Гипотеза органического происхождения. Преобразование органического вещества. Формирование залежей.
Билет №16
Нефтегазоносность Припятского прогиба
В Припятском прогибе установлены промышленные скопления нефти в северном, центральном и южном нефтегазоносных районах в пределах Речицко-Осташковичской, Червоно-Слободской, Копаткевичской и Ельской зон нефтегазонакопления.
Стратиграфически скопления нефти приурочены к верхнедевонским отложениям, хотя есть небольшие залежи и в среднедевонских осадках.
Общее количество месторождений в Припятской нефтеносной области составляет 68. Месторождения (за исключением одного - Красносельского) по фазовому составу углеводородов относятся к нефтяным [4]. Большинство месторождений Припятского прогиба содержат по несколько продуктивных пластов-залежей (до шести), приуроченных к отложениям от Лебедянского до ланского горизонтов верхнего девона и даже полоцкого горизонта среднего девона и вильчанской свиты венда — на единичных месторождениях (Тишковское и Речицкое).
Месторождения нефти в Припятской нефтегазоносной области связаны: с зонами приразломных поднятий, включающих поднятые и опущенные крылья крупноамплитудных разломов, разграничивающих тектонические ступени и другие крупные структурные элементы; с приразломными структурами поднятых крыльев малоамплитудных разрывов, проходящих на склонах ступеней; с зонами приразломных поднятий в пределах бортовых уступов прогиба; с участками фациального замещения пород на склонах тектонических ступеней или соляных структур.
|
|
|
Таким образом, на основании данных о литолого-стратиграфическом распределении нефтяных залежей и объемов промышленных и прогнозных запасов нефти можно сделать следующие выводы:
1. Основными нефтесодержащими комплексами в пределах Припятского прогиба являются подсолевой карбонатный и межсолевой комплексы верхнего девона, на поисках залежей нефти в которых и следует сосредоточить поисково-разведочные работы.
2. Подчиненное значение по объему запасов всех категорий имеют подсолевой терригенно-карбонатный и верхнесоленосные комплексы.
3. Надежной кровлей для сохранения нефтяных залежей от разрушения как на современном этапе, так и на протяжении всей истории их развития, являлись две мощные толщи глинисто-сульфатно-галогенных пород ливенского и елецко-лебедянского горизонтов. Первая из них -нижнесоленосная - вместе с нижележащими сильно глинистыми отложениями евлановского горизонта обеспечивала сохранность подсолевых залежей. Еще более мощные и соленасыщенные образования елецко-лебедянского горизонта (верхнесоленосный комплекс) вместе с толщей преимущественно глинистых пород данковского горизонта верхнего девона, каменноугольного и пермского возраста, являются надежной кровлей.
|
|
|
(Припятский прогиб выполнен мощной толщей осадочных образований, представленных породами девона, перми и карбона, а также мезозоя и кайнозоя, суммарной мощностью свыше 5,5 км в наиболее прогнутых, депрессионных зонах.
Все выявленные к настоящему времени скопления нефти и прямые признаки нефтеносности в рассматриваемом регионе связаны с девонскими отложениями, которые залегают в западной части с угловым и крупным стратиграфическим несогласием на преимущественно терригенных породах верхнего протерозоя, а в восточной — на дислоцированных образованиях фундамента; перекрываются они породами пермо-карбона, граница с которыми нечеткая.
Девонские отложения в пределах Припятского прогиба занимают более 70% разреза осадочного чехла.
Девонские образования в пределах рассматриваемой территории представлены их средним и верхним отделами. К среднему девону отнесены карбонатно-терригенные отложения пярнуско-наровской серии и старооскольского горизонта. Мощность их изменяется от 70 до 275 м. На отдельных участках устанавливаются следы размыва верхней части этих образований. Эти отложения всюду перекрываются также карбонатно-терригенными породами пашийско-кыновской серии франского яруса верхнего девона мощностью 30—85 м, которые вместе с живетскими отложениями включаются в подсолевой карбонатно-терригенный комплекс.
|
|
|
Вышезалегающие карбонатные и глинисто-карбонатные образования саргаевского, семилукско-бурегского, воронежского и евлановского горизонтов франского яруса верхнего девона составляют подсолевой карбонатный комплекс. Мощность пород этого комплекса в региональном плане уменьшается от 350 м на востоке до 70—100 м на западе прогиба, т. е. изменяется в обратном направлении по сравнению с характером изменения мощности отложений карбонатно-терригенного комплекса среднего — верхнего девона.
Карбонатно-глинистые породы, вверху с прослоями и пластами каменной соли, евлановского горизонта, занимающие верхнюю часть разреза подсолевого карбонатного комплекса, постепенно сменяются соленосными образованиями ливенского горизонта — нижнесоленосного комплекса, венчающего разрез пород франского яруса. Мощность отложений этого комплекса изменяется в широких пределах — от 30 до 1500 м. Указанные резкие изменения ее обусловлены осадконакоплением и постседиментационными соляно-тектоническими процессами в пластичных соленосных образованиях.
|
|
|
На породах ливенского горизонта залегают преимущественно карбонатные на севере, глинисто-карбонатные в центральной части и карбонатно-терригенные на юге прогиба отложения задонского и елецкого горизонтов, с которых начинается разрез фаменского яруса верхнего девона. Эти отложения составляют межсолевой комплекс. Мощность пород этого комплекса, как и нижесоленосного, колеблется в широких пределах — от 115 до 600 м и более. На ряде участков прогиба межсолевые отложения частично или полностью отсутствуют, и вышезалегающие мощные соленосные образования елецко-лебедянского (лебедянского) горизонта контактируют непосредственно с ливенскими отложениями.
Разрез девона заканчивается преимущественно глинистыми отложениями данково-лебедянского (данковского) горизонта, выделяемого в надсолевой комплекс. Мощность пород верхнесоленосного и надсолевого комплексов характеризуется большими и резкими изменениями, особенно на некоторых локальных участках, в пределах соляных куполов и сопряженных с ними межкупольных мульд. Суммарная мощность их достигает 3000 м и более. Широкое развитие соляно-тектонических процессов в верхнесоленосном комплексе в предданковское и более позднее время привело к неравномерному, иногда очень глубокому (на сводах высоко приподнятых куполов), размыву пород елецко-лебедянского (лебедянского), данково-лебедянского (данковского) горизонтов девона, а в ряде случаев и вышележащих отложений верхнего палеозоя и мезозоя.
В породах каменноугольного и пермского возраста верхнего палеозоя, а также в мезозойских и кайнозойских отложениях скоплений нефти и ощутимых признаков нефтегазоносности не установлено.
Рассмотрим теперь вопрос литолого-стратиграфической приуроченности месторождений и залежей нефти в Припятском прогибе.
Скопления нефти в карбонатно-терригенных подсолевых отложениях среднего и верхнего девона связаны с прослоями песчаников наровского и кыновского горизонтов. Нефтяная залежь в породах наровского горизонта установлена на Речицкой площади. Скопления нефти в песчаниках кыновского горизонта выявлены на Речицкой, Осташковичской и Восточно-Первомайской нефтеносных площадях.
С точки зрения установленной промышленной нефтеносности подсолевые карбонатные отложения франского яруса слагают один из основных продуктивных комплексов. Нефтяные залежи промышленного значения в этих отложениях выявлены в пределах Речицкого, Осташковичского, Давыдовского, Сосновского, Вишанского (Речицко-Вишанская зона), Восточно-Первомайского (Шатилковская зона) и Барсуковского (Червонослободско-Малодушинская зона) месторождений. Небольшие притоки нефти из пород подсолевого карбонатного комплекса, а именно, семилукско-бурегского горизонта, получены также в единичных скважинах Надвинской, Тишковской и Мармовичской площадей. В других частях Припятского прогиба при вскрытии этих отложений скважинами установлены прямые признаки нефтеносности и нефтепроявления в виде пленок нефти в глинистом растворе.
Межсолевой карбонатный, глинисто-карбонатный или терригенно-карбонатный комплекс является другим основным продуктивным комплексом Припятского прогиба, даже более важным, чем подсолевой карбонатный (по объему промышленных запасов нефти). Промышленные скопления нефти в межсолевых образованиях установлены на Речицкой, Осташковичской, Давыдовской и Мармовичской площадях Речицко-Вишанской зоны, а также на Золотухинской площади Червонослободско-Малодушинской зоны. Залежи нефти в глинисто-карбонатных породах елецкого горизонта, венчающего разрез отложений межсолевого комплекса, выявлены в пределах Давыдовского, Речицкого и Золотухинского нефтяных месторождений. Небольшие притоки из межсолевых отложений получены на Тишковской (Речицко-Вишанская зона), Северо-Домановичской (Червонослободско-Малодушинская) и Восточно-Первомайской (Шатилковская) площадях. В других зонах Припятского прогиба в процессе бурения глубоких скважин отмечались прямые признаки нефтеносности при вскрытии пород этих горизонтов.
Рис. 2.1. Структурно-тектоническая схема размещения зон нефтегазонакопления и нефтегазообразования в подсолевых и межсолевых отложениях девона Припятского прогиба [5]: а - северные и южные краевые разломы; б - валообразные поднятия (зоны нефтегазонакопления); в - депрессии (зоны нефтегазообразования); г - некоторые разрывные нарушения в пределах валообразных поднятий; д - локальные структуры брахиантиклинального типа; е - нефтяные месторождения: 2 - Восточно-Первомайское, 7 - Речицкое, 7а - Тишковское, 8 - Осташковичское, 9 - Сосновское, 10 - Давыдовское, 11 - Мармовичское, 12 - Вишанское, 27 - Золотухинское, 30 - Барсуковское; ж - отдельные глубокие скважины; з - региональные сейсмические профили.
В верхнесоленосном комплексе отложений фаменского яруса выявлены непромышленные скопления нефти на Шатилковской (Шатилковская зона) и Ельской (Ельская зона) площадях. Притоки нефти из пород нижней части разреза верхнесоленосного комплекса на этих площадях получены в единичных скважинах. Однако почти повсеместно в Припятском прогибе при вскрытии этих отложений отмечались отчетливые нефтепроявления.
Распределение промышленных запасов по стратиграфическим комплексам указано в табл. 2., из которой видно, что наибольшими запасами характеризуются породы межсолевого продуктивного комплекса, наименьшими — подсолевого карбонатно-терригенного комплекса.
Таблица 2.1 Распределение промышленных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам и отдельным продуктивным горизонтам Припятского прогиба [8]
Литолого-стратиграфический комплекс Запасы нефти, %
Межсолевой 62,5
Подсолевой карбонатный 36,0
Подсолевой карбонатно-терригенный 1,5
В том числе по горизонтам:
Елецкому 4,7
Задонскому 59,3
Воронежскому 7,9
Семилукско-бурегскому 23,4
Саргаевскому 4,7
Наиболее крупной по объему разведанных промышленных запасов является Речицко-Вишанская зона, в которой сконцентрированы основные запасы нефти. На долю двух других промышленно-нефтеносных зон — Червонослободско-Малодушинской и Шатилковской — приходится меньшая часть запасов. Самыми большими по запасам являются Осташковичское, Речицкое и Вишанское нефтяные месторождения (Речицко-Вишанская зона), содержащие в своем активе более половины всех запасов промышленных категорий. Самой значительной является межсолевая залежь Осташковичского месторождения. Промышленные запасы нефти в пределах Червонослободско-Малодушинской и Шатилковской нефтяных зон заключены в отложениях межсолевого и подсолевого комплексов.
Распределение прогнозных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам приведены в табл. 2.2.
По данным табл. 2.2 можно сделать вывод о том, что по объему прогнозных запасов наиболее перспективными для открытия промышленных залежей нефти являются подсолевой карбонатный и межсолевой комплексы девона, содержащие, согласно произведенным расчетам, более 70% всего объема запасов этой категории. Остальные 30% прогнозных запасов приходятся на подсолевой карбонатно-терригенный и верхнесоленосный комплексы.
Таблица 2.2 Распределение прогнозных запасов нефти по литолого-стратиграфическим комплексам [8]
Литолого-стратиграфический комплекс Запасы нефти, %
Верхнесоленосный 11,8
Межсолевой 31,4
Подсолевой карбонатный 39,2
Подсолевой карбонатно-терригенный 17,6)
Гипотеза органического происхождения. Преобразование органического вещества. Формирование залежей.
В основе органической, биогенной теории нефтеобразования лежит представление о происхождении нефти из биогенного органического вещества подводных (субаквальных) осадочных отложений. Этот процесс, по мнению сторонников органической теории, носит стадийный характер. Нефть представляет собой продукт превращения органического вещества.
(Нефтеобразование -- стадийный, весьма длительный (обычно 50--350 млн лет) процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий:
- осадконакопление -- во время которого остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов;
- биохимическая -- процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;
- протокатагенез -- опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5--2 км, при медленном подъёме температуры и давления;
- мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования (ГФН) -- опускание пласта органических остатков на глубину до 3--4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;
- апокатагенез керогена или главная фаза газообразования (ГФГ) -- опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180--250 °C.
При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализовывает метаногенерирующий потенциал.)
(Нефтеобразование - сложный процесс, который происходит в недрах Земли за большой промежуток времени. Мы видим только фиксированные результаты - в виде залежей и месторождений нефти. Эти процессы происходили в нефтематеринских свитах. Нефтематеринскими являются самые разнообразные отложения, формировавшиеся под водой и содержащие рассеянное органическое вещество не ниже кларкового. Наиболее высокопотенциальные нефтематеринские отложения - это глинисто-карбонатные образования, содержащие сапропелевое органическое вещество в количестве почти на порядок выше кларка - это так называемые доманикиты. Они присутствуют во всех системах фанерозоя, отмечаются в докембрийских толщах, они прослеживаются на разных континентах на одних и тех же стратиграфических уровнях. Наиболее значительные по масштабам накопления органического вещества отмечены на границе венда-кембрия, в конце девона - начале карбона, в конце юры - начале мела. Величина органического вещества за счет продукции фитопланктона (растительный планктон, обитающий в воде на глубинах 100-200 м, «блуждающий» зоопланктон - в основном фораминиферы с известковой раковиной, радиолярии и т.д.) в мировом океане составляет 18 млрд т в год.)
(Академик Губкин написал также в своей известной книге, что нефтеобразование идет стадийно. На стадиях седиментогенеза и диагенеза формируются нефтематеринские и газоматеринские осадки, формируется исходное органическое вещество. На первой стадии в органическом веществе осадков происходят биохимические процессы, в результате которых возникает «кероген» - нерастворимое органическое вещество (для большинства наших ученых кероген - это органическое вещество в целом, для зарубежных ученых под керогеном понимается часть органического вещества, нерастворимая в органических растворителях). Образуется много газообразных продуктов, но они рассеиваются. Часть газа растворяется в воде и захороняется и при повышенных концентрациях может представлять интерес для промышленной добычи (в водах острова Киву в одном из рифтовых озер Африки, в глубоководной части содержатся 50 млрд м3 метана). В Японии из плиоцена и плейстоцена, в пластовых водах которых много метана, производится добыча газа, в составе которого метана - 90-97%, углекислого газа - 1-8%, азота - 0,5-3%, но, в целом, на этой стадии нефти пока нет.))
Уже давно было установлено, что большинство осадочных отложений морского (субаквального) происхождения содержит определенное количество рассеянных органических веществ: остатки растительного и животного мира. В количественном отношении органическое вещество осадочных отложений составляет от граммов на 1м3 породы в соленосных отложениях до 6 кг на 1м3 в горючих сланцах. В глинах содержание органического вещества (ОВ) составляет 300-500 г на 1м3, в алевролитах - 200 г на 1м3, в известняках - 250 г на 1м3 породы. Различают органическое вещество сапропелевого типа и гумусового типа. Если накопление и изменение органического вещества происходит под водой при недостаточном доступе воздуха, оно сводится к процессу перегнивания, возникают углеводы. Это гумусовые вещества (главная часть почвы). Если же изменение органического вещества происходит под водой, без доступа кислорода, то происходит процесс гниения - это восстановительный процесс в химическом отношении (еще Потонье назвал «медленную перегонку»). И.М. Губкин писал в своей книге «Учение о нефти», что «мелкие застойные бассейны являются типичными районами отложения органического вещества углеводородного состава. В огромных количествах здесь развиваются сине-зеленые водоросли, мелкие членистоногие и другой планктон. Умирая, последние вместе с остатками других растений падают на дно бассейна, образуя мягкий, иногда мощный слой органического ила, который называется «сапропель» (гнилой ил).
Накопления сапропеля, отмечает Губкин, происходит в прибрежных частях морей (в лагунах, лиманах). Сапропель при сухой перегонке дает до 25% по весу жирных, похожих на нефть масел (Учение о нефти. 1975. С. 26).
Процесс нефтеобразования согласно органической теории - стадийный. На стадиях осадконакопления и диагенеза (становления осадка) формируются нефтегазоматеринские породы, обогащенные органическим веществом. На стадии катагенеза реализуются потенциальные возможности нефтегазоматеринских пород генерировать газ, нефть, конденсат. Процесс начинается с образования газа, которое сопутствует нефтеобразованию и завершает его.
1. Органическая теория происхождения нефти считает первым доказательством нефтеобразования за счет органического вещества приуроченность месторождений нефти и газа к осадочным бассейнам. Причем имеется связь между запасами нефти и газа с объемом нефтегазоматеринских отложений, находившихся в очаге генерации.
2. Второе доказательство связи нефти с живым веществом - присутствие в нефти реликтовых углеводородов, или хемофоссилий, которые являются биологическими маркерами между нефтью и исходным органическим веществом.
3. Оптическая активность или способность нефти вращать плоскость поляризованного света связана с присутствием в молекуле асимметричного атома углерода, все валентности которого насыщены различными атомами или радикалами, что свойственно только биологическим системам.
Получается, что на сегодня органическая теория происхождения нефти лучше аргументирована, чем неорганическая, но все же вопросы происхождения нефти, миграции, аккумуляции, формирования месторождений являются нерешенными, дискуссионными в силу наличия совершенно противоположных мнений.
Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 584; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!