свидетельствует о высоком потенциале в данном регионе отложений, залегающих на больших глубинах.
Для оценки перспектив нефтегазоносности и геологических рисков при геолого-разведочных работах на нефть и газ в глубокопогруженных горизонтах юго-восточной части Волго-Уральской НГП авторами была применена современная технология численного бассейнового моделирования. Ее четырехмерный (пространственно-временной) вариант обеспечивает выявление очагов генерации углеводородов, установление путей их миграции и локализацию областей аккумуляции. Особенно актуально четырехмерное моделирование в условиях больших глубин и сложного строения изучаемых геологических объектов.
По результатам изучения обширного фактического материала, опубликованных и фондовых работ в комплексе с собственными представлениями авторов о геологическом строении юго-восточной части Волго-Уральской НГП была построена геологическая модель изучаемого объекта (рис. 1). В рамках настоящей работы на основе анализа геолого-геофизической и геохими-
The hydrocarbon potential of deep horizons in the south-eastern part of the Volga-Urals oil and gas province
V.Yu. Kerimov, A.V. Osipov (Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF, Moscow),
E.A. Lavrenova (Soyuzmorgeo OJSC, RF, Gelendzhik)
E-mail: vagif.kerimov@mail.ru,
lavrenovaelena@mail.ru,
alexander.v.osipov@gmail.com
Key words: great depths, petroleum systems, PreUral foredeep, basin modeling.
To evaluate the hydrocarbon potential of deep horizons in the south-eastern part of the Volga-Urals oil and gas province the authors have carried out a numerical basin modeling of petroleum systems of four oil and gas complexes of studied object: Lower Devonian-Frasnian, Frasnian-Tournaisian, Visean-Bashkirian and Lower Permian. The studies have allowed to reconstruct geological events of petroleum systems: determine the time of formation of source rocks, reservoir rocks, seal rocks, traps, overburden rocks, identify periods of generation, migration, accumulation and preservation of hydrocarbons and the critical moment of hydrocarbon systems. According to the results of work the authors created a forecasting model of the petroleum potential of the deep horizons of the south-eastern part of the Volga-Urals oil and gas province, the analysis of which has allowed to rank the considered territory in terms of oil and gas prospects for each oil and gas complexes, and also to identify promising areas of geological exploration for oil and gas within the studied object.
Рис. 1. Геологическая модель юго-восточной части Волго-Уральской НГП
ческой информации о нефтегазоносности осадочного разреза и нефтегазоматеринских свойствах пород, с учетом степени детальности бассейновой модели, в пределах изучаемой территории моделировались четыре гене-рационно-аккумуляционные углеводородные системы (ГАУС), соответствующие четырем нефтегазоносным комплексам (НГК): нижнедевонско-франскому, фран-ско-турнейскому, визейско-башкирскому и нижнепермскому (рис. 2).
Проведенные исследования позволили реконструировать геологические события в процессе развития ГАУС: установить периоды формирования нефтегазо-
Данная статья подготовлена при финансовой поддержке Минобрнауки России в рамках выполнения базовой части государственного задания проект № 2330 «Проведение научно-исследовательских работ (фундаментальных научных исследований, прикладных научных исследований и экспериментальных разработок)».
Рис. 2. ГАУС юго-восточной части Волго-Уральской НГП
материнских пород (НГМП), резервуаров, ловушек, подстилающих и перекрывающих пород, определить периоды генерации, миграции, аккумуляции, консервации углеводородов, а также критический момент ГАУС (отрезок времени, в течение котрого более 50 % теоретически возможного количества углеводородов эмигрировало из очага распространения активных нефтега-зоматеринских отложений).
Одна из отличительных особенностей изучаемой территории - наличие сформированной в кунгурском веке мощной толщи сульфатно-галогенных осадков, с одной стороны, явившейся покрышкой для ГАУС нижнепермского НГК, с другой - существенно повлиявшей на процессы трансформации органического вещества всех НГМП, выделенных в разрезе, и их способность генерировать углеводороды. При этом нужно учитывать, что толщина соленосных отложений не оставалась постоянной, вплоть до конца раннего триаса она составляла приблизительно 2 км (рис. 3, а). К концу раннего триаса последняя орогеническая стадия инициировала и энергетически обеспечила мощный галокинез Пред-уральского краевого прогиба и смежных с ним территорий юго-восточного склона Волго-Уральской антек-лизы и Прикаспийской синеклизы, что обусловило проявление соляного диапиризма. В современном строении соляного комплекса толщина эвапоритов варьирует от 50 м в межкупольных мульдах до 5 км в пределах некоторых куполов (рис. 3, б).
Анализ результатов исследования показал, что основные элементы всех изученных ГАУС, включая ловушки, были сформированы к концу пермского периода. Интенсивная генерация и последующая эмиграция углеводородов из материнской породы происходили в более поздний период - начиная с триасового времени. Таким образом, соотношение периодов генерации - миграции - аккумуляции и образования ловушек было благоприятным для всех изученных углеводородных систем.
Установлено, что очаг генерации для изученных ГАУС начал формироваться в южной части Предуральского прогиба: для нижнедевонско-франской и франско-тур-нейской ГАУС - в раннетриасовое время, для визейско-башкирской и нижнепермской ГАУС - в позднетриасо-вый период. Аккумуляция углеводородов происходила в
Рис. 3. Трансформация соляного комплекса отложений ^Ю в процессе эволюции осадочного бассейна: 270,6 млн. лет назад (а); к настоящему времени (б)
ловушках Предуральского прогиба. Кроме того, за счет миграции углеводородов из выявленного очага могли наполняться ловушки, расположенные в пределах восточных частей Соль-Илецкого свода и Восточно-Оренбургского сводового поднятия.
Изученные углеводородные системы имеют ряд особенностей, которые определяют перспективы их нефте-газоносности.
Наиболее зрелые ГАУС (нижнедевонско-франская и франско-турнейская) располагаются в нижней части осадочного разреза. Современные глубины залегания НГМП в пределах очага генерации достигают 6 км и более. Потенциал нефтегазоматеринских толщ почти полностью реализован. Высокая зрелость органического вещества обусловливает наличие газа в составе флюида прогнозируемых скоплений углеводородов. Значительная площадь очага генерации описываемых ГАУС свидетельствует о высокой вероятности наполнения ловушек в пределах всей области исследований. Таким образом, ГАУС нижней части осадочного разреза могут обеспечить значительный углеводородный потенциал, при этом основные перспективы связываются с наиболее погруженными областями Предуральского прогиба, где по результатам исследования прогнозируются крупные скопления жидких углеводородов.
Молодые ГАУС (визейско-башкирская и нижнепермская) располагаются в верхней части подсолевого разре-
04'2014
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
34
Рис. 4. Прогнозная модель нефтегазоносности юго-восточной части Волго-Уральской НГП
за. Современные глубины залегания НГМП, как правило, не превышают 5 км. Степень зрелости их органического вещества существенно меньше, чем нижележащих, и в пределах выделенного очага генерации в основном соответствует уровню «нефтяного окна». Следствием этого является низкая реализация генерационного потенциала, которая по результатам исследований составляет не более 40 %. Кроме того, относительная молодость нижнепермской ГАУС обусловила ограничение «плеча» латеральной миграции углеводородов к северу от очага генерации, а значит, и малую вероятность наполнения пермских ловушек в северной части изучаемой области Предуральского прогиба.
Таким образом, углеводородный потенциал визейско-башкирской и нижнепермской ГАУС ниже, чем нижне-девонско-франской и франско-турнейской. Основные перспективы их нефтегазоносности связываются с южной частью Предуральского прогиба.
Созданная прогнозная модель нефтегазоносности юго-восточной части Волго-Уральского НГП (рис. 4) позволила провести ранжирование изучаемой территории с точки зрения перспектив поисков скоплений углеводородов по каждому НГК.
3. Наиболее перспективной с точки зрения нефтегазо-носности является южная часть Предуральского прогиба, где скопления углеводородов прогнозируются во всех четырех изученных НГК. В пределах северной части Предуральского прогиба основные перспективы связываются с нижнедевонско-франским, франско-тур-нейским и визейско-башкирским НГК. В нижнепермском НГК существенно высок риск ненаполнения ловушек на большей части территории.
4. Наибольшая доля в общем объеме углеводородов, накопленных в ловушках подсолевого комплекса отложений в пределах Предуральского прогиба, принадлежит визейско-башкирскому НГК, чуть меньше - доля нижнепермского НГК.
5. В составе прогнозируемых скоплений преобладают жидкие углеводороды - нефть и газовый конденсат.
6. Глубины залегания зале
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.