Геохимия нефтей и газоконденсатов Предкарпатского прогиба в связи с прогнозом нефтегазоносности

Интенсивное развитие народного хозяйства в условиях научно-технического прогресса немыслимо без опережающего роста энергетики. Решениями ХХУ и ХХУ1 съездов КПСС предусмотрено значительное увеличение добычи газа, нефти, угля и строительство гидрои атомных электростанций при некотором уменьшении роли нефти в топливном балансе страны.

Несмотря на быстрый рост гидрои атомной энергетики, нефть и газ до конца века, а, вероятно, и в начале следующего века, останутся основными источниками энергии.

Европейская часть страны многие десятилетия была основным поставщиком нефти и газа. Развитию здесь нефтегазовой промышленности способствовала близость главных потребителей нефти и газа к промысловым площадям. В настоящее время почти все «старые» нефтегазоносные районы вступили в позднюю стадию разработки, добыча в них уменьшается. Рост добычи и прирост запасов нефти и газа происходит преимущественно за счет месторождений Западной Сибири, откуда транспорт нефти и газа к потребителям Европейской части страны связан с большими затратами на строительство и обслуживание трансконтинентальных нефтеи газопроводов. Между тем, так называемые «старые» нефтегазоносные районы не сказали своего последнего слова. По геологическим данным значительные запасы жидких и газообразных углеводородов приурочены к большим глубинам. Так, на глубинах свыше 5000 м открыты нефть и газ на Северном Кавказе, в Азербайджане, Астраханской области, перспективными считаются глубокозалегающие коллекторы Днепровско-Донецкого грабена.

Западно-Украинская нефтегазоносная область, в состав которой входит Предкарпатский прогиб, является старейшим нефтедобывающим районом страны после районов Кавказа и Закавказья. Известные здесь на глубинах 3000 м залежи нефти и газа разведаны и давно вступили в позднюю стадию разработки. Добыча нефти и газа за последние 10 лет заметно сократилась, ощущается острый дефицит фонда структур, подготовленного под глубокое бурение.

Перспективы нефтегазоносности связываются с глубинами свыше 4000 м, что повышает стоимость поисково-разведочных работ и снижает их эффективность.

Малая эффективность поисково-разведочных работ на больших глубинах здесь связана с исключительно сложным геологическим строением. В Советской части Карпат в результате перемещения осадочных отложений в северо-восточном направлении образовались несколько ярусов антиклинальных складок, осложненных, кроме плоскостей надвигов, продольными по отношению горообразовательных усилий разрывами. К некоторым антиклинальным складкам и приурочены залежи нефти и газа. Несмотря на хорошую изученность Карпат и Предкарпатья как геологической съемкой так и бурением до глубины 3000−4000 м, многие вопросы, связанные с перспективами нефтегазоносности, остались дискуссионными, а то и просто неизученными. Так, не ясна мощность отложений аллохтона, количество тектонических ярусов и другое. В сложных тектонических условиях сей-емика не всегда дает достоверные данные о строении недр, а картирование бурением глубоких и сверхглубоких скважин требует много времени и материально-технических ресурсов при явно малой эффективности.

Оценка возможности открытия новых залежей ниже разработанных или разрабатывающихся ускоряет и удешевляет поисково-разведочные работы. До настоящего времени прогноз нефтегазоносности производился преимущественно анализом геологического строения и выяснением общих закономерностей распределения месторождений всвязи с особенностями тектонического строения, распределения фаций и т. д. Этим вопросам посвящено большое количество исследований. Нами произведена попытка прогнозирования нефтегазоносно-сти по данным изучения геохимии нефтей и газоконденсатов.

Продолжительное время геология и химия нефти развивались как науки самостоятельные и только в сороковых годах были сформулированы основные положения геохимии нефти, науки нашедшей применение в теории и практике нефтяного дела. Вопросы образования нефти, закономерностей распределения физико-химических свойств, изменение свойств нефти в процессе разработки месторождений, а также другие, получили теоретическое обоснование.

Б настоящее время геохимические методы позволяют не только прогнозировать наличие залежей, но и ответить на вопрос фазового состояния углеводородов (УВ). Было бы ошибочным считать, что на основе изучения геохимии нефти и газоконденсата, поставленные задачи могут быть успешно решены без теснейшей увязки с историей геологического развития региона и формированием месторождений. Из большого круга вопросов геохимии нефти нами затронуты только некоторые.

Целью настоящей работы явилась оценка перспектив нефтегазо-носности отдельных геоструктурных элементов и прогноз размещения залежей УВ разных фазово-генетических типов в глубокозалегающих горизонтах региона. Для осуществления указанной цели решался ряд задач.

1. Детальное изучение состава нефтей и газоконденсатов, определение геохимических показателей, отражающих происхождение, степень катагенетической превращенности и условия миграции УВ систем.

2. Выявление геохимических связей между параметрами физико-химических свойств УВ систем и геологическими условиями их залегания, то есть геологическим возрастом вмещающих пород, глубиной, пластовой температурой.

3. Определение природных факторов и геохимических показателей, обуславливающих и отражающих преобразование физико-химических свойств УВ флюидов в процессе миграции, формирования и переформирования их залежей.

4. Использование комплекса геохимических критериев для оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов и раздельного прогноза фазового состояния и состава УВ в недрах.

Являясь ответственным исполнителем хоздоговорной тематики с 1973 года, автором систематически использовались данные о составе и свойствах флюидов для выявления геолого-геохимических закономерностей их изменения. В течение 1979;1982 г. г. выполнен большой обьем экспериментальных исследований по изучению физико-химических свойств и индивидуального УВ состава нефтей и газоконденсатов Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Эти данные и материалы изучения свойств нефтей Предкарпатья, полученные другими авторами, легли в основу настоящей работы. Отдельные материалы по геологическому строению региона, нефтегазоносности, опытной и промышленной эксплуатации нефтяных и газовых залежей заимствованы из опубликованных работ и отчетов производственныхи научных организаций МинГео УССР и ПО «Укрнефть» .

Впервые для старейшего нефтепромыслового района УкраиныВнутренней зоны Предкарпатского прогиба проведены детальные целенаправленные исследования состава и свойств флюидов практически всех выявленных УВ скоплений большого числа продуктивных объектов. Это приобретает особо важное значение в связи с диску ссионностью ряда положений, касающихся условий образования нефти, формирования залежей и оценки перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов в рассматриваемом сложно построенном регионе.

Исследования, направленные на прогнозирование фазового состояния флюидов и оценку перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов, применительно к данноь^у региону имеют большое народнохозяйственное значение. Они призваны в значительной степени повысить эффективность поисково-разведочных работ и увеличить прирост запасов нефти и газа. На основании обобщения геохимических показателей дается оценка перспектив отдельных зон и прогнозируется наличие залежей газоконденсатов в северо-восточной части Внутренней зоны прогиба и нефтяных скоплений в юго-западной части региона, примыкающей к Складчатым Карпатам. Как возможно перспективные оценены глубокопогруженные структуры, расположенные в границах хорошо известных нефтеносных месторождений Довбушанского, Рипнянского, Танявского, Стрельбичского, Долин-ского, Северо-Долинского и др.

По результатам проведенных геохимических исследований неф-тей и газоконденсатов разработаны рекомендации по направлению поисковоразведочных работ во Внутренней зоне Предкарпатского прогиба, принятые к внедрению ПО «Запукргеология» и «Укрнефть». Отдельные выводы и научные положения работы использовались производственными организациями при оценке перспектив нефтегазоносности и составлении проектов на проведение поисково-разведочных работ на площадях Подлееовская (район Рипне) и Мало-Горган-ская (район Довбушанки), где закартированы структуры П яруса.

Всего автором опубликовано 10 печатных работ, из них 7 по теме диссертации.

Основные научные положения диссертации докладывались на научно-технических конференциях (Баку, 1979; Ивано-Франковск, 1977,1982), республиканском совещании «Происхождение нефти и газа, их миграция и закономерности образования и размещения нефтяных и газовых залежей» (Львов, 1981), НТС ПО «Запукргеология» и заседаниях геологических служб УБР ПО «Укрнефть» .

Диссертационная работа выполнялась на кафедре геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений Ивано-шранковского института нефти и газа в I978-I98I г. г., в период обучения автора в заочной аспирантуре.

Автор глубоко признателен и благодарен научным руководителям доктору геолого-минералогических наук, профессору |Снарск" сРму А.Н.1 и доктору геолого-минералогических наук Чахмахчеву В. А. за их ценные советы и консультации.

Автор высоко оценивает полезный обмен мнениями и критические замечания доктора геолого-минералогических наук Адаменко О. М., кандидатов геолого-минералогических наук Крупского Ю. З., Маев-ского Б.И., Мончака Л. С., Падвы Г. А., Филатова В. М., Шубина Н.И.

Автор искренне благодарит сотрудников кафедры геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений Горбунцову Е. С., Ков-тун С.М., Лазареву Н. С., Кулаец Л. Г., оказавших большую помощь в проведении экспериментальных исследований и обобщении фактического и аналитического материалов.

Выводы,.

I. В результате геохимических исследований установлено, что пределы изменения диагностических УВ соотношений флюидов Внутренней зоны Предкарпатского прогиба соответствуют системам, генерировавшимся в зоне слабого мезокатагенеза MKjMKg и отвечают нефтяным и газоконденсатнонефтяным типам залежей. Газоконденсаты известных газоконденсатных залежей «вторичного» происхождения образовались в результате растворения легких фракций нефтей в сжатых газах.

2. Нефти отдельных скважин Гвиздецкого, Пневского, Долин-ского, Северо-Долинского месторождений в бензиновых фракциях имеют признаки «первичных газоконденсатов. Эти месторождения расположены в северо-восточной части, примыкающей в Внешней зоне Предкарпатского прогиба.

3. Раздельный прогноз нефтеи газоносности позволил выделить в региональном масштабе участки распространения ожидаемых залежей нефти и газоконденсата. В юго-западной части прогиба, примыкающей непосредственно к Складчатым Карпатам, где обнаружены слабо превращенные нефти прогнозируется наличие в глубокоза-легающих горизонтах залежей жидких УВ. В северо-восточной части прогиба, граничащей с Внешней зоной, где нефти более превращенные и обладают зачастую признаками «первичных» газоконденсатов, ожидается открытие газоконденсатных залежей.

4. В результате выполненных исследований в значительной степени детализированы условия миграции УВ и формирования их залежей. Геохимическими исследованиями подтверждено наличие двух главных этапов формирования залежей — донадвигового и посленад-вигового (переформирование). Первый из них происходит на доин-версионном и инверсионном этапах развития Карпатской геосинклинали и охватывает промежуток времени от олигоцена до среднего миоцена. Формирование залежей в этот период происходит за счет вертикальной и латеральной миграции УВ в пределах единого осадочного бассейна. Посленадвиговый этап переформирования залежей наступает после проявления сильных дизъюктивных дислокаций в плиоценовый период. Переформирование залежей вызвано преимущественно вертикальной миграцией УВ.

5. Наличие в Предкарпатском прогибе нефтей разной степени превращенности свидетельствует о генерации УВ в разных катагенетических зонах. В наиболее погруженной части, примыкающей к платформенному склону, УВ генерировались в зоне сильного мезокатаге-неза МКдМК^. В противоположной части, частично вовлеченной в инверсию, процесс этот происходил в зонах слабого и умеренного мезокатагенеза MKjMKg.

6. Региональные исследования перспектив нефтегазоносности позволили выделить первоочередные структуры для постановки глубокого поисково-разведочного бурения. К ним относится ряд структур Делятинекой площади, а также структуры второго яруса, залегающие ниже складок первого структурно-тектонического этажа Дов-бушанской, Быстрицкой, Рипнянской, Танявской, Стынавской, Заводов-ской. Здесь прогнозируется наличие нефтяных залежей. Залежи газоконденсата ожидаются ниже известных месторождений Гвиздецкого, Пневского, Долинского и Северо-Долинского.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В результате выполненных геохимических исследований УВ систем Внутренней зоны Предкарпатского прогиба и их геологической интерпретации сделаны сле, Еующие выводы:

1. На основании изучения общих физико-химических свойств и группового УВ состава установлено, что нефти в геологическом прошлом не подвергались аэробному воздействию и соответствуют флюидам метанового и метано-нафтенового оснований химических типов Aj и Ag.

2. Определена генетическая однотипность флюидов Предкарпатья и отсутствие зависимости состава и свойств их от возраста вмещающих пород. Генетические показатели — отношения пристан/фитан и УВ с нечетным и четным числом атомов углерода в молекуле находятся в пределах соответственно 2,0−3,0 и 0,99−1,18, при средних значениях 2,64 и 1,06. Установлено, что они остаются практически постоянными в пределах залежей и стратиграфическом разрезе. Генетическую однотипность флюидов подтверждает идентичный характер распределения н-алканов, изопреноидов и величин отношений легких УВ нефтей разновозрастных отложений вне зависимости от глубины их залегания.

3. Пределы значений диагностических отношений УВ бензиновой фракции нефтей и газоконденсатов (бензол/н-гексан, толуол/н-геп-тан, циклогексан/н-гексан, метилциклогексан/н-гептан, циклогексан/ метилциклопентан), характеризующие состав и фазовое состояние УВ (по Чахмахчеву В.А.), соответствуют системам, генерировавшимся в зоне слабого мезокатагенеза (MKj— MKg).

4. Обобщение результатов исследований общих физико-химических свойств нефтей, их геологическая интерпретация и математическая обработка проводились по трем нефтепромысловым районам: Над-ворнянскому, Долинскому и Бориславскому.

В Надворнянском НГ1Р установлено увеличение с глубиной плотности (Гипл = 0,52), уменьшение отношения алканы/цикланы (Г"ПТ1 =.

КОр• Лир".

— 0,52). Содержание же бензиновой фракции с глубиной коррелируется хуже (Гкор.= -0,12).

В Долинском НПР наблюдается аналогичная зависимость показателей с глубиной. Плотность увеличивается (ГКОр#= 50), содержание бензиновой фракции и отношение алканы/цикланы уменьшаются < Гкор.= -46и Гкор.= -0,37).

В Бориславском НПР отмечается менее четкая коррелируемость показателей с глубиной: плотность (ГКОр#= -0,27), бензиновая фракция (Г КОр,= 0,35), отношение алканц/цикланы (ГКОрв—0,20). Этот факт связывается нами с худоими условиями для сохранности залежей в верхних частях разреза Бориславского НПР.

5. В результате выполненных исследований выявлены основные закономерности изменения свойств флюидов, заключающиеся в следующем:

— приуроченность утяжеленных нефтей плотностью до 0,888 -0,922 г/см3, обедненных легкими фракциями до 2,22−6,23% к поперечным разломам или периклинальным частям залежей;

— уменьшение плотности нефти, содержания смол, увеличение содержания бензиновой фракции и метановых УВ снизу вверх по стратиграфическому разрезу, вызванное широким развитием миграционных процессов и образованием легких нефтей фильтрованного типа в залежах вышележащих горизонтов (зоны надвигов Скибовых Карпат, Рип-не, Старая Копальня);

— наличие на больших глубинах (4000−5000 м) в отдельных структурах, примыкающих к Складчатым Карпатам (Кременецкая, Пи-говская, Довбушанская, Быстрицкая), слабо превращенных нефтей с преобладанием цикланов над алканами, изоалканов над н-алканами и низким содержанием моноциклических ароматических УВ (до 4−7%).

6. Установлено, что генетическая однотипность флюидов Предкарпатского прогиба не исключает значительного их разнообразия, проявляющегося в особенностях состава бензиновой фракции и вызванного многообразием вторичных факторов, влияющих на них. Сравнение флюидов проводилось по отношениям УВ: алканы/цикланы, н-алканы/изоалканы, циклогексаны/циклопентаны, алканыНС^ +SC^/ S3″ + ?Cg, этилбензол/мета-ксилол, и К^ .

Анализ структурно-тектонических, термобарических факторов и фазово-генетических типов залежей в совокупности с геохимическими показателями позволили выделить вторичные факторы, влияющие на состав флюидов и определить характерные для них значения показателей :

— катагенез (КмеТ4= 1,5−1,61, алканы £С5 0,46−0,68, этилбензол/мета-ксилол = 0,27−0,42, K-L = 2,82);

— мало превращенные нефти Шмет = 0,06−0,09, алканы.

Ее, ?Cg/SCrj- + 2Cg = 0,30−0,61, этилбензол/мета-ксилол = 0,61 -0,86, KL = 0,80−1,20);

— миграция нефтяных УВ (Кмет = 0,46−0,65, алканы +2С^/ SCn? +H0q = 1,0−1,26- этилбензол/мета-ксилол = 0,77−0,93);

— миграция легких УВ в процессе переформирования залежей (Кмет.= 0,8−2,18- алканы 2С5 + ?С6/?С? +£С8 = 0,04−0,09- этил-бензол/мета-ксилол = 0,22−0,33);

— растворимость жидких УВ в сжатых газах = 0,8 — 1,5 ,.

Mw X • алканы +ECg/ECr, + £Сq = 0,32−0,75- этилбензол/мета-ксилол = 0,24−0,26);

— гибридизация в залежах нефтяных и газоконденсатных систем.

Кмет.= 1.03−1,34- алканы 1С5 ч-ЕС^Е^ + SC8 = 0,30−0,34- этилбензол/мета-ксилол = 0,25−0,34);

— гипергенез (Кмет<= 0,33−1,03- алканыECg +2Cg/2Cr, +SCg = 0,40−0,85- этилбензол/мета-ксилол = 0,23−0,93).

7. Графическое изображение диагностических УВ отношений бензиновых фракций нефтей и газоконденсатов в виде зависимостей: циклогексан/н-гексан = / (метилциклогексан/н-гептан), бензол/н-гексан = / (циклогексан/метилциклопентан), бензол/н-гексан (толуол/н-гептан), циклогексан/метилциклопентан = f. (метилцикло-гексан/ 2диметилциклопентаны) позволило установить, что их состав соответствует флюидам нефтяных и газоконденсатнонефтяных типов залежей. Следовательно, газоконденсаты региона «вторичного» происхождения и образовались в результате растворения легких фракций нефтей в сжатых газах. Этот вывод значительно повышает перспективы поисков залежей нефти в прогибе.

8. Особенности составов бензиновых фракций нефтей в отдельных скважинах Гвиздецкого, Пневского, Долинского и Северо-Долин-ского месторождений, проявляющиеся в аномально высоких значениях отношений УВ, свойственных «первичным» газоконденсатным системам, позволяют прогнозировать наличие ниже этих месторождений залежей «первичных» газоконденсатов. Тектонически эти залежи приурочены к полосе, граничащей с Внешней зоной прогиба.

Наличие мало превращенных нефтей в структурах, примыкающих к Складчатым Карпатам, позволяет прогнозировать наличие в этой части прогиба залежей жидких УВ.

9. Существование нефтей разной степени преобразованности свидетельствует о генерации УВ в разных катагенетических зонах. Нефти северо-восточной части, примыкающий к платформе и более погруженной в инверсионную стадию развития, генерировались в зоне сильного мезокатагенеза ШдМК4. Нефти юго-восточной части, примыкающей к Складчатым Карпатам и частично вовлеченной в инверсию, генерировались в зоне слабого и умеренного мезокатагенеза MKj-M^. Исходя из этого дается раздельный прогноз нефтеи газоносности в регионе.

10. Геохимически подтверждается существование двух этапов формирования залежей в прогибе — донадвигового и посленадвигового (переформирование). На донадвиговом этапе формировались преимущественно крупные залежи нефти и газоконденсата за счет вертикальной и латеральной миграции УВ в пределах осадочного бассейна. На посленадвиговом этапе в результате дробления и частичного разрушения залежей возникают условия для переформирования залежей в форме вертикальной миграции (перетоки) УВ.

II. На основании геохимических исследований произведена оценка перспектив нефтегазоносности региона и виделены отдельные структуры, рекомендуемые для постановки глубокого поисковоразве-дочного бурения. С точки зрения дальнейших поисков залежей нефти в глубокозалегающих горизонтах рекомендуются структуры, примыкающие к Складчатым Карпатам и расположенные ниже Кременецкой, Пигов-ской, Довбушанской, Пасечнянской, Рипнянской, Танявской, Стынав-ской, Заводовской, Стрельбичской складок. С точки зрения поисков залежей^{газоконденсата} рекомендуются структуры расположенные ниже Пневского, Гвиздецкого, Долинского, Северо-Долинского месторождений.

Таким образом, в диссертации защищаются следующие основные положения:

I. Нефти и газоконденсаты Внутренней зоны Предкарпатского прогиба являются генетически едиными и соответствуют химическим типам Aj и Аг>. Генетическая однотипность УВ флюидов не исключает значительного их разнообразия по составу, вызванного вторичными процессами миграции, катагенеза, гипергенеза, гибридизации УВ в недрах.

2. Геохимически обосновано существование двух этапов (донад-вигового ипосленадвигового) формирования и переформирования залежей в регионе и генерации УВ в разных катагенетических зонах.

3. Прогноз преимущественно нефтяных и реже газоконденсатонеф-тяных скоплений зон слабого и умеренного мезокатагенеза, а на отдельных участках, граничащих с Внешней зоной прогиба — наличие первичных газоконденсатных систем на глубинах более 4000−5000 м.