Геохимические критерии перспектив нефтегазоносности доманиковых отложений на территории Республики Татарстан, C. 10-13

UDK: 553.98(470.41)
Ключевые слова: доманиковые отложения, генерационный потенциал, степень зрелости, кероген, органическое вещество
Авт.: Р.С. Хисамов (ПАО «Татнефть»), В.Г. Базаревская, Т.И. Тарасова, О.В. Михайлова, С.Н. Михайлов (ТатНИПИнефть)

Работы по изучению доманиковых отложений в ПАО «Татнефть» начаты в 2012 г. В настоящее время накоплено и проанализировано достаточное количество материалов. Установлено, что на территории Республики Татарстан доманиковые отложения состоят из: 1) собственно доманикитов – отложений, занимающих территорию обширной некомпенсированной впадины саргаевско-доманиково-мендымского бассейна, с содержанием органического вещества Сорг от 5 до 20 %; 2) доманикоидов – возрастного аналога биогермно-карбонатной верхнефранско-турнейской мелководно-шельфовой формации, занимающей осевые зоны Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов (ККСП) и всей территории республики, с содержанием Сорг от 0,5 до 5 %. 

В результате обобщения установлено, что собственно доманикиты представлены неравномерным чередованием пачек высокоуглеродистых карбонатно-кремнистых пород с известняками и доломитами. Органическое вещество присутствует в диапазоне от сильно рассеянных до концентрированных разностей. Однако, несмотря на значительный диапазон изменения, основная часть образцов керна (55 %) относится к группе с содержанием органического вещества более 4 %. Вне зависимости от его концентрации доманикиты характеризуются значениями индекса HI от 300 до 600 мг∙УВ/г, что характерно для нефтематеринского керогена типа II (сапропелевый). Преобразованность пород в целом низкая – по данным пиролиза в среднем по площади значение Тmax составляет 425 оС, что соответствует зоне конца протокатагенеза (ПК3). Следовательно, собственно доманикиты находятся в начале главной фазы нефтеобразования. При этом на территории Южно-Татрского свода зрелость отложений выше, чем на территории Мелекесской впадины, что, вероятно, связано с геотемпературным режимом рассматриваемой территории, а также с условиями сероводородного заражения, которое повлияло на распределение зрелости пород и тип керогена. В целом состав и плотность нефти Татарстана служат подтверждением такого вывода. 

Доманикоидные отложения сложены карбонатными разностями с различным содержанием органического вещества, однако концентрации органического вещества достаточно низкие. В сравнении с доманикитами в доманикоидах больше вклад гумусового вещества. Преобразованность пород низкая – по данным пиролиза в среднем по значение Тmax составляет 424 оС, что соответствует зоне протокатагенеза (ПК3). Индекс продуктивности PI согласуется со значениями Тmax и так же соответствует зоне протокатагенеза (ПК3). 

Следовательно, и доманикиты и доманикоиды обладают полным, еще не израсходованным потенциалом, так как находятся в конце протокатагенеза – начале мезокатагенеза на всей части рассматриваемой территории. Однако, учитывая возможность образования ранних нефтей и наличие установленных залежей нефти в доманиковых отложениях, приуроченных к естественным зонам трещиноватости, можно заключить, что данные отложения являются перспективными для обнаружения новых нетрадиционных залежей нефти. Для данного типа залежей необходимо отработать технологии добычи, основанные на принципах термического воздействия, а также технологии кислотных, многозонных гидроразрывов пласта.




Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.