Геохимические и углепетрографические исследования каменного материала и флюидов скважин 470Р Солетско-Ханавейского, 503П Верхнетлиyтейского и Западно-Сеяхинского, 60 Геофизического, 700ПО Бухаринского участковНИР

Geochemical and coal-petrographic studies of rock material and fluids from wells 470P Soletsko-Khanaveysky, 503P Verkhnetlyuteysky and West Seyakhinsky, 60 Geophysical, 700PO Bukharinsky areas

Источник финансирования НИР

Хоздоговор, Геохимические и углепетрографические исследования каменного материала и флюидов скважин 470Р Солетско-Ханавейского, 503П Верхнетлиyтейского и Западно-Сеяхинского, 60 Геофизического, 700ПО Бухаринского участков

Этапы НИР

# Сроки Название
1 13 июля 2021 г.-1 декабря 2022 г. Геохимические и углепетрографические исследования каменного материала и флюидов скважины 470Р Солетско-Ханавейского Л.У.
Результаты этапа: Установлено, что конденсаты и экстракты имеют разный генезис, флюиды мигрировали в отложения, смешиваясь с генерированным местными прослоями материнского ОВ углеводородами другого состава. Состав пород неоднородный, продуктивные пласты не связаны между собой. Полученные результаты можно использовать для создания геологических и бассейновых моделей, поиска пропущенных интервалов и создания наиболее эффективной технологии разработки месторождения.
2 13 июля 2021 г.-1 декабря 2022 г. Геохимические и углепетрографические исследования каменного материала и флюидов скважины 60 Геофизического Л.У.
Результаты этапа: Установлено, что в разрезе протекает миграция, конденсаты и экстракты из пород-коллекторов имеют единый генезис, флюиды мигрировали в отложения, смешиваясь с генерированным местными прослоями материнского ОВ углеводородами другого состава. Состав пород неоднородный, продуктивные пласты связаны между собой лишь частично. Полученные результаты можно использовать для создания геологических и бассейновых моделей, поиска пропущенных интервалов и создания наиболее эффективной технологии разработки месторождения.
3 1 ноября 2022 г.-12 декабря 2022 г. Геохимические и углепетрографические исследования образцов пород и углеводородных флюидов, отобранных из скважины №700ПО Бухаринского УНФЗ. Отбор и доставка образцов
Результаты этапа: Перспективные образцы доставлены в лабораторию МГУ для исследований.
4 10 января 2023 г.-1 марта 2023 г. Геохимические и углепетрографические исследования образцов пород и углеводородных флюидов, отобранных из скважины №700ПО Бухаринского УНФЗ. Геохимические исследования
Результаты этапа: Выполнены геохимические исследования керна, включающие подготовку проб пород (очистка, дробление, гомогенизация и т.д.), пиролиз образцов керна и проб шлама на приборе HAWK до экстракции, экстракцию хлороформом без сбора экстракта, пиролитическое исследование образцов керна и проб шлама на приборе HAWK после экстракции хлороформом, ступенчатую экстракцию со сбором экстракта (2-этапная экстракция образцов керна гексаном и хлороформом, проб шлама – только хлороформом), определение количества экстракта после экстракции каждым видом растворителя, групповой анализ экстрактов и флюидов – выделение и определение содержания асфальтенов, смол, мальтенов (насыщенная и ароматическая фракции), хроматографический анализ неупаренного экстракта и насыщенной фракции мальтенов (газовая хроматография) из экстрактов, а также из проб флюидов, хроматомасс-спектрометрические исследования насыщенной и ароматической фракции экстрактов и проб флюидов, изотопный состав углерода жидких фракций после 2-х ступ экстр (насыщенная фракция, ароматическая фракция, смолы, асфальтены) разделенных экстрактов и проб флюидов. Также в рамках углепетрографических исследований были изготовлены аншлифы углистых образцов керна, произведены замеры отражательной способности мацерала, и определён мацеральный состава ОВ на аншлифах. Дополнительно к запланированным работам было проведено исследование фильтрационно-емкостных свойств образцов пород газоволюметрическим методом до экстракции и после экстракции гексаном и хлороформом. Таким образом, были получены данные о геохимических характеристиках образцов пород мелоых отложений изучаемой скважины.
5 1 апреля 2023 г.-1 мая 2023 г. Геохимические и углепетрографические исследования образцов пород и углеводородных флюидов, отобранных из скважины №700ПО Бухаринского УНФЗ. Заключительный отчёт
Результаты этапа: По результатам выполненной работы был определён состав отобранных на исследования образцов и насыщение их органическим веществом, в том числе флюидами. Были выполнены исследования молекулярного и изотопного состава как углеводородных соединений, содержащихся в отложениях, так и флюидов, полученных в результате испытаний скважин. Дополнительно были определены фильтрационно-емкостные характеристики пород. На основании полученных результатов можно делать выводы о перспективах нефтегазоносности меловых отложений, в первую очередь танопчинской свиты. Обобщение результатов литологических и пиролитических исследований приведено на литолого-геохимических планшетах в Приложениях Б и В. Установлено, что исследуемые породы преимущественно сложены песчаниками мелко- и тонкозернистыми. Некоторые из них частично карбонатизированы. При этом если карбонатная составляющая напрямую не влияет на фильтрационно-емкостные характеристики, то наличие глинистой компоненты существенно снижает пористость до 2 раз, до 10%, а проницаемость падает практически до 0 мД при достижении содержания глинистых минералов в 15-20 мас.%. Гранулометрический анализ показал, что песчаники можно отнести к турбидитовым отложениям, которые формировались в результате осаждения взвесей и сальтаций. Пористость пород варьирует в интервале от нескольких процентов до 32%. При этом наиболее высокие значения пористости встречены в породах пластов ПК8-9, а наиболее низкие – в пластах ТП21-ТП25. В то же время нельзя утверждать, что происходит планомерное снижение пористости по разрезу. Можно говорить, что для песчаников пластов ПК8-9 и ТП 3-ТП7 пористость близка, пониженные значения наблюдаются в пластах ТП1-2. Вместе с этим высокие значения проницаемости установлены только для пластов ПК8-9 и ТП3, в породах которых значения с поправкой Клинкенберга могут достигать 600 мД. Важно отметить, что после экстракции пористость практически не увеличивалась, максимальный прирост составил около 3%. Проницаемость после экстракции не изменилась. Фактически, можно говорить, что в породах низкое насыщение углеводородными флюидами, а сами соединения не блокируют поровое пространство. Геохимические исследования пород показали, что в изученных отложениях встречаются интервалы, содержащие угли и углистые прослои. На основании пиролитических и углепетрографических исследований можно утверждать, что угли имеют разный мацеральный состав, несколько отличающуюся зрелость и варьирующий генерационный потенциал. Параметр S2, отвечающий за генерационный потенциал керогена и углей в данном конкретном случае, достигает 130 мг УВ/г породы. При этом в нескольких углях содержатся мацералы группы липтинита, которые могут генерировать жидкие углеводородные соединения. В нижней части исследованного интервала встречены углистые прослои, в которых содержится битуминит (мацерал группы липтинита, часто встречаемый в нефтегазоматеринских породах), который начал генерировать углеводородные соединения. При этом отражательная способность углей не превышает 0,55% и показывает, что меловые отложения находятся на стадии катагенеза ПК3-МК1. Полученные результаты подтверждаются данными пиролиза, согласно которому параметр Tmax достиг 338°С только в нескольких образцах. При этом, согласно пиролизу, в разрезе присутствуют породы, органическое вещество которых можно отнести к II или смешанному II-III типу. Легколетучие углеводородные соединения, характеризуемые пиролитическим параметром S1, преимущественно содержатся в интервалах разреза на глубинах 1650-1750 м, 1900-2150 м, и, вероятно, на глубине около 2600 м. При этом притоки флюидов были получены из пластов ПК9 и НМ6, которые по данным пиролиза не являются насыщенными УВС, а также из пластов ТП7 (2070-2110 м), ТП25 и БГ8-9. Пласт ТП25 также не содержит большое количество лёгких компонентов, тогда как пласт ТП7 характеризуется высоким насыщением. Из пластов БГ был отобран только шлам, что не позволяет делать выводы о содержании в них остаточных углеводородных соединений. Выводы о насыщении пород согласно данным пиролиза хорошо согласуются с результатами экстракции. Наибольшее количество экстрактов было получено из интервала 1900-2100 м. Максимальный выход был зафиксирован из образцов 70-3-в и 97-2-ц, которые представляют углистую породу. Причём основная доля экстракта была получена в результате экстракции хлороформом (до 96%). В то же время в хлороформенном экстракте доля асфальтенов составляла около 30%, что свидетельствует о высокой насыщенности углей. Углисто-песчаные породы с глубины 2026 м, содержащие битуминит, дали достаточно высокий выход гексанового экстракта, составивший около 1,2-1,3 мг УВ/г породы. По результатам хроматографического анализа было установлено, что исходное материнское ОВ для изучаемых битумоидов и флюидов формировалось в окислительных, главным образом континентальных и прибрежно-континентальных обстановках. Сверху вниз по разрезу отмечается изменение состава материнского ОВ для экстрактов с континентального на смешанное, что указывает на определенную градацию обстановок осадконакопления в подошве пластов танопчинской свиты. Гексановые экстракты из образцов керна, которые имеют наиболее близкое распределение «межалкановых» пиков с образцами конденсатов, представлены углями и расположены в верхней части пласта ТП (1900-2100 м). Важно отметить, что во флюидах отсутствую многие биомаркерные параметры, поэтому сравнение на основании «межалкановых» пиков является наиболее точным. В то же время важно уточнить, что различия в наличии или отсутствии ряда биомаркерных параметров позволяет говорить об активном процессе миграции в разрезе и привносе мигрировавшего вещества в меловые отложения танопчинсокй свиты. Это подтверждается, с одной стороны, вариативностью состава УВС по разрезу, в том числе изменчивостью молекулярного состава флюидов в располагающихся на близких глубинах прослоях, с другой – низкой зрелостью материнского ОВ (преимущественно ПК3) по данным хромато-масс-спектрометрии, которое не могло сгенерировать достаточное количество флюидов для обеспечения притока. Миграцией флюида объясняется и наличие в верхней части разреза УВС, для которых стадия катагенеза материнского ОВ более высокая (МК1). Изотопный анализ показал, что генетически экстракты и флюиды образовывались из материнского ОВ одной генетической группы. Распределение изотопного отношения углерода для битумоидов и образцов шлама весьма характерна для флюидов, генерированных смешенным гумусово-сапропелевым типом ОВ с превалирующим гумусовым веществом. При этом изотопные отношения углерода подтвердили некоторые вариации в составе материнского ОВ, а также показали, что в разрезе могла идти миграция, в результате чего происходило фракционирование изотопов разной массы, в первую очередь в ароматической фракции. Таким образом, можно говорить, что в исследуемом разрезе меловых отложений добываемые флюиды формировались из материнского ОВ преимущественно континентального генезиса, залегающего ниже исследуемых интервалов. Насыщение интервалов, как обеспечивших притоки, так и близлежащих, происходило в результате миграции УВС. Пласты не имеют прямой связи между собой, хотя отдельные интервалы позволяют получать близкие по составу флюиды. Миграция затрагивала не весь разрез, а только отдельные интервалы. Возможно, перенос флюидов происходил по разломам или другим каналам миграции, которые нельзя установить по результатам исследований отдельных интервалов керна. Углистые прослои меловых отложений обладают высоким генерационным потенциалом, однако только вступили в главную зону нефтеобразования, фактически, они практически не могли обеспечивать вклад в получаемый приток. Также можно предполагать, что большая часть разреза не обладает высоким насыщением углеводородами, поровое пространство скорее всего заполнено водой. Полученные результаты могут быть использованы для геологического, гидродинамического и бассейнового моделирования и позволят при необходимости скорректировать режим разработки. Рекомендуется сопоставить данные с более полной характеристикой разреза и геологической информацией, добавить результаты в геологическую модель, чтобы сделать более точные выводы о мощности и характеристиках интервалов, обеспечивающих приток, их распространённости по площади и возможном наличии более перспективных участков для разработки.

Прикрепленные к НИР результаты

Для прикрепления результата сначала выберете тип результата (статьи, книги, ...). После чего введите несколько символов в поле поиска прикрепляемого результата, затем выберете один из предложенных и нажмите кнопку "Добавить".