ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Катагенные изменения нефтей в залежах из "Генетические основы классификации нефтей" Поскольку не по всем нефтегазоносным комплексам имелся достаточный объем информации, прогнозирование типа углеводородных флюидов и состава нефтей было проведено для двух основных нефтегазоносных комплексов среднедевонско-нижнефранского и верхневизейско-нижнепермского. [c.176] Для описываемого нефтегазоносного комплекса Н.С. Шулова провела корреляционно-регрессионный анализ. Высокий коэффициент корреляции (/ 0,81) был получен для уравнения = 1,0972 - 0,0317 Н, показывающий связь между плотностью нефти и глубиной ее залегания. Наличие такой связи позволило скорректировать границы зон с нефтями разной плотности. [c.177] Зона распространения газоконденсатных залежей прогнозируется на севере Денисовской впадины, Колвинского вала и северо-западе Хорейверской впадины (рис. 30, б). В первых двух регионах она выделяется по фактическим данным, а в последней, где не встречено еще залежи, — по расчетной и общей (близкой) геологической ситуации. Здесь прогнозируются газоконденсатные залежи с содержанием стабильного конденсата в газе менее 100 см /м , с плотностью конденсата 0,730—0,800 г/см , с содержанием бензина более 75 %, в котором метановых У В более 50 %. [c.181] Зона газоконденсатных залежей предполагается на юго-востоке Косью-Роговской и на востоке Верхнепечорской впадины. Согласно фактическим и расчетным данным, здесь прогнозируются газоконденсатные залежи с более высоким содержанием стабильного конденсата (100— 500 см м ), с плотностью 0,730-0,800 г/см , с содержанием бензина менее 75 %, в котором метановые УВ составляют 50 %. [c.181] Прогнозирование состава нефтей в отложениях Предкавказья уже проводилось [1, 15], поэтому остановимся на нем очень кратко. Следует отметить, что именно в этом регионе была разработана методика выделения генетических типов нефтей и прогнозирования их состава с позиций цикличности процессов нефтегазообразования. В основу прогнозирования состава нефтей в этом регионе впервые был положен генетический тип нефти, а также впервые для этой цели применен корреляционно-регрессионный анализ для выявления связи между составом нефти и условиями ее залегания. На примере этого региона были разработаны понятия как о зонах генерации, так и о палеотемпературных максимальных зонах и рассмотрены возможные изменения нефтей при миграции их из зон генерации в зоны накопления. [c.182] В Предкавказье качественный состав нефтей прогнозировался с учетом генетических типов нефтей для следующих нефтегазоносных комплексов юрского, нижнемелового, верхнемелового, палеоценового, верх-неэоцеиово-майкопского, среднемиоценового. [c.182] На основании проведенных геохимических исследований нефтей Предкавказья были сформулированы следующие положения о геохимических критериях прогнозирования качественного состава углеводородных флюидов. [c.182] В качестве примера приведем прогнозирование состава нефтей и фазового состояния УВ для юрского, нижнемелового и среднемиоценового нефтегазоносных комплексов. [c.183] Для конденсатов характерно закономерное уменьшение плотности от центральной части Восточно-Кубанского прогиба к Адыгейскому выступу и Ейско-Березанской зоне поднятий (от 0,810 до 0,731 г/см ), сопровождающееся увеличением содержания бензинов от 50 до 82 %. В Терско-Каспийском прогибе наиболее тяжелые нефти приурочены к западной части Терско-Сунженской зоны и Предгорному Дагестану. [c.184] В пределах Западного Предкавказья в северо-западном направлении по простиранию Каневско-Березанского вала в отбензиненной части конденсатов закономерно увеличивается содержание метано-нафтеновых УВ и уменьшается количество ароматических УВ конденсаты северо-западной части Ейско-Березанской зоны поднятий наименее ароматизированы. В Восточном Предкавказье содержание парафино-нафтеновых УВ на восток и юго-восток увеличивается от 60 до 90 % (максимальные значения связаны с конденсатами мегавала Карпинского, минимальные — с нефтями западной, наиболее приподнятой части Терско-Сунженской зоны). [c.184] Структурно-групповые параметры, в частности К колеблются в небольших пределах. Четких закономерностей в изменении их по площади не наблюдается, К в нефтях разных тектонических элементов меняется по-разному, наиболее высокие значения свойственны нефтям Терско-Сунженской зоны. [c.184] В нижнемеловых отложениях, судя по палеотемпературе, выделяется несколько зон генерации в Западно-Кубанском прогибе и Кропоткинской впадине, в Восточном Предкавказье - в Чернолесском и Терско-Каспийском прогибах. [c.184] Состав нефтей нижнемеловых отложений в интервале глубин 948 — 3572 м по ряду параметров коррелируется с условиями их залегания (табл. 56). [c.184] С учетом выявленных закономерностей была построена карта прогноза состава углеводородных флюидов. Прогноз состава У В был выполнен для миоценовых отложений, в которых встречены главным образом нефти, отнесенные к VI генетическому типу на основе выявленных региональных закономерностей в изменении свойств и состава нефтей и корреляционных связей с условиями залегания. [c.184] Вернуться к основной статье