Бескопыльный В. Н.
Индекс Комплекс, эратема, система, горизонт Нефтегазонос ность Надсолевой комплекс Kz Кайнозойская эратема K Меловая система J Юрская система Пермская + триасовая системы Полесский горизонт+каменноугольная система P+T (D 3 pl)+C Верхнесоленосный комплекс D 3 pl Полесский горизонт D 3 or Оресский горизонт D 3 lb Лебедянский горизонт Межсолевой комплекс D 3 ptr Петриковский горизонт D 3 el Елецкий горизонт D 3 zd Задонский горизонт D 3 dm Домановичский горизонт Краткая стратиграфическая характеристика Припятского прогиба Припятский прогиб сложен дислоцированными отложениями верхнего протерозоя, среднего и верхнего девона, карбона и слабодислоцированным и породами перми и мезо -кайнозоя. Доминируют в разрезе девонские отложения, в том числе 2 солевые толщи.
Индекс Комплекс, эратема, система, горизонт Нефтегазоносно сть Нижнесоленосный комплекс D 3 lv Ливенский горизонт D 3 ev Евлановский горизонт В разрезе девона выделяются следующие структурнолитологические комплексы: § Подсолевой - Подсолевой карбонатный комплекс D 3 ev Евлановский горизонт D 3 vr Воронежский горизонт D 3 rch Речицкий горизонт D 3 sm Семилукский горизонт D 3 sr Саргаевский горизонт Краткая стратиграфическая характеристика Припятского прогиба терригенные и карбонатные отложения Подсолевой терригенный комплекс D 3 ln Ланский горизонт D 2 st Старооскольский горизонт Витебско-наровский горизонты PR 3 Верхнепротерозойская эратема § / D 2 vtb-nr § § Кристаллический фундамент AR-PR 1 -2 Архейская+нижнепротерозойская эратемы Нижний и верхний солевые Межсолевой - карбонатный (на юге – карбонатнотерригенный). Надсолевой - глинистокарбонатные и терригенные отложения. 3
Сводный разрез северо-восточной части Припятского прогиба Надсолевой и верхнесоленосный комплексы
Сводный разрез северо-восточной части Припятского прогиб Межсолевой и подсолевой карбонатный комплексы
Сводный разрез северо-восточной части Припятского прогиба Подсолевой терригенный комплекс и кристаллический фундамент
ПРИПЯТСКАЯ ВПАДИНА ВОСТОЧНАЯ ЧАСТЬ Карта дебитов нефтей и пластовых вод межсолевого комплекса
ПРИПЯТСКАЯ ВПАДИНА ВОСТОЧНАЯ ЧАСТЬ Карта дебитов нефтей и пластовых вод семилукского горизонта
Тектоническое строение Беларуси 9
Припятский прогиб расположен между Белорусской и Воронежской антиклизами и разделяющей их Жлобинской седловиной на севере и Украинским щитом на юге, протягиваясь в субширотном направлении на 280 км, при ширине до 150 км. От Украинского щита прогиб отделен Ю-Припятским разломом, представляющим собой зону сбросов общей амплитудой до 2 - 4 км. Северная граница – Северо-Припятский краевой разлом – серия кулисообразно подставляющих друга сбросов амплитудой до 2 – 3, 5 км. Полесская седловина отделяет прогиб от Подлясско-Брестской впадины на западе, а Брагинско-Лоевская седловина – от Днепровско-Донецкого прогиба на востоке.
Геологические разрезы вкрест простирания Припятского прогиба по региональным сейсмическим профилям Отложения: 1 – архейские и нижнепротерозойские, 2 – рифейские и вендские, 3 – подсолевые девонские, 4 – нижнесоленосные евлановсколивенские, 5 – межсолевые задонско-петриковские, 6 – галитовой подтолщи, 7 – брекчии кепрока, 8 – глинисто-галитовой подтолщи, 9 – надсолевые девонские, каменноугольные и нижнепермские, 10 – мезозойские и кайнозойские.
Структурное районирование Припятского НГБ
Схема расположения месторождений и структур межсолевого комплекса северо-востока Припятского прогиба
Схема расположения месторождений и структур подсолевого комплекса северо-востока Припятского прогиба
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси ПРИРОДНЫЙ РЕЗЕРВУАР (ПР) - это естественное вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого эти флюиды могут перемещаться. Форма ПР обусловлена соотношением горной породы-коллектора с вмещающими её плохо проницаемыми породами-покрышками. Природный резервуар схематично можно представить в виде плоской трубы, стенки которой образованы породами-флюидоупорами (покрышками), а между ними расположены породы-коллекторы пронизанные огромным количеством соединённых между собой пор, каверн, трещин, содержащих те или иные флюиды. Природные резервуары Припятского прогиба состоят, как правило, из трёх слоев (частей): коллектора, ложной покрышки (полуколлектора) [1], покрышки и подстилки (флюидоупора, ограничивающего ПР снизу и сверху). Поскольку большинство белорусских геологов в своей практической деятельности не оперируют понятием ложной покрышки (полуколлектора), то в Атласе приводится характеристика только горных пород, формирующих коллекторы и флюидоупоры (таблица 2). Природный резервуар может быть простым (единичным, представленным парой: коллекторфлюидоупор), но может быть сложным, многослойным, представленным совокупностью простых резервуаров, объединенных общей системой фильтрации. Критерием выделения резервуара (отделения одного от - смежного) является флюидодинамическая обособленность. Один маломощный пласт-коллектор в определенных условиях может представлять ПР. В других условиях ПР, имея значительную толщину, включает множество пластов-коллекторов и относительно непроницаемых перемычек. В том и другом случаях ПР является единой, обособленной флюидодинамической системой.
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси ЛОВУШКА УГЛЕВОДОРОДОВ. Разнообразные геологические условия формирования залежей УВ в Припятском прогибе способствовали широкому применению нижеследующих понятий и классификаций ловушек УВ. Ловушка флюидов это - часть природного резервуара, имеющая боковое ограничение (экранирование), обусловливающее прекращение латерального движения флюидов и обеспечивающее застойные пластовые условия, при которых протекают различные специфические геохимические процессы и, в частности, сегрегация флюидов по плотности. Такие условия являются благоприятными для аккумуляции (концентрации, накопления) и консервации (сохранения) скоплений УВ. Если по геологическим данным предполагается, что ловушка флюидов была открыта для поступления УВ из зоны их генерации, то она является возможной ловушкой УВ (т. е. служит перспективным объектом для поисков залежи УВ). Если УВ (по тем или иным причинам) не имели возможности мигрировать в ловушку флюидов, тогда эта ловушка относится к разряду потенциальных ловушек УВ. Если в истории развития такой ловушки когда-то появятся (или уже были) благоприятные условия для её заполнения углеводородами, тогда она перейдет в разряд возможной ловушки УВ. Ловушкой УВ, т. е. ловушкой с доказанным содержанием углеводородов может называться только та, в пределах которой бурением выявлена нефтегазонасыщенность коллекторов. По объему, содержащихся УВ, по свойствам пород-коллекторов ловушки УВ могут быть промышленными или не промышленными. На протяжении длительной геологической истории региона ловушка УВ может быть погребена, т. е. так перекрыта вышележащими отложениями, что не отражается в их геологическом строении. Такая древняя погребенная ловушка может сохраниться до наших дней, практически, в первозданном объеме и тогда она относится к разряду унаследованных. Как правило, к таким ловушкам относятся биогенные выступы, линзовидные ловушки. Древние погребенные ловушки изгибов ПР и экранирования часто оказываются переформированными (с уменьшением или увеличением объема и/или с изменением формы) или расформированными (потерявшими герметичность). Чтобы выявить подобные трансформации ловушки, следует выполнить палеореконтрукцию структурного плана природного резервуара.
Характеристика природных резервуаров углеводородов ТИПЫ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ. Нефть, газ и вода совместно находятся в ПР. Поскольку углеводороды легче воды, они всплывают кверху. Поэтому при рассмотрении природных резервуаров особенно большое внимание уделяется покрышке. Существенное значение имеет также наличие нижней ограничивающей флюидоупорной толщи. Находящиеся в резервуаре вода, нефть и газ образуют энергетическую систему. Обычно (но далеко не всегда) основной энергетический запас системы определяется энергией воды. Характеризуя тот или иной резервуар, отмечают следующие его особенности: тип коллектора, слагающего резервуар; соотношение коллектора с ограничивающими его непроницаемыми (флюидоупорными) породами; емкость резервуара; условия залегания резервуара. В таблице 3 приведена обобщенная характеристика коллекторов белорусских нефтегазоносных резервуаров. По соотношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами выделяется три основных типа природных резервуаров: 1) пластовые резервуары; 2) массивные резервуары; 3) резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон. 1). Пластовый природный резервуар представляет собой коллектор, ограниченный на обширной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. В таком резервуаре на значительной территории мощность коллектора более или менее выдерживается. При общем сохранении пластового характера коллектора может наблюдаться существенное изменение толщин на тех или иных локальных участках или по границе распространения коллектора, приводящее иногда к полному выклиниванию коллектора. Коллектор в пластовых резервуарах обычно литологически выдержан (семилукский ПР, таблица 1. 1. ), но может иметь и более сложное строение. Он может быть представлен, например, тонким переслаиванием пород, причем породы-коллекторы отделены друг от друга плотными, линзовидными или выклинивающимися непроницаемыми разделами (перемычками) или полуколлекторами. В пластовом ПР существует единая гидродинамическая (артезианская) система. Наиболее характерным видом движения жидкостей и газов является боковое движение по пласту. 2). Массивный ПР (елецкий, елецко-петриковский) представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и ограниченную с боков плохо проницаемыми породами. Коллекторы,
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси По характеру бокового экранирования с учётом типа ПР ловушки могут быть разделены на четыре типа: 1 – ловушки изгибов ПР (изгибы ПР различного генезиса: бокового сжатия - антиклинали и пр. , надсолянокупольные, надразломные и т. д. ); 2 – ловушки выступов ПР (биогенные, эрозионные); 3 – ловушки экранирования (по разлому, поверхностью несогласия, ядром диапира, выклинивающиеся, катагенетически экранированные – запечатанные вторичными минералами, гипергенетически экранированные – запечатанные асфальтом); 4 – линзовидные ловушки (седиментационные, эрозионные, линзы – узлы тектонической трещиноватости, линзы катагенетической рассланцованности). В Припятском прогибе выявлены или прогнозируются ловушки УВ всех вышеперечисленных видов, однако наиболее распространенными являются ловушки: экранированные разломами (практически все семилукские залежи приурочены к таким ловушкам), ловушки изгибов (характерны для многих межсолевых залежей), седиментационных линз (ланские, петриковские, боричевские и др. ), биогенных выступов (Ю-Александровская и др. ). Единичные ловушки в осадочном разрезе встречаются редко, чаще они группируются в виде вертикальной совокупности ловушек, приуроченной к определенной части разреза осадочного чехла региона. В зависимости от геологической и тектонической истории данного участка совокупность содержит те или иные виды ловушек. Поскольку в Припятском прогибе главным (в динамическом, а также во временном отношениях) фактором формирования ловушек, т. е. аккумуляции УВ, являлись продольные региональные разломы, то вдоль них и, особенно, в местах их пересечения с оперяющими разломами образовывались ловушки различных видов (конседиментационного и постседиментационного генезиса) в отложениях широкого стратиграфического диапазона.
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси КРИТЕРИИ НАЛИЧИЯ ЛОВУШКИ УВ. Наличие ловушки УВ определяется следующими основными условиями: присутствием коллекторов, надежной покрышки и бокового ограничения коллектора в виде перегиба или выклинивания резервуара. Определив вероятность существования коллекторов и покрышек, можно ранжировать в целом резервуары в пределах структуры на уверенные (ранг-3), слабоуверенные (ранг-2) и неуверенные (ранг-1) [3, 4, 12]. При прогнозировании наличия ловушки всегда следует иметь в виду толщину переходной пачки между коллектором и покрышкой, так называемой «ложной» покрышки (псевдоколлектора). Ранжирование пликативных структур (антиклиналей и т. д. ) по достоверности бокового ограничения коллектора флюидоупором производится следующим образом [5]: 1. Уверенное ограничение (ранг-3) - если амплитуда прогнозируемой структуры по подошве надежной покрышки больше толщины переходной пачки (ложной покрышки); 2. Возможное ограничение (ранг-2) - если амплитуда структуры по подошве покрышки равнозначна толщине переходной пачки; 3. Отсутствует ограничение (ранг-1) - если амплитуда структуры по подошве покрышки меньше толщины переходной пачки. Ранжирование дизъюнктивных структур (тектонических блоков), ограниченных разломами, производится следующим образом: 1. Уверенное ограничение (ранг-3) - если: а) пласт-коллектор прогнозируемой структуры контактирует по структурообразующему разлому с продуктивным коллектором смежного месторождения (залежи) или с нефтенасыщенной переходной пачкой; б) пласт-коллектор и переходная пачка прогнозируемой структуры контактируют по структурообразующему разлому с флюидоупором;
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси 2. Возможное ограничение (ранг-2) - если пласт-коллектор контактирует по структурообразующему разлому с коллектором и/или переходной пачкой, насыщение которых не известно; 3. Отсутствует ограничение (ранг-1) - если пласт-коллектор или переходная пачка контактирует по структурообразующему разлому с водонасыщенным коллектором или водонасыщенной переходной пачкой. Изучение характера экранирования по разломам позволяет трассировать контур ловушки, который соответствует глубине, выше которой коллекторы изучаемой структуры (или нескольких гидродинамически связанных структур) контактируют по структурообразующим разломам с флюидоупором, а ниже которой – с водонасыщенным коллектором или водонасыщенной переходной пачкой. Иначе говоря, контур ловушки - это граница, в пределах которой определенный пласт-коллектор экранирован сверху и с критических сторон. Таким образом, определив ранговые значения структуры по вероятности существования коллекторов и покрышек, а также по достоверности бокового ограничения, оценивается ранговое значение в целом критерия «наличие ловушки УВ» . Значение последнего принимается равным меньшему значению ранга по первым двум показателям. Так, если наличие коллекторов и покрышек оценивается как слабоуверенное (ранг-2), а достоверность бокового ограничения, как уверенное (ранг-3), то в целом наличие ловушки определяется как слабоуверенное (ранг-2). Весовое значение этого критерия равно 1, 0. Критерием нефтегазоносности ловушки являются условия аккумуляции УВ и консервации залежи УВ в ловушке. По этому критерию ловушки разделяются на: весьма благоприятные для формирования залежи УВ (ранг-3), благоприятные (ранг-2) и неблагоприятные (ранг-1). Весовое значение критерия – 1, 0. Для ранжирования ловушек по указанному критерию изучаются те элементы истории формирования ловушки, которые определяют наличие или отсутствие ее миграционной связи со смежным очагом нефтегазообразования (т. е. открытость ловушки для поступления УВ), а также возможные этапы разрушения залежи УВ.
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси Зная историю развития ловушки и учитывая время интенсивного нефтеобразования (соответственно время миграции УВ), можно обоснованно прогнозировать – могла или нет, эта ловушка аккумулировать УВ и сохранить скопление нефти и/или газа. При этом, можно руководствоваться следующими соображениями: к весьма благоприятным относятся те ловушки, которые были связаны с тем или иным очагом нефтеобразования на протяжении всех этапов нефтеобразования и не подверглись последующему разрушению. К благоприятным относятся ловушки, связь которых с очагом нефтеобразования существовала лишь на протяжении нескольких этапов нефтеобразования и/или возможная залежь подвергалась частичному разрушению. Неблагоприятными являются ловушки, которые были изолированными от очага нефтеобразования или подвергались полному разрушению. Следует, однако, иметь в виду, что даже в отдельном блоке, ограниченном разломами от обширного очага нефтегазообразования, при наличии в нем нефтематеринских пород, могут образоваться скопления УВ, содержащие УВ в том объёме, который генерировался в данном изолированном блоке. Иначе говоря, такая замкнутая ловушка может содержать столько УВ, сколько она сама их произвела. Конечно, в такую ловушку могут мигрировать УВ также из нижерасположенных продуктивных отложений по трещиноватой зоне разломов, особенно когда по этим разломам происходят активные тектонические перемещения горных пород. Каким же образом получить вышеперечисленные сведения для оценки перспектив нефтегазоносности ловушки? Историю развития ловушки несложно расшифровать с помощью палеотектонических профилей, построение которых, при наличии определенных структурных карт и/или данных сейсморазведки, не представляет особого труда для геологов и геофизиков. Для изучения история нефтегазообразования необходимо обладать огромным массивом данных: количеством и свойствами органических веществ в горных породах, изменением температуры в этих породах на протяжении всей истории развития изучаемого региона и т. д.
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси Четырехмерную модель нефтегазообразования в Припятском осадочном бассейне удалось сформировать Бескопыльному В. Н. на основе воссоздания тепловой истории этого региона, реконструированной по данным отражательной способности витринита нефтематеринских пород [6 -11]. На примере сложнопостроенного Припятского нефтегазоносного бассейна показаны главные черты эволюции нефтегазообразования, характерные для палеозойских авлакогенов древних платформ. Так, нефтегазообразование происходило в нескольких очагах, приуроченных к различным структурным зонам: Северной, Центральной и Южной. Процесс интенсивного нефтеобразования начался в Северном очаге, который сформировался в наиболее палеогеотермически напряженной, тектоно-вулканически активной северо-восточной части бассейна. Здесь в раннелебедянское время начали интенсивно генерировать жидкие УВ в первую очередь подсолевые нефтематеринские толщи. В этом очаге нефтеобразование протекало в подсолевом, межсолевом, верхнесоленосном, полесском нефтематеринских комплексах на протяжении ранне- и позднелебедянского, шатилковско-полесского и каменноугольного этапов. По активности генерации жидких углеводородов и по своим размерам Северный являлся основным очагом в регионе. Вслед за первым очагом возникали последующие в менее геотермически напряженных стуктурнообособленных частях бассейна: Центральный (Мозырский) и Южный (Ельский). В Центральном и Южном очагах нефтеобразования главная фаза нефтеобразования началась позднее, в раннеданковское время позднего девона. Интенсивная генерация жидких УВ в межсолевом комплексе происходила начиная с позднелебедянского времени в Северном и с данковского – в Центральном и Южном очагах. От молодого очага (Южного) к самому древнему (Северному) расширяется вверх стратиграфический диапазон нефтепроизводивших толщ. В каждом очаге процесс нефтеобразования являлся многоэтапным, имел непрерывно-прерывистый характер. Каждый этап нефтеобразования в определенной нефтематеринской толще характеризовался особым составом генерированных углеводородов. В Северном очаге нефтегазоматеринские толщи погружались даже в условия главной зоны газообразования, что обеспечило формирование газоконденсатных залежей. Главная фаза нефтеобразования во всех очагах Припятского НГБ закончилась после завершения рифтового этапа развития прогиба в конце каменноугольного периода, во время предпермского регионального перерыва в осадконакоплении, обусловившего значительное остывание (на 50 -70 о. С) осадочного чехла региона. Это четко фиксируется в пределах соляных структур, имеющих брекчию кепрока, пропитанную окисленной полужидкой нефтью и перекрытой верхнепермскими высокоёмкими песчаниками, которые не содержат следов нефти.
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси ЗАЛЕЖЬ УГЛЕВОДОРОДОВ. Часть природного резервуара (ловушка УВ), насыщенная нефтью и/или газоконденсатом, и/или газом в промышленных объемах называется залежью УВ. Если объем УВ имеет непромышленное значение, то такая ловушка УВ называется непромышленным скоплением УВ. Классифицировать залежи целесообразно в соответствии с классификацией ловушек. Иначе говоря, вид залежи определяется видом ловушки. Под единичной ловушкой и, соответственно, под отдельной залежью мы понимаем флюидодинамически обособленный объект. Если быть логически последовательным, то отдельная ловушка и отдельная залежь происходят от простого (единичного) природного резервуара. Отсюда же происходит и отдельный (единичный, обособленный) объект разработки месторождения УВ. В Припятском прогибе на ряде участков выявлены отдельные, единичные залежи, как и ловушки УВ, но в большинстве случаев залежи УВ группируются в совокупность из нескольких (от 2 до 6 и более) залежей. Залежи даже разного типа оказываются сосредоточенными на одном и том же участке в пределах одного и того же структурного элемента, чаще всего приразломного поднятия, находясь на разной глубине.
Природные резервуары нефти и газа месторождений Беларуси МЕСТОРОЖДЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ определяется как участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей УВ, пространственно и генетически взаимосвязанных между собой, или единичную залежь. В мире существует множество классификаций месторождений, большинство из них в той или иной степени повторяют классификации залежей УВ. В Припятском прогибе тип месторождения определяется по типу залежи, если оно однозалежное. Преобладающее большинство месторождений Беларуси состоит из нескольких залежей. Так, на участках пересечения разноориентированных разломов формируются залежи УВ, приуроченные к положительным пликативным структурам межсолевого и верхнесоленосного комплексов (изгибов, биогенных выступов или линзовидные). В подсолевом комплексе залежи УВ расположены в ловушках вершин наклонных тектонических блоков (экранированные по разлому и другие). Такая совокупность подсолевых, межсолевых и верхнесоленосных залежей характерна для большинства месторождений региона. Разделение месторождений осуществляется по структурному положению, а соответственно и по генезису отдельных залежей, на: месторождения гребня тектонической ступени; месторождения промежуточных блоков регионального разлома; месторождения склона ступени; месторождения подножья ступени; Часто трудно определить границы месторождения в, практически, непрерывной цепочке продуктивных приразломных тектонических блоков – залежей УВ. Для этой цели применяются такие критерии, как: амплитуда и/или история формирования разломов, ограничивающих отдельные блоки; литолого-фациальная характеристика ПР; флюидодинамические показатели смежных залежей и т. д.
Схема расположения месторождений Беларуси
ефтяные месторождения Республики Беларусь
Нефтяные месторождения Республики Беларусь
Нефтяные месторождения Республики Беларусь
Нефтяные месторождения Республики Беларусь
Нефтяные месторождения Республики Беларусь
Нефтяные месторождения Республики Беларусь
Стратиграфическая приуроченность залежей углеводородов Припятского прогиба
Характеристика природных резервуаров углеводородов ТИПЫ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ. Нефть, газ и вода совместно находятся в ПР. Поскольку углеводороды легче воды, они всплывают кверху. Поэтому при рассмотрении природных резервуаров особенно большое внимание уделяется покрышке. Существенное значение имеет также наличие нижней ограничивающей флюидоупорной толщи. Находящиеся в резервуаре вода, нефть и газ образуют энергетическую систему. Обычно (но далеко не всегда) основной энергетический запас системы определяется энергией воды. Характеризуя тот или иной резервуар, отмечают следующие его особенности: тип коллектора, слагающего резервуар; соотношение коллектора с ограничивающими его непроницаемыми (флюидоупорными) породами; емкость резервуара; условия залегания резервуара. В таблице 3 приведена обобщенная характеристика коллекторов белорусских нефтегазоносных резервуаров. По соотношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами выделяется три основных типа природных резервуаров: 1) пластовые резервуары; 2) массивные резервуары; 3) резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон. 1). Пластовый природный резервуар представляет собой коллектор, ограниченный на обширной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. В таком резервуаре на значительной территории мощность коллектора более или менее выдерживается. При общем сохранении пластового характера коллектора может наблюдаться существенное изменение толщин на тех или иных локальных участках или по границе распространения коллектора, приводящее иногда к полному выклиниванию коллектора. Коллектор в пластовых резервуарах обычно литологически выдержан (семилукский ПР, таблица 1. 1. ), но может иметь и более сложное строение. Он может быть представлен, например, тонким переслаиванием пород, причем породы-коллекторы отделены друг от друга плотными, линзовидными или выклинивающимися непроницаемыми разделами (перемычками) или полуколлекторами. В пластовом ПР существует единая гидродинамическая (артезианская) система. Наиболее характерным видом движения жидкостей и газов является боковое движение по пласту.
Характеристика природных резервуаров углеводородов 2). Массивный ПР (елецкий, елецко-петриковский) представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и ограниченную с боков плохо проницаемыми породами. Коллекторы, слагающие массивные резервуары, литологически могут быть однородными или неоднородными. Однородные массивные резервуары в Припятском прогибе представлены карбонатными породами. Ёмкость и проницаемость таких коллекторов обусловлены наличием в них каверн и трещин. В массивных резервуарах боковое перемещение жидкости и газа ограничено распространением проницаемых зон и не может происходить на большие расстояния. Возможные перемещения по вертикали соизмеримы и даже в некоторых залежах больше возможных перемещений УВ в направлении напластований. 3). Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (старооскольский, ланский, саргаевский, воронежский, петриковский, лебедянский). В эту группу резервуаров объединены ПР всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие УВ окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами. К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического состава и не распространяющиеся на сколь-нибудь значительную площадь (например, линзы; отложения: русел рек, дельт, баровых тел). Движение жидкостей и газов в них ограничено малыми размерами самого резервуара. Емкость резервуаров всех типов определяется их размерами и качеством коллектора. С емкостью тесно связан его энергетический запас. Энергетические запасы заполненного жидкостью и газом ПР используются главным образом для извлечения на поверхность нефти и газа.
Характеристика природных резервуаров углеводородов ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ. Коллекторами нефти и газа называются горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат) в промышленной концентрации, а также характеризующиеся проницаемостью, позволяющей отдавать УВ в процессе разработки. Таким образом, главные свойства коллекторов - способность вмещать УВ и отдавать их при разработке экономически рентабельными технологиями. Основными коллекторами нефти и газа Беларуси являются карбонатные образования (известняки и вторичные доломиты), развитые в межсолевой и подсолевой девонских толщах, в меньшей степени – терригенные (песчаники и алевролиты), имеющие место в подсолевом девонском и верхнепротерозойском комплексах. Они характеризуются значительной изменчивостью емкостных и фильтрационных свойств по разрезу и по площади. Различный состав породообразующих компонентов, неодинаковая интенсивность проявления постседиментационных процессов, значительная растворимость карбонатных пород обуславливают большое разнообразие пустот разного генезиса и формы (пор, каверн и трещин) в них и неоднородное строение ПР. Преимущественное развитие одного из видов пустот и определяет тип коллектора (в наименовании сложного типа коллектора приоритетная емкость указывается первой). Породы-коллекторы классифицируются по разным принципам на типы, классы и виды. В таблице 2 основой разделения коллекторов является классификация Ф. И. Котяхова, в которой породыколлекторы разбиты по характеру емкостного пространства на три типа: 1) поровый, где содержание пор в общей емкости пустот составляет более 50 % (Кп); 2) каверновый (Кп = 15 - 50 %); 3) трещинный (Кп менее 15 %). Критерием классификации служат параметры: коэффициент водонасыщенности матрицы, величины извлекаемых запасов нефти и газа, содержащихся в порах, кавернах, трещинах. Тип коллектора зависит от соотношения емкости пор, трещин и каверн, от соотношения извлекаемых запасов нефти в пустотах различной морфологии и от содержания воды в порах. Каждый выделенный тип коллектора характеризуется различными параметрами.
Характеристика природных резервуаров углеводородов По литологическому принципу выделены классы: карбонатный и терригенный. Кроме того, коллекторы являются простыми и сложными (смешанными). В продуктивных толщах Припятского прогиба, как правило, преобладает смешанный тип коллекторов. В терригенном классе пород преобладает поровый простой тип коллекторов. Это - пористые песчаники и алевролиты ланской, старооскольской и вендской залежей с высокими емкостными характеристиками (таблица 3): открытая пористость по керну здесь изменяется от 16, 0 до 25, 0 %, преобладают породы малопроницаемого – 10, 0 - 50, 0 мд и проницаемого видов – 50, 0 – 70, 0 мд. Наиболее высокодебитные притоки нефти из терригенных залежей получены на Речицком, Тишковском, Вишанском, Надвинском, Летешинском месторождениях. В карбонатных резервуарах простой тип поровых коллекторов встречается реже, только в водорослевых, онколитовых образованиях межсолевых залежей. Преобладающими являются сложные по своему типу коллекторы. Это порово-трещинные, порово-каверновые и поровокаверново-трещинные известняки и вторичные доломиты межсолевых и внутрисолевых, подсолевых карбонатных залежей. Продуктивными здесь являются карбонатные породы с емкость пор от 3, 0 до 9, 0 %, в меньшей степени – каверн от 7, 0 до 14, 0 % (таблица 3). Долевое участие каверн в емкости пустот менее 60, 0 %. Малопроницаемые и проницаемые виды пород-коллекторов преобладают во внутрисолевых, межсолевых залежах, где фильтрационные свойства варьируют от 1 до 40 мд и от 60 до 150 мд соответственно. Высокопроницаемыми являются породы подсолевых карбонатных залежей – более 150 мд. Примерами основных месторождений с поровым типом коллекторов являются Ново-Давыдовское, Осташковичское, Тишковское, Речицкое, Южно. Домановичское, Южно-Сосновское и др. Каверновый тип коллекторов характерен для карбонатных рифогенных образований межсолевых и подсолевых залежей. Он объединяет породы-коллекторы смешанного типа: каверново-поровые, каверново-порово-трещинные известняки и доломиты с высокими емкостными характеристиками. Открытая емкость каверн здесь изменяется от 10, 0 – 25, 0 %, значения матричной пористости от 3, 0 до 7, 0 %. Долевое участие каверн в емкости пустот более 55 %.
Характеристика природных резервуаров углеводородов В подсолевых залежах не представляется возможным выделить приоритетный вид коллектора по проницаемости, поскольку здесь развиты в равных долях породы - от малопроницаемых до высокопроницаемых. Максимальные значения проницаемости составляют 170 – 310 мд. В межсолевых залежах преобладают малопроницаемые и проницаемые породы со значениями не более 150 мд. Основные залежи с каверновым типом коллекторов приурочены к внутрисолевым, петриковским, елецким, задонским, воронежским, семилукским, саргаевским резервуарам Тишковского, Осташковичского, Чкаловского, Речицкого, Южно-Домановичского, Березинского и др. месторождений. Трещинный тип коллекторов имеет широкое распространение как в классе карбонатных, так и терригенных образований межсолевого и подсолевого комплексов, а также в кристаллическом фундаменте. В карбонатных породах – это в основном тонкослоистые, «листоватые» водорослевые образования с волосяными трещинами (раскрытостью - доли мм) или микротрещинами субгоризонтальной ориентации, развитыми параллельно слоистости пород. В терригенных отложениях – трещины литогенетические и катагенетические. Трещиноватость имеет разную интенсивность, хаотичную ориентировку и степень раскрытости, является основным путем фильтрации флюидов. Трещинный тип включает чисто трещинный, порово-трещинный и трещинно-поровый коллекторы, развитые в карбонатных и терригенных породах, характеризующихся низкой емкость пор (таблица 3): в карбонатных породах – 3 – 4 %, в терригенных – менее 3 %. Фильтрационные свойства пород: от малопроницаемых (до 50 мд) до высокопроницаемых (более 310 мд). В приразломных зонах и в участках максимального изгиба пластов в любых породах интенсивно развиты субвертикальные тектонические трещины. Примерами залежей с трещинными типами коллекторов являются: межсолевые залежи Золотухинского, Западно-Малодушинского, Левашовского и Геологического месторождений; подсолевые залежи Восточно-Первомайского, Надвинского, Тишковского и Речицкого месторождений.
Характеристика природных резервуаров углеводородов Породы коллекторы образуют пачки-коллекторов, которые принято называть «компонентами резервуара» , разделенные перемычками. Каждый резервуар состоит из различного количества компонентов. Компонент включает пласты-коллекторы (рисунки 0. 2, 0. 3, 0. 4). Ряд исследователей считают необходимым выделять среди карбонатных коллекторов нефтяных месторождений Припятского прогиба суперколлекторы (сверхпроводники), представленные маломощными пластами, занимающими сравнительно небольшой объём в суммарной толще продуктивных коллекторов, характеризующиеся проницаемостью на несколько порядков более высокой, чем проницаемость вмещающих пород-коллекторов. Определённую роль в белорусских суперколлекторах, вероятно, занимает такая его разновидность, как горизонтально-трещиноватый – плитчатый суперколлектор, в котором сверхвысокая проницаемость обеспечена системой субгоризонтальных трещин, обладающих сверхкапиллярной раскрытостью в пластовых условиях. И. И. Нестеров в 1979 г. назвал баженитами подобные коллекторы в Западной Сибири. Возможно, такие коллекторы выявлены в петриковских отложениях Геологического месторождения на глубине 4500 м. В. Н. Бескопыльный в «Обоснование рекомендаций по разведке Геологического месторождения нефти» назвал их катагенетическими, проницаемость которых обусловлена катагенетической рассланцованностью. В биогермных межсолевых массивах Осташковичского, Южно-Остащковичского и Речицкого месторождений, скорее всего, развиты массивно-рыхлые суперколлекторы. Избирательная обводненность указанных залежей, очевидно, обусловлена наличием таких суперколлекторов. Подтверждением тому являются многочисленные примеры поступления законтурных вод в вышележащие пласты, в то время, как подстилающие остаются нефтенасыщенными. Например, в июле 2009 г. во вновь пробуренной эксплуатационно-оценочной скважине 198 Южно-Осташковичского месторождения ниже обводнившихся суперколлекторов межсолевого биогерма вскрыты кузмичевские нефтенасыщенные коллекторы.
Характеристика основных свойств коллекторов нефтяных месторождений Беларуси
Схема стратиграфического расчленения межсолевых резервуаров Речицкого месторождения
Схема стратиграфического расчленения подсолевых резервуаров Осташковичского месторождения
Скважина 239 Подсолевые терригенные резервуары на примере Речицкого месторождения
Характеристика природных резервуаров углеводородов РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ В КОЛЛЕКТОРАХ РАЗЛИЧНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ. В Припятском прогибе больше половины (55, 2%) остаточных доказанных извлекаемых запасов нефти приурочены к малопроницаемым коллекторам, 20, 2% - к проницаемым и 24, 6% - к высокопроницаемым. Со временем в общей структуре белорусских запасов нефти отмечается постепенное увеличение доли запасов нефти в малопроницаемых коллекторах. Такое изменение обусловлено относительно низким темпом освоения этих коллекторов по сравнению с более высокопроницаемыми коллекторами. Максимальный объём остаточных запасов нефти (34% от суммарных остаточных запасов всего осадочного комплекса) сосредоточен в межсолевых (задонско-петриковских) карбонатных малопроницаемых коллекторах (табл. 4). В межсолевом комплексе доля запасов в малопроницаемых коллекторах составляет 65, 2%, в проницаемых 18, 1%, в высокопроницаемых 16, 7%. В подсолевом терригенном и в верхнесоленосном комплексах 84 -98% запасов нефти сконцентрировано в малопроницаемых коллекторах. Относительно благоприятное для разработки распределение запасов нефти в коллекторах различного типа имеет подсолевой карбонатный комплекс: в высокопроницаемых - 41, 7%, в проницаемых - 26, 3%, в малопроницаемых - 32 %. Запасы нефти в малопроницаемых коллекторах, наряду с запасами нефти в высокообводнённых зонах месторождений, а также с подгазовыми и высоковязкими нефтями относятся к категории трудноизвлекаемых запасов. В Припятском прогибе большинство месторождений в значительной мере содержат трудноизвлекаемые запасы нефти (график 0. 2). Интересно, что по мере уменьшения размеров месторождений увеличивается в них доля низкопроницаемых коллекторов.
Характеристика природных резервуаров углеводородов Наиболее крупные по размерам месторождения состоят в основном из высокоемких, высокопроницаемых коллекторов и даже суперколлекторов, имеют большие запасы углеводородов. Правда, не во всех случаях прослеживается такая закономерность: имеется ряд месторождений достаточно обширных по площади, заключающих большие, по меркам Беларуси, запасы нефти, которые, однако, приурочены к низкопроницаемым коллекторам (например, задонско-елецкие залежи блоков I и II Вишанского месторождения). Немалые запасы нефти сконцентрированы в низкопроницаемых коллекторах таких залежей, как: Славянские лебедянская и задонско-елецкая; Мармовичские задонско-елецкие блоков II, IV, V; Чкаловская задонско-елецкая; Ново-Давыдовские воронежская, задонская, елецкая; Северо-Домановичская задонская. В зависимости от доли активных и трудноизвлекаемых запасов нефти в залежах определяется технология их разработки, методы интенсификация добычи УВ и способы повышения нефтеотдачи. Очевидно, что в Беларуси необходимо с каждым годом всё больше инвестиций направлять на освоение трудноизвлекаемых запасов. Объединение «Белоруснефть» с начала XXI века активно ведёт работы по выбору наиболее рациональных систем разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Для этой цели проводятся: уплотнение сетки эксплуатационных скважин; бурятся дополнительные (вторые) стволы скважин; осуществляется бурение горизонтально- и диагонально секущих, а также многозабойных скважин; гидравлические и солянокислотные разрывы пластов; широкоохватная закачка в обводнившиеся залежи потокоотклоняющих и нефтеотмывающих реагентов; совершенствование системы поддержания пластового давления в залежах и т. д.
Распределение месторождений нефти Республики Беларусь по величине остаточных извлекаемых запасов на 1. 01. 2009 г. 25 50 45 3. 850 17. 7% 20 40 запасы, усл. ед 35 9. 832 55. 1% 15 30 25 10 20 17. 903 14 15 5 5. 288 70. 3% 6. 021 62. 6% 11 10 8. 013 4 2. 238 3. 592 0 5 0 до 0, 5 -1 1 -3 >3 величина запасов, усл. ед. количество месторождений трудноизвлекаемые, усл. ед активные, усл. ед количество месторождений 44
Распределение остаточных доказанных извлекаемых запасов нефти залежей Беларуси в коллекторах различной проницаемости (табл. 4)
Характеристика природных резервуаров углеводородов ПОРОДЫ-ФЛЮИДОУПОРЫ (табл. 2): покрышки, перемычки. Разрез Припятского прогиба характеризуется наличием мощных соленосных толщ: нижней (ливенской) и верхней (лебедянскополесской), которые являются главными, наиболее надежными региональными флюидоупорами. Кроме того, в осадочном чехле региона присутствует значительное количество малопроницаемых и непроницаемых пластов различной толщины и латеральной протяженности. В целом выделяется пять основных флюидоупоров, однако для разных лито-фациальных условий различных участков региона характерно наличие тех или иных зональных и/или локальных флюидоупоров. Первый, локально-региональный флюидоупорный комплекс, состоит из непроницаемых пород от архейско-протерозойского кристаллического фундамента до саргаевского горизонта включительно. Кристаллический фундамент является региональным флюидоупором, сложенным метаморфическими или изверженными породами. Вышележащие породы комплекса - от верхнепротерозойского до саргаевского горизонта там, где они представлены ангидритами, мергелями, аргиллитами, плотными известняками или песчаниками, представляют собой зональные или локальные непроницаемые пачки, образуя локальные или зональные ПР в участках распространения смежных пластов-коллекторов; Второй, зональный флюидоупор – речицко-воронежская флюидоупорная пачка, представлена глинистыми, сульфатными, плотными карбонатными породами. Там, где в воронежском горизонте присутствуют породы-коллекторы, распространены локальные ПР; Третий, основной надежный, региональный флюидоупор – нижнесоленосная (евлановсколивенская) непроницаемая толща включает, в основном, галит, а также ангидриты и мергели;
Характеристика природных резервуаров углеводородов Четвертый, локально-зональный флюидоупор, представлен либо в целом межсолевой (домановичско-петриковской) толщей, либо отдельными непроницаемыми межсолевыми пачками ангидритов, мергелей, плотных известняков. Вдоль региональных разломов Припятского прогиба в межсолевом комплексе распространены биостромы, биогермы и рифовые массивы, которые формируют вместе с перекрывающими и подстилающими локальными межсолевыми флюидоупорами природные резервуара соответствующих типов. На большей части Припятского прогиба межсолевой комплекс представлен плотным карбонатным флюидоупором или полуколлектором (ложной покрышкой); Пятый, надежный, региональный флюидоупор – верхнесоленосный (лебедянско-полесский) комплекс, который сложен, в основном, галитом, а также ангидритами и мергелями. Породы-флюидоупоры
Характеристика природных резервуаров углеводородов ПЕРЕЧЕНЬ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА. В подсолевом комплексе отложений Припятского прогиба выделяются снизу вверх следующие 7 природных резервуаров (рисунки 0. 2, 0. 3, 0. 4): Верхнепротерозойский (вендский резервуар) имеет код – 4. IX, включает один компонент (код – 4. 9. 0. 1); Наровско-пярнуский (код – 4. VIII). Основные коллекторы сосредоточены в витебско-пярнуских отложениях, которые объединены в шести компонентах (4. 8. 0. 1 - 4. 8. 0. 6). Наибольшее распространение имеет компонент 4. 8. 0. 3; Старооскольский резервуар (код – 4. VII) содержит 8 компонентов: 4. 7. 0. 1 - 4. 7. 0. 8. Три - в кровельной части, три - в средней, два - в подошвенной частях; Ланский резервуар (код – 4. VI) содержит шесть компонентов: 4. 6. 0. 1 -4. 6. 0. 6; Саргаевский резервуар, как правило, не разделяется на две части, поскольку перемычка между верхней и нижней частями – маломощная. Однако, предполагается, что на каких-то участках Припятского прогиба эта перемычка утолщается, разделяя саргаевский резервуар на два: верхний и нижний. Поэтому код саргаевского резервуара – 4. IV-V. В этом резервуаре выявлены шесть компонентов 4. 5. 0. 1 - 4. 5. 0. 6. Наилучшие коллекторы сосредоточены в первых трех, последние три характеризуются разобщенными, изолированными пластами, перемежающимися более плотными породами аналогичного состава; Семилукский резервуар имеет код – 4. III, обычно состоит из двух пластов. Поэтому все коллекторы объединены в два компонента 4. 4. 0. 1 и 4. 4. 0. 2. Но изменчивость литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств его верхней части на некоторых площадях (Речицкое, Вишанское месторождения) определили необходимость в расчленении продуктивной части семилукского резервуара на три пачки, а пласты-коллекторы сгруппированы в шесть компонентов: 4. 4. 0. 1 р, 4. 4. 0. 1 к, 4. 4. 0. 2 р, 4. 4. 0. 2 к, 4. 4. 0. 3 р , 4. 4. 0. 3 к. Компонент 4. 4. 0. 2 к установлен как «основной пласт» , компоненты 4. 4. 0. 1 к и 4. 4. 0. 3 к – как «кровельный» и «подошвенный» пласты-коллекторы.
Характеристика природных резервуаров углеводородов Компоненты 4. 4. 0. 1 р, 4. 4. 0. 2 р, 4. 4. 0. 3 р обозначены как соответствующие им «перемычки» (если не содержат коллекторы), либо «условные перемычки» , где коллекторы маломощные, низкоемкие. Основные нефтенасыщенные пачки коллекторов включает компонент 4. 4. 0. 2 к, где их доля составляет 0, 9 -1, 0 от общей толщины компонента, и который характеризуется региональным распространением по площади пачек однородного литологического состава и близких емкостных свойств. Воронежский верхний резервуар, его код – 4. I, группирует коллекторы птичских слоев, здесь обозначены три компонента: 4. 2. 1. 1 – 4. 2. 1. 3. Основным продуктивным, наиболее распространенным является первый компонент. Воронежский нижний, его код – 4. II, выделен в стреличевских слоях. Основные коллекторы здесь объединены в компонент 4. 2. 2. 1, имеющий широкое распространение. Из этого компонента получены притоки нефти с максимальными дебитами. В межсолевом комплексе выделено восемь резервуаров: задонский нижний (кузмичевский). Код -2. 3. IV; задонский нижний (тонежский). Код -2. 3. III; задонский средний (V и VI литологические пачки). Код -2. 3. II; задонский верхний (вишанские и тремлянские слои). Код -2. 3. I; елецкий туровский. Код -2. 2. II; елецкий дроздовский. Код -2. 2. I; петриковский нижний. Код -2. 1. II; петриковский верхний. Код -2. 1. I. Порядок индексирования - сверху вниз. Нумерация в каждом крупном стратиграфическим срезе своя. Первые две цифры указывают на стратиграфический индекс горизонта, римская цифра – порядковый номер резервуара в разрезе. В свою очередь каждый резервуар объединяет в себе компоненты, группирующие пластыколлекторы, выделенные по материалам ГИС в определенном стратиграфическом интервале. Они проиндексированы четырехзначным кодом, в котором первые три цифры – индекс слоев, а последняя цифра – порядок распределения компонентов в разрезе.
Характеристика природных резервуаров углеводородов Такая модель-схема характерна для разрезов «речицкого типа» . Для Осташковичского, Ю-Сосновского месторождений характерны межсолевые рифогенные образования, которые обозначены как «осташковичский разрез» , где по каротажу межсолевые отложения представляют собой многометровую, однородную, слабо дифференцированную толщу с мозаичным распределением емкостных свойств, где перемычки непроницаемых пород не выдержаны, спонтанны как по вертикали, так и по латерали. В таком типе разреза пришлось каждый стратиграфический уровень, независимо от того имеются ли коллекторы в нем или нет, разбить на литопачки с условным глинистым репером в подошве и проиндексировать их по общему принципу. Для Южно-Сосновского и Южно-Осташковичского месторождений, чтобы выявить границы распространения непроницаемых участков в плане, нерасчленненая елецко-задонская толща, игнорируя стратиграфию, была разбита на пачки, включающие коллектора (их обозначение – К), и пачки-перемычки, где коллектор либо отсутствует, либо представлен маломощными, разобщенными, изолированными пластами (условные перемычки, их обозначение Р). Для разрезов, вскрытых в рифогенной фации, но где в распределении коллекторов можно уловить определенную закономерность (Ново-Давыдовское и Дубровское месторождения) компоненты привязаны строго к пластам- коллекторам. Основные нефтеносные коллекторы сосредоточены в трех резервуарах: елецком дроздовском, елецком туровском и задонском верхнем. Это компоненты: 2. 2. 1. 1, 2. 2. 1. 2, 2. 2. 2. 3 - 2. 2. 2. 5. В разрезах «левашовского типа» продуктивным является задонский верхний резервуар 2. 3. I, где в тремлянских слоях выявлены две залежи, разобщенные перемычкой из ангидрита. Надангидритовый резервуар включает компоненты 2. 3. 2. 1 – 2. 3. 2. 5, а подангидритовый – 2. 3. 2. 6. - 2. 3. 2. 10. Очевидно, что для многих межсолевых разрезов характерно особое распространение породколлекторов. Применение общей корреляции и кодификации разрезов с выделением компонентов, позволяет унифицировать природные резервуары, прослеживать из простирание, выявлять литологические ловушки.
Характеристика природных резервуаров углеводородов БОКОВЫЕ ЭКРАНЫ. В ловушках, образованных изгибом или выступом природных резервуаров, а также в линзовидных ловушках боковыми экранами выступают собственные покрышки и подстилки, т. е. перекрывающие и подстилающие флюидоупоры каждого ПР. В ловушках экранирования по сбросу в качестве бокового экрана выступают флюидоупоры, как правило, других, вышезалегающий ПР. Для Припятского прогиба такое экранирование является наиболее распространенным из-за многочисленности разломов различной амплитуды, но в то же время труднопрогнозируемым. В этой связи более детально рассмотрим условия бокового экранирования семилукского ПР (главного в подсолевом комплексе) по сбросам различной амплитуды [2]. Семилукские залежи в пределах погруженных крыльев разломов ограничиваются первым флюидоупорным комплексом (от архейско-протерозойского кристаллического фундамента до саргаевского горизонта включительно). Этот флюидоупорный комплекс ограничивает с одной из сторон пять семилукских залежей (Ветхинская, Днепровская, Надвинская, Озерщинская, Сосновская). Основными, наиболее крупноамплитудными (600 и 1100 м), являются сбросы, приводящие в контакт семилукские отложения с породами кристаллического фундамента. По другим сбросам семилукские продуктивные отложения экранированы пярнуско-наровскими, старооскольскими или саргаевскими флюидоупорными пачками. Амплитуды этих сбросов изменяются, как правило, в пределах 20 -110 м, достигая 200 м. Вторая (речицко-воронежская) флюидоупорная пачка, как и последующие третий- пятый флюидоупоры, ограничивают семилукские залежи приподнятых крыльев нормальных сбросов. Этот флюидоупор экранирует двенадцать семилукских залежей по шестнадцати разломам. Амплитуды девяти сбросов изменяются в пределах 20 -50 м, остальных семи от 80 до 150 м, за исключением одного - до 300 м. Третий, евлано-ливенский флюидоупор экранирует тридцать семилукских залежей по шестидесяти шести сбросам. В том числе на двадцати двух залежах боковое ограничение евлано-ливенским флюидоупором происходит по тридцати трем основным сбросам. Очевидно, что экранирование этим флюидоупором семилукских залежей является определяющим на известных месторождениях.
Характеристика природных резервуаров углеводородов Амплитуды соответствующих сбросов, как правило, составляет 150 -300 м, изменяясь от 40 -80 м (Южно-Оземлинское, Казанское, Октябрьское, Борисовское, Комаровичское, Сосновское и др. месторождения) до 1000 -1100 м (Надвинское, Золотухинское, Летешинское, Озерщинское месторождения). Четвертый, межсолевой флюидоупор ограничивает семилукские залежи на Днепровском (амплитуда сброса 500 -1200 м) и Борисовском (сброс 220 м, контакт с ливенско-домановичскими отложениями) месторождениях. Наличие гидродинамически изолированных залежей в различных пачках межсолевой толщи Речицкого и Левашовского месторождений указывает на присутствие в межсолевой толще промежуточных пачек флюидоупоров (перемычек). На участках, где в межсолевой толще отсутствуют коллекторы, вся толща может являться флюидоупором. Пятый флюидоупор, верхнесоленосная толща экранирует семь семилукских залежей по двенадцати сбросам. Десять из этих сбросов являются основными. Амплитуды сбросов, обеспечивающих контакт с верхнесоленосной толщей, составляют 350 м (Тишковская залежь) – 2300 м (Восточно. Дроздовская залежь). Анализ вертикального и латерального распределения коллекторов и флюидоупоров в разрезе Северной зоны Припятского прогиба позволил составить классификацию флюидоупоров, экранирующих семилукские коллекторы (таблица 2. 1) и рассчитать преобладающие амплитуды сбросов, обеспечивающих экранирование семилукских залежей разными флюидоупорами. Данная классификация является основой для оценки перспектив нефтеносности подсолевых тектонических блоков, прогнозирования геологоразведочных работ, создания компьютерных программ автоматизированного выбора первоочередных объектов поисков нефти и газа. Основные выводы, которые следуют из таблицы 2. 1, заключаются в том, что в семилукских коллекторах возможно формирование ловушек вдоль разломов различных амплитуд. Возможно формирование семилукских ловушек, ограниченных речицко-воронежским флюидоупором, вдоль малоамплитудных сбросов (20 -200 м) практически на всей территории Северной зоны прогиба.
Характеристика природных резервуаров углеводородов На западных участках территории деятельности объединения «Белоруснефть» вероятно образование ловушек, ограниченных евлано-ливенским флюидоупором вдоль сбросов амплитудой от 80 -100 м и больше. На погруженных крыльях сбросов возможно образование семилукских ловушек, экранированных флюидоупорами, саргаевско-архейского комплекса. Эти ловушки образуются сбросами как малоамплитудными (20 -100 м), так и крупноамплитудными (как правило, более 300 -800 м) на всей территории Северной зоны. Для точного прогнозирования малоамплитудных ловушек следует на каждом конкретном участке учитывать положение в разрезе семилукских коллекторов, а также подстилающих и перекрывающих флюидоупоров. С этой целью необходимо создать базу данных детального распространения коллекторов и флюидоупоров по разрезу и площади региона. Следует создать программу автоматического расчета вероятности бокового экранирования не только семилукских, но и других коллекторов вдоль разломов различных амплитуд. Подобные исследования имеют большое практическое значение, так как обосновывают перспективность поисков залежей нефти в малоамплитудных подсолевых блоках Припятского прогиба.
Характеристика природных резервуаров углеводородов ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ УВ. В осадочном комплексе Припятского нефтегазоносного бассейна установлено увеличение температур, геотермических градиентов и теплового потока с юго-запада на северо-восток [15]. Так, например, температура на срезе -1000 м в пределах Копаткевичской, Заозерной, Стреличевской площадей югозапада и юга региона составляет 20°С, а в районе Восточно-Первомайской площади северо-востока прогиба - 45°С. Подобным образом увеличиваются температуры на более глубоких срезах и по основным литолого-стратиграфическим комплексам. Распределение значений геотермического градиента осадочного комплекса также отражает нарастание напряжённости геотермического поля к северо-востоку. На северо-востоке нефтегазоносного бассейна по сравнению с югом наблюдается увеличение теплового потока более чем в 3 раза (от 0, 45 до 1, 44 мккал/см 2 Чс) [17]. На этом общем фоне геотермического поля представляется возможным условно выделить три основные обособленные по геотермической характеристике зоны: Северную, Центральную и Южную. Северная геотермическая зона отличается повышенной напряженностью теплового поля. Нарастание температур, геотермических градиентов и теплового потока в любом участке этой зоны направлено к северо-востоку. Температура на глубине 5000 м составляет 90 -100°С. В пределах этой зоны выделяется северо-восточная часть с западной границей в районе Борисовской плащади. Этот участок характеризуется максимальной геотермической активностью. Температура на глубине 5000 м здесь достигает 130°С. Между изоградиентами 1, 3 и 1. 6°С/100 м отмечается участок осадочного комплекса с относительно однородным геотермическим полем, в котором нарастание по латерали температуры и геотермического градиента происходит менее интенсивно, чем за его пределами. Южная геотермическая зона отличается пониженной напряженностью геотермического поля. В этой зоне, как и в Северной, изотермы и изолинии других геотермических параметров линейно вытягиваются в направлениях, близких к простиранию продольных глубинных разломов, ограничивающих Припятский нефтегазоносный бассейн. Температура на глубине 5000 м достигает 70°С, что на 10 -60°С ниже, чем в северо-восточной части бассейна осадконакопления.
Характеристика природных резервуаров углеводородов Центральная геотермическая зона характеризуется разнонаправленными изменениями геотермических характеристик. Она разделяется на два участка: западный и восточный. Граница между ними проходит по субмеридиональной линии: Северо-Домановичская – Гороховская – Заозерная площади. В Западном участке температура по всему разрезу и геотермический градиент осадочного комплекса увеличиваются на восток в сторону погружения природных резервуаров Восточно-Микашевичского погребённого выступа. Так, в районе выступа (Копаткевичская площадь) температура на глубине 3000 м составляет около 40°С, а в районе более глубокого залегания фундамента, в центральной части зоны, на этой же глубине температура достигает 55°С (Гороховская площадь). В восточном участке температура на глубине 3000 м изменяется в пределах 60 - 65°С. Изолинии геотермических параметров нижних горизонтов в общем отражают изометрическую структуру Хойникско-Хобнинского погребённого выступа. Здесь наиболее приподнятым частям фундамента соответствуют наименьшие температуры и геотермические градиенты литологостратиграфических комплексов. Зональное распределение геотермической напряженности Припятского нефтегазоносного бассейна обусловлено геологическим строением региона. Разломы значительных амплитуд (до 3 -4 км), наибольшие глубины залегания кристаллического фундамента (до 7 км), увеличение мощности соленосных отложений, присутствие в разрезе вулканогенных образований отражают наибольшую тектоно-вулканическую активность северо-восточной части прогиба, что является причиной максимальной напряженности геотермического поля этой части региона. В Припятском прогибе большинство выявленных месторождений УВ приурочено к наиболее геотермически напряженной Северной структурной зоне. Причем нефтяные залежи формируются в относительно однородном геотермическом участке, для которого средний геотермический градиент осадочного комплекса равен 1, 3 – 1, 6°С/100 м. Зона нефтегазонакопления, в пределах которой открыты газоконденсатные залежи (Красносельская, Западно-Александровская) характеризуется максимальной напряженностью геотермического поля, где геотермический градиент имеет значения превышающие 2, 0°С/100 м.
Характеристика природных резервуаров углеводородов ЭВОЛЮЦИЯ ГЕОТЕРМИЧЕСКОГО ПОЛЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ УВ. Данные по отражательной способности витринита* рассеянных углистых включений из девонских отложений Припятского прогиба убедительно свидетельствуют о том, что в прошлом северо-восток региона также отличался повышенной геотермической напряженностью. Это подтверждается тем фактом, что если сравнить одновозрастные породы на равных глубинах (3, 5 км) в северо-восточной и южной частях прогиба, то показатель отражательной способности (Rб) у первых приблизительно на 2 единицы больше [6, 7, 8]. Осадочные породы прогиба, содержащие витринит с Rб от 5, 9 до 8, 6 единиц, в настоящее время прогреты до температур 35 -95 о. С. Максимальные температуры катагенеза этих пород, судя по Rб, вероятно, имеют значения, близкие к 70 -175 о. С. Следовательно, температуры в отложениях рассматриваемого региона ниже максимальных палеотемператур на 35 -80 о. С. Пространственная связь положительных палео- и современных геотермических аномалий с наиболее тектонически подвижными зонами региона указывает на связь времени максимальной геотермической напряженности осадочного комплекса пород с временем проявления максимальной тектонической активности и вулканизма. Действительно, скорее всего, именно в позднефаменско-каменноугольное время, т. е. на протяжении основного этапа авлакогенной стадии развития Припятского прогиба существовали условия для максимального выноса тепла из недр. Этот период и являлся временем максимальной геотермической напряженности осадочного чехла. Затухание интенсивных тектонических движений с начала пермского периода привело к уменьшению теплового потока, и осадочный чехол прогиба начал остывать, поэтому современные температуры природных резервуаров значительно меньше максимальных палеотемператур. *Витринит представляет собой остатки растительного материала, существенно потерявшие свой первоначальный облик в ископаемом состоянии. Отражательная способность витринита используется для точного определения степени метаморфизма углей и, соответственно, вмещающих их горных пород, а также для оценки максимальных температур, при которых происходил катагенез пород и заключенного в них рассеянного органического вещества – источника углеводородов. Возрастание отражательной способности свидетельствует о росте палеотемператур и, соответственно, степени катагенеза пород.
Характеристика природных резервуаров углеводородов РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПО ЗОНАМ КАТАГЕНЕЗА. В результате изучения характера распределения промышленных геологических запасов нефти по зонам катагенеза установлено [14], что максимальные суммарные запасы нефти в Припятском прогибе сконцентрированы в подсолевых и межсолевых девонских отложениях, содержащих витринит с отражательной способностью (Rб) около 7, 4, т. е. на границе перехода подзоны катагенеза МК 1 в подзону МК 2 (таблица). Около 60% промышленных геологических запасов нефти Припятского прогиба находится в породах, преобразованных до начального этапа раннего мезокатагенеза (подзона МК 1; Rб изменяется от 7, 0 до 7, 5). Главная часть суммарных промышленных запасов нефти региона (около 95%) приурочена к породам, заключающим витринит с отражательной способностью от 7, 0 до 8, 0. Всего в зоне раннего мезокатагенеза (подзоны МК 1 МК 2; Rб изменяется от 7, 0 до 8, 5) сосредоточено приблизительно 97 -98% суммарных доказанных геологических запасов нефти прогиба. Около 2 - 3% запасов относится к зоне среднего мезокатагенеза (подзона МК 3; Rб изменяется от 8, 5 до 9, 0). Приуроченность основной доказанной нефтеносности к зоне раннего мезокатагенеза отмечена и для других регионов мира. В Припятском прогибе закономерность размещения запасов нефти по зонам катагенеза отложений ярко проявилась потому, что для этого региона характерно наличие мощных третьего и пятого региональных флюидоупоров, представленных нижнесоленосной и верхнесоленосной непроницаемыми толщами, обусловивших сохранность залежей нефти от вертикальной миграции углеводородов на поверхность. Широкое распространение в нефтеносных горизонтах конседиментационных разломов препятствовало дальней латеральной (боковой) миграции углеводородов. Нефтематеринские породы, по существу, перемежаются с породами-коллекторами. Все эти условия способствовали образованию залежей УВ, расположенных относительно недалеко от очагов их генерации, т. е. , практически, in situ.
Изменение состава залежей и нефтей по зонам катагенеза Припятского прогиба
Нефти, газовые конденсаты и газы Беларуси Месторождения углеводородов Беларуси содержат нефти, газовые конденсаты, свободные и растворённые (попутные) газы с различными физико-химическими свойствами. Многообразие свойств УВ обусловлено значительным различием таких основных факторов как: состав исходного органического вещества, из которого генерировались УВ; пластовые условия (прежде всего, изменчивость по разрезу и площади региона максимальных палеотемператур и современных температур); вторичные процессы преобразования УВ (катагенетические, гипергенные и т. д. ). Нефть каждой залежи по-своему уникальна и отличается составом и свойствами. Свойства пластовых и дегазированных нефтей, а также нефтяных попутных газов изучаются с помощью обширного комплекса физических и химических методов исследований. Изучение свойств белорусских нефтей ведется на протяжении всех лет, начиная с 1964 г. , когда было открыто первое нефтяное месторождение - Речицкое. В результате удалось собрать разностороннюю и объективную информацию о физико-химических свойствах углеводородов во всех открытых залежах, выявить закономерности их изменений в зависимости от различных условий. Основные сведения о составе и свойствах УВ Беларуси, отраженные в данном Атласе, могут быть использованы при подсчете запасов нефти и газа, составлении проектных документов, выполнении инженерных расчетов различных технологических процессов нефтедобычи. Разнообразие свойств белорусской нефти обуславливает не только подбор различных методов добычи, но и выбор оптимальной системы сбора и подготовки различных нефтей. Дифференцированный подход позволяет сохранить ценные качества определённых нефтей. В Республиканском унитарном предприятии «Производственном объединении «Белоруснефть» осуществляется раздельный сбор и подготовка средних и особо легких нефтей. Физико-химические свойства товарных нефтей, как сборных нефтей из всех разрабатываемых объектов, обусловлены долей добычи нефти из каждой залежи и ее физико-химическими свойствами. Товарные нефти Беларуси классифицируются по СТБ ГОСТ Р 51858 -2003 «Нефть. Общие технические условия» как малосернистые (класс 1), особо легкие (тип 0) и средние (тип 2), по степени подготовки нефти относятся к группе 1.
Характеристика углеводородов Беларуси Нефти Беларуси различаются по физико-химическим свойствам и качеству получаемых из них нефтепродуктов. Среди нефтей имеются малосернистые, с содержанием серы до 0, 01 % массовых и высокосернистые с содержанием серы более 4, 5 % массовых (например, в нефти елецкой залежи Октябрьского месторождения содержится 4, 79 % массовых серы); парафинистые и высокопарафинистые (например, в нефти Восточно-Первомайского месторождения семилукской залежи содержание парафина превышает 10 % массовых); малосмолистые и высокосмолистые (например, в нефти Октябрьского месторождения содержание асфальто-смолистых веществ (АСВ) превышает 40 % массовых). Концентрация в нефти парафинов, смол и асфальтенов определяет ее цвет. Чем больше в нефти асфальто-смолистых веществ темнее ее окраска, и наоборот, например, конденсат Западно-Александровского месторождения вообще не содержит АСВ, и поэтому имеет прозрачный цвет. Многообразие цветовых оттенков белорусских нефтей приведено в таблице 5. В нефтяных месторождениях Беларуси присутствуют как особо легкие нефти с плотностью не более 830 кг/м 3, так и битуминозные нефти у которых плотность превышает 950 кг/м 3, маловязкие с вязкостью не более 1 мм 2/с, и высоковязкие нефти имеющие вязкость в поверхностных условиях более 300 мм 2/с, пластовые флюиды с незначительным газосодержанием (до 10 м 3/т) и высоким содержанием газа (до 785 м 3/т). Разрабатываются также газоконденсатные залежи, в пластовом флюиде которых содержится в среднем 450 г/м 3 углеводородов С 5+высшие, а количество конденсата, добываемого с пластовым газом составляет 500 -630 см 3/м 3.
Характеристика углеводородов Беларуси ХИМИЧЕСКИЕ ЭЛЕМЕНТЫ И СОЕДИНЕНИЯ В НЕФТИ. Нефти состоят главным образом из углерода – 79, 5 – 87, 5 % и водорода – 11, 0 – 14, 5 % массовых. Кроме них в нефти присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот, общее количество которых составляет 0, 5 – 8 % массовых. Кислород и азот находятся в нефти только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероорганических соединений. Элементарный состав белорусских нефтей может быть представлен следующим соотношением: С – 86%, Н – 13 %, О – 0, 2%, S – 0, 5%, N – 0, 1% (на примере нефтей основных промышленных месторождений Вишанского, Осташковичского, Речицкого). В незначительных концентрациях в нефти встречаются элементы: ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий и др. Их общее содержание не превышает 5*10 -6 - 1*10 -3 % массовых. В составе минеральных остатков нефтей Беларуси обнаружено более 20 различных химических элементов (таблица 12). Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения различных классов. Поскольку в нефти углеводороды преобладают над другими классами соединений, то групповой углеводородный состав служит характеристикой определяющей тип нефти. Нефть основных месторождений Беларуси относится к метано-нафтеновому типу. Содержание метановых углеводородов составляет 52 -73%, нафтеновых – 17 -46%. Неорганические соединения в нефтях Беларуси представлены серосодержащими соединениями, среди которых меркаптановая сера и сульфиды, сероводород в нефтях отсутствует. В среднем, общее содержание серы в нефтях Беларуси не превышает 0, 6 % массовых, хотя как отмечалось выше, встречаются и особо высокосернистые нефти. Содержание в товарной нефти меркаптановой серы до 0, 002 % массовых. Концентрации сульфидов и дисульфидов в нефтяных фракциях (с температурным интервалом кипения н. к. -350 о. С) основных месторождений составляют 17 -93% массовых от общего содержания серы. Кроме того, к неорганическим, относятся и азотистые соединения нефти.
Характеристика углеводородов Беларуси На долю основного азота приходится 10 -40% массовых от общего содержания, причем большую часть азотистых оснований составляют третичные амины, на долю азотистых соединений нейтрального характера приходится 60 -90%. Азотистые и сернистые соединения главным образом входят в состав асфальто-смолистых компонентов нефти. К группе асфальто-смолистых веществ относятся наиболее сложные компоненты нефти. Содержание их в нефтях Беларуси изменяется в широком диапазоне от отсутствия или следовых концентраций (например, В-Первомайское, Красносельское месторождения) до 30 -60% (Октябрьское, С-Домановичское, В-Дроздовское месторождения). Такие высокие концентрации асфальто-смолистых компонентов характерны для тяжелых окисленных нефтей (таблица 6). Основная доля нефтей Беларуси принадлежит к парафинистым и высокопарафинистым (таблица 6). Поэтому, в технологиях добычи, сбора и подготовки таких нефтей учтены эти особенности, а при их переработке требуется проведение депарафинизации. Фракционный состав нефти отражает содержание углеводородов, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интервале температур: 28 -550°С и выше. К продуктам прямой перегонки нефти относят дистиллятные и остаточные продукты. Различают следующие дистиллятные фракции нефти: - начало кипения -200°С – широкая бензиновая фракция; - 120 -240°С – керосиновая фракция; - 240 -350°С – дизельная фракция; - 350 -500°С – широкая масляная фракция; - 380 -540 °С – вакуумный газойль. Остаточные продукты перегонки: мазуты 350 -500°С (топливный, смазочный), полугудроны выше 500°С, гудроны. По выходу светлых дистиллятов нефти Беларуси довольно разнообразны. Выход фракций, выкипающих до 300 о. С, колеблется от 25 до 80% массовых (таблицы 6, 11). Знание фракционного состава нефти позволяет выбрать наиболее рациональный способ ее переработки. Химический состав нефти, концентрации в ней соединений того или иного класса находятся в тесной связи с ее физико-химическими свойствами.
Характеристика углеводородов Беларуси ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ. Главнейшим свойством нефти, принесшим ей мировую славу исключительного энергоносителя, является способность выделять при сгорании значительное количество теплоты. Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов природных топлив теплотой сгорания. Так, например, теплота сгорания нефти – 41 -46 МДж/кг, каменного угля 29 МДж/кг, торфа – 15 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Важнейшим свойством пластовой нефти является газосодержание, т. е. количество газа растворенного в 1 тонне или в 1 м 3 нефти. Газосодержание белорусских нефтей изменяется от 10 до 785 м 3. Другой характеристикой пластовых нефтей, связанной с газосодержанием, является объемный коэффициент: отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти в поверхностных условиях. Т. к. , в пластовых условиях в нефти растворено некоторое количество газа, то ее объем всегда больше объема дегазированной нефти, для нефтей месторождений Беларуси объемные коэффициенты изменяются от 1 до 3. Давление насыщения, характеризующее то минимальное давление, при котором весь газ растворен в нефти, изменяется от 2 до 31 МПа (табл. ). Большой интерес с точки зрения геологии, технологий добычи, сбора и подготовки нефти представляет растворимость углеводородов в воде. Известно, что углеводороды растворяются в воде крайне незначительно, в основном это легкие углеводороды нефтяного попутного газа – метан, этан, пропан. Удельное содержание углеводородов, растворенных в пластовой воде, изменяется в диапазоне 0, 001 -0, 009 м 3/м 3. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности вещества. Динамическая вязкость белорусских нефтей в пластовых условиях изменяется от 0, 21 м. Па*с (например, воронежская залежь Ветхинского, вендская залежь Речицкого месторождений) до 18 МПа*с (например, семилукская залежь В-Дроздовского, воронежская залежь Котельниковского месторождений).
Характеристика углеводородов Беларуси Таким образом, в белорусском нефтедобывающем регионе встречаются пластовые флюиды с незначительной вязкостью и маловязкие, а также с повышенной вязкостью и высоковязкие. Для характеристики физических свойств дегазированной нефти, разработки технологий ее сбора и транспорта используются как величины кинематической вязкости (диапазон изменения значений исследованных проб нефтей Беларуси от 1 мм 2/с до 300 мм 2/с), так и значения динамической вязкости (диапазон изменений для нефтяных месторождений Беларуси составляет от 2, 4 м. Па*с до 70000 м. Па*с). Нефти различаются по плотности. В соответствии с требованиями с СТБ ГОСТ Р 51858 -2003 «Нефть. Общие технические условия» , по плотности нефти подразделяют на пять типов: до 830 кг/м 3 - особо легкие (тип 0), от 830, 1 кг/м 3 до 850 кг/м 3 – легкие (тип 1), от 850, 1 кг/м 3 до 870 кг/м 3 – средние (тип 2), от 870, 1 кг/м 3 до 895 кг/м 3– тяжелые (тип 3), свыше 895 кг/м 3 – битуминозные (тип 4). Основная масса нефтей месторождений Беларуси принадлежит к легким (тип 1) и средним (тип 2). Особо легкими (тип 0) являются нефти следующих месторождений: С-Малодушинского, Озерщинского, Золотухинского (воронежские коллекторы), Оземлинского (семилукские коллекторы), Ю-Оземлинского (саргаевские и семилукские коллекторы восточного блока), Старо-Малодушинского (семилукские коллекторы), Судовицкого (воронежская залежь), Тишковского (все подсолевые залежи), Днепровского, Красносельского (елецко-задонские коллекторы пачки-IV и задонские коллекторы пачки-VIII пачки), Некрасовского, Ветхинского, Речицкого (вендская залежь), Мармовичского (саргаевско-воронежская залежь), Осташковичского(воронежские, семилукские и саргаевские коллекторы), Давыдовского (воронежские и семилукские коллекторы), Барсуковского (семилукская залежь центрального блока, саргаевские, ланско-старооскольские коллекторы), В-Первомайского, Ю-Александровского, Дубровского (семилукская залежь), Сосновского (воронежская и семилукская залежи), Первомайского, Ю-Тишковского (задонские коллекторы восточного блока), З-Александровского (воронежские и семилукские коллекторы).
Характеристика углеводородов Беларуси Тяжелыми, относящимися к 3 типу являются нефти следующих месторождений: Н-Сосновского (скв. 44), Полесского лебедянская залежь, Золотухинского задонско-петриковская залежь, З-Тишковского задонскоелецкие коллекторы, Осташковичского задонско-петриковская залежь, Давыдовского лебедянская залежь, Дубровского Елизаровская лебедянская залежь, Пожихарского елецкая залежь, В-Дроздовского семилукская и саргаевская залежи, Летешинского саргаевские коллекторы, С-Притокского семилукские коллекторы. К битуминозным (тип 4) относятся нефти месторождений: З-Тишковского лебедянские коллекторы, Вишанского задонские коллекторы, Летешинского ланские коллекторы, С-Домановичского лебедянские коллекторы, Надвинского в скв. 20 лебедянские коллекторы. Чем больше в нефти высокомолекулярных компонентов - смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. Плотность пластовых флюидов из-за растворенных в них газов всегда легче плотности нефти в поверхностных условиях. Плотности нефтей в пластовых условиях изменяются от 470 кг/м 3 (Восточно. Первомайское месторождение воронежская, семилукская залежи) до 900 кг/м 3 (Северо-Домановичское месторождение лебедянская залежь) а в поверхностных от 784 кг/м 3 до 975 кг/м 3. Рассмотренные выше характеристики нефти являются основными, но на самом деле, физико-химических свойств нефти значительно больше (теплофизические, электрические, термодинамические, температурные свойства и т. д. ). Все многообразие свойств нефти является следствием ее состава, строения молекул компонентов, их взаимосвязи между собой и окружающей средой. Постоянное, всестороннее изучение физико-химических свойств нефти, чрезвычайно важно для правильного выбора технологий добычи, транспорта, подготовки, переработки и применения нефтей и нефтепродуктов. Физико-химические свойства дегазированных нефтей и классификация нефтей в зависимости от физико-хим. свойств в соответствии с СТБ ГОСТ Р 51858 -2003 «Нефть. Общие технические условия» представлены в табл. 6 и 8. Основные свойства пластовых нефтей, газовых конденсатов и попутных газов Беларуси приведены в табл. 7 и 7. 1. Нефти одного и того же месторождения различаются по свойствам в зависимости от глубины залегания. В разных залежах с увеличением глубины отбора нефтей снижается их плотность и вязкость, уменьшается содержание асфальто-смолистых веществ и серы, увеличивается газосодержание и выход светлых фракций (графики 1, 1. 1). В одной и той же залежи по мере увеличения глубины залегания природного резервуара происходит утяжеление нефти, что обусловлено, по-видимому, сегрегацией углеводородов в залежи, а
Характеристика углеводородов Беларуси ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТОВАРНЫХ НЕФТЕЙ. Знание состава перерабатываемых нефтей является важным фактором, определяющим возможность и экономическую целесообразность производства того или иного товарного продукта. Современные технологии переработки белорусской нефти, ее узких фракций, позволяют получить компаунды для производства бензинов, реактивных дизельных топлив, смазочных масел и смазок различного назначения. Технологические характеристики нефтей отдельных месторождений по потенциальному содержанию в них светлых нефтепродуктов, физико-химические свойства товарных нефтей, а также основные направления использования отдельных фракций приводятся в таблицах 9, 10, 11. Содержание микроэлементов в золе сырой и товарной нефти освещено в таблице 12. Исследования нефтей Ю-Александровского, С-Домановичского (скв. 32) месторождений, товарной нефти произведены КПФ «Константа» (1999 г. ), а нефтей Речицкого, Осташковичского, Давыдовского и Вишанского месторождений - академией наук Белорусской ССР (1972 г. ). На долю бензиновых фракций приходится от 15 до 33 % массовых в расчете на нефть. Бензиновые фракции всех исследованных нефтей отличаются высоким содержанием парафиновых углеводородов, низким содержанием алкилбензолов, поэтому имеют низкие октановые числа (от 38 до 53, 6). Бензиновые фракции содержат незначительные количества сернистых соединений (до 0, 06 %массовых, за исключением бензиновой фракции Северо-Домановичского месторождения серы – 1 %массовый) и являются благоприятным сырьем для процессов каталитического риформинга, изомеризации, после которых могут использоваться как компаунды автомобильных бензинов. Доля керосиновых фракции в нефтях составляет 14 -23%. Для керосиновых фракций, как и для бензиновых, характерно преобладание парафиновых углеводородов. Керосиновые дистилляты всех изученных нефтей (кроме керосинового дистиллята нефти С-Домановичского месторождения) обладают хорошими фотометрическими свойствами (высота некоптящего пламени 23 -28 мм), вследствие чего из них могут быть получены осветительные керосины.
Характеристика углеводородов Беларуси После депарафинизации, проводимой с целью снижения температуры начала кристаллизации их можно рассматривать как компоненты для производства реактивных топлив, так как содержание в их составе ароматических углеводородов не превышает 22% массовых, нафталинов не более 2% массовых (например, керосиновые дистилляты нефти Южно-Александровского месторождения). На долю дизельных фракций приходится 25 -40 % массовых в расчете на нефть. Дизельные фракции имеют высокие значения цетановых чисел (от 40, 5 до 62) которые обусловлены высоким содержанием парафинов нормального строения, поэтому эти фракции могут быть рекомендованы как компоненты для компаундирования дизельных топлив. Температуры застывания дизельных фракций изменяются от минус 6 о. С до минус 35 о. С, содержание серы от 0, 03 до 0, 12 % массовых (за исключением дизельной фракций С-Домановичской нефти серы - 2, 57 % массовых). Масляные фракции нефти составляют 7 -21 % массовых в расчете на нефть. По своему структурногрупповому составу, низкому содержанию серы и другим показателям (плотность, вязкость, температура застывания, температура вспышки, коксуемость) после депарафинизации, проводимой с целью снижения содержания нормальных парафиновых углеводородов и температуры застывания, могут быть рекомендованы как компаунды для производства смазочных масел различного назначения. Одновременно их можно использовать в качестве сырья вторичных процессов - каталитического крекинга и гидрокрекинга. Анализ остатков различной глубины отбора (от 6 до 41 % массовых в расчете на нефть), показал преобладание в их составе смол и ароматических углеводородов. Остатки имеют высокие показатели вязкости, температуры застывания, в них увеличено содержание серы. Остатки могут быть использованы в процессах висбрекинга, коксования для получения жидких нефтепродуктов и нефтяного кокса, также могут быть использованы для получения битумов. Исследователи отмечают как уникальную для процессов переработки нефть Ю-Александровского месторождения: низкое содержание серы в остатках и отсутствие ее в светлых нефтепродуктах, высокое содержание парафинов во всех фракциях дает возможность получения дизельных топлив. Продукты данной нефти после депарафинизации могут быть использованы для получения компаундов бензинов, керосинов, моторных масел, смазочных материалов, пищевых парафинов.
Характеристика углеводородов Беларуси ЦВЕТОВАЯ ПАЛИТРА НЕФТЕЙ И ГАЗОКОНДЕНСАТОВ БЕЛАРУСИ. Известно, что для определения цвета нефтепродуктов используется колориметрический метод, основанный на визуальной оценке цвета нефтепродукта или его раствора при сравнении с цветными стеклянными светофильтрами, цвет нефтепродукта в данном случае выражают в единицах цвета, соответствующих номеру цветного стеклянного светофильтра. Для нефти, такой абсолютный метод оценки цвета не пригоден, шкала цветов не разработана, но колориметрический метод анализа также используется в нефтепромысловой практике. Принятой качественной оценкой цвета является светопоглощающая способность нефти, численное выражение которой - это коэффициент светопоглощения. Коэффициенты светопоглощения различных нефтей неодинаковы и изменяются в широком диапазоне. Например, коэффициент светопоглощения нефти елецко-задонской залежи Красносельского месторождения равен 0, 10, петриковской залежи – 32, 5. Для нефтей Речицкого месторождения, коэффициент светопоглощения изменяется от 633 (задонская залежь) до 61, 5 (вендская залежь). Тяжелые нефти, из-за высоких концентраций асфальто-смолистых веществ имеют значительные величины коэффициентов светопоглощения: от 1800 (семилукская залежь Денисовичского месторождения, лебедянская залежь Н-Кореневского месторождения) до 2500 (лебедянская залежь С-Домановичского месторождения). Такой широкий диапазон изменения коэффициентов светопоглощения обусловлен различными концентрациями в нефти асфальтосмолистых веществ. Каждая залежь в разных своих частях (по латерале и по вертикали) заключает нефти различного состава и, следовательно, с особыми свойствами. В этой связи меняются цвет нефти и ее оптические свойства. Т. о. , цвет нефтей изменяется не только от залежи к залежи, но также внутри одной залежи. Однако, палитра изменения цвета нефти внутри одной залежи, конечно гораздо беднее, чем цветовая палитра жидких углеводородов всех месторождений Беларуси.
Характеристика углеводородов Беларуси Природные углеводороды Беларуси чрезвычайно разнообразны. Они охватывают широкий круг минералов от черных твердых битумных асфальтов (какие находят геологи в кернах каменноугольных или триасовых песчаников, которые свидетельствуют о разрушающем перетоке нефти из глубокозалегающей залежи) до светлых летучих нефтей (обнаруженных в скважине 101 Речицкого месторождения), которые могут быть непосредственно использованы как бензин в качестве моторного топлива. Между этими крайними случаями нефти имеют различный цвет и запах. В таблице 5 приведена цветовая палитра нефтей и газовых конденсатов из выявленных залежей Беларуси. Цвета белорусских нефтей: бесцветно-опалесцирующий, светло-желтый, жёлтоперсиковый, оранжево-персиковый, льняной, рыжий, выгоревший оранжевый, бледнокарминовый, умбра жжёная, коричневый, сепия, тёмно-коричневый, черный. К тому же каждый из указанных цветов имеет оттенки. Цвет нефти зависит также от освещения. Например, у некоторых белорусских нефтей при солнечном освещении появляется зелёноватый отлив, другие нефти в отраженном свете флуоресцируют в зеленых или пурпурных цветах. По мере открытия новых месторождений, будет, скорее всего, расширяться эта палитра. Пока никто не составил шкалу запахов белорусских нефтей. Мы только по памяти можем вспомнить, что одни нефти имеют приятный эфирный запах. Запах других напоминает камфорный или скипидарный, многие имеют очень неприятный запах обычно из-за наличия сернистых соединений. Нефтяники отмечают так же, что некоторые нефти имеют парфюмерный аромат, непохожий на обычный «бензиновый» запах. Запах нефти обусловлен набором определённых углеводородов, а также других химических соединений.
Характеристика углеводородов Беларуси СВЯЗЬ СОСТАВА НЕФТЕЙ И БИТУМОИДОВ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА СО СТЕПЕНЬЮ КАТАГЕНЕЗА ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА. Изучение связи между стадиями катагенетической изменённости пород и составом нефтей Припятского прогиба позволило установить, что нефти, заключенные в породах, преобразованных до различных уровней прото- и мезокатагенеза, по составу существенно отличаются между собой. Показано также, что между составом нефтей, битумоидов и степенью катагенеза рассеянного органического вещества вмещающих отложений наблюдается довольно четкая корреляционная зависимость [13, 14]. По мере увеличения степени катагенеза от зоны к зоне снижается плотность нефтей, уменьшается содержание асфальто-смолистых компонентов и серы. В этом же направлении растет выход фракций, выкипающих до 300°С, увеличивается содержание парафинов, отмечается метанизация нефтей (см. таблицу в раздела «Распределение запасов нефти по зонам катагенеза» ). Не только состав нефтей соответствует степени катагенеза вмещающих или смежных пород, но и состав битумоидов чётко коррелируется со степенью катагенеза рассеянного органического вещества нефтематеринских пород региона. Оказывается, что высокопарафинистые, метановые, мало- и среднесернистые нефти и битумоиды (I зона) распространены на тех участках прогиба, где степень катагенеза осадочных пород довольна высока и достигает стадии Б 3 – Г. Парафинистые, среднесернистые и смолистые нефти и битумоиды (II зона) сосредоточены в районе распространения отложений, достигших стадии – Б 3. Высокосернистые, высокосмолистые, малопарафинистые нефти и битумоиды (III зона) характерны для малопреобразованных отложений, находящихся на ранней буроугольной стадии катагенеза (Б 1). Данная классификация в большей степени относится к межсолевым и внутрисолевым девонским отложениям, поскольку для подсолевого осадочного комплекса Припятского прогиба характерны, как правило, только высокие степени катагенеза пород и органического вещества.
Характеристика углеводородов Беларуси Необходимо отметить, что в ряде случаев состав нефтей в залежах определяется не степенью катагенеза пород в пределах залежи и прилегающих к ней участков, а катагенетической изменённостью одновозрастных отложений в смежных с залежами глубоко погруженных участках региона. В такие залежи основная масса углеводородов, очевидно, мигрировала из смежных глубоко погруженных участков. Примером такого скопления УВ в Припятском прогибе является Красносельское нефтегазоконденсатное месторождение, сформированное за счет углеводородов, мигрировавших в основном из глубокой, восточной части Василевичской депрессии. В результате исследований ряда белорусских нефтей профессором И. В. Гончаровым (неопубликованные данные 2005 г. ) отмечено, что по мере увеличения степени катагенеза нефтей происходит уменьшение в них содержания алкилбензола с С 15 радикалом и алкилнафталина с С 11 радикалом. Оба эти соединения образовались в результате циклизации полиненасыщенной кислоты С 22, которая является основой рыбьего жира (и фитопланктона, соответственно). Эти данные (т. н. «хемофоссилии» , т. е. реликтовые углеводороды или химические захоронения) являются одними из многочисленных химических свидетельств органического происхождения белорусской нефти. Сравнение исходных биогенных молекул и молекул, найденных в материнских породах или нефтях, может дать ценную информацию о том, что было пережито молекулой: микробиальное воздействие или химическая перестройка во время отложения осадка и последующие химические реакции при катагенезе. Обычно хемофоссилии используются: а) в качестве корреляционных параметров (нефть и нефть-материнская порода); б) для реконструкции условий осадконакопления; в) для выяснения химических трансформаций, происходящих при диагенезе и катагенезе и др. Интересны сведения о том, что нефть лебедянской залежи З-Тишковского месторождения (скважина 108) резко генетически выделяется среди других своим низким катагенезом и имеет уникальные «отпечатки пальцев» и поэтому, если она где-то смешивается с другими нефтями (совместная перфорация пластов, воровство этой нефти и т. д. ), то её очень легко обнаружить и определить долю в общей массе. Это обусловлено, скорее всего, тем, что эта нефть была генерирована во внутрисолевых нефтематеринских отложениях, т. е. практически in situ.
Характеристика углеводородов Беларуси СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ. Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. В ловушке газ обычно расположен в повышенной части пласта, образуя, так называемую, газовую шапку. При пластовых давлениях превышающих давление насыщения, газ находится в растворенным в нефти состоянии. Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН 4 – С 7 Н 18), а также неуглеводородных компонентов (H 2 S, N 2, CO 2, Ar, H 2, He). При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С 1–С 4, углеводороды С 5+высшие находятся в жидком состоянии. В Беларуси, практически, все газы добываются вместе нефтью, т. е. являются попутными газами. По качественному составу природный и нефтяной попутный газы схожи, но количественное соотношение компонентов в них различно. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана. Нефтяной попутный газ имеет в своем составе большее количество пропанов, бутанов и более тяжелых компонентов, доля же метана в нем может не превышать 30% объемных. Для попутного газа нефтяных месторождений Беларуси характерно присутствие метана в количестве 35 -70 % объемных, этана – 13 -20 % объемных. Состав нефтяных попутных газов месторождений Беларуси сформирован в основном углеводородами метанового ряда, доля неуглеводородных компонентов - азота, углекислого газа, гелия, водорода невелика и суммарно составляет до 10 % объемных.
Характеристика углеводородов Беларуси Растворенные в нефти газы различаются содержанием в них легких (СН 4, С 2 Н 6) и тяжелых углеводородов (С 3+высшие). Большинство нефтяных попутных газов Беларуси можно отнести к жирным, в них содержится более 400 г/м 3 углеводородов С 3+высшие. Несколько меньшую группу составляют средние газы с содержанием углеводородов С 3+высшие от 50 до 400 г/м 3. Например, содержание углеводородов С 3+высшие колеблется от 200 г/м 3 (для нефтяного попутного газа Некрасовского месторождения, семилукской залежи) до 710 г/м 3 (для нефтяного попутного газа Северо-Домановичского месторождения, задонской залежи). Содержание углеводородов С 5+высшие изменяется от 30 г/м 3 (нефтяной попутный газ Некрасовского, Ветхинского месторождений), до 181 г/м 3 (нефтяной попутный газ Надвинского месторождения, семилукской залежи). Газ, добываемый с тяжелыми нефтями, как правило, содержит в своем составе больше жидких углеводородов, чем газ, добываемый с легкими нефтями. Наибольшее же количество газа, в целом, добывается с легкой нефтью, например, с 1 тонной нефтей Восточно-Первомайского, Геологического, Отрубовского месторождений добывается от 400 до 785 м 3 попутного газа. И наоборот, тяжелые высоковязкие нефти имеют невысокие значения газосодержания (в пределах 9 -12 м 3/т для флюидов Котельниковского, Северо-Домановичского, Восточно-Дроздовского месторождений). Плотность нефтяного попутного газа изменяется от 0, 975 кг/м 3 до 1, 679 кг/м 3. Пластовый газ нефтегазоконденсатных залежей Красносельского месторождения задонской залежи и Западно-Александровского месторождения семилукской залежи содержит в своем составе от 300 до 500 г/м 3 углеводородов С 5+высшие соответственно, а количество конденсата, добываемого с 1 м 3 газа составляет в среднем 650 см 3. Нефтяной попутный газ и газ нефтегазоконденсатных залежей является ценным сырьем для газоперерабатывающей промышленности – источником получения сухого отбензиненного газа, пропан-бутановой фракции, стабильного газового бензина и других товарных продуктов (табл. 7 и 7. 1).
Характеристика углеводородов Беларуси РАСПРЕДЕЛЕНИЕ В ОСАДОЧНОМ РАЗРЕЗЕ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ С РАЗЛИЧНЫМИ СВОЙСТВАМИ. В Припятском прогибе почти половина объема остаточных (текущих на 01. 2009 г. ) доказанных (промышленных запасов категорий А, В, С 1) извлекаемых запасов нефтей представлена особолегкими и легкими нефтями (табл. 13). Средние по плотности нефти составляют 29 %, тяжелые – 17 %, а битуминозные – 5 % общих запасов региона. Во всех осадочных комплексах региона присутствуют в тех или иных количествах нефти разной плотности. Это обусловлено тем, что в разных зонах Припятского прогиба для каждого комплекса характерны различные условия генерации УВ. Кроме того, региону присуще многообразие условий аккумуляции и консервации залежей УВ. Наибольший объем запасов особолёгких нефтей сосредоточен в подсолевом карбонатном комплексе отложений (15%). В залежах межсолевого комплекса заключены наибольшие запасы УВ, которые почти в равных долях представлены легкими (17 %), средними (19 %) и тяжелыми (14 %) нефтями (график 2). Особолегкие и битуминозные разности составляют по 2 % общих запасов нефти прогиба. В подсолевом терригенном комплексе немного преобладают запасы особолегких нефтей, а во внутрисолевых залежах верхнего соленосного комплекса незначительно превалируют тяжелые нефти. Подавляющая доля запасов региона (83 %) представлена малосернистыми нефтями. Сернистые разности составляют 15 %, высокосернистые – 0, 3 %, особовысокосернистые отмечены только в межсолевом и верхнесоленосном комплексах, составляют – 2 % доказанных запасов региона (табл. 13). 75 % запасов нефти Припятского прогиба относятся к парафинистым нефтям, 24 % - к высокопрафинистым, 1 % - к малопарафинистым. Основной объем парафинистых нефтей сосредоточен в залежах межсолевого комплекса (45 %), а высокопарафинистых – в залежах подсолевой карбонатной толщи (15 %) (табл. 14, график 4). По содержанию смол и асфальтенов залежи различных комплексов мало чем отличаются друг от друга: в каждом комплексе встречаются малосмолистые, смолистые и высокосмолистые нефти.
Характеристика углеводородов Беларуси Наблюдается слабая тенденция увеличения относительной доли смолистых и высокосмолистых нефтей и уменьшения малосмолистых нефтей от подсолевого терригенного комплекса вверх по разрезу - к верхнесоленосному. В общем объеме запасов нефти преобладают смолистые (58 %) нефти. Малосмолистые составляют 20 % общего объема запасов нефти, высокосмолистые – 22 % (табл. 14, график 5). По выходу фракций, выкипающих до 300°С, половина общих запасов нефти имеет относительно низкий показатель – менее 42 % объёмных. Выходом фракций в объеме от 42 до 47 % характеризуется 21 % запасов нефти региона, выходом фракций в объеме от 47 до 52 % отличаются 22 % запасов нефти (табл. 14, график 6). Относительно большой выход фракций до 300°С (не менее 52 %) характерен только для 7 % общих запасов нефти. Наибольшим выходом фракций отличаются запасы подсолевого карбонатного комплекса отложений, а наименьшим - запасы нефти межсолевого и верхнесоленосного комплексов. Нефтяные месторождения Беларуси содержат попутные углеводородные газы средней жирности и жирные. Основной объём (76 %) остаточных доказанных извлекаемых запасов попутного газа представлен жирными газами. Такие газы сосредоточены, главным образом, в нефтяных залежах подсолевого (38 % общих запасов) и межсолевого (28 % общих запасов) комплексов (табл. 15).
Цветовая палитра нефтей и газовых конденсатов Беларуси
Классифакация дегазированных нефтей и попутных газов Беларуси по основным физическим и химическим свойствам
Классифакация дегазированных нефтей и попутных газов Беларуси по основным физическим и химическим свойствам
Классифакация дегазированных нефтей и попутных газов Беларуси по основным физическим и химическим свойствам
Классифакация дегазированных нефтей и попутных газов Беларуси по основным физическим и химическим свойствам
Основные свойства пластовых нефтей и газовых конденсатов Беларуси
Основные свойства нефтей и газовых конденсатов залежей Беларуси
ПРИПЯТСКИЙ ПРОГИБ Основные направления изучения перспектив добычи нефти и газа в сланцевых малопроницаемых карбонатных породах
Скачать презентацию Бескопыльный В Н Индекс Комплекс эратема система
Osnovi-geologii-i-neftegazanosnosti-Belarusi-2010.pptx