Прогноз перспективных зон в отложениях доманикового типа на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

А.А. Вашкевич ПАО «Газпром нефть», К.В. Стрижнев, д.т.н. ООО «Технологический центр Бажен», В.А. Шашель, к.т.н., О.А. Захарова, А.А. Касьяненко, Д.Е. Заграновская, Н.Ю. Гребенкина ООО «Газпромнефть НТЦ» 

Журнал «Нефтяное хозяйство»

Отложения доманикового типа как нефтегазоматеринская толща изучены достаточно хорошо, ими занимались многие ученые: Г.И. Гурари (1981, 1984), С.Г. Неручев (1986), Е.А. Рогозина, И.А. Зеличенко, М.И. Зайдельсон, С.Я. Вайнбаум (1990) и другие. Вопросам стратиграфии, условий образования, геохимии, литологофациального и формационного анализов этих отложений посвящено огромное число работ российских исследователей: Т.В. Белоконь, Н.Г. Гецен, Т.А. Катаева (1990); М.И. Зайдельсон, С.Я. Вайнбаум (1990); М.А. Тугарова (2009); Р.С. Хисамов, А.А. Губайдуллин (2010); И.В. Макарова, А.Г. Соколов (2015); Н.К. Фортунатова (2016) и другие. А вот как толща, содержащая непрерывные скопления углеводородов, доманиковые отложения изу чены очень слабо (О.М. Прищепа, 2014). До последнего времени изучались те ее свойства, которые влияют на количество углеводородов, способных заполнить традиционные ловушки нефти игаза. Однако, несмотря на значительные объемы генерации углеводородов и формирование ими традиционных залежей нефти и газа, более 2/3 объема сгенерированных углеводородов остается в матрице генерирующей толщи (О.В. Преснякова, 2015). 

В данной работе рассмотрены основные критерии перспективности, определяемые с целью прогнозирования зон, формирующих залежи подвижных углеводородов в отложениях доманикового типа на территории Волго-Уральской нефтегазовой провинции.

Объект исследования 

Отложения доманикового типа представляют собой карбонатные, карбонатно-кремнистые, глинисто-карбонатные, кремнистые породы и сапропелиты с наличием органического вещества более 0,5 %, распространяются от франского яруса верхнего девона (D3dm) до фаменского яруса (D3fm). Ведутся споры по определению возраста верхней границы распространения этих отложений, но в статье данный вопрос не рассматривается, так как требует доизучения. В связи с отмеченным стратиграфический интервал, выявленный на площади выполненных авторами исследований, представлен только вобъеме верхнего девона, без турнейского яруса нижнего карбона. 

Кроме повышенного массового содержания органического вещества (0,5–19 %, иногда 25 %) отложения доманикового типа характеризуются многокомпонентным литологическим составом, сланцевой текстурой и сложными типами пустотного пространства, приуроченного к минеральным и органическим компонентам породы. Наиболее обогащены органическим веществом высокоуглеродистые карбонатно-кремнистые породы. Они характеризуются сланцеватыми текстурами, обусловленными чередованием микрослойков, образованных различным по составу и генезису осадочным материалом: карбонатным (мелкообломочным, шламовым, биоморфно-детритовым), кремнистым, сапропелевым, глинистым. Содержание органического углерода Сорг в таких породах изменяется от 5 до 25 % [1]. Обогащенность органическим веществом пород доманикового типа и благоприятный тип керогена обусловливают высокий генерационный потенциал большей части разреза доманиковой формации (рис. 1, а). В одной и той же точке отложения доманикового типа могут иметь различную степень зрелости. Подтверждением может служить график Ван-Кревилена, показывающий смещение значений водородосодержания в органическом веществе при одной и той же степени зрелости (см. рис. 1, б). Из графика Ван-Кревилена можно сделать вывод, что температуры начала и конца генерации жидких углеводородов смещены: температура начала генерации 415 °С, конца генерации – 450 °. 


Рис. 1. Оценка генерационных потенциалов отложений доманикового типа S1 и S2 (а) и диаграмма типов органического вещества по данным пиролиза (б): ТОС – содержание органического вещества; S1, S2 – соответственно реализованный и остаточный генерационный потенциал; НI – водородный индекс; Тmax – максимальная температура пиролиза

Характерной особенностью изучаемых горных пород является микропористое строение с размерами пор до 1 мкм. При изучении керна отмечались причудливые текстуры, которые очень похожи на текстуры удаления воды или газов. В данном случае такое было возможно при большом количестве органического вещества в прослое вулканического пепла. Таким образом, по данным пиролитических исследований конец генерации нефтей в отложениях доманикового типа наступает при температуре, равной приблизительно 450–455 °С. При пересчете из Tmaxв показатель отражения витринита R0 использовалась региональная зависимость 

R0 = 0,0149Tmax – 5,85,

исходя из которой нижней границей будет R0 = 0,9, что относит отложения доманикового типа к зрелым нефтематеринским породам. 

По данным геофизических исследований скважин (ГИС) в разрезе выделяются три основных класса пород, которые участвуют в оценке перспективности (рис. 2) [1]: 

– нефтематеринские породы (НМП) – карбонатные породы, обогащенные органическим веществом; 

– потенциально продуктивные интервалы (ППИ) – хрупкие литологические разности с возможно повышенным содержанием подвижной нефти; 

– естественный коллектор (ЕК), развитый в зонах эпигенетических преобразований и высокой катагенетической преобразованности исходного органического вещества.


Рис. 2. Пример сопоставления результатов интерпретации данных ГИС и изучения керна

В результате выполненных петрографических исследований установлен процесс доломитизации, проявленный по радиоляриям (рис. 3). 


Рис. 3. Фото шлифа образца 3 доманикового горизонта франского яруса верхнего девона. Битуминозная глинисто-(кремнисто)-карбонатная порода с преобладанием известковой минеральной фазы. В структуре породы диагностируются отдельные карбонатизированные скелетные остатки радиолярий, единичные зерна биодетрита первично карбонатного состава, процесс доломитизации проявлен по радиоляриям (описание М.А. Тугаровой): а – ник. II; б – ник. Х 

Для определения содержания органического вещества в отложениях доманикового типа, как и для баженовской свиты, эффективным является метод теплофизического профилирования [2], по результатам которого пересчитывается непрерывный профиль Сорг по всему разрезу. При комплексировании петрографических исследований с теплофизическими непрерывный профиль Сорг сопоставим с литологической колонкой и данными пиролиза (см. рис. 2). Интервалы с подвижными углеводородами связаны с карбонатно-кремнистыми прослоями и выраженными наложенными процессами с присутствием аутигенных минералов, в рассматриваемом случае – доломита (см. рис. 3) [2]. Это свидетельствует о схожести литолого-минералогического состава и проявленных наложенных процессов в нефтематеринских формациях нефтегазоносных бассейнов, например, Баккен, баженовская свита Западно-Сибирского бассейна. 

Толщины каждого выделенного объекта D3f2dm, D3f3vrrch, D3f3ev-lv и D3fm с распространением потенциально перспективных прослоев и нефтематеринских пород сильно варьируются по латерали, не подтвержая непрерывность резервуара. На рис. 4 представлена корреляция отложений доманикового типа с дифференциацией по разрезу. Рассматриваемый объект исследований сильно дифференцирован не только по разрезу, но и по площади. 


Рис. 4. Корреляция отложений доманикового типа (франский ярус D3dm)

Выявление зон повышенного теплового потока является одним из этапов оценки перспектив нефтегазоносности отложений доманикового типа (Н.К. Фор тунатова, 2016). Сочетание высокой степени гидродинамической замкнутости обогащенной органическим веществом породы, содержащей углеводороды, и температуры может способствовать возникновению естественного гидроразрыва, который предопределяется повышением пластового давления при расширении пластовых флюидов в зонах площадных температурных аномалий. 

На территории Волго-Уральской нефтегазовой провинции источником дополнительного теплового потока могли служить интрузии гранитов (или метаморфические породы), полученные в результате их переработки, которые во время неотектонической перестройки хорошо пропускают горячие гидротермальные растворы и, характеризуясь высокой теплопроводностью, создают благоприятные условия для созревания нефтематеринских пород и формирования вторичного коллектора внутри комплекса опять же за счет собственного органического вещества. 

С учетом достаточно зрелого возраста осадочного бассейна можно утверждать, что стратиграфический комплекс распространения пород доманикового типа давно прошел этапы диа- и катагенеза, палеотемпературы были достаточно высокими в разное время для преобразования части органического вещества практически на всей территории бассейна. Это подтверждено результатами геохимических исследований. В связи с указанным один из основных процессов, влияющих на перспективность отложений доманикового типа, – проявление вторичной преобразованности. Последняя определяет формирование пустотного пространства и, как следствие, залежи нефти внутри высокобитуминозной формации, а также генерацию углеводородов во вновь созданное пустотное пространство с условием сохранности залежи без эмиграции углеводородов вверх или вниз по разрезу. 

Методика исследования 

При прогнозировании зон нефтегазоносности по методу количественных геологических закономерностей большое значение имеет фактический материал, на котором проверяются геолого-аналитические зависимости, количественно описывающие процессы, приводящие к формированию залежей углеводородов. 

Доманиковая формация является довольно сложным объектом для прогнозирования таких зон вследствие низкой изученности объекта, особенностей строения данных отложений, а также из-за отсутствия однозначных критериев, определяющих перспективность отложений данного типа разреза. По результатам построения серии региональных карт в пределах изучаемой территории была выполнена качественная оценка выявления залежей углеводородов в отложениях доманикового типа на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Цифровой процесс определения степени риска нефтегазоносного комплекса состоит из нескольких элементов, которые объединяются в один сегмент риска, например, составляются карты – светофоры, где красный цвет – высокая степень риска, желтый – средняя степень риска, зеленый – низкая степень риска. 

Подход к изучению коллекторов нетрадиционного типа для «сланцевых» формаций любого нефтегазоносного бассейна по основным определяемым параметрам однозначный. Исключение составляют параметры, влияющие на генезис залежей с наличием подвижных углеводородов. Это в первую очередь проявление наложенных процессов, зрелость нефтематеринских пород, вещественный состав, наличие аутигенных минералов, определяющих парагенетические процессы (собственно созревание органического вещества и образование коллектора), наличие интервалов с повышенной хрупкостью, а также плотных, непроницаемых прослоев, обеспечивающих сохранность залежей и др. 

Для выделения перспективных зон рассматривается широкий комплекс геолого-геофизических исследований, в том числе новых, таких как теплофизические исследования керна, определяющие непрерывный профиль содержания органического вещества. В оценке используется комплексирование площадных методов сейсморазведочных работ и методов потенциальных полей с определением качества покрышки, обеспечивающей сохранность подвижных углеводородов в нефтематеринских породах и зон эпигенетических преобразований в объеме толщи. 

По литологическому составу породы доманикового типа относятся к смешанному типу, что отражается на их физических свойствах. Плотность в зависимости от литологии может изменяться в значительных пределах (от 2,2 до 2,9 г/см3) и, скорее всего, не является надежным индикатором для выделения перспективных зон отложений доманикового типа: доманикиты с Сорг = 5–25 % обладают достаточно низкой плотностью (2,2–2,4 г/см3), доманикоиды с Сорг = 0,5–5 % характеризуются плотностью в интервале 2,5–2,9 г/см3, глинистые отложения имеют плотность около 2–2,1 г/см3. Кроме того, зоны повышенной трещиноватости также снижают плотность. Наличие доманикитов (Сорг = 5–25 %) с низкой плотностью (2,2–2,4 г/см3) при более детальных гравиметрических работах может оказаться одним из основных факторов, определяющих перспективность площади (данные ООО «НГТ Инжиниринг», ЗАО «Росгеофизика»). 

Участки, где имеются крупные месторождения углеводородов, отложения доманикового типа, являясь нефтематеринской толщей, чаще уже «отдали» большую часть органического вещества для формирования традиционных месторождений и менее привлекательны для прогнозирования перспективных зон. Наибольшее число традиционных месторождений нефти приурочено к районам повышенной плотности линеаментов магнитного поля. Плотность последних авторы связывают с проницаемыми зонами, которые способствуют вертикальной миграции углеводородов. Следовательно, к перспективным можно отнести участки с низкой плотностью линеаментов, поскольку в них отсутствуют проницаемые зоны.

Выводы 

1. В технологии прогноза sweet spot (перспективных залежей) в отложениях доманикового типа для определения основных геолого-геофизических и геохимических параметров используется комплексный подход к проведению исследований. 

2. Для нетрадиционного типа коллектора «сланцевых» формаций любого нефтегазоносного бассейна применяется единая методика выявления перспективных зон по основным параметрам, за исключением параметров, влияющих на генезис и сохранность залежей с наличием подвижных углеводородов. 

3. Отложения доманикового типа сильно дифференцированы по разрезу и площади, что предполагает использование детальных площадных исследований и новых технологий исследований керна. 

4. Перспективные области отложений доманикового типа относятся к зонам, характеризующимся: 

– содержанием органического вещества более 0,5 % и степенью зрелости R0 = 0,9; 

– высокими толщинами потенциально продуктивных (хрупких) и нефтематеринских прослоев; 

– спорадически развитыми коллекторами с трещинной и пустотностью, созданной за счет созревания органического вещества; 

– наличием развитых участков эпигенетических преобразований, которые проявились в процессе доломитизации, в результате образовалось пустотное пространство; 

– наличием покрышек, определяемых в потенциальных полях, как области низкой плотности линеаментов.

Список литературы

1. Дифференцированный подход к оценке ресурсной базы нефтематеринских отложений / А.Д. Алексеев, А.А. Антоненко, В.В. Жуков, К.В. Стрижнев // SPE 182074-RU. – 2016. 
2. Исследования баженовской свиты с применением непрерывного профилирования тепловых свойств / Ю.А. Попов, Е.Ю. Попов, Е.М. Чехонин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 22–27.

References 

1. Alekseev A.D., Antonenko A.A., Zhukov V.V., Strizhnev K.V., The differentiated approach of the reserves estimation for source rock formations (In Russ.), SPE 182074-RU, 2016. 
2. Popov Yu.A., Popov E.Yu., Chekhonin E.M. et al., Investigation of Bazhenov formation using thermal core logging technique (In Russ.), Neftyanoe Khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 3, pp. 22–27.

Возврат к списку