WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

По особенностям состава разрез осадочного чехла подразделяется на четыре литолого-стратиграфические комплекса: карбонатно-терригенный, в объеме нижнего, среднего девона и нижнефранского подъяруса верхнего девона, и терригенно-карбонатный, включающий образования средне- и верхнефранского, фаменского, каменноугольного, ассельского, сакмарского и артинского возрастов - подсолевые, сульфатно-галогенный, объединяющий породы кунгурского, уфимского и казанского ярусов пермской системы и надсолевой – терригенный, сложенный породами верхней перми, мезозойскими и кайнозойскими образованиями.

Нижний, карбонатно-терригенный комплекс характеризуется значительной изменчивостью по площади: как стратиграфического объема, так и мощности слагающих его подразделений. Сокращенный разрез карбонатно-терригенного комплекса отмечается в сводовой части Клинцовского выступа, а в восточном и юго-восточном направлениях наблюдается возрастание как стратиграфической полноты разреза, так и мощности слагающих его подразделений.

Терригенно-карбонатный комплекс характеризуется выдержанностью разреза как по стратиграфической полноте, так и по мощности слагающих его подразделений.

Максимальные мощности сульфатно-галогенного литолого-стратиграфического комплекса зафиксированы в восточной части территории. В западном направлении отмечается постепенное сокращение мощности солей вплоть до полного выклинивания на склонах Клинцовского выступа.

Отложения надсолевого терригенного литолого-стратиграфического комплекса залегают практически горизонтально.

Анализ структурного плана горизонтов осадочного чехла позволил сделать следующие выводы:

  • Фундамент разбит системой тектонических нарушений на блоки различных размеров.
  • Карбонатно-терригенный литолого-стратиграфический комплекс, наследует структурный план фундамента. Причем, для восточной части территории характерно субширотное и субмеридиональное направление основных структурных элементов, а для центральной и западной – северо-западное.
  • Для восточной части исследуемой территории характерно несовпадение структурных планов отложений терригенного девона и перекрывающих пород.
  • В центральной и западной частях региона структурный план в той или иной степени сохраняется вплоть до подошвы сульфатно-галогенного комплекса.
  • Для сульфатно-галогенного комплекса характерно сокращение мощностей вплоть до полного выклинивания на склонах Клинцовского выступа, и региональное погружение кровли солей с запада на восток и юго-восток.

В распределении скоплений углеводородов на исследуемой территории также отмечается некоторая закономерность. Скопления газа и газоконденсата характерны для восточной части региона, соответствующей саратовской части Бузулукской впадины, а промышленные скопления нефти, наряду с залежами газа и газоконденсата, выявлены в центральной части территории. На западе, в пределах Клинцовского выступа, залежей углеводородов пока не выявлено.

Анализ распределения скоплений углеводородов по разрезу показал, что основным углеводородсодержащим комплексом в пределах исследуемого региона является эйфельско-нижнефранский карбонатно-терригенный нефтегазоносный комплекс. Причем, в эйфельских и живетских продуктивных горизонтах преобладают газовые и газоконденсатные залежи, а в нижнеранском подъярусе шире распространены скопления нефти.

Таким образом, по геоструктурным особенностям исследуемый регион можно разделить на три крупных участка: восточный, соответствующий саратовской части Бузулукской впадине, западный, совпадающий с Клинцовским выступом и центральный, соответствующий восточному склону Клинцовского выступа и западному борту Бузулукской падины.

Данные, приведенные в настоящем разделе, являются основой для изучения закономерностей распределения углеводородного поля приповерхностных отложениях, а также для установления связи этого распределения с современной и новейшей тектонической активностью, зонального районирования и прогноза нефтегазоносности региона.

Третья глава «Распределение углеводородных газов в приповерхностных отложениях как отражение глубинного строения» (3) посвящена анализу распределения углеводородных газов в приповерхностных отложениях. Наиболее информативными показателями, исходя из опыта проведения подобных работ в регионе, являются метан и сумма тяжелых углеводородов.

Для анализа особенностей распределения УВ газов автором были составлены схемы распределения метана, суммы тяжелых УВ и процентного содержания метана в смеси УВ газов по площади и по семи региональным профилям, пересекающим исследуемую территорию в субширотном и субмеридиональном направлениях.

Наиболее показательно распределение углеводородных газов по профилю I, проходящему в северной части исследуемой территории от группы Черемушкинских поднятий на северо-западе до Сакдинского поднятия на востоке, и профилю V, пересекающему восточную часть исследуемой территории в субмеридиональном направлении через Перелюбско-Зайкинскую, Натальинско-Мирошкинскую и Денисовскую структурные ступени. По особенностям распределения газовых компонентов всю территорию, пересекаемую профилем I можно разделить на два участка: западный и восточный. Западный участок характеризуется существенным преобладанием тяжелых углеводородов, а также резко дифференцированным характером распределения исследуемых параметров. Для восточного участка характерно значительное преобладание метана и относительно слабо дифференцированное газовое поле. При анализе компонентного состава газовой смеси было выявлено, что резкое увеличение содержания суммы ТУ на западном участке происходит за счет увеличения концентрации парообразных УВ (бутана, пентана и гексана).

При анализе газосодержания приповерхностных отложений по профилю V выявлено, что с севера на юг на профиле выделяются три участка, которые соответствуют выделенным здесь тектоническим ступеням по поверхности фундамента и отложениям терригенного девона. Каждая из выделенных зон характеризуется своим уровнем газосодержания. Для Перелюбско-Зайкинской ступени характерны высокие концентрации метана и высокая доля метана в газовой смеси; Натальинско-Мирошкинская ступени отражается в газовом поле снижением концентраций метана, его % и увеличением доли тяжелых УВ; на юге, в пределах Денисовской ступени, распределение исследуемых параметров аналогично таковому для Перелюбско-Зайкинской ступени. Аналогичную картину можно проследить, изучая распределение УВ газов по всем региональным профилям. Полученные данные позволяют сделать вывод о том, что газонасыщенность приповерхностных отложений в той или иной степени отражает геоструктурные особенности региона: различные блоки отражаются различным уровнем содержания УВ газов и их соотношением в газовой смеси.

Характер пространственного размещения углеводородных компонентов на рассматриваемой территории подтвердил высказанное выше. В газовом поле отразились все характерные черты структурного плана эйфельско-нижнефранского карбонатно-терригенного комплекса. Так, в пределах восточного участка в газовом поле четко выделились три зоны, соответствующие Перелюбско-Зайкинской, Натальинско-Мирошкинской и Денисовской ступеням. Для каждой из них отмечается свой уровень газонасыщенности. Перелюбско-Зайкинская ступень отличается низкими концентрациями метана, менее 0,001 см3/л, и суммы тяжелых углеводородов – 0,0010 – 0,0002 см3/л, а также высокой долей метана в смеси углеводородных газов – до 90 %. Натальинско-Мирошкинская ступень характеризуется более высоким уровнем концентраций метана: 0,010 – 0,025 см3/л, дифференцированным содержанием суммы тяжелых углеводородов – 0,0002-0,0025 см3/л, и существенными колебаниями процентного содержания метана в смеси углеводородных газов: от 72 до 99 %. Самая южная, Денисовская ступень, выделяется максимальными концентрациями метана – до 2,239 см3/л, достаточно высокими содержаниями суммы тяжелых УВ: от 0,0025 до 0,0010 см3/л, а также подавляющим преобладанием метана в смеси углеводородных газов – 98-99 % в большинстве случаев.

Анализ углеводородных параметров в пределах центрального участка позволил выделить здесь три крупные аномалии, соответствующие Черемушкинско-Даниловской, Первомайско-Октябрьско-Степной и Кузябаевской линейным дислокациям. Причем, Черемушкинско-Даниловская зона выделяется только по сумме тяжелых углеводородов и проценту метана в смеси углеводородных газов. Содержание тяжелых углеводородов здесь достигает значений более 0,050 см3/л, что сопоставимо, а в ряде случаев и существенно превышает содержание метана. Соответственно, здесь отмечается и резкое сокращение доли метана в смеси углеводородных газов, которая в некоторых случаях достигает значений 0,2 – 8,0 %. Локальные аномалии внутри этой зоны отличаются высокой контрастностью, а высокие концентрации тяжелых УВ обусловлены повышенными содержаниями парообразной составляющей тяжелых УВ – пентана и гексана. Для Первомайско-Октябрьской и Степной аномалий характерны высокие концентрации как метана, так и суммы тяжелых УВ, причем, уровень содержания тяжелых УВ существенно выше в пределах Первомайско-Октябрьской дислокации по сравнению со Степной. Кузябаевская дислокация отражается в газовом поле высокими концентрациями метана, но более низкими, по сравнению с Первомайско-Октябрьско-Степной аномалией, содержанием тяжелых УВ, и, как следствие, более высоким содержанием процента метана.

Западный участок, соответствующий Клинцовскому выступу, отмечается относительно невысокими содержаниями рассматриваемых параметров, на фоне которых выделяются слабоконтрастные аномалии метана и суммы ТУ. Восточный склон Клинцовского выступа характеризуется более сложным распределением геохимических параметров: здесь зафиксированы аномалии по углеводородным газам, имеющие сложное дифференцированное строение, заключающееся в чередовании относительно небольших аномалий изометричной формы и разной ориентировки с повышенными и пониженными газосодержаниями.

Анализ вышеизложенного позволяет констатировать, что распределение углеводородных параметров в приповерхностных отложениях в пределах исследуемого региона коррелируется с его геоструктурными особенностями. Причинами этого может служить следующее.

Во-первых, это глубина залегания основного углеводородсодерждащего комплекса. Высокие содержания метана в приповерхностных отложениях наблюдаются, как правило, на участках залегания терригенного девона на глубинах более 4000 м и более (Денисовская ступень). Это может объясняется тем, что в соответствии со шкалой вертикальной зональности нефтегазообразования на таких глубинах в жестких термобарических условиях происходит образование преимущественно газообразных углеводородов.

Второй причиной разницы газосодержаний приповерхностных отложений в пределах различных геоструктурных элементов является наличие в продуктивных отложениях флюидов разного агрегатного состояния: появление более или менее значимых скоплений нефти отражается, увеличением концентраций тяжелых УВ и снижением доли метана в газовой смеси (Западно-Вишневский, Разумовский, Таловский блоки, Черемушкинско-Даниловская, Первомайско-Октябрьская и Степная линейные дислокации).

Третьим важным фактором связи газосодержания приповерхностных отложений с глубинным строением является разница в условиях образования основного углеводородсодержащего комплекса, которое выражается в существовании дифференцированно развивавшихся блоков, фациальной неоднородности, изменению толщин отдельных стратиграфических подразделений вплоть до полного их выклинивания, наличие дизъюнктивных нарушений, перерывов в осадконакоплении и т.д. Это связано с тем, что газовое поле приповерхностных отложений является отражением единого исторического процесса, связанного с общим направлением формирования осадочной толщи в целом, и его составляющей частью – углеводородными соединениями, обладающими активной миграционной способностью.

Представленные в главе 3 материалы доказывают первое защищаемое положение.

В четвертой главе « Влияние пластовой соли на распределение углеводородных газов приповерхностных отложений» (4) изучено влияние пластовой соли на распределение углеводородных газов в приповерхностных отложениях.

Практические наблюдения в пределах исследуемой территории позволили выяснить следующее.

Пластовая соль кунгурского возраста вскрыта в изучаемом регионе скважинами почти повсеместно. Исключение составляет район наиболее приподнятого залегания фундамента в присводовой части Клинцовского выступа Пугачевской вершины Жигулевско-Пугачевского свода, где отмечается их отсутствие. Мощность солей в районе Тепловской и Даниловской площадей, расположенных на северо-западе территории, составляет 156-186 м. Южнее, в пределах Южно-Первомайской и Западно-Степной площадей мощность солей увеличивается до 528-733 м, а на востоке, в пределах Западно-Вишневской площади она достигает максимальных величин – до 1349 м, т.е. отмечается увеличение мощности кунгура в юго-восточном направлении, причем, в пределах Натальинско-Мирошкинской ступени мощность кунгура о изменяется по направлению с запада на восток на сравнительно небольшом расстоянии от 734-805 м на Таловской (Перелюбской) и Разумовской площадях до 1021-1349 м – на Западно-Вишневской площади. В этом же направлении фиксируется и моноклинальное погружение кровли солей.

Результаты газометрических исследований показали следующее.

В газовом поле приповерхностных отложений отмечено хорошее отражение подсолевых залежей в отложениях среднего и верхнего девона. Кроме этого, анализируя характер изменения концентраций углеводородных газов по профилю, пересекающему с запада на восток Натальинско-Мирошкинскую ступень и проходящему через Таловскую (Перелюбскую), Разумовскую и Западно-Вишневскую площади с выявленной нефтегазоносностью в подсолевых отложениях можно увидеть, что газовые характеристики приповерхностных отложений находятся в зависимости от характера нефтегазоносности: максимальные концентрации углеводородных газов отмечены на участке, где пробурена скважина 1- Западно-Вишневская, в которой получены притоки нефти из тимано-пашийских образований и газа с конденсатом из воробьевских. В этой же скважине зафиксирована максимальная мощность соли -1349 м. Западнее, где отмечено сокращение мощности солей, фиксируется уменьшение уровня газонасыщенности, на фоне которого фиксируются аномалии над участками, в которых выявлена продукция.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»