Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Обоснование битуминологического метода поисков залежей УВ и





битуминологические показатели нефтегазоносности [6, 14]

 

При наличии в разрезе углеводородных скоплений идущий от них миграционный поток нефтяных компонентов может достигнуть зоны геохимического зондирования, изменяя сингенетичный органический фон. В отложениях формируется геохимическое поле, характеризующееся наличием двух составляющих - фоновой и аномальной, обнаружение и разделение которых является главной задачей нефтепоисковой битуминологии.

Принципы выделения аномальных полей (битуминологических аномалий) на сингенетичном фоне базируются на различии их вещественного состава и геологической приуроченности.

Битуминологическая аномалия, представляя собой область аккумуляции миграционных компонентов нефтегазовой залежи, унаследованно сохраняет черты вещественного состава нефти и формируется в определенных литологических типах пород и структурных элементах (сводах антиклинальных поднятий, зонах тектонического дробления, приподнятых участках моноклинально залегающих пластов), т.е. имеет локализованный характер.

Определяющими факторами формирования битуминологических аномалий являются: положение нефтяной (нефтегазовой) залежи в разрезе, характер структурно-тектонического плана исследуемого района, литологический состав отложений, перекрывающих залежь и слагающих разрез, состав флюидов залежи и др. Соотношение перечисленных факторов в природных условиях может быть самым различным, что оказывает влияние на развитие всего процесса в целом.

Оптимальная геологическая ситуация создается при следующих условиях: достаточно близкое расположение нефтегазовой или газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой от верхних горизонтов разреза, структурно-тектоническая обстановка (наличие нарушений), обеспечивающая интенсивную миграцию флюидов от залежи, наличие покрышки, сохраняющей аномалию, минимальное влияние вторичных факторов, приводящих к разрушению аномалии. В таких благоприятных условиях битуминологическая аномалия проявляется контрастными показателями на сингенетичном фоне.

В качестве примера рассмотрим обнаруженную битуминологическую аномалию в карбонатных отложениях венлокского яруса (силур) на Сигово-Подкаменном брахиантиклинальном поднятии (Курейско-Летнинский мегавал). В пределах поднятия газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой расположена в 300-400м от места формирования битуминологической аномалии; тектоническая активность всей структурной зоны мегавала обусловила высокую раздробленность отложений, перекрывающих залежь; коллекторские свойства карбонатных отложений венлокского яруса (повышенная пористость и проницаемость) благоприятствовали накоплению продуктов миграции от залежи, а перекрывающие загипсованные красноцветы девона служили надежной покрышкой для сохранения аномалии. Влияние вторичных факторов проявилось в температурном воздействии траппового магматизма, что привело к частичной потере низкомолекулярных углеводородов. Вещественный состав битуминологической аномалии унаследованно сохранил черты общности с залежью (преимущественно алкановый став углеводородной фракции, высокая доля изоалканов). Наличие аномалии в указанном случае было подтверждено всеми нефтепоисковым и битуминологическим и показателями.

В платформенных областях, где сосредоточены в настоящее время нефтепоисковые и нефтедобывающие объекты, нет оснований ожидать широкого распространения подобного рода геологических условий. Наиболее вероятно здесь отсутствие многих благоприятных факторов, что существенно усложняет процесс формирования битуминологических аномалий, генетически связанных с залежами, и соответственно их выявление. Вместе с тем платформенный режим развития территорий, как правило, обусловливает низкую катагенетическую преобразованность ОВ верхних горизонтов разреза, составляющих зону геохимического зондирования, а следовательно, и коренные различия вещественного состава сингенетичного фона и образующихся аномальных полей.

На слабо преобразованном сингенетичном фоне значительно повышается контрастность битуминологических аномалий при их низкой количественной выраженности.

При значительном удалении залежи от дневной поверхности, преобладании в разрезе покрышек слабопроницаемых пород и незначительной тектонической нарушенности отложений миграция крупных молекул затруднена, в результате образуются микроскопления относительно низкомолекулярных жидких соединений, которые наиболее надежно фиксируются методом газожидкостной хроматографии. Хроматограммы н-алканов в таком случае имеют двухчленное строение: область аномально высоких пиков в интервале С11 – С13, которые в сумме составляют до 70 % от общего содержания н-алканов, переходит в плавно убывающий ряд от С15 до С30 – С32.

Формирующиеся в зоне гипергенеза битуминологические аномалии наиболее часто подвержены биохимическому окислению и разрушению вследствие ухода в атмосферу низкомолекулярных углеводородов. Биохимическое окисление приводит к перераспределению компонентов битумоида - значительно возрастает доля смолисто-асфальтеновых соединений при одновременном уменьшении количества углеводородов и изменении их состава. Так, в карбонатных отложениях ангарской свиты нижнего кембрия на Верхнетохомском поднятии (Подкаменно-Тунгусская ступень) в результате действия инфильтрационных сульфатных вод активный процесс разрушения битуминологической аномалии привел к окислению миграционного нефтяного вещества практически до мальт. В компонентном составе битумоида резко уменьшилось содержание масел (до 12-15 %) и одновременно увеличилось количество асфальтенов (до 20 % и более). Изменилось не только соотношение компонентов в балансе битумоида, но и их структура. В бензольных смолах, например, появились кислородные структуры фталатного типа, нехарактерные для этой фракции нефтей; в спирто-бензольных смолах исчезли супьфоксидные группировки и существенно сократилось количество групп СН2, СН3. Только в маслах сохранились структура углеводородных соединений и характер распределения алканов нормального и изопреноидного строения, свойственные нефтям и конденсатам района исследований. Это и позволило с учетом ряда геологических показателей (морфологические особенности размещения битуминозных компонентов в породе, площадное распространение и т.п.) зафиксировать наличие битуминологической аномалии при существенном отличии вещественного состава сингенетичного фона отложений.

Формирование битуминологических аномалий вблизи дневной поверхности при отсутствии или незначительной мощности слабопроницаемых перекрывающих пород происходит с потерей низко-низкомолекулярных углеводородных соединений. В большей степени это проявляется на составе газовой составляющей пород (резко снижается количество метана и его ближайших гомологов), однако по характеру распределения н-алканов в маслах битумоидов также обнаруживается исчезновение соединений до С14 – С16.

Специфика проведения химико-битуминологического анализа исключает возможность обнаружения аномалий, если источником питания была газовая залежь, поэтому основным поисковым геохимическим методом в подобной ситуации выступает газометрия. Вместе с тем на большом числе исследованных площадей было установлено, что в пределах выявленных газовых аномалий под влиянием углеводородного потока происходят изменения в структуре смолистых соединений сингенетичного фона. Создающаяся восстановительная обстановка среды способствует разрушению соединений фталатного типа в бензольных смолах с новообразованием кислотных и спиртовых, что фиксируется на ИК - спектрах. Этот косвенный показатель в сочетании с данными газометрических исследований позволяет более надежно выделять геохимические аномалии.

Одним из наиболее однозначных показателей, подтверждающих генетическую связь битуминологических аномалий с залежами, является наличие элементов общностиих углеводородного состава. Однако, чем длиннее и сложнее путь миграционного потока, тем меньше вероятность обнаружения подобной общности. Очевидно, генетическую унаследованность следует искать в наличии специфических групп соединений вплоть до индивидуальных. Так, например, для Тунгусской синеклизы и ее обрамления генетическим метчиком оказались изоалканы, которыми обогащены нефти и конденсаты этого региона.

Выявление битуминологических аномалий и обоснование их генетической связи с залежами проводится с помощью нефтепоисковых битуминологических показателей.

В основу комплекса показателей положено представление о том, что вещественный состав и характер битуминологических аномалий должны сохранять элементы общности с залежью. Специфическое соотношение УВ и неуглеводородных компонентов в нефтях, особенности структуры этих компонентов, характера распределения н-алканов и другие характеристики использованы для обоснования этих показателей и установления их информативности.

Информативность отдельных показателей и всего их комплекса, соотношение между ними и контрастность аномалий находятся в зависимости от целого ряда первичных и вторичных факторов. Наиболее благоприятными геологическими условиями битуминологической аномалии являются расположение нефтяной залежи достаточно близ­ко от места ее образования, наличие путей для свободной миграции флюидов и надежной покрышки, обеспечивающей сохранность залежи. В этом случае аномалия проявится контрастными показателями, близкими по характеру к аналогичным показателям нефтяной залежи. Однако в зоне геохимического зондирования наиболее вероятно присутствие битуминологических аномалий, при формировании которых совокупности перечисленных благоприятных условий не существует. В одних случаях питающая залежь находится на значительной глубине и процесс миграции протекает в затрудненных условиях, что отражается на количественных и качественных показателях, в других – аномалия подвержена влиянию вторичных факторов и т.п. Указанные обстоятельства определили дифференцированный подход к интерпретации нефтепоисковых битуминологических показателей и необходимость комплексного их использования.

В основу диагностики битуминологических аномалий, генетически связанных с залежами, положены следующие показатели.

1. Повышенное содержание битуминозных компонентов в балансе ОВ для терригенного разреза и неравномерное (мозаичное) битумонасыщение карбонатных комплексов, согласующееся с изменением коллекторских свойств этих отложений. Изменение в балансе ОВ, вызванное притоком миграционных компонентов залежи, приводит к резкому повышению битумоидного коэффициента в, составляющего 300-500 мг/г Сорг и более.

2. Высокая обогащенность ОВ, водородом и подвижными (жидкими) водородсодержащими соединениями, что фиксируется на ЯМР-спектрах сигналом значительной амплитуды при минимальной ширине. В том случае, когда имело место биохимическое окисление, сопровождавшееся разрушением УВ соединений и новообразованием смолисто-асфальтеновых компонентов, параметры ЯМР-сигнала изменяются - амплитуда уменьшается в несколько раз, а ширина увеличивается.

3. Низкий парамагнетизм ОВ вследствие преобладания в его балансе битуминозных компонентов, характеризующихся невысокой концентрацией парамагнитных центров.

4. Преобладание в компонентном составе битумоида масляной фракции, количество которой достигает 50 % и более, при низком содержании асфальтенов. Высокая информативность этого показателя основана на том, что количественное преобладание масляной фракции в составе битумоида реально при наличии миграционного потока углеводородов. В зонах гипергенного окисления количественные соотношения компонентов битумоида сдвигаются в сторону преобладания смолисто-асфальтеновых соединений; наиболее заметно возрастает содержание асфальтенов.

5. Аналогия структурных групп и их соотношений в компонентах битумоида и в соответствующих фракциях нефтей. В этом показателе проявляются все тонкости генетической унаследованности, так как для каждой фракции нефтей специфичны определенный набор структур и определенные их соотношения. Масла битумоида не содержат кислородных структур и длинных парафиновых цепей, парафино-нафтеновые структуры обладают высокой степенью разветвленности, голоядерные ароматические группировки не имеют глубокого сопряжения с другими типами структур, т.е. фракция обладает УВ составом.

6. Элементы общности УВ состава битумоидов и флюидов залежи. Естественно, что этот показатель следует рассматривать в качестве прямого, отражающего генетическую связь битуминологической аномалии с залежью для районов, где таковые обнаружены.

Степень общности УВ состава битумоидов и флюидов залежи - показатель, зависящий от целого ряда факторов. Даже при самых благоприятных геологических условиях практически исключается полная общность, так как при миграции в той или иной мере изменяются количественное соотношение УВ классов и их состав.

Геохимические исследования, проведенные на многопластовых месторождениях в различных нефтегазоносных провинциях, показали, что в зависимости от типа и масштаба миграции, физико-химических свойств и мощности перекрывающих пород, термодинамической обстановки и т. д. проявляются специфические закономерности в изменении УВ состава мигрирующих флюидов. В связи с этим генетическую унаследованность УВ состава залежи следует искать в поведении определенных групп соединений (вплоть до индивидуальных), сохраняющихся при миграции. Так, нефти и конденсаты Тунгусской синеклизы и ее обрамления характеризуются метановым составом при высоком содержании изоалканов. В маслах битумоидов битуминологической аномалии, установленной на Сигово-Подкаменном и Верхнетохомском поднятиях, выявлены аналогичные особенности по классу алканов, тогда как для ароматических и нафтеновых углеводородов проследить закономерную связь не представилось возможным.

Рассмотренные показатели непосредственно фиксируют присутствие УВ и неуглеводородных соединений, мигрировавших от залежи, т. е. являются прямыми геохимическими показателями.

Практическое использование разработанных нефтегазопоисковых битуминологических показателей возможно при рассмотрении их в комплексе, так как соотношения между ними позволяют не только обнаружить битуминологическую аномалию и установить ее генетическую связь с залежью, но и определить характер вторичных процессов, оказавших на нее влияние.

Date: 2015-06-12; view: 1021; Нарушение авторских прав; Помощь в написании работы --> СЮДА...



mydocx.ru - 2015-2024 year. (0.008 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию