Оценка перспектив температурного воздействия на породы доманиковой высокоуглеродистой формации с целью повышения эффективности разработки месторожденийНИР

Assessment of the perspectives of hydrous pyrolysis on rocks of the Domanik high-carbon formation in order to increase the efficiency of field development

Источник финансирования НИР

Хоздоговор, 725 - ТатНефть

Этапы НИР

# Сроки Название
1 13 марта 2024 г.-1 апреля 2024 г. Описание керна и доставка образцов в лабораторию
Результаты этапа: Керн доставлен и описан.
2 2 апреля 2024 г.-19 августа 2024 г. Определение возраста и геохимических характеристик доманиковых отложений
Результаты этапа: Установлено, что породы доманиковой ВУФ представлены саргаевским, доманиковым, мендымским аскынским и макаровским горизонтами. Во всех указанных горизонтах в тонкослоистых породах встречаются нефтегазоматеринские интервалы. Органическое вещество относится ко 2 типу. Встречены зоны локального прогрева и установлены перспективные территории как для добычи УВ из нетрадиционных коллекторов доманиковой ВУФ, так и для применения технологии температурного воздействия на пласт.
3 13 мая 2024 г.-24 октября 2024 г. Изучение преобразования органического вещества и состава выделяемых флюидов в разрезах разных фациальных зон
Результаты этапа: Проведённые исследования позволили установить наличие нефтегазоматеринских пород в саргаевском, доманиковом, мендымском, евлановском и заволжском горизонтах. Важно отметить, что ранее саргаевские отложения считались карбонатными без присутствия керогена. Вероятно, для интерпретации данных ГИС петрофизические зависимости необходимо делать для каждого горизонта отдельно. Мощность горизонтов может меняться по территории исследований, что может быть связано с изменением обстановок осадконакопления пород на разных участках исследуемой территории в Республике Татарстан. Доманиковые отложения представлены тонкослоистыми чередованиями керогеново-карбонатно-кремнистых пород и известняков. Эти чередования различаются в центральной части ЮТС и в районе Сарайлинской седловины. Полученные результаты позволяют предполагать при схожих основных обстановках осадконакопления различия в расстоянии до берега, источников сноса, гидродинамических режимах и даже глубине залегания во время формирования отложений исследуемых скважин. Исследования с помощью РЭМ показали, что главные разновидности пород представлены органогеннобломочными известняками и кероген-кремнисто-карбонатными породами. Смена одних разностей на другие наблюдается не только на макроуровне керна, но и в рамках отдельно взятых аншлифов. При этом высокий интерес представляют зоны вторичных изменений, связанных с перекристаллизацией известняков. Так как визуально видно, что эти изменения также приводят к увеличению пористого пространства пород и к увеличению зрелости органического вещества. Количество органического вещества может достигать 55%. Полученные результаты изучения органического вещества показывают, что во всех исследованных скважинах кероген доманиковой ВУФ относится ко II типу (в единичных образцах отмечается наличие смешанного II-III типа) и находится преимущественно на стадии зрелости ПК3. В скважинах северо-восточной (3911, 692) и южной части территории исследования (2258) можно говорить о вступлении органического вещества в ГЗН и достижении стадии катагенеза МК1, реже – МК2. В то же время установлено, что водородный индекс варьирует по разрезу, причем не всегда эти изменения могут быть объяснены расходованием генерационного потенциала при катагенетической трансформации. Это может быть связано либо с разной природой органического вещества, либо с влиянием состава минеральной матрицы на характеристики органического вещества. В большинстве исследованных скважин проявляется тенденция к возрастанию генерационного потенциала (параметры S2 и TOC) и, соответственно, HI от верхних частей верхнедевонского разреза к доманиковому горизонту, особенно ярко это проявляется в наименее катагенетически преобразованных скважинах 440, 41, 1051, 5222 (Рисунок 35, Рисунок 36), в скважинах, характеризующих зрелостью на уровне МК, вариация данных пиролитических параметров проявлена в меньшей степени. Наличие незрелого ОВ в большинстве исследуемых скважин позволяет выбирать образцы для лабораторного моделирования его преобразования. По результатам углепетрографических исследований было установлено, что состав ОВ в скважинах в целом схож, за исключением скважины 440 Апастовского участка. Основным мацералом является битуминит, хотя встречаются альгинит, биокласты и остатки живых организмов. По результатам определения отражательной способности битуминита можно говорить, что породы практически незрелые, только вступили в ГЗН. Основным исключением является скважина 3911 Зычебашского месторождения, также несколько большая зрелость наблюдается по косвенным признакам в породах скважин 251 Елабужского месторождения, 692 Сарайлинского месторождения и 1051 Восточно-Макаровского месторождения. Важно отметить, что в скважине 251 зафиксировано наибольшее количество биокластов и других остатков живых организмов. Согласно полученным кинетическим характеристикам рассматриваемые образцы представляют собой смесь ОВ с различными параметрами преобразования. По результатам валовых пиролитических исследований и приведения значений кинетических спектров к единым значениям константы А образцы обладают большой схожестью, однако при расчетном частотном факторе максимум разрыва связей для большинства образцов варьирует интервале Еа 51-54 ккал/моль, что в условиях геологической эволюции в пласте соответствует тому, что мацералы будут вступать в зону нефтегенерации по очереди с разницей в пластовых температурах около 10-15ᵒС. Также встречены и единичные образцы с еще более высокотемпературным крекингом ОВ. Таким образом, в случае наличия в толщах смеси органического вещества разной природы, процессы преобразования керогена и образования подвижных УВС будут протекать поэтапно, что важно учитывать при бассейновом моделировании. Одним из наиболее вероятных путей прогноза данной изменчивости может являться детальный анализ обстановок осадконакопления НГМТ. Результаты измерения фильтрационно-емкостных свойств показали, что в скважинах с повышенной катагенетической преобразованностью органического вещества (3911, 2258) встречены интервалы с повышенной пористостью, свидетельствующие о наличии нетрадиционных коллекторов. Также в данных скважинах зафиксированы нефтенасыщенные карбонатные интервалы с кавернами и трещинами. В незрелых породах присутствует большое количество полярных высокомолекулярных малоподвижных соединений, извлечь которые можно только в случае специального воздействия на пласт. Эти соединения также являются связующим для минеральной матрицы, и при их извлечении в породах могут образовываться дополнительные поры, а также трещины, обеспечивающие дальнейшее перемещение флюида. По результатам хромато-масс-спектрометрических исследований подтверждены различия в зрелости органического вещества в исследуемых скважинах, наибольшей преобразованностью материнского ОВ обладают породы скважин 3911, 2258 и 692. Установлено, что исследуемую территорию по обстановкам осадконакопления НГМТ, повлиявшим на состав насыщающих доманиковую ВУФ флюидов, всю исследуемую территорию можно разделить на западную (скважины 440, 41, 251, 348, 1051) и восточную площади (3911, 5222, 2258, 692). Они отличаются долей карбонатного материала в породах, что хорошо согласуется с данными литологического изучения пород. Также на площадях установлено различие в тенденции изменения состава флюидов по разрезу. На восточной территории лёгкие УВС по разрезу имеют одинаковый молекулярный состав, в том числе и в карбонатных разностях с повышенной пористостью, что может свидетельствовать о протекании процессов миграции, которые могут протекать в скважинах с повышенной преобразованностью. На западе флюиды отличаются друг от друга по разрезу, показывая отсутствие миграции УВС, а также свидетельствуя о различиях в природе керогена не только в отдельных горизонтах, но и внутри доманиковых или мендымских отложений. Комплекс исследований позволил установить, что скважины с севера исследуемой территории (3911 Зычебашская, 692 Сарайлинская) и с юга (2258 Бавлинская) содержат органическое вещество на повышенных стадиях зрелости (до МК2), обладают породами с повышенной пористостью (более 2%), проявляют признаки миграции флюидов по разрезу и насыщения коллекторов, а также имеют следы процессов, протекающих при несколько повышенных температурах, что позволяет отнести указанные площади к перспективным как для поиска традиционных резервуаров, так и для разработки трудноизвлекаемых запасов. Эксперименты по лабораторному моделированию преобразования керогена в полуоткрытой системе показали глобальные сходства и незначительные отличия в процессах преобразования керогена и генерации нефти и газа между керогеном из разрезов скважин западной и восточной частей территории. Установлено, что крекинг керогена при температуре 350⁰С в присутствии воды завершается через 3 часа воздействия. Большая часть керогена переходит в тяжёлые битумоиды, которые покидают породу в течение последующих 6-9 часов, превращаясь в более легкоподвижные соединения в результате вторичного крекинга. Максимальное содержание подвижных УВС в образцах отмечается после 6 часов температурного воздействия. Сопоставляя полученные изменения пиролитических параметров с выходом синтетической нефти и газа, можно сделать предположение, что новообразованные за счёт крекинга керогена УВС на первых этапах эксперимента удерживаются в породе, а в дальнейшем за счёт продолжения теплового воздействия десорбируются и диффундируют из породы. При этом установлено, что динамика выделения жидких и газообразных продуктов при многоступенчатом прогреве в образцах одинакова. Количество газообразных продуктов на всех стадиях одинаково, а максимум выхода лёгкой синтетической нефти приходится на время 9-12 часов в зависимости от образца. При этом доля лёгких синтетических битумоидов в ходе эксперимента планомерно снижается. Однако зафиксированы различия как в групповом составе выделяемых флюидов, так и в составе газов. При этом состав газов после 6 часа воздействия подтверждает предположения о вторичном крекинге углеводородных соединений. В то же время динамика выхода водорода и углекислого газа в обоих образцах одинакова. Кинетика изменения молекулярного состава формирующихся лёгких синтетических нефтей и синтетических битумоидов показала, что процессы в образцах близки, а большинство биомаркерных параметров фактически не изменяются и похожи на параметры природных экстрактов. В образце из скважины 5222 Ромашкинского месторождения изменяющимися параметрами являются параметры обстановок осадконакопления НГМТ t26/t25, H35/H34, H31R/C30, а также параметр зрелости материнского ОВ Ts/(Ts+Tm). В породе из скважины 41 Булгарского участка варьируют только параметры t26/t25, H35/H34. Таким образом, можно утверждать, что процесс генерации нефти и газа в породах доманиковой ВУФ исследуемых скважин близок, но фиксируются некоторые отличия, связанные с разницей в природе материнского ОВ или различиях в минеральном составе образцов. Результатам многоступенчатых экспериментов позволили установить, что для исследуемых образцов наиболее оптимальными условиями проведения подобных экспериментов в одну ступень нагрева являются температура 350°С и длительность экспериментов 6 часов, так как эти условия позволят предотвратить крекинг большей части жидких продуктов в газообразные, что обеспечит максимальный выход нефти. Результаты пиролиза после одноступенчатых экспериментов показывают, что за 6 часов изотермического прогрева при 350°C можно реализовать до 85-95% исходного генерационного потенциала пород. Несмотря на значительную долю трансформации в большинстве исследованных образцов, вся полученная совокупность пиролитических данных говорит о том, что процесс преобразования в различных образцах протекает неодинаково (Рисунок 89). Для части образцов отмечается, что сформированные входе прогрева УВС десорбировались и перешли в жидкую или газообразную фазу, а остаточный генерационный потенциал образца представлен преимущественно керогеном. Но есть и те образцы, в которых значительная часть новообразованных УВ соединений остаётся в породе, участвуя в процессе вторичного крекинга. Количество выделившихся лёгких и тяжёлых синтетических нефтей, синтетических газов и сохранившихся в породах синтетических УВС варьирует от образца к образцу. Наибольший выход лёгких и газообразных продуктов зафиксирован из образцов скважины 440 Апастовского участка. Для них же установлена другая закономерность изменения пиролитических параметров HI и Tmax. Установлено, что количество выделившихся продуктов определяется не только количеством исходного органического вещества и его зрелостью, но и составом пород. В ряде случаев зафиксировано, что больший выход продуктов получается их пород с повышенной долей кремнезёма, тогда как карбонаты могут ингибировать процесс формирования УВС. По данным углепетрографических исследований установлено, что в результате гидропиролиза в породах формируется большое количество УВС, обладающих голубым свечением, которые могут задерживаться в породах. В случае, если в породах достаточно керогена, находящегося на низкой стадии преобразованности, в результате воздействия формируется большое количество трещин, в ряде случаев в них сохраняются пузыри высокомолекулярных соединений разной генерации. Также гидротермальное воздействие приводит к изменениям в строении пород, образуются новые конгломераты. В скважине 251 Елабужская зафиксировано большое количество преобразовавшихся биокластов, что может влиять на количество и состав генерируемых УВС. По результатам биомаркерного анализа также установлены отличия в составе формирующихся флюидов на разных территориях, в разных пластах. Фактически, установлено, что состав исходного органического вещества, наличие разных мацералов, преобразованность ОВ и состав пород могут существенно влиять на количество и состав получаемых УВС. Наибольшие отличия зафиксированы для скважин 440 Апастовского участка и 251 Елабужского месторождения, относящихся к Казанской седловине и Северо-Татарскому своду. Вероятно, условия формирования пород на этих территориях были разными. Подобранные условия воздействия на пласт являются эффективными и позволяют практически полностью реализовать потенциал керогена, но количество и состав получаемых флюидов будут различаться. В случае дальнейшего изучения органического вещества доманиковой высокоуглеродистой формации на территории Республики Татарстан рекомендуется выполнить следующие исследования: • Выполнить более точную стратификацию доманиковой ВУФ по территории. • Более подробно изучить изменчивость органического вещества и литологический состав в породах скважин Казанской седловины и Северо-Татарского свода. • Поставить задачу по изучению влияния состава минеральной матрицы на преобразование ОВ и выполнить комплекс исследований. • Сопоставить состав нефтей из открытых месторождений с составом синтетических нефтей для оценки влияния гидротермальной проработки, а также выявления участков нефтеносности и уточнения геологических и бассейновых моделей. Также результаты работ позволили выявить признаки наличия нетрадиционных коллекторов в доманиковой высокоуглеродистой формации. Для подтверждения присутствия таких коллекторов, оценки их нефтеносности, распространения по площади и объёма содержащихся в них УВС, постановки запасов и ресурсов на баланс через ГКЗ рекомендуется выполнить следующие работы.

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".