Оценка влияния особенностей геологического строения на состав нефтей на примере отложений терригенного девона и нижнего карбона в пределах Безымянного поднятия Нового месторождения
Аннотация 3
Список условных обозначений и сокращений 4
Список иллюстраций 5
Список таблиц 7
Введение 8
1 Краткий гeoграфо-экономический очерк 9
2 История исследования и геологическая изученность 11
3 Геологическое строение и нефтегазоводоносность 14
3.1 Стратиграфия и литология 14
3.2 Тектоника 21
3.3 Нефтеносность 23
4 Гидрогеологические условия 26
5 Геолого-геофизическая характеристика залежи 28
6 Краткая история и текущее состояние разработки рассматриваемого объекта 38
7 Специальная часть 43
7.1 Экстракция битумоидов и определение группового состава углеводородов 43
7.2 Высокоэффективная жидкостная хроматография (ВЭЖХ) 45
7.3 Газо-жидкостная хроматография 45
7.4 Сравнение нефтей по основным газохроматографическим показателям 56
Заключение 62
Список использованных источников
В связи с открытием залежей нефти и газа неструктурного типа в пределах разрабатываемых месторождений, среди геологов-нефтяников остро стоит вопрос в получении дополнительной информации к данным промысловых и геолого-геофизических исследований о возможном наличие в недрах скоплений углеводородов.
Цель данной работы: изучить физико-химические свойства и углеводородный состав нефтей карбона для выявления критериев, необходимых для прогнозирования залежей нефти и газа в нижележащих отложениях терригенного девона на примере одного из поднятий Акташской площади Нового месторождения.
Для достижения поставленной цели, необходимо решить следующие Задачи:
1. Изучить физико-химические свойства нeфтeй верхнего девона (тимaнский и пашийский горизонты), турнейского яруса (кизеловский и упинский горизонты), визейского яруса (бобриковский горизонт) нижнего карбона и башкирского яруса среднего карбона.
2. Провести комплексные геохимические исследования проб нeфтeй, отобранных из рассматриваемых отложений, включающие: 1) определение группового состава, 2) газовую хроматографию, 3) хроматомасс-спектрометрию.
3. Провести анализ и интерпретацию полученных результатов.
4. Провести корреляцию в ряду «нефть-нефть» по наиболее информативным геохимическим коэффициентам с целью выявления связи между нефтями карбона и терригенного девона в пределах, указанного поднятия.
5. Рассмотреть особенности геологического строения, возможно, повлиявшие на формирование залежей нефти и газа в пределах изучаемого поднятия.
Для написания работы, в период прохождения производственной практики для лабораторных геохимических исследований компанией эксплуатирующим месторождение были предоставлены пробы нефти из отложений терригенного девона (2 пробы), нижнего карбона (7 проб) и среднего карбона (1 проба). Кроме того, был собран необходимый геолого-геофизический материал и информация о геологическом строении, рассматриваемой территории.
Анализ звездных диаграмм по основным параметрам газовой хроматографии показал, что в пределах северного купола (1 очередь), рассматриваемого поднятия нефти упинского горизонта схожи по всем параметрам между собой и немного отличаются от нефтей терригенного девона. Так, соотношение П/Ф для нефтей тимaнского и пашийского горизонтов чуть выше, чем для упинских. По показателям зрелости (П+Ф)/(С17+С18), НЧ/Ч, ДС27-С31)/£(С15-С19) нефти верхнего девона более зрелые, чем турнейские. При этом, накопление исходной для изученных нефтей органики, происходило в сильно восстановительных мелководноморских (до 100 м) условиях, по типу ОВ относится к сапропелевым.
При сопоставлении нефти кизеловского горизонта центрального купола (скв. 9170) с нефтями терригенного девона, также отмечаются различия по показателям зрелости (П+Ф)/(С17+С18) и Ф/С18, которые имеют повышенные значения, что говорит о меньшей зрелости кизеловской нефти.
Для нефти кизеловского горизонта (скв.7465), отобранной с соседнего Безымяного поднятия, на котором отсутствуют залежи в терригенном девоне, также характерны вышеописанные отличия. По сравнению с нефтью из скв. 9170, для этой нефти характерно более повышенное значение П/Ф, сопоставимое с нефтями терригенного девона (скв. 9103 и 9168). Между собой, нефти кизеловского горизонта (скв. 7465 и 9170) сходны, но немного отличаются по показателям £(С27-С31)/£(С15-С19) и С27/С17, для нефти из скв. 7465 они имеет более низкие значения, что говорит о большей зрелости и более легком её составе. Эта особенность сохраняется при сопоставлении этой нефти (скв. 7465) с нефтями из скв. 9102 и 9104 упинского горизонта, которые были отобраны с северного купола и, на котором получены притоки нефти из отложений терригенного девона.
По соотношению соседних пиков на хроматограмме, нефти упинского горизонта отличаются от нефтей терригенного девона повышенными значениями отношения С15/С16 и пониженными соотношениями остальных пар пиков, т.е. упинские нефти имеют более тяжелый состав.
Тенденция в утяжелении состава нефти кизеловского горизонта для центрального купола сохраняются, и она более ярко выражена, кроме того отношение С15/С16 также имеет более низкое значение, чем для терригенного девона.
