Геохимические критерии раздельного прогнозирования зон преимущественного нефте- и газонакопления в молодых депрессиях (на примере западного борта Южно-Каспийской впадины)

- г -
ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
ВВЕДЕНИЕ................................................... 3
ГЛАВА I. РАЗВИТИЕ ВЗГЛЯДОВ И КРИТЕРИИ РАЗДЕЛЬНОГО
ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗОН НЕФТЕ- И ГАЗОНОСНОСТИ. . . 6
ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНОГО БОРТА ЮЖНО-КАС11ИЙСКОИ ВПАДИНЫ....................................... 23
2.1. Краткий очерк геологического строения,
основные нефтегазоносные свиты ................ 23
2.2. Закономерности размещения залежей
нефти и газа.................................... 40
2.3. Основные типы месторождений и
залежей нефти и газа............................ 4g
ГЛАВА 3. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И СВОЙСТВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ (НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА)............................................. S3
3.1. Физико-химическая характеристика нефтей продуктивной толщи западного
борта Южно-Каспийской впадины .................. 5У
3.2. Физико-химическая характеристика углеводородных газов западного борта Южно-Каспийской впадины................................... 93
3.3. Физико-химическая характеристика конденсатов газоконденсатных залежей западного
борта Вжно-Каспийской впадины ............... 1Z8
ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ СТАТИСТИКИ И
ЭВМ ПРИ АНАЛИЗЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
НЕФТИ И ГАЗА.................................. i 3S
ГЛАВА 5. ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ........................ Н 5
ГЛАВА 6. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ
РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА............... 16 4
ГЛАВА 7. ОБОСНОВАНИЕ ВЫДЕЛЕНИЯ ЗОН ПРЕИМУЩЕСТВЕННОГО НЕФТЕ- И ГА30НАК0ПЛЕНИЯ НА ЗАПАДНОМ БОРТУ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ ........................... 176
ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................. 187
ЛИТЕРАТУРА.............................................192
- 3 -
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы исследования. Раздельное прогнозирование зон преимущественного нефте- и газонакопления имеет важное значение при направленных поисках нефти и газа и долгосрочном планировании подготовки сырьевой базы развития нефтегазодобычи. Значение этого вопроса особенно возрастает в старых нефтегазодобывающих районах, где верхний этаж нефтегазо-носности уже разведан в достаточной степени и дальнейшие перспективы связаны с глубокозалетающими горизонтами. Объектом исследования был выбран западный борт Южно-Каспийской впадины (ШВ), где накоплен большой объем фактического материала для рассмотрения поставленного в диссертации вопроса.
Цель работы. На основании установления геохимических закономерностей изменения свойств и состава углеводородных флюидов и органического вещества пород по разрезу и площадям с привлечением методов математической статистики доказать возможность раздельного прогнозирования зон преимущественного нефте- и газонакопления по геохимическим характеристикам углеводородов (УВ) и применять его при направленных поисках залежей нефти и газа.
Основные задачи исследования. Для достижения указанной цели были поставлены следующие задачи:
- установить закономерности размещения залежей нефти и
газа;
- выявить закономерности изменения свойств и состава нефтей, газов и конденсатов по разрезу, в региональном плане с применением методов математической статистики;
-19-
етоя содержание смол и серы в нефтях... и увеличивается выход легких фракций нефтей /39,40/. Аналогично меняются нефти и с возрастом отложений: чем "старше" нефть, тем она в большей степени обогащена легкими фракциями.
В.Л.Соколов и Э.В.Чайковская на примерах наиболее хорошо изученных и освоенных нефтеносных бассейнов - Северо-Каспийско-го (СССР) и двух бассейнов Мидконтинента (США) - Пермского и Западного внутреннего отметили, что от периферийных участков бассейна по направлению к наиболее погруженным частям происходит последовательное снижение удельного веса нефтей, увеличение выхода легких фракций, коэффициентов превращенности и метанизации, количества ароматических УВ в бензиновых фракциях. В этом же направлении отмечается возрастание газового фактора нефтей, и коэффициента жирности как попутных, так и свободных газов /65/.
Параллельно с изменением свойств нефтей от периферийных участков бассейнов по направлению к центральным частям происходит последовательная смена нефтяных месторождений газонефтяными и, наконец, газовыми и газоконденсатными.
Нефть в залежи в начальные моменты после формирования имеет более высокую плотность, большее содержание ароматических и нафтеновых УВ и гетерогенных соединений, чем на залежь нефти, которая была опущена на определенную глубину после своего формирования. При погружении залежи плотность нефти уменьшается за счет сокращения содержания гетерогенных элементов; постепенно увеличивается выход легких фракций и роль метановых соединений; увеличивается газовый фактор. В конечном счете, при больших глубинах залегания гетерогенные соединения исчезают и нефть переходит в газоконденсат, а при глубоком превращении - в метан.
-20-
Как отмечено многими исследователями, большинство нефтей, добытых из очень древних или глубоко залегающих осадочных пород, представляет собой парафиновые нефти малой плотности с высоким содержанием низкомолекулярных УВ. Нефти, обнаруженные в более молодых или погруженных на сравнительно небольшую глубину осадочных отложениях, являются типичными нафтеновыми нефтями, высокой плотности, с небольшим содержанием бензиновых УВ и высокими концентрациями соединений с гетероатомами серы, азота и кислорода /24,25,37,39,40,53/.
A.А.Карцев показал, что при латеральной миграции, которая формирует залежь, по вероятному направлению миграции в нефти увеличивается содержание парафиновых УВ и уменьшается количество асфальтенов, смолистых веществ, парафинов, неуглеводородных соединений и тяжелых металлов (никель, ванадий, медь), и уменьшается ее плотность /40/.
Основными компонентами газов являются УВ, СО^ и азот, которые встречаются в свободном и сорбированном состоянии в осадочных породах и в подземных водах. В составе УВ газовых залежей преобладает метан и содержатся в небольших количествах этан, пропан и ТУ.
B.А.Соколов отмечает интересную закономерность: к кайнозойским и мезозойским отложениям преимущественно по периферии нефтегазоносных бассейнов приурочены крупные залежи метана с малой примесью других компонентов /63,66/. По мере перехода к более древним отложениям в газах газовых месторождений несколько повышается содержание ТУ. В газах нефтяных и газовефтяных месторождений также отмечается тенденция к уменьшению коэффициента сухости с увеличением возраста отложений, т.е. растет жирность газов.