|
УДК 550.4 553.982 551.763.3 (471.6) |
|
|
|
А.Н. Резников, А.Д. Гритчин |
К ГЕОХИМИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКЕ ВЕРХНЕМЕЛОВЫХ НЕФТЕЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ
В порядке обсуждения.
Промышленные скопления нефти в известняковой толще верхнего мела установлены в Восточном Предкавказье на шести месторождениях, четыре из которых (Карабулак-Ачалуки, Заманкул, Малгобек-Вознесенка - Али-Юрт, Хаян-Корт) расположены в пределах Чечено-Ингушетии, а два (Селли, Гаша) - на территории Южного Дагестана.
К настоящему времени накопился значительный аналитический мате риал по физико-химическим свойствам верхнемеловых нефтей Восточного Предкавказья, результаты обобщения которого приведены в таблице 1.
Верхнемеловые залежи установлены в большом диапазоне глубин - в среднем от 1450 м (Селли) до 3550 м (Хаян-Корт). Геотермические условия их существования высоки: средняя пластовая температура изменяется в пределах 87-145° С. Следовательно, в недрах указанных месторождений верхнемеловые нефти залегают в зоне катагенеза. Гипергенные процессы изменения нефтей, очевидно, не проявляются, так как оптимальная температура для роста бактерий обычно меньше 75º С [1].
В то же время данные приведенной таблицы свидетельствуют о том, что фактор глубины залегания (температуры) не является определяющим в изменении физико-химической характеристики нефтей. Главную роль играют местные условия формирования залежей. В связи с этим более целесообразно рассматривать физико-химические особенности нефтей в пределах отдельных тектонических зон.
В этом отношении наибольший интерес представляют верхнемеловые нефти смежных месторождений Карабулак-Ачалуки и Заманкул, расположенных в пределах Сунженского и Мало-Кабардинского хребтов. Несмотря на одинаковую геотермическую обстановку залегания и близость месторождений (5-7 км), их нефти резко отличаются почти по всем показателям.
Так, нефть на площади Карабулак-Ачалуки значительно легче (ρ420 = 0,822 г/см3) заманкульской (ρ420 = 0,844 г/см3), содержит меньше в 1,5 раза силикагелевых смол, в 8,3 раза асфальтенов, в 1,4 раза серы и имеет большее количество парафиновых и ароматических углеводородов во фракции с началом кипения 200° С. Это можно объяснить специфическими условиями формирования залежей.
Известно, что Карабулак-Ачалукская структура по кровле верхнего мела лучше выражена, чем Заманкульская. Так, углы падения пород в пределах первой почти в 2 раза больше, что свидетельствует о более интенсивных складчатых движениях на площади Карабулак-Ачалуки. Большая тектоническая активность данного участка обусловила наличие здесь дизъюнктивных нарушений, которые в настоящее время не только установлены, но даже протрассированы. Нарушения, секущие меловые отложения, различны по своей амплитуде и протяженности; наиболее значительные из них выявлены в северной части Ачалукской площади, где амплитуда сброса достигает 900 м.
На площади Заманкул дизъюнктивные дислокации пока не обнаружены. Отсутствие нарушений хорошо увязывается с гидрохимической характеристикой нижнемайкопских отложений в рассматриваемом районе.
Нужно отметить, что воды хлоркальциевого типа обнаружены только в сводовой части месторождения Карабулак-Ачалуки. Появление вод этого облика М.П. Лысенков и А.В. Меркулов объясняют тем, что в отложения нижнего Майкопа вторглись по разломам и трещинам воды верхнего мела, которые несколько повысили минерализацию нижнемайкопских вод и изменили их генетический тип. Следовательно, если подобная картина не наблюдается на площади Заманкул, то это лишний раз подтверждает точку зрения об отсутствии здесь разрывных нарушений, которые могли бы служить путями движения флюидов.
Таким образом, тектонические особенности рассматриваемых месторождений создали наиболее благоприятные условия для вертикальной миграции нефти в пределах Карабулак-Ачалукской площади.
Внерезервуарная миграция, по нашему мнению, происходила из нижнемеловых отложений, в которых прослеживаются сбросы, установленные в верхнем мелу. Об этом свидетельствует и качество аптской нефти, близкое к верхнемеловой (см. ниже).
Приведенные данные показывают, что нижнемеловая нефть несколько тяжелее верхнемеловой, т.е. в интервале залегания меловых отложений наблюдается положительный вертикальный градиент плотности. Это вполне закономерно, так как в результате вертикальной миграции внутри этой системы наблюдается гравитационная дифференциация нефтей. В соответствии с указанным находится и количество газа, растворенного в 1 м3 нефти. Так, если нефть верхнего мела характеризуется средним газовым фактором 280 м3/м3, то содержание растворенного газа в аптской нефти несколько ниже (245 м3/м3).
В то же время нижнемеловая (неокомская) нефть Заманкула сильно отличается от верхнемеловой. Анализ глубинной пробы нефти из скв. 24 показал, что первая гораздо легче (ρ420 = 0,826) и содержит почти в 4 раза больше газа, растворенного в нефти. Следовательно, для этого месторождения характерен отрицательный вертикальный градиент плотности, присущий, по данным А.А. Карцева [4], большинству нефтяных месторождений мира и являющийся результатом катагенного преобразования нефтей.
Однако, несмотря на отсутствие на Заманкуле таких очевидных данных о вертикальной миграции, как на соседней площади, она все же здесь происходила. Об этом свидетельствуют результаты исследований С.Г. Неручева (ВНИГРИ) и И.Н. Суворовой (ГрозНИИ), которые в сводовой части Заманкульской структуры установили наличие вещественных следов миграции нефти в виде непрерывного вертикального «столба», прослеживаемого от кровли альбского яруса до водо-нефтяного контакта верхнемеловой залежи. В этом аспекте получение притока нефти с водой из нижней части верхнемеловой толщи в скв. 23 следует связывать с образованием небольшого изолированного скопления на пути миграции. В то же время в пределах переклинальных частей складки (скв. 28 и 32) в верхнемеловых известняках отсутствуют даже микропроявления аллохтонного битумоида.
Следовательно, аккумуляция нефти в верхнемеловой залежи месторождения Заманкул обусловлена, вероятно, только вертикальной миграцией из отложений нижнего мела в своде структуры, в зоне наиболее высокой трещиноватости верхнемеловых известняков.
Отмеченные различия в физико-химических свойствах верхнемеловых нефтей рассматриваемых площадей, по-видимому, можно объяснить различными по возрасту нефтепроизводящими свитами в недрах этих смежных месторождений.
Так, если в образовании залежи в пределах Карабулак-Ачалуков главную роль играла аптская (а может быть и более древняя) нефтепроизводящая толща, то для Замаикула предпочтение следует отдать более молодой, например альбской. Действительно, наличие на площади Карабулак-Ачалуки хороших путей для глубинной миграции нефти - разрывных нарушений, прослеживающихся не только в меловых отложениях, но и, возможно, в юрских, обращенная направленность изменения свойств нефтей в разрезе меловой толщи (апт - верхний мел), закономерное увеличение площади нефтеносности выявленных залежей снизу вверх - все это говорит о том, что генерация нефти, содержащейся в аптских продуктивных горизонтах и в верхнемеловых известняках, происходила главным образом в отложениях не моложе аптских.
Напротив, в недрах Заманкульского месторождения, где не отмечаются приведенные выше факторы и где верхнемеловая нефть, если судить по всем показателям, является менее преобразованной (а значит и более молодой), наиболее вероятными нефтепроизводящими отложениями являются альбские, подстилающие верхнемеловые коллекторы. Этот вывод подкрепляется также данными химико-битуминологических исследований (ГрозНИИ), которые показали весьма высокое содержание битумоидов в альбских глинах. Кроме того, при изучении характера распределения в глинах светящихся в ультрафиолетовых лучах битуминозных веществ были обнаружены макроконцентрации битумоидов, что свидетельствует о миграции микронефти.
В пределах Терского хребта выявлены две залежи верхнемеловой нефти. Одна из них - Малгобек- Вознесенско - Али-Юртовская, по своим размерам является уникальной. В таблице приводится характеристика верхнемеловой нефти этого месторождения отдельно по площадям Малгобек-Вознесенка и Али-Юрт, последняя из которых представляет собой восточную периклиналь общей верхнемеловой складки.
Нефти названных площадей залегают в едином коллекторе, поэтому они весьма близки по своим свойствам. Большая плотность али-юртовской нефти объясняется влиянием фактора гравитационной дифференциации в пределах залежи, который обусловил наличие положительного внутрирезервуарного градиента плотности, являющегося основной закономерностью изменения нефтей по падению пластов.
Следует отметить сходство нефтей данных площадей и Заманкула, особенно при сравнении отношений между нафтеновыми и метановыми углеводородами. Так, для Заманкула этот показатель составляет 0,57, а для Малгобек-Вознесенки и Али-Юрта - 0,60-0,61.
В связи с указанным можно считать, что формирование верхнемеловых залежей в недрах рассматриваемых месторождений было подчинено единой закономерности. Поэтому наблюдающиеся небольшие различия в параметрах нефтей месторождений Заманкул и Али-Юрт можно отнести лишь за счет влияния катагенеза.
Известно, что с глубиной возрастает количество ароматических углеводородов в легких фракциях нефтей [5]. В рассматриваемом случае наблюдается увеличение содержания ароматики и снижение величин отношений между нафтеновыми и ароматическими углеводородами от Заманкула к Малгобек-Вознесенко-Али-Юртовскому месторождению (соответственно от 2,1 до 4,0% и от 4,0 до 2,53%).
Средняя плотность дегазированной нефти в интервале глубин залегания этих залежей 2190-2860 м уменьшается от 0,844 до 0,839, т. е. вертикальный градиент этого параметра характеризуется значением -7,5х10-4 г/см3 на 100 м.
Промышленное скопление нефти в известняках верхнего мела установлено также на месторождении Хаян-Корт.
Здесь получена наиболее легкая для Восточного Предкавказья верхнемеловая нефть (ρ420 = 0,816), которая по своим свойствам сильно отличается от малгобек-вознесенской и близка к карабулак-ачалукской (см. таблицу).
Вертикальный градиент плотности для направления Малгобек-Вознесенка - Хаян-Корт почти в 7 раз выше, чем для направления Карабулак-Ачалуки - Хаян-Корт (соответственно -33,4*10-4 и -4,8*10-4 г/см3 на 100 м). Последняя величина близка к значению вертикального градиента в диапазоне глубин залегания продуктивной части верхнего мела на площадях Заманкул, Малгобек-Вознесенка и Али- Юрт. Можно считать что и в данном случае эта разница плотностей дегазированной нефти объясняется влиянием процессов катагенеза.
Исходя из сказанного выше, можно предположить, что условия формирования залежи Хаян-Корта были аналогичны условиям, существовавшим в недрах месторождения Карабулак-Ачалуки, т.е. и здесь определяющее значение имела вертикальная миграция нефти из нижнемеловых отложений.
Это подтверждается сложной тектоникой неогеновых отложений и большими углами падения крыльев верхнемеловой структуры, что в совокупности свидетельствует о весьма интенсивных вертикальных и горизонтальных движениях на данном участке, обусловивших наличие дизъюнктивных нарушений - путей миграции нефти.
Верхнемеловые нефти месторождения Селли и Гаша (Южный Дагестан) - наиболее тяжелые (ρ420=0,870-0,881) из рассматриваемых; они более смолисты, парафинисты. Кроме того, гашинская нефть содержит и максимальное количество серы (0,27 %).
Тем не менее по групповому углеводородному составу эти нефти также относятся к метаново-нафтеново-ароматическим.
Несмотря на более глубокое залегание, нефть месторождения Гаша значительно тяжелее, чем нефть месторождения Селли, хотя расстояние в плане между рассматриваемыми площадями очень мало (2 км). Данные залежи резко отличаются также по величине этажа нефтегазонасыщенности (в Гаша он в несколько раз больше), по коллекторским свойствам, по режиму. Все это говорит о тектонической разобщенности месторождений. В последнее время в результате бурения скважин на границе между описываемыми площадями получены более определенные данные, подтверждающие высказанную точку зрения.
Наличие положительного вертикального градиента плотности нефти, равного +11,2*10-4 г/см3 на 100 м, свидетельствует об особых условиях формирования залежей в этом районе, о том, что факторы метаморфизма нефтей не играли здесь заметной роли.
В этом отношении интересно высказывание В.Л. Галина, который пишет: «... формирование залежей нефти и газа в верхнемеловых известняках происходило в течение длительного геологического времени, начиная от палеоцена вплоть до плиоцена. Миграция углеводородов осуществлялась в процессе структурных преобразований верхнемелового коллектора из нефтематеринских свит мезозоя (нижнего мела и юры) и палеогена (майкопской свиты)» [3].
Можно предполагать, что особое значение в образовании рассматриваемых залежей имела боковая миграция углеводородов на Каранаульской депрессии. В процессе ее разрез верхнего мела месторождения Гаша, ближайшего к нефтесборной области, оказался в значительной степени более насыщенным нефтью по мощности, чем разрез площади Селли. При этом благодаря более высокому гипсометрическому положению Селлинской складки там скопилась нефть меньшей плотности, смолистости, сернистости, т. е. преобладающее значение имел фактор гравитационной дифференциации нефтей. Затем произошла тектоническая разобщенность этих структур, хотя формирование залежей продолжалось, возможно, за счет вертикальной миграции флюидов. В это время шло уже внутрирезервуарное гравитационное разделение, приведшее к образованию газовых шапок. Благоприятные коллекторские свойства известняков (высокая трещинная проницаемость) и наличие гидродинамической связи с областью питания на площади Селли обусловили большую активность вод по сравнению с площадью Гаша. В результате могло начаться разрушение залежи, которое и привело к еще большему уменьшению этажа нефтеносности верхнемеловой залежи месторождения Селли.
Последнее положение подтверждается меньшей минерализацией вод в пределах Селли, их значительно большей сульфатностью и гидрокарбонатностью, а также преобладающим влиянием напора подошвенных вод в режиме работы залежи. [6].
Таким образом, в верхнемеловой известняковой толще Восточного Предкавказья геохимические черты нефтей определяются в основном особенностями формирования залежей и в меньшей степени влиянием процессов их катагенного преобразования.
ЛИТЕРАТУРА
1. Бирштехер Э. Нефтяная микробиология. Гостоптехиздат, 1957.
2. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях.
3. Сб. «Вопросы образования нефти». Труды ВНИГРИ, вып. 128. Гостоптехиздат, 1958.
4. Галин В. Л. Геологическое строение месторождений Селли и Гаша в Южном Дагестане. Труды ГНИ «Вопросы геологии», сб. № 26, 1962.
5. Карцев А. А. Исследование распределения свойств нефтей в месторождениях областей кайнозойской складчатости. Труды МНИ, вып. 14. Гостоптехиздат, 1955.
6. Карцев А.А. Геохимическая эволюция нефтей. Труды МИНХ и ГП, вып. 27. Гостоптехиздат, 1960.
7. Резников А.Н., Мовмыга Г.Т. Особенности режима работы верхнемеловой залежи месторождения Селли. Нефть и газ, № 7, 1962.
ГНИ, ГрозНИИ
|
Месторождение, площадь |
Средняя глубина залегания продуктивной части, м |
Средняя пластовая температура, °С |
Плотность дегазированной нефти, ρ420, г/см3 |
Содержание смол силикагелевых, % |
Содержание асфальтенов, % |
Содержание твердых парафиновых углеводородов,% |
Сумма фракций до 200° С, % |
Содержание серы, определенной бомбовым методом, % |
Групповой состав нефтей во фракции до 200° С, % от общего количества ** |
Отношение нафтеновых к парафиновым |
Отношение нафтеновых к ароматическим |
||
|
ароматические |
нафтеновые |
парафиновые |
|||||||||||
|
Селли |
1450 |
87 |
0,870/30 |
6,4/28 |
0,6/28 |
10,4/28 |
13,1/29 |
0,17/24 |
|
|
- |
- |
|
|
Заманкул |
2190 |
89 |
0,844/9 |
4,2/7 |
2,5/7 |
8,1/7 |
32,6/7 |
0,18/2 |
2,1 |
8,4 |
14,8 |
0,57 |
4,0 |
|
Карабулак-Ачалуки |
2290 |
88 |
0,822/25 |
2,7/25 |
0,3/25 |
8,3/25 |
35,8/44 |
0,13/14 |
4,7 |
9,0 |
20,5 |
0,44 |
1,92 |
|
Гаша |
2430 |
110 |
0,881/5 |
8,4/5 |
1,2/5 |
8,6/5 |
14,9/5 |
0,27/5 |
- |
|
- |
- |
- |
|
Али-Юрт |
2760 |
125 |
0,841/3 |
4,2/3 |
1,5/3 |
6,6/3 |
31,5/3 |
0,16/3 |
4,0 |
10,6 |
17,3 |
0,61 |
2,65 |
|
Малгобек- Вознесенка |
2970 |
126 |
0,837/11 |
4,7/10 |
1,3/10 |
6,2/9 |
32,8/11 |
0,20/10 |
3,6 |
9,1 |
15,1 |
0,60 |
2,53 |
|
Хаян-Корт |
3550 |
145 |
0,816/5 |
1,7/4 |
0,4/4 |
5,1/4 |
37,8/4 |
0,11/2 |
6,1 |
9,4 |
19,3 |
0,49 |
1,54 |
* В знаменателе везде количество определений. ** По данным ГрозНИИ.
|
Средняя пластовая температура, °С |
93/4* |
|
Плотность дегазированной нефти ρ420 |
0,825/20 |
|
Содержание, %: |
|
|
силикагелевых смол |
3,4/6 |
|
асфальтенов |
0,59/3 |
|
твердых парафиновых углеводородов |
9,52/2 |
|
серы, определенной бомбовым методом |
0,13/4 |
|
Сумма фракций, выкипающих до 200° С, % |
34,3/5 |
* В знаменателе количество определений.