Lateral migration of hydrocarbons in terms of oil content of the terrigenous Devonian section in the Kama region

Abstract


In the Kama region, the problem of reducing potential traps of a structural type and reducing the role of traditional search objects can be solved by means of the oil potential of poorly or insufficiently studied objects. The latter within the Udmurt Kama region include deposits of the terrigenous Devonian. In view of the widespread use of the hydrocarbon migration factor in assessing the success rate of exploration work, the study of regional migration processes does not lose its relevance. The territorial confinement of a significant proportion of deposits in the terrigenous Devonian to the axial and inner side sections of the depressions of the Kama-Kinel system was shown; geothermal prerequisites for oil formation and a possible mechanism for the primary migration of hydrocarbons within the zones of development of oil and gas source strata of the Domanik formation were highlighted. One of the key roles for the start of the secondary lateral migration of micro-oil is assigned to gas emanations within the development paths of long-lived deep faults, followed by gas lateral transport of oil in the direction of uplift. An assumption was made about the early Permian and post-Permian time of the beginning of accumulation and re-formation of deposits for the territory of the Cis-Urals and adjacent areas, respectively. On the basis of statistical data, trends in changes in some parameters of deposits at a distance from the zones of supposed generation were traced: the degree of traps filling, oil saturation of reservoirs, density and content of oil heavy components, the main properties of associated gas. In accordance with the regional structural plan of the terrigenous Devonian, the proposed zonal directions of hydrocarbon migration were identified. Intra-reservoir migration was expected at an average distance of up to 30-40 km from the generation areas. Taking into account the data obtained and the peculiarities of the regional development of reservoirs and seals, the territory of the Udmurt Republic was ranked according to the degree of prospects for the Devonian terrigenous complex, taking into account the migration factor.

Full Text

Введение Одной из насущных текущих проблем для старых нефтегазодобывающих районов Урало-Поволжья, и в частности Прикамского региона, является рост темпа истощения кондиционных запасов нефти. Традиционные объекты поисков, связанные со структурными ловушками среднего и нижнего карбона, в пределах бортовых частей впадин Камско-Кинельской системы (ККСВ) постепенно теряют свою актуальность. В первую очередь это связано со значительным сокращением фонда структур с низкими геологическими рисками неуспешности опоискования. В этих условиях геологоразведочные работы в регионе все больше связываются с двумя основными направлениями. Тренд первого ориентирован на оценку потенциала нефтеносности новых для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) объектов: битуминозных доманикоидных отложений, неантиклинальных ловушек депрессионных зон ККСВ, псевдорифогенных малоамплитудных построек, осадочного допалеозоя, кристаллического фундамента, кор выветривания и т.д. Направленность второго фокусируется на выявлении потенциала нефтеносности слабо- или недостаточно изученных объектов поиска. В пределах Удмуртского Прикамья к последним, на наш взгляд, относятся отложения терригенного девона, разрез которого вскрыт только в 19 % скважин общего фонда поисково-разведочного бурения, а отдельные территории практически не вовлекались в поисковые работы. Материалы и методы Основной целью исследования являлась попытка оценки влияния процесса региональной вторичной миграции углеводородов (УВ) на нефтеносность девонского терригенного комплекса (ДТК). В задачи работы входило обобщение накопленной информации по нефтеносности ДТК в Прикамье и северном Предуралье, поиск зависимостей изменения параметров выявленных залежей в плане региональной миграции, выделение дополнительных критериев поиска и ранжирование территории Удмуртской Республики (УР) по степени перспектив нефтеносности. Использованные материалы включали данные по более 270 месторождениям [1-8] (рис. 1). Отметим, что в рамках настоящей тематики термин «местоскопление» (по А.А. Бакирову и др. [9]) более уместен, однако не используется, так как не подчеркивает промышленной значимости залежей [10]. Результаты исследования и их обсуждение Актуальность тематики. В практике планирования геолого-разведочных работ (ГРР) вопрос о процессе миграции УВ чаще всего встает на стадии оценки вероятности геологического успеха поисково-разведочных работ. Данная вероятность вычисляется как произведение нескольких независимых геологических факторов (вероятностей), определяющих успешность или риск проведения дальнейших ГРР. Количество последних может достигать более десяти, но, как правило, используются несколько основных: наличие источника генерации УВ, существование резервуара, флюидоупора, замкнутой ловушки, путей миграции УВ, заполнения ловушки УВ, влияние постаккумуляционных процессов [11-19]. При этом каждый фактор может включать нескольких субфакторов, например, возможность заполнения ловушки УВ может быть итогом общей оценки по наличию, зрелости, времени реализации потенциала нефтематеринских пород (НГМП) и наличию путей миграции УВ. В целом российские крупные компании используют четырех- или пятифакторный анализ, методология большинства из которых разработана на основе работ [18, 19]. Оценка фактора наличия вторичной миграции УВ в том или ином виде (вертикальная, латеральная, ремиграция и т.д.) присутствует при любом варианте прогноза и может существенно повлиять на итоговое значение успешности проекта, оценку его ресурсной базы и, соответственно, экономическую эффективность. Так, при равнозначных значениях всех прочих параметров, но минимальном и максимальном значениях вероятности наличия миграции разница итоговых коэффициентов успешности может достигать пятикратного значения. В связи с этим, несмотря на вековую историю исследований миграционного аспекта аккумуляции УВ, изучение особенностей региональной миграции не теряет своей актуальности. НГМП и первичная миграция УВ. В настоящее время большинством исследователей ведущая роль в процессах генерации углеводородов в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции отводится отложениям доманиковой формации депрессионных и склоновых зон ККСВ, и в частности в большей степени НГМП доманикового (семилукского) горизонта [20-23]. При этом наиболее показательно, что нефть супергигантского Ромашкинского месторождения по изотопно-геохимическим данным связывается с верхнефранскими доманикоидами погруженных частей депрессий, в частности смежных с Татарским сводом [23]. Прежде всего, обращает на себя внимание приуроченность в плане значительной доли месторождений с продуктивностью разреза ДТК к осевым (27, или 10 % всех месторождений) и внутренним бортовым (134, или 49 %) участкам впадин ККС Прикамского региона (рис.1). По мнению В.М. Проворова (2007), эта система впадин является результатом растяжения и земной коры в начале герцинского тектогенеза. При этом утонение земной коры в зоне ККСВ, тектонические подвижки по крупным региональным разломам и, что важно, повышение температурного режима значительно усилило процессы преобразования рассеянного органического вещества в УВ [24]. Определенная зависимость повышения пластовой температуры ДТК намечается для месторождений в пределах депрессионных элементов ККСВ и в настоящее время (рис. 2, а). Кроме того, наблюдается увеличение среднего геотермического градиента в разрезе терригенного девона по мере приближения к площади развития указанных впадин (с 1,7 до 1,9-2,1 0С/100 м). Территориальная приуроченность или близость ловушек к указанным позднефранско-турнейским внуртиформационным впадинам, вероятно, выражается в полноте нефтезаполнения последних. Как показал анализ данных по 220 верхнефранским залежам в пределах Прикамья, свыше двух третьих всех продуктивных ловушек расположены на расстоянии до 30…40 км от депрессионных зон ККСВ и заполнены нефтью более чем на 70 % (рис. 2, б). Последнее, по мнению авторов, наряду с фактором непрерывной деструкции залежей, во многом определяется латеральной миграцией УВ. При рассмотрении процесса первичной миграции УВ из нефтематеринских пород ККС одним из дискуссионных остается вопрос механизма эвакуации микронефти в нижележащие отложения терригенного девона [25]. Общепризнанно, что надежным региональным флюидоупором для нефти девонских коллекторов является глинисто-карбонатная тимано-саргаевская толща, обеспечивающая экранирование большинства месторождений в регионе. Существующие варианты нисходящей миграции УВ за счет повышенного давления в зоне их генерации или проникновения нефтегазоводонасыщенных флюидов в нижележащие коллекторы на участках воздымания пластов при латеральном их перемещении представляются трудновыполнимыми. На наш взгляд, нарушения сплошности указанного флюидоупора и возможная реализация первичной миграции УВ за счет НГМП доманикового горизонта в регионе обусловлены двумя факторами. Первый связан с относительно долгоживущими разломами сбросового Рис. 1. Региональная схема размещения нефтяных месторождений в разрезе ДТК характера в зонах сочленения тектонических элементов первого порядка. Второй - с зоной развития постседиментационных (возможно, и конседиментационных) микрограбенов (грабенообразных прогибов) (рис. 3). Нефти некоторых таких приразломных залежей, например Архангельского месторождения, характеризуются повышенным содержанием изопренов, что является одним из признаков близости к зонам генерации [26]. Вторичная латеральная миграция УВ. Вопрос и важность латеральной миграции УВ в процессе аккумуляции скоплений нефти и газа в Урало-Поволжье, и в частности Прикамском регионе, затрагивались в различных исследованиях на протяжении всей истории нефтегазопоисковых работ. Так, анализ особенностей размещения нефтяных месторождений в Татарии отчетливо показывает, что нефть в них миграционная, и все ее месторождения находятся на пути региональной миграции флюидов [4]. В целом внутрирезервуарная перемещение УВ как один из факторов формирования месторождений признается большинством исследователей (по крайней мере - локальная). Однако форма, время и расстояние миграции УВ продолжают оставаться предметом дискуссий. Известно, что ветви ККС оконтуривают периферии крупных палеосводов по региональным глубинным разломам [5, 27]. Для рассматриваемой территории основными такими дизъюнктивами являются Главный Удмуртский и Прикамский глубинные разломы. Оба нарушения по характеру проявления характеризуются как надпорядковые [28], при этом Главный Удмуртский разлом является одним из самых высокоамплитудных сбросов, а Прикамский - главным в Камской системе сдвигов. В осадочном чехле подобные разрывные нарушения, как правило, представлены в ДТК, нередко в карбонатном девоне, как серия мало- и среднеамплитудных (10-40, иногда до 70-80 м) вторичных разломов или отражаются как зоны повышенной тектонической трещиноватости. Немаловажно также, что в настоящее время отмечается частичная тектоническая активизация глубинных разломов вдоль ККСВ, а также прослеживаются локальные эпицентры современных микроземлетрясений вдоль их трасс [29, 30]. В рамках рассматриваемой темы приуроченность НГМП впадин ККС к трассам глубинных долгоживущих разломов интересна с позиции возможного запускного механизма вторичной латеральной миграции нефти. По мнению авторов, процесс миграции УВ в рассматриваемом регионе, возможно, мог происходить по механизму, предложенному В.И. Иванниковым [31, 32], а именно посредством ее пульсационной флотации газовой микроэмульсией в микрокапельном состоянии. В общем виде суть данного подхода в следующем. Как известно, глубинные разломы служат основными путями миграции не только рудных растворов, но и большого объема эндогенных газов, прежде всего метана и углекислого газа (холодная ветвь глубинной дегазации). Ювенильные растворенные газы путем диффузии а б Рис. 2. Пластовая температура (а) и степень заполнения тимано-пашийских ловушек (б) по отношению к расстоянию до осевых зон ККСВ (диаметр кругов - степень крупности месторождений по величине извлекаемых запасов ДТК: очень мелкие, мелкие, средние, крупные и уникальные) Рис. 3. Принципиальная схема первичной миграции УВ на примере Архангельского месторождения поступают из глубинных разломов земной коры в пористые и проницаемые пласты и постепенно насыщают объем коллектора вблизи газопитающего разлома и оттесняют заполняющую его воду и рассеянную в ней микронефть. При достижении перенасыщения (для данных PVT-условий) в приразломной части коллектора возникает аномально высокое пластовое давление, газовая пачка переходит в режим всплывания и происходит ее латеральное движение под действием сил плавучести. При этом происходит сбор и флотомиграция (перенос газовыми пузырьками) рассеянной нефтяной фазы и насыщение ловушек на пути регионального подъема пластов. Пластовая вода при этом является вмещающей средой. Уход газовой пачки по латерали пласта приводит к возникновению аномально низкого пластового давления в приразломной зоне коллектора на тот период времени, пока в ней не возникнут условия нового перенасыщения газовой фазой [31-33]. Касаясь вопроса времени формирования месторождений Прикамского региона, следует отметить, что, вероятно, процессы генерации, аккумуляции и переформирования УВ в ловушках ДТК начались в конце палеозоя. При этом миграция УВ была обусловлена во многом региональными перестройками структурных планов. Для территории Предуралья это, возможно, связано с началом образования крупных депрессий Предуральского прогиба в раннепермскую эпоху, что привело к общему тренду латеральной миграции в западном направлении [34]. Для западных областей, по нашему мнению, миграция и перераспределение скоплений УВ связаны с послепермским воздыманием Южно-Татарского и значительной части Северо-Татарского сводов (ЮТС, СТС). К этому моменту НГМП доманиковой формации впадинных частей ККС находились в той или иной степени в зоне нефтяного «окна» [35], при этом генерация нефтяных УВ началась в казанское и татарское время [36]. О масштабах вертикальной тектонической перестройки можно судить по степени денудации пермских отложений в пределах Удмуртской Республики (УР). Так, на северо-западе Верхнекамской впадины, где вскрыты отложения триаса, неразмытый разрез отложений пермской системы имеет мощность порядка 1000 м, в южных частях указанной впадины и склона СТС - около 600 и 400 м соответственно. Воздымание южного блока Татарского массива на фоне стабильно приподнятого положение примыкающей части северного блока, а также последующие фазы позднеальпийского тектогенеза определили общее юго-западное направление воздымания территории. При этом текущий региональный уклон поверхности ДТК в направлении от Верхнекамской впадины (ВКВ) до вершин Татарского палеосвода составляет от 1 до 3-4 м/км. Таким образом, с учетом генерации УВ в зонах ККСВ можно проследить возможные тренды латеральной миграции и общую направленность перераспределения УВ в ловушках для каждой из зон рассматриваемой территории (рис. 4). Региональное изменение гипсометрии поверхности ДТК в купе с областями генерации УВ хорошо соотносится с основными зонами размещения месторождений ДТК или их отсутствием. В частности миграционные процессы, Рис. 4. Структурная карта поверхности ДТК Прикамского региона и Предуралья очевидно, имели широкое развитие в пределах южных районов СТС и северного борта Башкирского сводового поднятия. Субрадиальный характер переноса УВ к вершине ЮТС стал причиной формирования самой крупной в Волго-Урале по запасам Южно-Татарской нефтеносной области. Обращает на себя внимание практически полное отсутствие промышленных залежей в северной половине ВКВ, где в условиях отдаленности от зон НГМП фиксируются низкие градиенты перепада отметок ДТК. В данном районе опоискован ряд амплитудных (до 30-40 м) ловушек, которые обладают хорошим потенциалом для аккумуляции и сохранности УВ скоплений, но в разрезе терригенного девона оказались «пустыми» (Кезская, Карсовайская, Золотаревская и др. поднятия). Единственное в данной зоне Чубойское месторождение (см. рис. 1) с залежами в коллекторах ДТК имеет высоковязкую нефть, по свойствам характерную для допалеозойских залежей региона [24, 37] (Шарканское, Тыловайское месторождения), т.е. вертикально мигрировавшую из отложений верхнего венда или рифея. По нашему мнению, внутрирезервуарная миграция в ДТК ВКВ носила локальный характер, когда перемещались нефти первой фазы генерации (до регионального опускания территории) и ограничена на севере полосой земель не более двух десятков километров от НГМП. На последнее указывают нефтепроявления по керну из скважин Зуринского, Новоглазовского, Ножовского поднятий. Относительно расстояния латеральной миграции УВ среди исследователей данного вопроса существуют различные мнения, от только локального и зонального ее проявления (в пределах очагов генерации или нескольких десятков километров) до регионального (100…200 км) и даже сверхдальнего развития миграционных процессов (до 1000 км) [38-46]. Во многих работах отмечаются лучшие предпосылки и условия для региональной боковой миграции в платформенных областях, однако сверхдальние расстояния перемещения УВ в настоящее время рассматриваются редко. Для территории Волго-Уральской НГП рядом ученых (А.Л. Козлов, В.П. Савченко, Ю.А. Притула, В.А. Лобов, М.И. Зайдельсон и др.), также предполагается внутрирезервуарная латеральная миграция из Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба, достигающая многих сотен километров. Однако большинство исследователей склоняются к тому, что формирование залежей нефти в данном регионе происходило за счет миграции УВ в приподнятые зоны из смежных депрессионных зон (А.А. Бакиров, С.П. Максимов, С.Я. Вайнбаум и др.) [47]. В частности, в отношении Прикамского региона допускаются расстояния боковой миграции от первых десятков до 60…80 км, в некоторых публикациях - более 100 километров [26, 48 - 51 и др.]. В связи с этим авторами была сделана попытка на статистической основе проследить общие тренды изменений по площади средних параметров нефтенасыщенности коллекторов, свойств нефти и попутных газов. Давно установлено, что газосодержание нефти и нефтенасыщенность коллекторов в девонском разрезе Волго-Урала увеличиваются с глубиной. Для Прикамского региона также наблюдается повышение содержания растворенного газа, однако в пределах основной вершины ЮТС, включая его юго-восточный борт (Бавлинская группа месторождений), отмечается незакономерный рост попутного газа при относительно небольшой глубине залегания пластов (рис. 5, а). Для параметра нефтенасыщенности коллекторов ДТК устанавливается определенная закономерность ее снижения вверх по разрезу во впадинных участках и дальнейший прирост в сводовых (рис. 5, б). Последнее, возможно, свидетельствует о локальном проявлении внутрирезервуарной миграции, перераспределении или пополнении залежей УВ в направлении воздымания пластов ДТК. Немаловажно, что фиксируется планомерное региональное понижение значений данных параметров в северо-западном направлении региона (рис. 6). Для западной части СТС это отчасти объясняется размывом части разреза ДТК, а также резким сокращением эффективных толщин. Для территории ВКВ это связано, вероятно, с ограничением или отсутствием здесь путей боковой миграции УВ. Плотность нефти залежей ДТК характеризуется относительно повышенными значениями в районах, территориально совпадающих с внутренними и бортовыми участками ККСВ, по мере удаления от которых наблюдается тенденция к ее облегчению (рис. 7, а). При оценке миграционных способностей УВ, как правило, считается, что асфальтены менее мигрантны по отношению к смолам нефти. Несмотря на то, что полученные значения отношений смол к асфальтенам девонской нефти региона имеют бессистемные вариации (что указывалось в работе [51]), уменьшение их суммарного содержания в нефти по мере удаления от зон ККСВ, очевидно, также свидетельствует о сорбционном разделении нефти в ловушках при ее латеральном массопереносе (рис. 7, б). Как известно, при внутрирезервуарной миграции адсорбция и потеря высокомолекулярных асфальтово-смолистых компонентов нефти сопровождается снижением содержания в ней микроэлементов тяжелых фракций. Для Прикамского региона данные о региональном уменьшении абсолютных концентраций в нефти ДТК наиболее показательных в этом отношении ванадия и отчасти никеля на примере площади Татарского свода приводятся в работе [52]. В отношении изменения компонентного состава растворенного газа по площади следует обратить внимание на то, что в пределах северо-западной территории в разрезе ДТК наблюдается значительное увеличение в газе содержания азота, пропорционально снижающее объем метана. Так, если для месторождений Предуралья и нижнего Прикамья растворенный газ содержит в среднем около 40 % метана (азота 10-15 %), то на северо-западе территории его объем снижается до 10-20 %, при этом количество растворенного в нефти азота может достигать 50-80 % (Архангельское, Ильинское, Есенейское и др. месторождения). Поэтому в отношении изучения миграционных процессов рассматриваемого региона показатель количества метана в попутном газе, вероятно, слабо информативен. а б Рис. 5. Изменение средних значений газосодержания нефти (а) и нефтенасыщенности пород (б) с глубиной залегания а б Рис. 6. Схема изменения газонасыщенности нефти (а) и нефтенасыщенности коллекторов (б) по площади: 1 - месторождение нефти; 2 - линии равных значений; 3 - административная граница УР а б Рис. 7. Изменение плотности (а) и содержания смол и асфальтенов (б) нефти в зависимости от удаленности ККСВ а б Рис. 8. Изменение содержания суммы гомологов метана (а) и плотности растворенного газа (б) в зависимости от удаленности ККСВ Рис. 9. Схема перспектив нефтеносности ДТК в пределах УР Содержание в нефтяном газе газообразных гомологов метана также не имеет определенной площадной зависимости. Однако при суммарном привлечении пентана и более высших компонентов наблюдается тренд повышения жирности попутного газа по мере удаления от зон предполагаемой генерации УВ (рис. 8, а). Наряду с этим фиксируется в целом рост значений удельного веса растворенного газа (рис. 8, б). Возможно, как отмечается в работе [51], при латеральной миграции газонефтяных систем возникают все условия для селективной дегазации нефти, приводящей к перераспределению газовых компонентов в соответствии с их растворимостью в жидких УВ. В ходе этих процессов по направлению боковой миграции газы становятся более тяжелыми, а степень газонасыщенности нефти снижается. Исходя из приведенных данных, можно предположить, что дистанция латеральной миграции УВ в ДТК региона, вероятно, достигала порядка 100 километров в пределах крупных сводовых поднятий, однако оптимальное (среднее) расстояние не превышало 30-40 км от зон их генерации НГМП впадин Камской системы. Хотелось бы отметить, что все площадные изменения указанных параметров касаются непосредственно ловушек с доказанной нефтеносностью, которые можно рассматривать как определенный или промежуточный итог миграционных процессов. Как известно, одним из главных аргументов критиков латеральной миграции является отсутствие следов (шлейфов) остаточного нефтенасыщения в породах, смежных с месторождениями территорий, т.е. на путях транзита УВ. Для поисковых площадей в пределах ККСВ Удмуртии в разрезе ДТК такие единичные примеры фиксировались в виде следов окисленной нефти или битумных «примазок», запаха нефти на сколе керна, остаточной нефтенасыщенности по геохимическому анализу шлама, а также повышения фоновых газопоказаниий. Отсутствие широко развитого остаточного насыщения за пределами месторождений связано, возможно, с избирательностью путей латеральной миграции (нефронтальное направление по наименьшему сопротивлению), осмотическими эффектами в порах коллекторов и формой переноса УВ (флотация микронефти газом) [32], газовым растворением и выносом остаточной нефти из породы [53]. Кроме того, вероятно, нельзя исключать и случаи отсутствия признаков УВ за счет полной промывки керна фильтратом глинистого раствора [54] при относительно высоких фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов ДТК. В прошлом веке данные растворы являлись основным типом промывочной жидкости при бурении. В целом на принципиальную возможность внутрирезервуарной миграции показывают, прежде всего, размеры наиболее крупных по площади нефтеносности месторождений. Так, пашийские залежи Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений имеют диаметр и продольный размер около 70…80 км, что уже предполагает необходимость перемещения УВ в коллекторах как минимум первые десятки километров. Локальное внутрирезервуарное перемещение нефти фиксируется при длительной разработке крупных месторождений (подъем контактов водораздела, вытеснение при поддержании пластового давления, перемещение агентов трассерных исследований и т.д.). Ранжирование территории УР по степени перспектив. Применительно к территории Удмуртии данные по возможным направлениям латеральной миграции (см. рис. 4) были скомлексированы с картами суммарных толщин коллекторов тиманского и пашийского горизонтов [26]. С учетом особенностей развития региональной покрышки эмссско-тиманского терргенного комплекса [55] и особенностей миграции УВ была выполнена оценка перспектив ДТК (рис. 9). В пределах республики в аспекте потенциала ГРР выделены Комплекс параметров для оценки потенциала нефтеносности ДТК Параметр оценки Высокоперспективная Среднеперспективная Возможно перспективная Зона нефти допалеозоя в ДТК восточная часть (ВКВ) западная часть (СТС) Количество месторождений 15, включая запад Пермского края 20, включая север Татарстана 3 (Татарстан) 2 (Башкортостан) 1 (Удмуртия) Близость к зоне НГМП: 0..20 / 20..30 км (+ + + / ++) 30..40 / 40..50 км (+ / -) 50..60 / > 60 км (- - / - - -) (+ + +) (+ + +) / (+ +) (+ +) (+ +) (-) / (- -) / (- - -) Ловушка и направление латеральной миграции: на путях / отдалена (+ / -) вне путей транзита (- -) (+) (+) (+) (+) (-) / (- -) Амплитуда ловушки и суммарная толщина коллекторов D3fr1 (гидродинамический замок): Ал больше / Ал меньше (+ / -) Суммарная толщина коллекторов в составляет 15…25 м Суммарная мощность коллекторов в составляет от 10 до 20 м Толщина от первых метров (западная часть) до 15…30 м (северная часть) Зона глинизации тиманских коллекторов, толщина пашийских от 5 до 15 м Суммарная мощность коллекторов от 20 до 40 м Амплитуда разлома: более 20 м (+ + +) 10..20 м (+ +) 5..10 м (+) Характерна малоамплитудная разрывная тектоника (до 10 м) В зоне стыка СТС и ВКВ возможны сбросы амплитудой до 30 м Аналогично высоко- перспективной зоне в зависимости от района Мало- и среднеамплитудная разрывная тектоника (до 20…30 м) Амплитудные сбросы в зоне сочленения ВКВ и СТС Смещение осей органогенных построек: нет / 250 < м (+ + / +) 250..1000 м (-) > 1000 м (- -) Характерно для органогенных построек в ККСВ, бортовых массивов и палешельфа Характерно для островных карбонатных массивов в пределах ККСВ Возможно в пределах карбонатных массивов и карбонатных палеоплато Возможно для органогенных построек в ККСВ и Арланском палеоплато Не отмечается Региональные барьеры для миграции Для площадей УР не учитываются ввиду отсутствия дизъюнктивов со смещениями более 40-50 м следующие земли: высокоперспективные (нефтеносность доказана), среднеперспективные (благоприятные для нефтенакопления), возможно перспективные (весьма слабо изученные), а также зона вероятных залежей с высоковязкой нефтью, мигрировавшей в девонские ловушки из допалеозойского разреза (зона трудноизвлекаемой дегазированной верхнепротерозойской нефти). Поисковые критерии нефтеносности. С целью более корректного обоснования поисково-разведочных работ на девонский терригенный объект в пределах новых участков УР целесообразно учитывать оценочные параметры в комплексе для каждой из выделенных зон (таблица). При этом близость потенциальной ловушки к очагам генерации и ее расположение по отношению к путям транзита УВ являются ключевыми показателями оценки по фактору миграции УВ. Заключение Таким образом, анализ накопленной на сегодняшний день геолого-геохимической информации по поисково-разведочным работам по ДТК Прикамья показывает возможность развития в регионе процесса внутрирезервуарной латеральной миграции УВ из внутренних зон развития НГМП доманикового типа в периферийные и смежные участки. Масштаб данного перемещения, вероятно, составлял в среднем несколько десятков километров и был обусловлен тектонической перестройкой территории в ранне- и послепермский периоды. Учет данных по особенностям углеводородной миграции для каждого нефтегазоносного комплекса способствует более корректной оценке геологических рисков в пределах отдельных зон и локальных участков.

About the authors

Anatoliy A. Chikhirin

Izhevsk Petroleum Scientific Centre, CJSC

Aleksandr V. Shostak

Izhevsk Petroleum Scientific Centre, CJSC

References

  1. Клещев К.А., Шеин В.С. Нефтяные и газовые месторождения России: справочник в двух книгах. Книга первая: Европейская часть России. - М.: ВНИГНИ, 2010. - 832 с.
  2. Атлас нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых ПАО АНК Башнефть. - Уфа: БашНИПИнефть, 2015. - 270 с.
  3. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М.: ВНИИИЭНГ, 2010. - 335 с.
  4. Юсупов Б.М., Веселов Г.С. Размещение нефтяных месторождений Татарии. - М.: Наука, 1973. - 191 с.
  5. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / под ред. Р.Х. Муслимова. - Казань: Изд-во Фэн Академии наук РТ, 2007. - Т. 1. - 316 с.
  6. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений / под ред. Р.Х. Муслимова. - Казань: Изд-во Фэн Академии наук РТ, 2007. - Т. 2. - 524 с.
  7. Геология и нефтеносность Удмуртской АССР / В.А. Шеходанов, В.М. Проворов, З.А. Федорчук, Л.В. Шаронов, М.М. Погребняк. - Ижевск: Изд-во Удмуртия, 1976. - 128 с.
  8. Савельев В.А. Нефтегазоносность и перспективы освоения ресурсов нефти Удмуртской Республики. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 288 с.
  9. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа / А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, В.С. Мелик-Пашаев, Г.Т. Юдин. - М.: Высшая школа, 1976. - 416 с.
  10. Кравченко К.Н. Соотношение понятий провинциальной и бассейновой систем нафтидной геологии // Геология нефти и газа. - 1995. - № 12 - С. 34-41.
  11. Otis R.М., Schneidermann N. A Process for Evaluating Exploration Process // AAPG Bulletin. - 1997. - Vol. 81 (7). - P. 1087-1109. doi: 10.1306/522B49F1-1727-11D7-8645000102C1865D
  12. Поляков А.А., Мурзин Ш.М. Международный опыт анализа геологических рисков [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т. 7, № 4. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/3/60_2012.pdf (дата обращения: 05.03.2022).
  13. Поляков А.А. Системный подход к анализу и снижению риска при поисках и разведке месторождений нефти и газа [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т. 11, № 1. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/3/3_2016.pdf (дата обращения: 05.03.2022).
  14. Rose P.R. Evolution of E&P risk analysis (1960-2017) // AAPG 100-th Annual convention and exhibition. April 2-5. - Houston, Texas, 2017. - 45 p.
  15. Геолого-экономическая оценка проектов: настоящее и будущее / М.Г. Дымочкина, П.Ю. Киселев, М.Н. Пислегин, Т.Г. Кузьмин, А.Т. Муллагалиев // Proнефть. Профессионально о нефти. - 2018. - № 3 (9). - С. 18-23. doi: 10.24887/2587-7399-2018-3-18-23
  16. Евстафьев И.Л., Долинский И.Г. Оценка геологических рисков при планировании геологоразведочных работ на стадии поиска месторождения // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2018. - № 4 (36). - С. 19-23.
  17. Шатров С. В. Оценка ресурсов углеводородов на основе совместного моделирования вероятностных и объемных характеристик поисковых объектов: дис.. канд. геол.-минер. наук - Уфа. - 2018. - 158 с.
  18. The CCOP Guidelines for risk assessment of Petroleum prospects // Coordinating Committee for Coastal and Offshore Geoscience Programme in East and Southeast Asia. - Bangkok, Thailand, 2000. - 35 p.
  19. Rose P.R. Risk analysis and management of petroleum exploration ventures // AAPG methods in exploration. - 2001. - № 12. - 123 p. doi: 10.1306/Mth12792
  20. Гордадзе Г.Н., Тихомиров В.И. Об источниках нефтей на северо-востоке Татарстана // Нефтехимия. - 2007. - № 6. - С. 422-431.
  21. Кисилева Ю.А., Можегова С.Г. Генетические группы нефтей центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и их генерационные источники [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т.7. - № 3. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/1/36_2012.pdf (дата обращения: 10.03.2022).
  22. Мухаметшин Р.З., Пунанова С.А. Особенности нефтей палеозоя центральных районов Урало-Поволжья и доманиковая толща как источник их образования // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 6. - С. 45-51.
  23. Галимов Э.М., Камалеева А.И. Источник углеводородов супергигантского нефтяного месторождения Ромашкино (Татарстан) - приток из кристаллического фундамента или нефтематеринские осадочные отложения? // Геохимия. - 2015. - № 2. - С. 103-122. doi: 10.7868/S001675251502003X
  24. Проворов В.М. О генетической связи зон нефтенакопления в терригенном девоне с мобильными зонами фундамента на территории северной части Волго-Уральской провинции // Вестник Пермского университета. Геология. - 2007. - Вып. 4 (9). - С. 26-31.
  25. Кожевникова Е.Е., Карасева Т.В. Проблемы миграции углеводородов из нефтематеринских свит // Нефтегазовое дело. - 2014. - Т. 12, № 1. - С. 25-29.
  26. Соснин Н.Е. Геологическое строение и перспективы нефтеносности сложнопостроенных девонских терригенных отложений на территории Удмуртской Республики: дис. … канд. геол.-мин. наук. - Пермь, 2013. - 183 с.
  27. Троепольский В.И., Бадамшин Э.З., Тухватуллин Р.К. Закономерности развития нефтеносности и методика поисковых работ в Камско-Кинельской системе прогибов на территории Татарии // Вопросы геологии и нефтеносности Среднего Поволжья. - Казань: Изд-во Казанского университета, 1974. - Вып. 4. - С. 3-28.
  28. Ларочкина И.А. Концепция системного геологического анализа при поисках и разведке месторождений нефти на территории Татарстана. - Казань: Изд-во Фэн Академии наук РТ, 2013. - 232 с.
  29. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника: монография / Г.П. Бутаков [и др.]. - М.: ГЕОС, 2003. - 401 с.
  30. Баранов Ю.В. Интегрированный анализ геофизической и геологической информации для выделения зон возможных очагов землетресений Западного Приуралья: дис.. канд. техн. наук. - Пермь, 2018. - 128 с.
  31. Иванников В.И. Теория конвергенции углеводородов и ее геологические следствия // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - M.: ВНИИОЭНГ, 2002. - № 10. - С. 43-47.
  32. Иванников В.И., Кузнецов Ю.И. Дары природы - углеводороды (История. Месторождения. Закономерности размещения. Происхождение. Добыча. Экология). - Тверь, 2016. - 168 с.
  33. Иванников В.И. Миграция газов и нефти в осадочных породах литосферы // Инженер-нефтяник. - 2016. - № 4. - С. 5-16.
  34. Шаронов Л.В. Формирование нефтяных и газовых месторождений северной части Волго-Уральского бассейна. - Пермь, 1971. - 287 с.
  35. Формирование и нефтегазоносность доманикоидных формаций / М.И. Зайдельсон, С.Я. Вайнбаум, Н.А. Копрова, Е.Г. Семенова, Е.Я. Суровиков [и др.]. - М.: Наука, 1990. - 79 с.
  36. Перспективы нефтегазоносности севера Урало-Поволжья по данным геохимии доманикитов / Т.В. Белоконь, Н.Г. Гецен, Т.А. Катаева, В.Ф. Финкель, Л.А. Козлова // Геология нефти и газа. - 1990. - № 3. - С. 20-23.
  37. Кожевникова Е.Е. Оценка нефтегенерационного потенциала эмсско-тиманских отложений Республики Удмуртия // Вестник Пермского университета. Геология. - 2020. - Т. 19, № 4. - C. 396-400.
  38. Dow W.G. Application of oil correlation and source rock data to exploration in Williston Basin // AAPG Bulletin. - 1974. - Vol. 58 (7). - Р. 1253-1262.
  39. Tissot B.P., Welte D.H. Petroleum formation and occurrence. A new approach to oil and gas exploration. - Berlin - Heidelberg - New York: Springer - Verlag, 1978. - 538 р.
  40. Clayton J.L., Swetland P.J. Petroleum generation and migration in Denver Basin // AAPG Bulletin. - 1980. - Vol. 64, № 10. - Р. 1613-1633. doi: 10.1306/2F9196D4-16CE-11D7-8645000102C1865D
  41. Garven G. A hydrogeologic model for the formation of the Giants oil sand deposit of the Western Canada sedimentary Basin // American Journal of Science. - 1989. - Vol. 289. - P. 105-166. doi: 10.2475/AJS.289.2.105
  42. Piggott N., Lines M.D. A case study of migration from the west of the Canada Basin / Petroleum Migration // Geological Society Special Publication. - 1991. - № 59. - Р. 207-225. doi: 10.1144/GSL.SP.1991.059.01.14
  43. Bethke C.M., Reed J.D., Oltz D.F. Long range petroleum migration in the Illinois Basin // AAPG Bulletin. - 1991. - Vol. 75 (5). - Р. 925-945. doi: 10.1306/0C9B2899-1710-11D7-8645000102C1865D
  44. Demaison G.J., Huizinga B.J. Genetic classification of petroleum systems using three factors: Charge, migration, and entrapment / The petroleum system - from source to trap. // AAPG Memoir № 60. - 1994. - P. 73-89. doi: 10.1306/0C9B29BB-1710-11D7-8645000102C1865D
  45. Sylta Ø., Pedersen J. I., Hamborg M. On the vertical and lateral distribution of hydrocarbon migration velocities during secondary migration // Geological Society, London, Special Publications. - 1998. - Vol. 144. - P. 221-232. doi: 10.1144/GSL.SP.1998.144.01.17
  46. Yu Jianing, Zou Huayao. Preferential petroleum migration pathways in eastern Pearl River Mouth Basin, offshore South China Sea // Journal of Earth Science. - 2009. - Vol. 20 (4). - P. 720-730. doi: 10.1007/s12583-009-0062-8
  47. Чепиков К.Р. Миграция нефти и газа / Происхождение нефти и газа и формирование их месторождений: материалы Всесоюзного совещания по генезису нефти и газа. - М.: Недра, 1972. - С. 85-91.
  48. Максимов С.П., Добрида Э.Д. Размещение и формирование скоплений нефти в северных областях Волго-Уральской провинции // Геология нефти и газа. - 1982. - № 8. - С. 20-26.
  49. Научные основы современной технологии прогнозирования нефтегазоносности территорий / Д.К. Нургалиев, И.Ю. Чернова, И.И. Нугманов, Д.И. Хасанов. А.Н. Даутов, Н.Г. Нургалиева // Ученые записки Казанского государственного университета. Естественные науки. - 2009. - Т. 151 (4). - С. 193-202.
  50. О масштабах миграции углеводородов в пределах Соликамской депрессии Предуральского прогиба и возможностях ее использования для прогноза нефтегазоносности / В.Л. Воеводкин, В.И. Галкин, И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, А.С. Козлов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 12. - С. 6-12.
  51. Чахмачев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. - М.: Недра, 1983. - 231 с.
  52. Пунанова С.А. Микроэлементы нефтей, их использование при геохимических исследованиях и изучении процессов миграции. - М.: Недра, 1974. - 216 с.
  53. Нугманов А.Х. Современные взгляды на происхождение нефти и газа и образование их месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. M.: ВНИИОЭНГ, 2016. - № 10 - С. 51-59.
  54. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. - М.: Недра, 1977. - 287 с.
  55. Закономерности пространственного изменения коллекторских свойств девонских терригенных отложений северной части Волго-Урала / Т.В. Александрова, Н.Е. Соснин, Н.В. Медведева, В.И. Перевощиков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 3. - С. 4-10.

Statistics

Views

Abstract - 61

PDF (Russian) - 104

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2022 Chikhirin A.A., Shostak A.V.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies