Способ прогнозирования залежей нефти в разрезах скважин. Нефть в разрезе


Способ прогнозирования залежей нефти в разрезах скважин

 

Использование: при геохимическом выявлении нефтеносности пластов в разрезах поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Сущность изобретения: отбирают образцы керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, исследуют их методом электронного парамагнитного резонанса, определяют содержание в образцах двухвалентного марганца, содержащегося в кристаллах минералов с кубической симметрией, определяют в тех же образцах содержание общего марганца методом рентгено-структурного флюоресцентного анализа, определяют величину (R) отношения содержания двухвалентного марганца к содержанию всего марганца и рекомендуют интервалы глубин, соответствующие образцам с 0,01 < R < 1, к испытаниям в скважине для получения притока нефти или газа. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области газонефтяной геологии, в частности к выявлению и изучению нефтеносности пластов в разрезах поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ.

Известен способ прогноза и выявления нефтеносности горных пород, включающий бурение скважин, отбор образцов горных пород, проведение геофизических исследований скважин (ГИС), интерпретации данных исследований образцов и ГИС, испытание скважин с целью получения притока нефти (В.Н. Дахнов. Геофизические методы изучения нефтегазоносности коллекторов. М. Недра, 1975 г. 344 с.). Однако указанный способ прогноза нефтеносности не позволяет оперативно выявлять интервалы разреза как нефтеносные в процессе бурения скважин из-за необходимости оценки фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по данным исследований образцов, проведения методов ГИС в скважине, оценки характера насыщения пород по данным комплекса ГИС. Кроме того, осуществление известного способа связано с необходимостью получения достоверной дополнительной информации. Наиболее близким к предлагаемому является способ прогнозирования залежей нефти в разрезах скважин, включающий сплошной отбор в процессе бурения скважины из перспективного на обнаружение нефти интервала глубин керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, формирование дискретной выборки образцов, перекрывающей весь перспективный интервал глубин, последовательное исследование образцов, образующих выборку, методом электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) и определение фонового и повышенного содержания в образцах двухвалентного марганца, содержащегося в кристаллах минералов с кубической симметрией (Р.Н. Насиров. Парамагнетизм нефтей и пород Прикаспия. М. Недра, 1993 г. с. 112-120). Недостатком указанного способа является невозможность количественной оценки степени восстановления двухвалентного марганца (Mn2+) относительно общего марганца (Mn) путем изменения отношения содержания Mn2+ (в ион/г) к содержанию Mn (в ион/г) в одних и тех же образцах горных пород. Предлагаемый способ направлен на повышение достоверности прогноза залежей нефти. Это достигается тем, что в тех же образцах горных пород определяют фоновое и повышенное содержание общего марганца методом рентгено-структурного флюоресцентного анализа (РСФА), выделяют образцы с повышенным содержанием общего и двухвалентного марганца, определяют меру степени восстановления марганца по величине R отношения содержания двухвалентного марганца к содержанию общего марганца и фиксируют образцы пород, для которых величина 0,01 1, а интервалы глубин, соответствующие образцам с указанным диапазоном изменения величины R, рекомендуют к испытаниям для получения притоков нефти. Выполнение перечисленных операций обеспечивает на количественном уровне оценку степени восстановления геологической среды (образцов горных пород) по величине R отношения содержания Mn2+ к Mn, а использование метода РСФА обеспечивает определение величины R, причем чем ближе отношение R к единице, тем более вероятно наличие залежи нефти. Сущность способа заключается в следующем. Установлено, что для нефтяных месторождений характерны изменения окислительно-восстановительной обстановки, в первую очередь приводящие к изменению минералогического состава горных пород-коллекторов нефти. Поэтому важно выявление и изучение физико-химических свойств некоторых породообразующих элементов, например Mn2+ (двухвалентного марганца), который является наиболее информативным индикатором (в совокупности с Fe2+ и др.) изменений в терригенных горных породах-коллекторах, содержащих нефть в промышленных масштабах. Корреляционная связь Mv2+ с другими металлами и их соединениями, являющимися индикаторами наличия нефти в горных породах-коллекторах, доказана проведенными ранее исследованиями. Таким образом, установленная связь повышенных содержаний Mn2+ в горных породах с их нефтеносностью является необходимым и достаточным условием для прогноза нефтеносности терригенных разрезов скважин, бурящихся на нефть и газ. С точки зрения теории ЭПР ионы Mn2+ могут быть разделены на две группы, отличающиеся симметрией кристаллических решеток, в которые они внедрены: спектры типа а) относятся к иону, находящемуся в решетке кубической симметрии, а спектры типа б) к искаженной кубической решетке. Высокоспиновые ионы Mn2+ имеют d5 электронную конфигурацию с нулевым орбитальным моментом (S-состояние). Все эффекты в спектре ЭПР таких ионов связаны с различной величиной расщеплений в нулевом магнитном поле D и E (так называемая тонкая структура). В кристаллах кубической симметрии D и E равны нулю, а в кристаллах с искаженной кубической симметрией D и E могут принимать значения порядка кванта приборного генератора. На использованном нами спектрометре X-диапазона фиксируются не все переходы тонкой структуры. Следует отметить, что большие величины концентраций Mn2+ наблюдаются в песчаниках, для которых характерен спектр а) кубическая решетка. Интенсивность спектров б), регистрируемых в глинах, значительно меньше. Исследование тех же образцов горных пород методом РСФА позволяет определить содержание общего марганца Mn в тех же размерностях, что и для Mn2+ методом ЭПР (ион/г). На чертеже приведены спектры ЭПР образца горной породы с глубины 1060-1065 м месторождения Котыртас, скважина 22, где а) спектр, снятый при большом усилении сигнала до обработки образца соляной кислотой (НСl), б) то же после обработки образца НСl. Пример. Исследовались образцы горных пород шлама и керна из скважин нефтяных месторождений Кемерколь и Кожа Южный, в которых продуктивны терригенные отложения триасового и нижнемелового возраста. Результаты исследований образцов горных пород методами ЭПР и РСФА и определения величины R приведены в таблице. Как видно из таблицы, признаки нефти не содержатся в образцах горных пород, в которых Mn2+ отсутствует или содержится в пределах фонового значения содержания Mn2+ в целом по разрезу скважины, в то же время по мере приближения величины R к единице вероятность наличия нефти в образцах или ее получения в процессе испытания скважины возрастает. С целью проверки степени восстановления и оценки содержания общего Mn методом РСФА в образце, т.е. подтверждения количественной оценки содержания Mn2+ методом ЭПР и величины отношения R, некоторые образцы целесообразно обрабатывать соляной кислотой с измерением содержания Mn2+ до и после обработки (см. таблицу). На чертеже приведены спектры, содержащие данные о содержании Mn2+ до обработки кислотой (очень низкое фоновое содержание) и после обработки образца (резкое увеличение содержания Mn2+). Предлагаемый способ прогнозирования залежей нефти в разрезах скважин позволяет получать оперативную информацию о продуктивности разреза в процессе бурения скважины.

Формула изобретения

Способ прогнозирования залежей нефти в разрезах скважин, включающий сплошной отбор в процессе бурения скважины из перспективного на обнаружение нефти интервала глубин керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, формирование дискретной выборки образцов, перекрывающей весь перспективный интервал глубин, последовательное исследование образцов, образующих выборку, методом электронного парамагнитного резонанса, определение фонового и повышенного содержания в образцах двухвалентного марганца, содержащегося в кристаллах минералов с кубической симметрией, и прогнозирование залежей нефти по полученным данным, отличающийся тем, что в тех же образцах горных пород определяют фоновое и повышенное содержание общего марганца методом рентгеноструктурного флюоресцентного анализа, выделяют образцы с повышенным содержанием общего и двухвалентного марганца, определяют меру степени восстановления марганца по величине R отношения содержания двухвалентного марганца к содержанию общего марганца и фиксируют образцы пород, для которых величина 0,01РИСУНКИРисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru

Динамика добычи нефти в разрезе регионов мира (млн. Т).

Регионы

1965

%

1980

%

1995

%

2005

%

Страны

лидеры по добыче

Сев. Америка

489,6

670,7

646,0

657,4

Южная и Центр. Америка

225,2

192,4

292,8

354,0

Европа

39,0

142,8

311,2

323,7

Страны бывшего СССР

242,9

603,2

358,4

424,2

Ближний Восток

418,2

934,5

971,2

1075,6

Африка

106,5

300,6

339,3

370,7

Зарубежная Азия (без

Ю-З Азии), Австралия и Океания

44,9

243,6

352,6

379,4

Мир

1566,3

100

3087,7

100

3271,6

100

3584,9

100

Задание 3. На основе анализа изученной литературы дать сравнительную оценку основным видам топливно-энергетических ресурсов. Оценка проводится в баллах:

1 балл – низкий уровень

2 балла – средний уровень

3 балла – высокий уровень

Критерии оценки

НЕФТЬ

ГАЗ

УГОЛЬ

Теплотворность

Ресурсо-обеспеченность

Распространение по земному шару (доступность)

Удобство транспортировки (транспортабельность)

Воздействие на окружающую среду

Задание 4. Изучить структуру производства электроэнергии по типам электростанций в разрезе стран и регионов мира (табл.)

4.1 Рассчитать структуру мирового производства электроэнергии:

а) по типам электростанций;

б) географическую структуру в разрезе макрорегионов мира.

На основе результатов расчетов построить круговые диаграммы и сделать выводы.

4.2 Рассчитать структуру производства электроэнергии по типам электростанций в разрезе регионов, данные занести в таблицу, объяснить, чем вызваны различия между регионами.

4.3 Составить сводную таблицу, где на основе материалов табл.10 сгруппировать страны по доминирующему типу электростанций. Определить страны, где свыше 50 % электроэнергии производится на ГЭС и АЭС.

Таблица 10

Производство электроэнергии по типам электростанций, млрд. КВт, 2003 г.

ТЭС

2003

АЭС

2003

ГЭС

2003

Мир

2003

Северная Америка

3087,4

844,5

619,4

4551,3

Канада

154,5

70,8

332,5

557,8

США

2758,6

763,7

267,3

3789,6

Центральная и Южная Америка

221,1

20,4

561,4

802,9

Бразилия

26,7

13,4

302,9

343

Парагвай

0,0

0,0

51,3

51,3

Венесуэла

27,9

0,0

59,6

87,5

Западная Европа

1496,6

883,0

483,7

2863,3

Бельгия

31,9

45,0

0,2

77,1

Франция

55,2

419,0

58,6

532,8

Германия

349,0

157,0

20,8

526,8

Норвегия

0,5

0,0

104,4

104,9

Швейцария

1,1

26,1

34,4

61,6

Великобритания

273,7

84,5

4,5

362,7

Вост.Европа и бывш. СССР

1,090,7

305,0

267,8

1663,5

Чешская респ.

51,6

24,6

1,4

77,6

Казахстан

50,9

0,0

9,5

60,4

Польша

138,6

0,0

1,7

140,3

Россия

571,5

138,4

170,6

880,5

Ближний Восток

483,6

0,0

22,5

506,1

Иран

132,3

0.0

10,0

133,3

Саудовская Аравия

145,1

0,0

0,0

145,1

Африка

372,4

12,7

85,0

470,1

Египет

71,4

0,0

12,6

84

Южная Африка

202,2

12,7

0,8

215,7

Азия и Океания

3,613,0

457,6

606,0

4676,6

Китай

1,484,2

41,7

278,5

1804,4

Индия

467,7

16,4

68,5

552,6

Япония

648,3

237,2

104,1

989,6

Австралия

197,1

0.0

15,9

217

Мир

10,364,8

2,523,1

2,645,8

15533,7

Индивидуальные задания на контурной карте

Задание выполняется на контурных картах масштаба М 1:120 000 000 («Политическая карта мира»). Необходимо использовать материалы опубликованных статистических сборников и электронные ресурсы сайтов Интернет, рекомендованных по данной теме.

  1. Нанесите соответствующими условными знаками основные мировые басейны нефти, газа, каменного и бурого угля и подписать.

  2. Изучив статистическую информацию, составить картодиаграмму “География добычи нефти, газа и угля”:

2.1 Выделить в каждом регионе пятерку стран-лидеров по добыче нефти, отобразив объемы добычи в виде масштабных значков.

2.2 Обозачить 10 крупнейших стран мира по добыче угля, отобразив объемы добычи в виде масштабных значков.

2.3 Обозачить 10 крупнейших стран мира по добыче газа, отобразив объемы добычи в виде масштабных значков.

Условные знаки

Добыча:

нефти

■ - в 1 мм – 10 млн.т

угля

□ - в 1 мм – 10 млн. т

газа

□ в 1 мм – 10 млрд м³

studfiles.net

Разрез - нефтяное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Разрез - нефтяное месторождение

Cтраница 2

Газоносность района ранее была связана в основном с газовыми шапками в разрезе нефтяных месторождений, на ряде которых добывали свободный газ в относительно небольших количествах.  [17]

При необходимости сбросасточных вод нефтепромыслов ( увеличивающейся при применении заводнения залежей) важное значение приобретает выявление в разрезе нефтяных месторождений поглощающих горизонтов и зон. Выбрать такие горизонты позволяет гидрогеологическая изученность разреза. Поглощающие зоны, препятствующие разбуриванию площади, из вредного фактора превращаются в полезный, позволяющий предохранять от загрязнения поверхностные водоемы.  [18]

На рис. 2 и в табл. 4 приведены значения плотности нефтей по площади структур 2-го порядка и по разрезу нефтяных месторождений. Существенная роль в распределении нефтей по физико-химическим свойствам в Когалымском районе принадлежит покрышкам.  [19]

В опытах Дея и других исследователей дифференциация подвижных происходила только при прохождении через определенные сорта глив ( флоридин и подобные ему адсорбенты), относительно редко встречающиеся в разрезе нефтяных месторождений. В связи с этим опыты Дея и другие подобные им эксперименты не могут служить подтверждением фильтрации в природных условиях.  [20]

Тяжелые природно-климатические условия, бездорожье, высокая заболоченность местности, наличие большого числа рек и озер, удаленность нефтяных месторождений от железнодорожных магистралей и промышленных центров, литологический состав горных пород, слагающих разрезы нефтяных месторождений, - все это обусловливает целый ряд особенностей в организации буровых работ, в технике и технологии бурения скважин.  [21]

По основным нефтяным месторождениям Азербайджана имеются только отрывочные данные, поэтому не представляется возможным дать полную характеристику разреза этих месторождений по механическим свойствам горных пород. Разрез нефтяных месторождений Азербайджана представлен однообразными глинисто-алевролитовыми породами, за исключением продуктивных горизонтов. Для них характерно увеличение прочностных и уменьшение деформационных свойств пород с глубиной.  [22]

Из гидрогеологического описания нефтяных месторождений известно, что нефтяные и газовые залежи всегда сопровождаются водой. Вода в разрезе нефтяных месторождений может находиться в одном пласте с нефтью или же занимать самостоятельные пропластки, а иногда мощные пласты.  [23]

Обломочными, или терригенными, породами ( песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами) сложена значительная часть разрезов месторождений Юга и Западной Сибири, встречаются они и в других нефтяных регионах. Породы аморфного строения имеют неполнокристаллическое строение ( кремни), распространены мало, в разрезах нефтяных месторождений встречаются редко, иногда в виде желваков окремнения, очень твердых, абразивных, трудно разбуриваемых.  [24]

Возникает новая особая прикладная отрасль гидрогеология, охватывающая перечисленные вопросы. Она тесно связана с гидрогеологией нефтяных и газовых месторождений, а в значительной части прямо входит в последнюю: подземные газохранилища, например, представляют собой специфические искусственные газовые месторождения, закачка вод производится для целей разработки залежей нефти, наконец, захоронение различных промышленных стоков ( в числе которых находятся и отходы нефтедобывающей промышленности) осуществляется очень часто в пласты, содержащие также и залежи нефти и газа или находящиеся в разрезе нефтяных месторождений, выше или ниже этих залежей.  [25]

Рассмотрим особенности аллювиальной, дельтовой ( переходной) и прибрежно-морской обстановок осадконакопления. Они пользуются наибольшим распространением и лучше поддаются диагностике в разрезах древних осадочных толщ. Сравнительно редко встречаются в разрезах нефтяных месторождений ледовая, пустынная, озерная, пещерная и другие обстановки континентального осадконакопления.  [26]

Как доказал Ати, эти глинистые сланцы могут быть сильно уплотнены в результате давления мощной толщи вышележащих пород. В условиях очень большого давления и высокой температуры глинистые сланцы уплотняются, образуя плитчатые сланцы. Следует указать, что когда в буровом журнале в США употребляется термин плитчатый свинец, то следует иметь в виду глинистый сланец. Настоящие плитчатые сланцы никогда не встречаются в разрезах нефтяных месторождений.  [27]

Азербайджанская ССР - старейший нефтяной район нашей страны. Однако чисто газовые месторождения в Азербайджане долгое время не были известны. Газоносность была связана в основном с многочисленными газовыми шапками в разрезе нефтяных месторождений Апшеронского полуострова. Из наиболее крупных газовых шапок месторождений Кала, Сураханы, Бузовны-Маштаги и других производилась добыча свободного газа в небольших размерах. Только за последние годы получены геологические данные, свидетельствующие о наличии в недрах республики значительных газовых ресурсов.  [28]

Четвертое возражение, относящееся к существованию в разрезах многих месторождений перемежаемости водоносных и нефтеносных проницаемых пластов, затрагивает по существу не вопрос о внерезервуарной миграции, а скорее условия накопления и разрушения залежей внутри природных резервуаров. В самом деле, причины скопления и сохранения залежей в одних пластах и разрушение их в других в основном связаны с соотношением сил, возникающих вследствие различного удельного веса нефти и воды, движущейся внутри пласта. Для этого большую роль играет не только форма ловушки, улавливающей нефть и газ, но и литологиче-ский состав и характер проницаемости природного резервуара, внутри которого происходит дифференциаци я углеводородов. При большом напоре и усиленной циркуляции воды, возможной лишь в хорошо проницаемых коллекторах, скопление нефти и газа может произойти только в выпуклой, резко выраженной ловушке. В таких резервуарах вода в своем движении захватывает подвижные углеводороды и препятствует образованию скоплений нефти и газа. Если обратиться к фактам, то легко установить, что водоносные пласты в разрезе нефтяных месторождений всегда обладают лучшей проницаемостью и энергичной циркуляцией воды.  [29]

Относительно чистый известняк содержит около 55 % окиси кальция и 43 % двуокиси углерода. По данным Стокса, известняки в среднем содержали приблизительно 5 % карбоната магния. Когда содержание этого компонета увеличивается, известняк приобретает свойства магнезиального известняка. Если содержание карбоната магния достигает 45 7 %, породу называют доломитом. В природе существуют почти лее переходные разности от почти чистых известняков до почти чистых доломитов. Химический анализ таких пород требует много времени, поэтому геологи различают эти два типа родственных пород по их реакции с разведенной соляной кислотой. Если небольшой кусок известняка опустить в сосуд с холодной разведенной соляной кислотой, то начинается быстрая интенсивная реакция. Магнезиальные известняки реагируют несколько слабее на такую реакцию, а доломиты - совсем слабо. Тщательное наблюдение за мелкими частицами известняка показывает, что они кружатся в кислоте и стремятся к краям сосуда. Реакция доломитов с кислотой также очень характерна. Сначала они распадаются на мелкие агрегаты примерно одинаковых размеров. Затем каждый из агрегатов медленно растворяется до полного исчезновения. Такое различие очень существенно, так как оно имеет прямое отношение к проблеме образования доломита. Эти наблюдения очень полезны при микроскопическом изучении частиц шлама, получаемых при бурении нефтяных скважин. Насколько можно предположить, известняк состоит из минералов кальцита и ( редко) арагонита и имеет тот же химический состав, что и кальцит. На основании опытов можно заключить, что арагонит часто образуется в морской воде, но довольно часто переходит в более устойчивый кальцит. Минерал доломит по своему химическому составу представляет карбонат кальция и магния CaMg ( C03) 2, а соответствующая горная порода теоретически имеет тот же химический состав. Оба минерала в природе встречаются с примесями ( например, с железом) Карбонат железа, называемый сидеритом, очень часто встречается в кристаллах кальцита, образуя разновидность, которая называется анкеритом. В некоторых отложениях ( например, в отложениях третичного возраста в разрезе нефтяных месторождений северной части штата Луизиана) анкерит достаточно обилен. Как минеральный, так и химический состав карбонатных пород имеют решающее влияние на их пористость и проницаемость.  [30]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Разрез - нефтяное месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Разрез - нефтяное месторождение

Cтраница 1

Разрез нефтяных месторождений ниже глубины спуска кондуктора представлен в основном глинистыми отложениями, включающими четыре основных глинообразующих минерала: монтмориллонит, бейделлит, каолинит и гидрослюду. Строгой закономерности изменения содержания этих минералов в горных породах в зависимости от глубины их залегания пока не установлено. Проведенные Гипротюменнефтегазом исследования минералогического состава твердой фазы суспензии, образующейся из выбуриваемых горных пород, путем естественного диспергирования в процессе углубления скважины, выявили постепенное накопление в них монтмориллони-товой и бейделлитовой фракций. Это объясняется лучшей способностью этих минералов распускаться в воде.  [1]

Разрезы нефтяных месторождений Тюменской области, особенно Среднего Приобья, очень сходны между собой по стратиграфии и литологической характеристике.  [2]

Изучение разрезов нефтяных месторождений Западной Сибири позволяет выявить несколько водоносных комплексов. Значительное водопроявление отмечено в юрских и нижнемеловых отложениях; наиболее мощным и водообильным является комплекс, относящийся к апт-альб-сеноманским отложениям, которые распространены почти на всей изученной части Западной Сибири. В районе осваиваемых нефтяных месторождений комплекс надежно изолирован от отложений готерив-барремского яруса с доказанной промышленной нефтеносностью пачками водоупорных глинистых пород значительной мощности.  [3]

Особенностью разреза нефтяных месторождений Западной Сибири является наличие вечномерзлых толщ породы.  [4]

В разрезе нефтяного месторождения может быть несколько продуктивных пластов.  [6]

В разрезах нефтяных месторождений часто имеются марки - рующие пласты, знание положения которых облегчает ориентировку геолога в процессе бурения скважин.  [7]

В разрезах нефтяных месторождений Западной Сибири имеется много глинистых пропластков, разделяющих продуктивные горизонты от непродуктивных. Естественно, что удалить глинистую корку с глинистых пород практически невозможно.  [8]

В разрезе Сибирских нефтяных месторождений на глубинах 200 - 500 м встречаются зоны вечной мерзлоты.  [9]

Такие прослои встречены в разрезе нефтяных месторождений штатов Вайоминг и Западный Канзас и в разрезе залежей нефти Восточного Тексаса. Под воздействием давления вулканический пепел переходит в вязкую глину, отличающуюся способностью набухать в воде. В геологических отчетах эту глину часто называют бентонитом.  [11]

Из гидрохимических осадков наиболее распространены в разрезах нефтяных месторождений натриевая соль ( галит), калиевая соль ( сильвин), гипс и ангидрит.  [12]

Несмотря на то что выше нефтеносных пластов в разрезах нефтяных месторождений имеется несколько высокопроницаемых пластов, могущих привести к неодновременному схватыванию цементного раствора и резкому снижению давления на водоносные и нефтеносные пласты, возникновение перетоков из водоносных в нефтеносные и наоборот маловероятно, потому что их пластовые давления на первой стадии эксплуатации месторождений пока приблизительно одинаковы.  [13]

Барышевым было показано, что образцы понтической глины, взятой из разрезов нефтяных месторождений Апшеронского полуострова, в зависимости от солевого состава воды изменялись в объеме в 3 - 4 раза. Жесткие поды при этом мало изменяют их объем, но щелочные воды увеличивают объем глин весьма значительно. Точно так же действуют растворы поверхностно-активных веществ, имеющие щелочную реакцию.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Геохимические особенности нефтей Урало-Поволжья в связи с условиями формирования месторождений :: ПВ.РФ Международный промышленный портал

Наcтoящее иccледoвание пocвященo oценке физикo-химичеcких параметрoв, coдержаний и характеру раcпределения микрoэлементoв — ванадия и никеля в нефтях меcтoрoждений Вoлгo-Уральcкoй нефтегазoнocнoй прoвинции (НГП). Онo базируетcя на обширных фондовых и литературных иcточниках, а также проведенных авторами cобcтвенных аналитичеcких иccледованиях. В разрезе нефтегазоноcных комплекcов выделены нефти девонcкого, каменноугольного и пермского геохимических типов, отличающиеся по УВ- и микроэлементному составу, плотностной характеристике, содержанию смолисто-асфальтеновых веществ, серы и выходу легких фракций. Показано, что нефти девонского типа дифференцированы на две геохимические разновидности: среднедевоннижнефранские и среднефранско-каменноугольные, т.е. поддоманиковые и доманиковые + наддоманиковые. Проведено детальное расчленение нефтей терригенного девона по площади региона с выделением групп нефтей различных товарных качеств. Геохимические особенности флюидов обусловлены приуроченностью скоплений к различным тектоническим структурам, геологическая эволюция которых (процессы миграции, катагенеза и биодеградации) отражается на УВ-составе нефтей, их микроэлементной характеристике и физико-химических свойствах. В пределах Волго-Уральской НГП диапазон распространения залежей нефти весьма широк и охватывает по разрезу почти весь палеозой — от эйфельско-живетских (средний девон) до пермских отложений включительно. При этом продуктивные пласты залегают в основном на глубине от 600 до 3900 м. Условия формирования скоплений УВ сложны и разнообразны и во многом обусловлены особенностями проявления тектонических процессов в осадочном чехле. Реконструкция условий формирования скоплений УВ в той или иной мере возможна на основе изучения сопутствующих тектоническим процессам индикаторов (Мухаметшин Р.З., Иванов А.И., 2004), например включений микрофоссилий в нефти, состава растворенного в нефти газа. К подобным индикаторам относятся физико-химические свойства нефтей и их микроэлементный состав, в частности содержание таких металлов, как V и Ni. Для геохимической типизации нефтей нефтегазоносных комплексов (НГК) палеозоя Волго-Уральской НГП авторы статьи выполнили оценку физико-химических свойств и содержания микроэлементов в нефтях различных тектонических структур. Для этого был систематизирован накопленный к настоящему времени большой объем фактического материала по геохимическим показателям нефтей месторождений, расположенных в пределах Мелекесской, Бузулукской, Верхнекамской впадин, Южно- и Северо-Татарского, Башкирского сводов (последний с Бирской седловиной) на территории Башкортостана, Татарстана, Самарской и Оренбургской областей (Т.А.Ботнева, И.С.Гольдберг, Л.А.Гуляева, П.Я.Деменкова, С.М.Катченков, Д.С.Коробов, И.Ф.Лосицкая, Р.З.Мухаметшин, СА.Пунанова, А.И.Ратов, В.И.Тихомиров, М.Х.Файзулин и др.). Кроме того, дополнительно были отобраны и проанализированы пробы нефтей месторождений Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины, в которых, наряду с физико-химическим свойствами, определено содержание V и Ni методом атомной абсорбции.

Обобщение геохимических данных позволило авторам статьи вслед предложенной типизации нефтей [2, 3, 10] выделить в пределах палеозойского разреза Волго-Уральской НГП девонский, каменноугольный и пермский геохимические типы нефтей, отличающиеся по УВ- и микроэлементному составу, плотностной характеристике, содержанию смолисто-асфальтеновых веществ (CAB), серы и выходу легких фракций.

Девонский тип объединяет в основном нефти терригенного комплекса среднего девона и нижнефранского подъяруса верхнего девона, а на отдельных тектонических элементах включает и нефти карбонатного комплекса среднефранско-фаменского возраста верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона. Наличие в пластах турне нефтей более легких (d20-4 = 0,782 г/см³) по сравнению с таковыми из залегающих ниже отложений, практически безасфальтеновых, с низким содержанием серы, V и Ni, вероятно, является проявлением процессов вертикальной миграции и изменения состава нефтей в результате фильтрационного фракционирования. Нефти собственно девонских отложений по усредненным данным в целом более легкие {d20-4 = 0,836 г/см³), менее сернистые (S = 0,7 %) и смолистые (С = 6,9 %) по сравнению с нефтями других геохимических типов. Среднее содержание V оценивается как 70,8 г/т, Ni — 17,0 г/т. По площади размещения в границах региона приведенные параметры значительно варьируют, что обусловлено проявлениями геологических процессов -условиями формирования ловушек УВ и вторичными процессами преобразования нафтидов. Так, плотность девонских нефтей изменяется от 0,770 (самая легкая нефть) до 0,918 г/см³, при этом концентрация V варьирует от 0,88 до 279,00 г/т, а содержание Ni меняется от 0,44 до 50,00 г/т. Содержание S колеблется от 0,03 до 4,90 %, суммарное содержание смол и асфальтенов — от 2,0 до 18,5 %, при этом в легких нефтях асфальтены могут отсутствовать. Выход бензиновых фракций варьирует от 7 до 48 %. В пределах терригенного комплекса девона вверх по разрезу (от живетского яруса к тиманскому горизонту) наблюдаются заметное утяжеление нефтей, увеличение содержания смол, асфальтенов, V и Ni. Каменноугольный тип нефти развит в широком возрастном интервале — не только от турнейского яруса нижнего карбона до верхнепермских отложений включительно, но и на значительной территории Волго-Уральской НГП (в первую очередь Южно- и Северо-Татарский своды, Мелекесская впадина) охватывает карбонатный девон. Физико-химические свойства нефтей этого типа по площади их распространения существенно изменяются. Однако в целом эти нефти характеризуются более высокой плотностью. Содержание смол, асфальтенов и S в них также выше, чем в нефтях девонского типа, а твердых парафинов и выход бензиновых фракций существенно ниже. В этой части осадочной толщи также прослеживается закономерное утяжеление нефтей вверх по разрезу (это наглядно иллюстрируется на примере месторождений Южно-Татарского свода), увеличивается содержание смол и асфальтенов, S, V и Ni. Наиболее измененными гипергенными процессами являются сверхвязкие нефти, или природные битумы, в песчаниках уфимского яруса, залегающие на небольших глубинах (табл. 1). Особенно разнообразны по свойствам нефти пермских отложений, поскольку здесь встречаются нефти как каменноугольного, так и пермского геохимических типов.

Нефти пермского типа могут быть легче собственно каменноугольных. Такие нефти встречены в районах, прилегающих к Предуральскому прогибу, Самая легкая нефть имеет плотность 0,750 г/см³, низкое содержание смол - 2,4 %, V и Ni (0,4 и 0,3 г/т), асфальтены в ней отсутствуют, а выход бензиновых фракций иногда достигает 50 %. Эти нефти близки к нефтям каменноугольного типа на юге Бузулукской впадины, но явно имеют миграционный характер, находясь во вторичном залегании.

Выявленные в нижне- и верхнепермских отложениях платформенной части Волго-Уральской НГП нефти каменноугольного типа (Вайнбаум С.Я. и др., 1973 и др.) в значительной степени гипергенно измененные вплоть до преобразования в природные битумы. Они тяжелые, часто сверхвязкие, выход бензиновых фракций менее 30 %. В пределах Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода нефти, скопления которых сформировались за счет вертикальной миграции (Акишев И.М., 1987; [6]), в процессе геологической эволюции могли попадать (очевидно, до неогена) в зону инфильтрационных вод, окисляться и обогащаться микроэлементами (по В.В.Грибкову).

Отличия выделенных геохимических типов нефтей в осадочном чехле Волго-Уральской НГП выражены не только в их физико-химических свойствах и содержании микроэлементов, но и в УВ-составе и особенностях распределения УВ-биомаркеров. Эти отличия большинством исследователей объясняются различным типом исходного ОВ материнских толщ и условиями его преобразования. Геохимическая корреляция УВ-состава нефтей и сингенетичного ОВ одновозрастных толщ, а также сопоставление стадийности их термической зрелости свидетельствуют о различных источниках нефтеобразования, локализующихся в отложениях не только девонского, каменноугольного и нижнепермского, но и верхнепротерозойского возраста [1]. Иными словами, существенная часть УВ-скоплений в пределах Волго-Уральской НГП является сингенетичной ОВ пород. Однако нельзя отрицать и наличие процессов вертикальной межрезервуарной миграции, следы проявления которой широко распространены в регионе.

В разрезе осадочных отложений Волго-Уральской НГП встречены нефти практически всех химических типов (по Ал.А.Петрову).

Нефти А1 самые распространенные в этом регионе. Они характерны практически для всех геохимических типов — девонского, каменноугольного и пермского. Это термически зрелые нефти парафинового и нафтенопарафинового основания с высоким содержанием бензиновых фракций и относительно низкой смолистостью. Нефтям этого типа свойственна высокая концентрация нормальных алканов, при этом содержание н-алканов всегда выше содержания изопреноидов. Нефти А2 существенно реже распространены на территории Волго-Уральской НГП, хотя встречены также практически во всех геохимических типах (чаще в каменноугольных отложениях), но в подчиненном отношении по сравнению с нефтями типа А1. Это нафтено-парафиновые и парафинонафтеновые нефти. Содержание алканов по сравнению с нефтями типа А1 несколько ниже, но достигает 25-40 %. Отличительной особенностью этих нефтей является значительное количественное преобладание изo-алканов над н-алканами.

Нефти химического типа Б2 встречаются еще реже, даже по сравнению с типом А2. Это тяжелые биодеградированные нефти с высоким содержанием CAB, малой долей легких фракций, залегающие на небольших глубинах. Они соответствуют нефтям парафино-нафтенового и особенно нафтенового оснований. Среди насыщенных УВ преобладают циклоалкановые, содержание которых изменяется от 60 до 75 %. Полностью отсутствуют н-алканы.

Нефти отдельных залежей каменноугольного геохимического типа, а также группа нефтей верхнего протерозоя представлены химическим типом Б1. По групповому составу это нефти нафтенового или нафтеноароматического основания, полностью лишенные н- и изоалканов. По данным [1, 8], базирующимся на изучении биомаркеров нефтей протерозоя, нефти Ларионовского, Шарканского, Сивинского и Ефремовского месторождений генерированы ОВ морского генезиса в карбонатных породах калтасинской свиты, характеризуются умеренной зрелостью и являются палеобиодеградированными. Вероятно, залежи, сформировавшиеся в этих отложениях, были сильно разрушены в результате инверсионных процессов в земной коре и длительных перерывов в осадконакоплении.

В табл. 2 показаны усредненные характеристики микроэлементного состава нефтей разновозрастных комплексов Волго-Уральской НГП с учетом литературных источников. Анализ табличных данных свидетельствует о том, что по микроэлементной характеристике нефти относятся к ванадиевому типу, а содержание микроэлементов в нефтях и генетический показатель V/Ni контролируются возрастом НГК и их тектонической приуроченностью. Изменения концентраций микроэлементов в проанализированных пробах нефтей и их среднего содержания с учетом литературных данных полностью укладываются в те интервалы значений, которыми были охарактеризованы девонский, каменноугольный и пермский геохимические типы нефтей. Исследованные нефти подразделяются на первично (изначально) обогащенные микроэлементами (А), вторично обогащенные (Б) и обедненные (В) (Пунанова С.А., 1999; [8]).

А. Мало превращенные ванадиевые, богатые микроэлементами нефти (V > Ni > Fe), генетически связанные с сапропелевым составом исходного ОВ. Вероятно, первичное исходное ОВ уже в диагенетическую стадию содержало микроэлементы, тесно связанные с CAB и S. Залежи нефти приурочены к относительно спокойным тектоническим зонам и обнаружены на средних глубинах (от 1,5 до 2,5 км). Это нефти из верхнего девона (пашийско-тиманские, среднефранско-фаменские отложения) и нижнего карбона Бузулукской впадины (исключая ката-генно преобразованные), Башкирского свода и др.

Б. Также ванадиевые (V > Ni > Fe) нефти, в которых генетический показатель V/Ni > 1. Нефти биодеградированы, тяжелые, смолистые. Основными причинами образования подобных нефтей с аномальными высокими концентрациями V и Ni являются фазово-миграционные и окислительные процессы. Это платформенные залежи, тяготеющие к небольшим глубинам (до 1,5 км), в отложениях нижне-среднекаменноугольного возраста некоторых центральных районов Южно-Татарского, Башкирского сводов, Мелекесской впадины, Бирской седловины и некоторых других тектонических элементов.

В. Никелевый или железистый типы нефтей с преобладанием Ni над V (V/Ni В целом выявлена прямая корреляционная связь концентрации V, Ni и S в нефтях, что свидетельствует об общности процессов их накопления (рис. 1, 2). Однако эти связи, как и состав микроэлементов, несколько различаются в нефтях месторождений, дифференцированных по их принадлежности к различным структурным элементам. Максимальное содержание V и Ni обнаружено в нефтях нижнекаменноугольных залежей восточного борта Мелекесской впадины — Степноозерское (соответственно 840 и 74 г/т), Нурлатское (658 и 93 г/т) и др. Минимальное содержание характерно для нефтей месторождений Бузулукской впадины — Неклюдовское, C-D (соответственно 7,0-7,6 и 2,8-3,0 г/т), Дмитриевское, Коханское (5-9 и 0,6-4,0 г/т), а также для нефтей из отложений D2gv-D3f юго-восточного склона Южно-Татарского свода — Константиновское. Леонидовское, Серафимовское (8,0-8,5 и 7-9 г/т).

Наиболее детально на территории Волго-Уральской НГП проведена типизация нефтей терригенного комплекса девона. По плотностной характеристике и ряду функционально связанных с плотностью свойств нефтей параметров (выход бензиновых фракций, содержание CAB, S, V и Ni и др.) выделено пять групп нефтей (табл. 3). Несмотря на колебания физико-химических свойств нефтей в отдельных структурных зонах Волго-Уральской НГП в результате воздействия тех или иных процессов (дегазация, гипергенез и т.д.), флюиды терригенного девона могут быть отнесены к единому химическому типу А1, т.е. к нефтям парафинового основания (по классификации Ал.А.Петрова). Данная закономерность типична для нефтей древних платформ.-Исключением могут служить лишь сильно биодеградированные тяжелые и сернистые нефти, относящиеся к типу Б2 (отмечены в пределах Сокской седловины).

Анализ и обобщение фактического материала свидетельствуют, что в разрезе осадочной толщи палеозоя нефти терригенного девона в целом отличаются пониженными значениями плотности, сернистости и повышенным выходом твердых парафинов и бензиновых фракций. Как справедливо отмечают многие исследователи, лучшая сохранность первоначального облика УВ-флюидов терригенного девона определяется более жесткими по сравнению с другими нефтегазоносными комплексами палеозоя термобарическими условиями залегания продуктивных пластов и наличием регионально выдержанного флюидоупора в тиманских слоях [3, 5].

Наиболее тяжелые (плотность > 0,91 г/см³) и сернистые (3,0-3,8 %), с максимальным содержанием CAB нефти залегают в алевропесчаных пластах пашийского и тиманского горизонтов на ограниченных площадях НГП, в ее северной и центральной частях.

Зона нефтей повышенной плотности {0,87-0,91 г/см³) занимает обширную территорию региона и протягивается с севера на юг в виде широких полос. Сюда входят нефти тиманских и пашийских пластов Мелекесской впадины, Северо-Татарского и Башкирского сводов и северной части Восточно-Оренбургского структурного выступа.

Зона нефтей средней плотности (0,85-0,87 г/см³) распространена практически на всей центральной, окраинной западной и юго-восточной частях провинции. Это залежи почти всего Южно-Татарского и Жигулевско-Пугачевского сводов, северных районов Бузулукской впадины, центральной части Восточно-Оренбургского выступа, северо-западной окраины Пермского свода.

Легкие нефти (плотность 0,81-0,85 г/см³) приурочены к центральным, южным и западным районам Бузулукской впадины и сопредельным участкам Жигулевско-Пугачевского свода. В залежах бортовой зоны Предуральского прогиба также сосредоточены легкие нефти (По-лазненское месторождение). Нефть месторождения Сырь-яновское в пределах Казанско-Кажимского авлакогена, по данным В.М.Проворова, Т.В.Белоконь и др. (2002), имеет плотность 0,800-0,825 г/см³, содержание S 0,5-1,0 %, бензиновых фракций 41-50 %, смол 10-15 %, твердых парафинов 5-10 % и не содержит асфальтенов.

Самые легкие газонасыщенные нефти с низким содержанием S и CAB встречены в эйфельско-живетских отложениях южной, наиболее погруженной части Бузулукской впадины.

Весьма примечательно, что удалось обнаружить непосредственную связь физико-химических свойств пластовых нефтей со временем заложения вмещающих их структур. Так, нефти залежей месторождений юго-восточного склона Южно-Татарского свода, приуроченных к структурам позднего заложения {в том числе и Бавлинского месторождения), самые легкие, маловязкие (до 4,7 мПа⋅С). Нефти залежей в пашийских слоях месторождений другой группы (табл. 4) имеют свойственные нефтям карбона характеристики (в частности, вязкость 10,9-23,9 мПа⋅с), что может быть объяснено для данных участков территории отсутствием какой-либо существенной перестройки структурного плана в постпалеозойское время.

Кроме того, содержание микроэлементов в нефтях меняется в зависимости от положения НГК в разрезе относительно доманиковых отложений. Сопоставление результатов исследований экстрактов из нефтенасыщенных алевропесчаников нижнефранского подъяруса и залегающих выше доманикитов среднефранского возраста Ашальчинского месторождения (Южно-Татарский свод) приводит к выводу, что при миграции легкой нефти из залегающих ниже пластов в результате контакта с доманикитами происходит их обогащение V, Ni и S (Каюкова Г.П., Мухаметшин Р.З., Гордадзе Г.Н. и др., 1998). Именно поэтому в нефтеносных комплексах девона центральных районов Волго-Уральской НГП следует выделять две геохимические разновидности нефтей: среднедевоннижне-франские и среднефранско-фаменские, нередко и каменноугольные, т.е. под-доманиковые и доманиковые + наддоманиковые. В этом плане примечательно, что даже в случае более легкой нефти в нижнем карбоне по сравнению с нефтями в терригенном комплексе девона (как это наблюдается на месторождениях Бузулукской впадины) в последних содержание V заметно меньше [3]. Отметим, что многие исследователи связывают формирование нефтей, обогащенных асфальтосмолистыми веществами и микроэлементами — V, Ni, Mo, Co, с осадочными бассейнами, в которых развиты доманикоиды кремнисто-карбонатного состава низкой стадии преобразованное™. К аналогичным нафтаметаллогеническим провинциям ванадиевого типа относятся также Тимано-Печорская, Адриатическая, Западно-Канадская, Калифорнийская (свита Монтерей) и др. [4, 9]. Что касается Волго-Уральской НГП, то практически региональная ванадиеносность тяжелых высокоциклических нефтей каменноугольных отложений, очевидно, связана с верхнефранско-турнейскими кремнисто-карбонатными до-маникитами, ОВ которых явилось исходным для нефтеобразования. Как отмечалось при анализе изменения микроэлементного состава нефтей по разрезу осадочного чехла и площади Урало-Поволжья, выявленные особенности обусловлены геологическим развитием отдельных тектонических элементов. В этом плане особо выделяется Мелекесская впадина, в пределах которой формирование залежей высоковязкой нефти обусловлено потерями легких фракций в процессах инверсии Мелекесского палеосвода (Лобов В.А., 1970). Образование на месте последней отрицательной тектонической структуры произошло в альпийскую фазу тектогенеза (Тихвинская Е.И., 1939; Троепольский В.И., Эллерн С.С., 1964). Литолого-фациальные исследования (Васясин Г.И., 1975) и палеогеографические реконструкции (Шакиров Н.З., 1977; Мухаметшин Р.З., 1981) также позволяют утверждать, что и в карбоне большая часть Мелекесской впадины представляла собой возвышенность относительно Южно-Татарского свода. Кроме того, для осадочной толщи Мелекесской впадины характерно обилие неф-тепроявлений даже в толщах, лишенных сколько-нибудь выдержанных пород-покрышек, и значительное обогащение нафтидов (битумов) нижнего карбона металлами — V и Ni. Наряду с проявлением вертикальной миграции УВ по всему разрезу осадочного чехла, повышенная тектоническая активность этого региона подтверждается и данными палеотемпературных исследований (табл. 5). Именно в силу этого для нефтей из каменноугольных отложений Мелекесской впадины и прилегающей части западного склона Южно-Татарского свода характерен обратный градиент вертикального изменения плотности нефти (Гусева А.Н. и др., 1966). Здесь, в отличие от месторождений других сопряженных тектонических элементов (см. табл. 1), наблюдается закономерное ухудшение свойств нефти вниз по разрезу каменноугольных отложений (рис. 3), а в самом нижнем турнейском комплексе представлены полуразрушенные залежи нефти (Мухаметшин Р.З. и др., 1997). Высокое содержание ванадил-порфиринов в нефтях не может быть объяснено только за счет высокой концентрации в них смолисто-асфальтеновых веществ; такие нефти следует считать вторично обогащенными металлами ([4]; Ратов А.Н. и др., 1995). Накопление V, Ni и других металлов в нефтях этого типа происходило за счет растворения оставшихся в пластах CAB нефтей в процессе многофазного формирования и разрушения залежей [6], вплоть до образования вязких и твердых битумов по линии, названной одним из авторов статьи миграционно-тектонической [7].

Это подтверждают и исследования методом ЭПР образцов насыщенных высоковязкой, тяжелой нефтью песчаников Нурлатского и Вишнево-Полянского месторождений, которые показали обогащение нефтей вана-диловыми парамагнитными центрами при сравнительно низких концентрациях парамагнитных центров УВ-ра-дикалов. Резкое изменение отношения интенсивностей сигналов ЭПР VO2+/R*, описанное в литературе как "параметр нефтяной индивидуальности" L (Андреева Л.Н. и др., 1997), от 0,8 до 1,8 для образцов пород из боб-риковских отложений Мелекесской впадины, нельзя трактовать иначе, как результат неоднократного доза-полнения ловушки нефти УВ с иным составом, чем это было ранее, что и привело к вариации параметра индивидуальности [7]. Подобное явление описано для нижнесреднекаменноугояьной залежи Жанажольского месторождения в Прикаспии, когда углубленное изучение биомаркеров показало наличие разных генотипов УВ, которые отличаются также по плотности и групповому составу (Ботнева Т.А. и др., 1998). Многоэтапность формирования таких месторождений, как Бавлинское и Ромашкинское, показана ранее (Мухаметшин Р.З. и др., 1999; Юсупова Т.Н. и др., 1999) на примере залежей нефти пашийского горизонта.

Результатом тектонической перестройки является и изменение микроэлементного состава нефтей не только по разрезу многопластовых месторождений, но и площади. Сопоставление их состава из одновозраст-ных отложений свидетельствует о том, что содержание V и Ni существенно уменьшается с запада на юго-восток, по направлению от Мелекесской впадины к Южно-Татарскому своду. Например, в нефтях из отложений среднего карбона содержание V падает от 450 г/т (месторождение Енорускинское) до 280 г/т (месторождения Дачное) и 198 г/т (Ромашкинское). В нефтях из пластов бобриковского горизонта и турнейского яруса нижнего карбона также отмечается существенное уменьшение концентраций V в нефти, от 490-538 г/т на месторождениях восточного борта Мелекесской впадины до 51 г/т на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода, что происходит в полном соответствии с закономерным изменением состава и физико-химических свойств нефтей — уменьшением плотности, вязкости (рис. 4} и содержания CAB (Мухаметшин Р.З., 1987). В этом же направлении, т.е. от впадины к своду и далее на восток, в одновозрастных нефтях уменьшается значение V/Ni в среднем от 8,5 (Мелекесская впадина) до 3,5 и 2,5 (соответственно прикупольная часть Южно-Татарского свода и его юго-восточный склон) за счет того, что концентрация Ni меняется в значительно меньшей степени.

Таким образом, выявленные геохимические особенности нефтей месторождений Урало-Поволжья, их дифференциация и типизация обусловлены следующими причинами.

1.Различным характером тектонического режима тех или иных участков Волго-Уральской НГП. Особый инверсионный режим развития Мелекесской впадины обусловил аномальные характеристики нефтей: закономерное ухудшение свойств нефти вниз по разрезу каменноугольных отложений, т.е. обратный градиент вертикального изменения плотности и вязкости нефти, и значительное обогащение нефтей нижнего и среднего карбона микроэлементами.

2.Вероятной генерацией части УВ доманикитами, о чем свидетельствует сопоставление результатов исследований экстрактов из пашийско-тиманских нефтенасыщенных алевропесчанйков и из доманикитов семилукского возраста.

3.Катагенетическими преобразованиями нафти-дов, при которых нефти облегчаются и обедняются микроэлементами (нефти из девонских отложений платформенной части Волго-Уральской НГП и нефти из отложений франского яруса на месторождениях юго-запада Бузулукской впадины).

Проведенные исследования по изучению характера изменения физико-химических свойств и микроэлементного состава нефтей Волго-Уральской НГП позволяют проводить качественную оценку УВ-сырья и прогнозировать наличие скоплений определенного состава. С точки зрения содержания металлов, особенно V, многие нефти Волго-Уральской НГП просто уникальны. И очевидно, что особым спросом (в зависимости от целей и возможностей нефтепереработки) будут пользоваться как экологически чистые сорта, так и существенно металлоносные нефти для последующего извлечения промышленно важных металлов. В связи с этим для каждого месторождения возрастает значение качества нефтей, т.е. их товарных свойств. В зависимости от содержания металлов будут меняться цена нефти, методика разведки и стратегия разработки месторождений, технология переработки нефти и осуществляться те или иные мероприятия по охране окружающей среды.

Авторы:Р.З. Мухаметшин, С.А. Пунанова

Опубликовано в журнале "Геология нефти и газа" №4,2011г.

promvest.info

Преимущества в разрезе — СТРАТЕГИЯ — №113 (июль-август 2014) — 2014 — Все выпуски — Журнал «Сибирская нефть» — Пресс-центр — ПАО «Газпром нефть»

В 2012 году «Газпром нефть» начала первой в России использовать в сейсморазведке инновационную технологию UniQ: объектами исследований стали месторождения Чонского проекта. Интерпретация полученных данных оказалась непростой задачей, но ее результаты — обнадеживающими и оптимистичными

Одно из стратегических направлений работы «Газпром нефти» — создание центра добычи в Восточной Сибири. Этот регион до начала 2000‑х оставался вне зоны интересов нефтяных компаний в силу своей удаленности, тяжелых климатических условий, отсутствия промышленной и транспортной инфраструктуры в районах потенциальной нефтедобычи, малой изученности и сложной геологии нефтеносных коллекторов. Тем не менее суровая реальность в виде стремительно убывающих западносибирских запасов заставила задуматься о масштабном освоении Сибирской платформы. В 2004 году правительство РФ приняло решение о проектировании и строительстве единой нефтепроводной системы «Восточная Сибирь — Тихий Океан» (ВСТО) в направлении рынка стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) общей мощностью до 80 млн т нефти в год и о разработке программы геологического изучения и предоставления в пользование месторождений углеводородов Восточной Сибири и Дальнего Востока (Распоряжение Правительства РФ № 1737‑р от 31.12.2004 г.). Решение стало мощным стимулом для нефтяников, тем более что извлекаемые запасы нефти только южных территорий Восточной Сибири, непосредственно примыкающих к ВСТО, оцениваются примерно в 1 млрд тонн. Именно здесь расположены месторождения Чонского проекта включает в себя Вакунайский, Тымпучиканский и Игнялинский лицензионные участки, примыкающие друг к другу и расположенные на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия). Извлекаемые запасы углеводородов Чонской группы составляют порядка 125 млн тонн нефти и 225 млрд кубометров газа по категориям C1 и С2. Участки Чонской группы расположены в 80 км от трубопровода ВСТО , недропользователь которых «Газпромнефть — Ангара» стала заказчиком геолого-разведочных работ с применением технологии UniQ.

Технология UNIQ

Технология UniQ основана на применении 3D-сейсмосъемки, при которой приемники сейсмических волн распределяют в определенном порядке на плоскости. Однако в случае с обычной сейсмикой используют линейные группы приемников: несколько датчиков объединяются на одной базе, а полученный суммарный сигнал записывается на одну трассу сейсмограммы. Группировка датчиков дает возможность увеличить надежность приема сигнала, однако часть регистрируемых при этом шумов не поддается подавлению, а сам суммарный сигнал оказывается сглаженным и теряет некоторую долю полезной информации. Шаг между сгруппированными пунктами приема составляет 25 или 50 метров. Технология UniQ предполагает регистрацию данных с помощью точечных приемников, расстояние между которыми сокращено до 12,5 метров. Такая плотность получаемых данных дает возможность математическими методами подавить помехи и обеспечить стабильное качество сигнала.

Повышение плотности сейсмических данных на единицу площади позволяет проводить детальный анализ верхней части разреза (практически недоступный при стандартных методиках), определять наличие скрытых карстовых зон, устранять влияние реликтовой вечной мерзлоты и получать изображение круто падающих границ пластов.

Высокоплотный ответ

Проведение сейсмосъемки высокого разрешения на Вакунайском и Тымпучиканском участках Чонского проекта началось в декабре 2012 года. За первый сезон сейсмикой было покрыто 350 кв. км. В соответствии с контрактом работы проводил «ГЕОТЕК Холдинг» при поддержке специалистов из компании WesternGeco — разработчика технологии UniQ. В результате объем зарегистрированных данных в 10 раз превысил соответствующие объемы информации, получаемые при проведении сейсмических исследований 3D традиционным способом. «Чонский проект — это новый малоизученный район нефтедобычи для „Газпром нефти“, — рассказала руководитель направления по геолого-разведочным работам и поисково-разведочному бурению проектного офиса „Чона“ Полина Диденко. — Планируя геолого-разведочные работы, мы как заказчик в первую очередь стремились получить максимально детализированные данные».

Сравнение временных разрезов 2D-3D UNIQ

Первая геологоразведка проводилась на Чоне еще в советские времена. Тогда была сделана 2D-съемка, не ответившая на главные вопросы «Где?» и «В каких условиях?». Поэтому решение применить высокоплотную сейсмику было продиктовано желанием получить подробную геологическую картину участков и невозможностью точно определить строение сложных карбонатных и терригенных коллекторов обычными методами. Оправданность этих инвестиций хорошо демонстрирует пример, когда по итогам обработки собранных данных в самом нижнем целевом пласте удалось однозначно закартировать продуктивные пласты и гранитный выступ фундамента. Этот же выступ подтвердила разведочная скважина, которую бурили параллельно с сейсморазведкой и которая по существовавшей на тот момент модели закладывалась в чисто нефтяное поле. «Мы надеемся, что результаты от применения UniQ позволят нам решить все имеющиеся геологические задачи и в дальнейшем эффективно использовать сейсморазведочные данные для закладки как разведочных скважин, так и эксплуатационных», — резюмировала Полина Диденко.

Сложности обработки

По оценке главного специалиста отдела ГРР в Восточной Сибири «Газпромнефть НТЦ» Ирины Кубышта, на Чоне специалистам приходится иметь дело с очень сложными коллекторами: «Они маломощные, изменчивые, неконтрастные в окружающих породах. Чтобы их „увидеть“, необходимо восстанавливать „сложные“ упругие параметры среды — которые из стандартной сейсмики получить порой невозможно. Здесь нужна высокая плотность и высокая кратность данных, которую и дает UniQ». Однако проведение полевых работ оказалось лишь малой частью того, что предстояло выполнить, чтобы прийти к имеющимся сегодня результатам. В технологии UniQ, где применяются одиночные геофоны, возникает проблема — сигнал оказывается дополнительно зашумлен. Убрать посторонние шумы — одна из основных задач, которую приходится решать уже на стадии обработки данных.

«Для обработки сейсмоданных, собранных с использованием технологии UniQ, необходима специфическая математика, — объяснил руководитель группы обработки данных сейсморазведки тюменского подразделения „Газпромнефть-НТЦ“ Андрей Сорокин. — А учитывая, что обрабатывать на каждом логическом шаге приходится огромные объемы информации и нет возможности что-то переделывать и возвращаться назад, цена ошибки может быть очень высока».

Предварительные результаты по интерпретации данных UNIQ

Слова коллеги подтверждает и Ирина Кубышта. По ее мнению, любая погрешность, кажущаяся в какой-то момент незначительной, впоследствии может перечеркнуть всю уже проделанную работу. Так, например, неточности в подборе глубинно-скоростной модели среды применяется для предварительного теоретического описания изучаемого разреза. На ее основании в дальнейшем вычисляются скорости отраженных волн и определяются положения отражающих границ, то есть конкретных геологических пластов повлекут за собой ошибки в определении структуры пласта, что при бурении обернется неправильным выбором глубин и «сухими» скважинами. Между тем специалисты признаются, что у UniQ есть один существенный минус, который, правда, вполне может оказаться плюсом: в технологии отсутствует «генеральная линия» для обработки данных. То есть нет отработанного алгоритма применения тех или иных математических методов. Эти методы приходится подбирать буквально «вручную». Но, с другой стороны, такая работа позволяет выбрать оптимальные решения и получить из нестандартных данных неожиданные результаты.

Задел на будущее

Освоение Вакунайского и Тымпучиканского участков «Газпромнефть — Ангарой» началось с переосмысления имевшихся данных геологоразведки и построения новой концептуальной геологической модели. Новый взгляд на старые данные не только позволил предположить, что месторождение обладает гораздо большим потенциалом, чем считалось ранее. Вновь построенная модель также принесла понимание, что для дальнейшего изучения этих сложных участков требуются инновационные технологии. Одной из таких технологий стала сейсмика UniQ.

Результаты, полученные после интерпретации данных сейсмики, помогли детализировать структуру залегания пластов, определить зоны их выклинивания и замещения, выделить разломы и другие геоморфологические особенности, дать прогноз распространения коллекторов. «Проинтерпретировав данные UniQ, мы смогли разделить и закартировать маломощные пласты, спрогнозировать их свойства, — сообщил руководитель направления управления контроля и анализа геолого-разведочных работ Юрий Еремин. — Комплексная информация, которую дают высокоплотные данные, позволила детализировать геологическую модель и определить местоположение разведочных скважин, планируемых к бурению в 2015 году».

Между тем сейсмика UniQ имеет еще одно важное преимущество: информативность полученных данных настолько велика, что они могут быть с успехом использованы в течение всего периода разработки месторождения. По словам Юрия Еремина, имеющийся запас данных позволит в будущем уточнять и детализировать геологическую модель без повторных геофизических работ, лишь с привлечением новых скважинных данных. «Это очень большой задел на длительный период, он оправдывает и усилия, и время, затраченные на технологию UniQ», — подвел итог специалист.

Георгий Волков,начальник управления сейсморазведочных работ«Газпром нефти»

С UniQ мы работаем уже два года. За первый сезон мы отсняли 350 кв. км, за второй — еще 600 кв. км. В грядущем сезоне мы планируем покрыть высокоплотными измерениями еще 600 кв. км. Это очень хорошие показатели — применение обычной 3D-сейсморазведки не позволило бы нам охватить такие площади за столь короткий период. Сейчас мы фактически подвели результаты первого эксперимента, и на их основании наметили точки поисково-разведочного бурения. Мы надеемся, что скважины, бурение которых запланировано на 2015 год, подтвердят геологические результаты сейсморазведочных работ. В этом случае UniQ станет незаменимым инструментом в разведке таких сложных территорий, как наши восточносибирские месторождения, позволяя максимально корректно строить детальную модель для эксплуатационного бурения, избегать ненужных трат и использовать полученную информацию на протяжении всей разработки.

«Газпром нефть» первой реализовала в России проект с использованием UniQ. В результате компания не только получила четкое представление о сложных месторождениях в малоизученном регионе, но и вышла на уровень эксперта. Специалисты «Газпром нефти» овладели компетенциями, которые в дальнейшем позволят отказаться от услуг сторонних организаций для интерпретации данных сейсморазведки и самостоятельно выполнять наиболее важные этапы работы с технологией UniQ.

www.gazprom-neft.ru