Особенности формирования нефтей северо-татарского свода на основе комплекса геохимических исследований.
В настоящее время на Бондюжском месторождении разрабатываются пласты пашийского и тиманского горизонтов. В процессе бурения новой скважины был получен приток нефти из вышележащего косьвинского горизонта. Цель работы - выяснение генетической принадлежности данной нефти. Для этого решались следующие задачи: отбор проб нефти, разделение их на группы (масла, смолы и асфальтены) методом жидкостно-адсорбционной хроматографии; выполнение хроматографических (ГХ) исследований выделенной масляной фракции; исследование нафтеновых углеводородов масляной фракции методом газовой хроматомасс-спектрометрии (ГХ/МС)[1]. Объектами исследования послужили образцы нефти из скважин 1391, 1469 (пашийский горизонт) и 890 (косьвинский горзонт). Все виды анализов выполнены на базе лаборатории геохимии горючих ископаемых Института геологии и нефтегазовых технологий К(П)ФУ.
При выполнении данной работы получены следующие результаты:
По содержанию масел, смол и асфальтенов все нефти относятся к одному типу.
Изучены параметры, полученные по результатам газовой хроматографии: относительное распределение н-алканов, П/н-С17 и Ф/н-С18, K1 и K2 – показатели зрелости.[2] По параметрам П/н-С17 и Ф/н-С18 проводилась корреляция в системе «нефть-нефть»: все образцы попадают в область слабовосстановительных мелководноморских литофациальных обстановок осадконакопления ОВ, по уровню катагенетической преобразованности являются зрелыми.
В результате миграции нефть из вышележащего горизонта (образец из скважины 890) обогащена легкими компонентами по сравнению с образцами нефти из нижележащих горизонтов.
Наиболее информативными параметрами зрелости нефтей являются биомаркерные коэффициенты C29SSR, C29BBAA, рассчитанные по данным ГХ/МС[3]: по соотношению этих параметров все образцы попали в область высокой степени зрелости.
В работе также использовались следующие коэффициенты, рассчитанные по данным ГХ/МС: GAM/HOP, DIA/DIA REG,STER/PENT, C19-C30, C21-C22, Ts/(Ts+Tm), C31HSR, C32HSR, MOR/MOR+HOP, C29SSR, C29BBAA, отвечающие за генотип исходного органического вещества и условия его осадконакопления.[4] По ним выявлена хорошая корреляционная связь.
Таким образом, у изученных проб нефти выявлен один источник исходного ОВ. Предполагается, что нефть мигрировала из пашийского горизонта в косьвинский по зонам разуплотнения. Скорее всего, залежи косьвинского горизонта имеют небольшие размеры и приурочены не к сводовым частям структур, а к зонам разломов (границам блоков). Доразведку следует ориентировать на поиск путей миграции – изучение развития разломов по данным геофизики, блокового строения площади. При бурении новых скважин необходимо обращать внимание на признаки нефтеносности в шламе, а также проводить ГИС масштаба 1:200 на уровне косьвинского горизонта.
Ихсанов Н.А.
«Казанский (Приволжский) федеральный университет»
Геологическое строение черкашинской свиты ваделыпского нефтяного месторождения
В настоящей работе исследуется возможность восстановления условий формирования и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) группы терригенных пластов АС10-11 черкашинской свиты (готерив-баррем, нижний мел) Ваделыпского месторождения (Салымская группа нефтяных месторождений, Западно-Сибирский нефте-газоносный бассейн) по каротажным диаграммам.
При проведении анализа делается упор на электрометрические модели пород-коллекторов и пород-экранов, описанные в книге В. С. Муромцева «Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа». Для их создания автор в своей работе использовал значения αПС [1, с. 30].
К данной работе методами спонтанной поляризации (ПС) и плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-п) по линии скважин была построена схема корреляции (Рис. 1.). Региональный репер – кровля продуктивного пласта АС10. Локальный репер – углистые прослои.
Учитывая электрометрические модели Муромцева, были выделены следующие наиболее выраженные группы фаций: А - фации авандельты и продельты; Б - фации устьевых баров; В - фации головных частей разрывных течений; Г - фации угленосных отложений; Д - фации промоин разрывных течений; Е - фации песков разливов и береговых валов.
В результате был сделан вывод: породы пластов АС10-11 в большинстве случаев имеют морской генезис, который периодически сменялся континентальным. Осадки заполняли бухты и заливы, а затем наступал период континентального седиментогенеза пород в условиях размывания дельтовой равнины (фации дельтовых рукавов, русел). Отложения заливов представлены в виде серии мелких разрезов регрессивного типа, отражающих многократное заполнение. Эти разрезы начинаются с аргиллитов и алевролитов, осажденных из суспензии во время паводка, и завершаются песчаниками намывных валов, конусов прорыва. Угленосные прослойки свидетельствуют о смене морского осадконакопления на континентальный, и обратно [2, с. 20].
Дельтовая природа пластов АС10-11 стала следствием латеральной и вертикальной анизотропии среды: местами имеется полная глинизация коллекторов, залежи нефти осложнены литологическими экранами, что вызывает снижение ФЕС пород-коллекторов.
Рис. 1. Схема корреляции по линии скв. 1008-1050 Ваделыпского месторождения и фациальная интерпретация каротажных диаграмм.
Калимуллин А.М.
«Казанский (Приволжский) федеральный университет»