Новые данные о геологическом строении доманиковых
реклама
Новые данные о геологическом строении доманиковых отложений О.В. Михайлова (институт «ТатНИПИнефть») Следуя успешному примеру Северной Америки по добыче нефти из сланцевых отложений, ОАО «Татнефть» в течение уже двух лет проводит исследования данного вопроса. Как показал анализ материалов по сланцевым отложениям в США, подобием данных толщ на территории республики является саргаевско-турнейская продуктивная толща – доманиковые отложения. Поскольку данные породы являются основной нефтегазопроизводящей толщей, до сих пор изучались лишь те их свойства, которые влияют на количество углеводородов, способных выйти из нефтегазоматеринской породы и заполнить традиционные ловушки нефти и газа. Однако, несмотря на значительные объемы генерации углеводородов и формирования ими традиционных скоплений нефти и газа, более двух третей от сгенерированных углеводородов остается в матрице генерирующей толщи. На данном этапе изучения доманиковых отложений на территории РТ установлено, что рассматриваемые отложения состоят из собственно доманикитов и доманикоидов. Доманикиты – отложения, занимающие территорию обширной некомпенсированной впадины саргаевско-доманиково-мендымского бассейна с содержанием Сорг от 5 до 20 %. Доманикоиды – возрастной аналог биогермно-карбонатной верхнефранско- турнейской мелководно-шельфовой формации, занимающий осевые зоны КамскоКинельской системы некомпенсированных прогибов (ККСП) с содержанием Сорг от 0,5 до 5 %. На данный момент США имеют передовой опыт по изучению и разработке сланцевых отложений. Проведем аналогию между наиболее известными сланцевыми формациями Баккен, Игл Форд и доманиковыми отложениями семилукского горизонта в целях сравнения и оценки перспектив последних (табл. 1). При первом рассмотрении наблюдается прямая аналогия: несмотря на приуроченность к различным временным промежуткам, условия осадконакопления, коллекторские свойства сланцевых отложений Примексиканской и впадины Уиллистон аналогичны отложениям семилукского (доманикового) горизонта Мелекесской впадины. 1 Таблица 1 Характеристика полей (плеев) сланцевого газа и нефти в США и доманиковых отложений (семилукского горизонта) Газоносный сланцевый бассейн Eagle Ford Bakken Доманиковые отложения Глубина, м 720-1020 360-1260 500-1350 К (мел) D (девон) 9-26 3,5-8 3,5 0,001 16,4 90-120 1,4-23 3-12 0,01-3 16 - 33 42-44 26 100-120 90-114 тыс. т с 1км2 Стратиграфический D (девон) возраст Эффективная толщина, м 21-24 Сорг, % 4,5 Общая пористость,% 3 Проницаемость, мД 0,001-0,003 Пластовое давление, МПа 40-90 Пластовая температура, 115-180 °С API 44-46 Нефтегенерационный потенциал, кг.УВ/т 70-100 породы Рассматриваемые отложения сформированы в результате некомпенсированного прогибания впадин в условиях активизации вулканической деятельности с ограниченным привносом терригенного материала. В составе пород формации Игл Форд 50-70 % составляют известняки и доломиты, остальное – глинистые силикаты и ОВ. Значение открытой пористости для пород формации Игл Форд не превышает 8 %. Проницаемость резервуара – от 0,001 до 0,003 мД. Емкостно­фильтрационные свойства коллекторов формации Игл Форд обеспечиваются в основном горизонтальной трещиноватостью пород на мезо- и макроуровнях [1]. В составе доманиковых отложений семилукского горизонта РТ выделяются карбонатные и карбонатно-кремнистые породы. Согласно результатам оценки коллекторских свойств данных пород в скв. 300 Тлянчи-Тамакская, коэффициент пористости в большинстве случаев составил меньше 2 %. Проницаемость пород изменяется от 0,1 до 2 мД. По результатам исследований установлено наличие большого числа микротрещин, в том числе – субвертикальных, которые могут обеспечивать микрофильтрацию УВ [2-4]. 2 Доманиковые отложения Сланцевые отложения (месторождение Грин-Ривер) 100 % 100 % Органическая часть Органическая часть Минеральная часть 12,2 % 87,8 % 13,8 % ПШ – 16,4 % Доломит – 6 % Кероген 9,76 % 86,2 % Доломит – 1,28 % Кальцит – 75 % Жидкий УВ 2,44 % Минеральная часть Пирит – 0,86 % ПШ – 3 % Жидкий УВ 2,78 % Пирит – 2 % Кероген 11,04 % Монтмориллонит – 8,6 % Гидрослюда – 5 % Анальцит – 4,3 % Кварц – 9 % Кремнезем – 40 % Иллит – 12,9 % Рис.1. Сравнение органической и минеральных частей доманиковых отложений и сланцевых отложений На рис. 1 приведен состав нефтяного сланца (на примере месторождения Грин Ривер) и доманиковых отложений (семилукский горизонт). В целом сравниваемые породы отличаются различным составом минеральной части, но схожими долями органической составляющей. Приведем детальную информацию о геохимических характеристиках ОВ доманиковых отложений. В этих целях проведен анализ распределения количественных показателей потенциала ОВ в 23 скважинах, приуроченных к различным тектоническим элементам, в которых ОАО «Татнефть» в различные годы проведены геохимические исследования. Анализируя распределения в целом, нужно отметить, что преобладающей группой являются данные по семилукскому и мендымскому горизонтам. Данные по заволжскому надгоризонту, данково-лебедянскому, елецкому, евлано-ливенскому, саргаевскому горизонтам представлены единичными значениями. Анализ распределения Сорг показал, что основная часть образцов керна, отобранных из отложений семилукского и мендымского горизонтов (49 %), относится к группе с содержанием органического вещества (Сорг) свыше 4 %, что соответствует отличному 3 углеводородному потенциалу. Зависимости от приуроченности к тектоническим элементам не наблюдается, что, осадконакопления в вероятно, связано общей с едиными фациальными семилукско-мендымской условиями некомпенсированной впадине (рис. 2). 30,00 25,00 20,00 Сорг , % Сорг 15,00 ˃4 49% 0-0,5 18% 10,00 5,00 4 0,00 За Ю го С е С е в. С е 2 1 0 семилукмендымск ий заволжски й 2-4 19% 0,5-1 5% 1-2 9% данковолебедянск ий Рис. 2. Распределение концентрации органического вещества Анализ распределения значения Тмах (температура, замеренная на вершине пика, характеризующего остаточный потенциал) (рассмотрено 110 образцов) показал, что лишь 20 образцов являются зрелыми. Это обусловлено недостаточной зрелостью пород – на рассматриваемой территории доманиковые отложения находятся на начальных стадиях мезокатагенеза, и пока не в полном объеме достигли условий главной зоны нефтеобразования. Индекс продуктивности PI территории Татарстана в большинстве случаев составляет менее 0,1, в редких случаях изменяется от 0,1 до 0,15, что соответствует стадиям незрелого и ранней зрелости вещества. Коэффициенты зрелости ОВ доманиковых отложений указывают на нахождение на градациях конца протокатагенеза – начала мезокатагенеза ПК3 – МК1. На Баккен показатель отражения витринита (Ro,%) составляет от 0,6 до 0,9 %, что соответствует стадиям пика нефтегенерации и поздней зрелости вещества. На Игл Форд 4 показатель отражения витринита (Ro,%) составляет от 0,6 до 1,2 %, что также соответствует стадиям пика нефтегенерации и поздней зрелости. На Баккен и Игл Форд отложения находятся на стадии мезокатагенеза МК2-МК3. Таким образом, степень зрелости ОВ является существенным фактором, который отличает доманиковые отложения со сланцевыми отложениями США, что и отражается на свойствах нефти. По утверждениям американских исследователей на месторождениях сланцевой нефти Баккен и Игл Форд производится добыча light tight oil (LTO) – лёгкой нефти плотных пород. В отличие от традиционной нефти LTO содержит большое количество летучих газов и, по утверждениям работающих с ней компаний, является по сути не нефтью, а газоконденсатом. В сравнении с традиционной нефтью LTO характеризуется рядом особенностей: 1. более высоким API (плотностью); 2. более низкими концентрациями компонентов 'N', 'S'; 3. пониженным содержанием смол и асфальтенов (табл. 2). Таблица 2 Свойства light tight oil (LTO), традиционной нефти и нефти доманиковых отложений Тight oil Тight oil Нефть Нефть марки формации Игл формации доманиковых Брент Форд Баккен отложений API (плотность 44-46 42-44 37-39 26 3 г/см ) (0,790-0,800) (0,800-0,815) (0,825-0,835) (0,895) Сера, % 0,2-0,3 0,05-0,1 0,35-0,45 2,9 (1,1-5,2) Азот, миллионная 200-400 300-500 900-1100 доля Смолы и 6-7 3-5 9-11 21,95 (2,5-60) асфальтены , % Посредством осреднения параметров нефти по 29 месторождениям (127 залежей), установленных на территории РТ в доманиковых отложениях (подавляющее большинство залежей выявлено в данково-лебедянских и заволжских отложениях), проведено сравнение свойств LTO с нефтями доманиковых отложений. В результате сравнения установлено, что нефть доманиковых отложений Республики Татарстан является в большинстве своем тяжелой и битуминозной, повышенной вязкости, сернистой, парафинистой, высокосмолистой. Из этого следует, что нефти доманиковых отложений республики существенно отличаются от LTO сланцевых формаций США: намного выше плотность, выше содержание серы. 5 Главная причина генерации доманиковыми отложениями нефти, столь сильно разнящейся от LTO – это существенные различия в стадиях термической зрелости ОВ. Известно, что на стадиях незрелого и ранней зрелости органического вещества, которому соответствуют доманиковые отложения, генерируются тяжелые нефти. На стадиях пика нефтегенерации и поздней зрелости органического вещества, которому соответствуют формации Баккен и Игл Форд, генерируются нефти и легкие нефти. Кроме того, существенно сказалась на тяжелых свойствах нефти обстановка сероводородного заражения фотического слоя вод доманикового палеобассейна. Так, Д.А. Бушнев отмечает, что в условиях сероводородного заражения сера связывается с липидными и частично углеводными компонентами ОВ и предотвращает его от разрушения – формируется кероген, обогащенный серой (тип «II-S»). Такой тип керогена может формировать ранние «доглавнофазовские» нефти – тяжелые по составу (смолистоасфальтеновые), обогащенные серой. К сравнению: нефти формации Баккен характеризуется соотношением пристана к фитану чуть больше восстановительных 1, что условиях по Кеннону-Кессоу раннего диагенеза свидетельствует о нефтематеринских слабых отложений. Органическое вещество, сформированное в таких обстановках, дает нефти, которые относятся к категории легких (0,816-0,821 г/см3), малосернистых (0,13-0,16 %). Следует отметить, что сланцевые отложения США характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Так, пластовые давления на Игл-Форд составляет 40-90 МПа при гидростатических – 20-45 Мпа, что соответствует АВПД (коэффициент аномальности около 2) для глинистых нефтегазоматеринских толщ. АВПД вероятно возникает в процессе осадконакопления, по мере погружения осадка в зоны генерации углеводородов. Как известно, генерация углеводородов происходит в процессе перехода части твердой фазы породы в жидкую и газообразную. Такой переход сопровождается увеличением объема флюида при несравнимо меньшем уменьшении объема твердой фазы скелета. Увеличение объема флюида ведет к повышению пластового давления и уменьшению эффективного напряжения. В пределах Республики Татарстан в доманиковых отложениях по результатам анализа более 1400 дел скважин фактов наличия АВПД не встречено. Из чего следует вывод, что данные отложения находятся на ранних стадиях мезокатагенеза. Таким образом, на территории РТ доманиковые отложения не являются абсолютным аналогом сланцевых отложений. Следовательно, применять опыт разработки сланцевых формаций Северной Америки к доманиковым отложениям нужно с большой 6 осторожностью. Необходимо искать свои пути и можно отметить, что работы в данном направлении ведутся. Так, при изучении доманиковых отложений многими исследователями отмечалось повышенное содержание радиоактивных элементов, в частности урана, а также ванадия, рения и др. элементов. Исследованиями Р.П. Готтих показано, что основной вклад в естественную радиоактивность доманикитов вносится урановой составляющей гаммаизлучения. В частности, по результатам гамма-спектрометрических измерений керна в скв. 29296, 29295 Зеленогорской площади и скв. 8113, 4482 Ново-Елховской площади установлено, что общая радиоактивность пород обусловлена содержанием урана, количество которого максимально в разрезе, вскрытом скв. 29296 и достигает 12,0·10-4 %. Из эмпирических данных геохимии известно, что концентрации урана в целом напрямую связаны с повышенными содержаниями ОВ в породе, о чем свидетельствуют значимые положительные корреляции этих элементов с Cорг. На рис. 3 приведено соотношение содержания органического углерода и урана в доманиковых отложениях по данным измерений на керне. Коэффициент корреляции составляет 0,9. Следовательно, по данным урана можно с высоким уровнем достоверности рассчитывать содержание ОВ. Данный факт может служить хорошим индикатором высокоуглеродистых отложений. Рис. 3. Соотношение содержания органического углерода и урана в доманиковых отложениях по данным измерений на керне 7 Ученые не сходятся во мнениях причинной связи урана с живым веществом, однако в результате многолетних изучений радиоактивности пород установлены основные закономерности в распределении урана, связанные с палеогеографическими условиями осадконакопления: по данным Г.Н. Батурина, средняя концентрация урана в песках составляет 1,4·10-4 %, в алевролитах возрастает до 3·10-4, затем достигает максимума (5·104 %) в глинистых и глинисто-карбонатных осадках. Также, наряду с этим, наблюдаются локальные вариации в изменчивости гамма-поля в хорошо выдержанных на площади отложениях с близким петрохимическим составом. Данные вариации определяются дифференциацией обогащенных сапропелевым ОВ отложений в процессе седиментации, зависящей от рельефа поверхности дна, в результате чего в пониженных участках бассейна осадконакопления накапливаются породы, концентрации ОВ в которых выше, чем на приподнятых участках. Для подтверждения данной гипотезы на территории Зеленогорской (по данным 248 скв.) и Павловской (по данным 267 скв.) площадей, характеризующимися высокой степенью разбуренности и изученности, построена серия карт распределения гамма-поля отдельных пластов семилукского и мендымского горизонтов: См-1,См-2, См-3, Мн-1, Мн2, Мн-3, Мн-4. Построение осуществлялось посредством ввода величин радиоактивности в скважинах для каждого пласта, с дальнейшим вычитанием фоновой радиоактивности (среднее значение ГК по пласту по площади порядка 6,7 мкр/ч) и последующей интерполяцией, с выделением положительных и отрицательных аномалий. На картах наблюдается дифференциация значений гамма-поля: на Павловской площади, характеризующейся более высоким структурным положением, установлены сравнительно высокие значения гамма-поля, на Зеленогорской площади, характеризующейся более низким структурным положением, установлены сравнительно повышенные значения гамма-поля. Кроме того, на рассмотренных площадях выявлены отдельные объекты положительных аномалий, которые в прошлом могли соответствовать более пониженным участкам осадконакопления. В целом выявлено, что положительные аномалии тяготеют к осевым и прибортовым зонам прогибов. Таким образом, построенные карты распределения гамма-поля подтвердили дифференциацию ОВ в процессе седиментации: накопление уранообогащенных пород в пониженных участках палеорельефа, что позволило выделить наиболее перспективные участки, обогащенные ОВ. Данная подтвержденная зависимость наличия повышенного гамма-поля в породах, обогащенных ОВ, может в дальнейших исследованиях служить 8 Пониженный участок рельефа А) Положительные аномалии гамма-поля Б) Рис. 4. Зеленогорская, Павловская площадь. А) структурная карта по кровле См-2. Б) Распределение гамма-поля См-2. Положительные аномалии гамма-поля Рис. 5. Зеленогорская, Павловская площадь. Распределение гамма-поля См-3. 9 поисковым фактором для обнаружения перспективных участков доманиковых отложений, что в условиях ограниченных возможностей проведения геохимических исследований, как основного метода по определению концентраций ОВ, может стать хорошим поисковым признаком. Согласно данным количественной оценки перспектив нефтегазоносности доманиковых отложений по территории Республики Татарстан, выполненной по методике С.Г. Неручева, суммарное количество нефти, оставшейся в матрице генерирующей толщи, составляет 82,1 млрд. т [5]. Указанная цифра свидетельствует о перспективности открытия совершенно новых, не типичных залежей. На современном этапе исследования доманиковых отложений в первую очередь необходимо обратить внимание на участки, расположенные в осевых частях ККСП и в зонах с выявленными нефтепроявлениями в старых скважинах. На территории республики выявлено более 650 таких объектов. Литература. 1. О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский, Д Морариу. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ. - СПб.: ВНИГРИ, 2014. 2. С.С. Гаврилов, М.В. Дахнова, И.В. Панченко [и др]. Проведение петрофизических и геохимических исследований керна. – М.: ВНИГНИ, 2013. 3. И.Н. Плотникова, В.П.Морозов [и др]. Научно-исследовательские работы по изучению литолого-петрографических и геохимических особенностей сланцевых толщ с целью оценки перспектив их нефтеносности. – Казань: К(П)ФУ, 2013. 4. А.В. Ступакова, Н.П. Фадеева [и др]. Геохимические и петрофизические исследования керна (франский ярус) скв. № 300 Тлянчи-тамакской площади с целью выделения перспектвиных интервалов и возможных коллекторов. – М.: МГУ им. М.В.Ломоносова, 2014. 5. Неручев С.Г., Смирнов С.В. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе моделирования процессов их генерации и формирования месторождений нефти и газа, //Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2007. №2. 10
