К оглавлению журнала

 

УДК 553.98(470.46)

© H.И. Воронин, 1990

Возраст структур и их нефтегазоносность

На примере Прикаспия.

Н.И. ВОРОНИН (НВНИИГГ)

Рядом расположенные локальные поднятия зачастую отличаются характером насыщения. Ежегодно в нашей стране из всех поднятий, вводимых в бурение, только 30–35 % оказываются продуктивными, остальные – пустыми [4]. Причем, при почти одинаковом строении они отличаются только временем формирования. В связи с этим установление зависимости между возрастом поднятий и их продуктивностью позволяет решить ряд важных проблем нефтяной геологии.

Одни исследователи [1, 5] по материалам ряда нефтегазоносных районов СССР и зарубежных стран указывают на наличие связи между возрастом поднятий и их продуктивностью, другие (В.И. Савченко, 1969 г.; Ф.К. Салманов, 1969 г.) приходят к выводу об отсутствии такой связи.

В пределах рассматриваемого региона установлено, что в различных геотектонических условиях отмечается неодинаковое соотношение между возрастом поднятий и их продуктивностью. В районе мегавала Карпинского выявлено и изучено 34 локальных поднятия. Они имеют различное время заложения – от средней юры до миоцена включительно. Выделены структуры среднеюрского, ранне- и позднемелового, палеоцен-эоценового и олигоцен-миоценового заложения. Некоторые поднятия в последующие этапы развития вследствие изменения знака тектонических движений частично или полностью расформированы. К числу последних могут быть отнесены Краснокамышанское, Салхинское, Уланхольское, Худжуртское [2].

Основными продуктивными горизонтами являются отложения средней юры и нижнего мела. Нефтегазоносность юрских отложений установлена лишь на Каспийском и Комсомольском поднятиях, а на остальных получена пластовая вода. Характерно, что продуктивные ловушки расположены в непосредственной близости от пустых. Анализ современного строения поднятий показал, что основные параметры (глубина залегания, наличие дизъюнктивных нарушений, развитие коллекторов и покрышек, амплитуды структур, гидрогеологические условия и другие геологические факторы) сходны как на пустых, так и на продуктивных поднятиях. Анализ истории геологического развития ловушек свидетельствует о том, что продуктивные поднятия были сформированы уже к началу раннего мела, а пустые в более позднее время (рис. 1). Отсутствие залежей УВ в юрских отложениях на Уланхольской и Краснокамышанской структурах, расположенных в пределах одной тектонической зоны с Каспийским нефтяным месторождением и сформировавшихся в юрское время, обусловлено тем, что в последующий позднеюрско-барремский этап они испытывали проявление господствующих нисходящих движений, которые привели почти к полному исчезновению структур (амплитуды 5–7 м). Вполне естественно, что они не могли служить благоприятными ловушками для скоплений нефти и газа.

В аптских отложениях промышленные залежи нефти и газоконденсата из 34 опоискованных поднятий установлены лишь на 11, на 19 породы апта обводнены, а на четырех структурах отсутствует коллекторский пласт. Результаты геохимических исследований показывают, что аптские отложения содержат нефтегазоматеринские пласты.

Глубины залегания нефтегазоносных комплексов как на продуктивных поднятиях, так и на пустых почти одинаковы. Гидрогеологические и термобарические условия сходны на всех поднятиях, их изменения имеют региональный характер и, следовательно, не обусловливают наличие или отсутствие УВ. Пластовая температура составляет 90– 105 °С. Все структуры, на которых в аптских отложениях обнаружены скопления УВ, были сформированы не позже начала сантонского века. На поднятиях, заложившихся в более позднее время, аптские коллекторы обводнены (рис. 1,рис. 2).

В альбских породах месторождения нефти и газа установлены на шести поднятиях (Ики-Бурульское, Восточно-Камышанское, Цубукское, Тенгутинское, Олейниковское и Промысловское), а на 30 структурах эти образования обводнены. Альбские отложсния не содержат нефтегазоматеринских пород. Основные геологические факторы, контролирующие формирование залежей нефти и газа, идентичны как на продуктивных, так и на пустых структурах. По возрастным группам поднятия распределяются следующим образом. Из шести продуктивных структур одна юрского, одна раннемелового и четыре олигоцен-миоценового заложения. Из 30 непродуктивных поднятий две структуры юрского, восемь раннемелового, четыре позднемелового, остальные палеогенового и олигоцен-миоценового заложения. Эти данные свидетельствуют о том, что в альбских отложениях нефтегазоносность связана с разновозрастными поднятиями (см. рис. 2), причем подавляющая часть запасов УВ (четыре месторождения) относится к молодым поднятиям, сильно осложненным дизъюнктивными нарушениями. Одно месторождение, хотя и приурочено к древнему, раннемеловому, заложению, но также контролируется дизъюнктивным нарушением. Лишь только на Ики-Бурульском месторождении не выявлены разломы, но здесь альбские образования непосредственно контактируют с юрской толщей, обогащенной ОВ и являющейся нефтегазоматеринской. Характерно, что все залежи УВ, за исключением Восточно-Камышанской, контролируются морфологически четко выраженными поднятиями.

Таким образом, в пределах мегавала Карпинского по соотношению возраста ловушек и их продуктивности нами установлены два типа соотношений. Для юрских и аптских отложений, являющихся нефтегазоматеринскими, прослеживается функциональная зависимость между возрастом поднятий и их продуктивностью. Низкий коэффициент заполнения ловушек, совпадение или близкое значение объема залежи с объемом палеоловушек, соответствующего времени формирования залежей, а также независимость продуктивности поднятий от их современной морфологической выраженности и степени осложнения дизъюнктивными нарушениями – все это свидетельствует о древнем времени образования залежей нефти и газа.

Совершенно другие закономерности отмечаются для альбского комплекса, который не является нефтегазоматеринским. Приуроченность значительного числа (67 %) месторождений нефти и газа к молодым олигоцен-миоценовым, морфологически четко выраженным структурам, осложненным разломами, с высоким (0,7–0,8) коэффициентом заполнения ловушек, возрастающим в более молодых структурах, свидетельствует о неогеновом времени образования залежей УВ. Сочетание отмеченных геологических факторов указывает на то, что залежи нефти и газа в альбских отложениях находятся во вторичном залегании и сформировались они за счет вертикальных перетоков из более глубоких горизонтов. Причем, молодые ловушки в этом случае имеют преимущества перед древними, которые на поздних этапах развития испытывают незначительное воздымание и, как следствие этого, характеризуются худшими условиями для улавливания УВ, расформировавшихся из первичных залежей.

В пределах Прикаспийской впадины широко развиты солянокупольные структуры, характеризующиеся древним заложением, конседиментационным развитием, длительным устойчивым воздыманием и широким развитием дизъюнктивных нарушений. В юго-западной части Прикаспийской впадины изучено бурением около 40 соляных куполов. Из них на восьми куполах обнаружены газовые месторождения, а на остальных – пласты-коллекторы обводнены. Основным продуктивным горизонтом являются нижнетриасовые красноцветные образования. Только в одном случае, на Халганском куполе,установлена небольшая газовая залежь в нижнеальбских песчаниках. В зависимости от степени прорыва соляным штоком выделяются купола, перекрытые верхнепермскими, триасовыми, среднеюрскими, нижнемеловыми и плиоцен-четвертичными образованиями. Морфологическая выраженность, степень развития дизъюнктивных нарушений, термобарические и гидрогеологические условия, развитие пород-коллекторов, покрышек, глубины залегания продуктивных горизонтов имеют близкие значения как на пустых, так и на продуктивных куполах. Из восьми продуктивных куполов соляной шток перекрыт верхнепермскими на двух, нижнетриасовыми на трех, среднеюрскими на одном, нижнемеловыми на одном и акчагыльскими на одном куполах. Среди непродуктивных имеются купола, перекрытые верхнепермскими, нижнетриасовыми, среднеюрскими, нижнемеловыми, палеогеновыми и неоген-четвертичными отложениями. Это свидетельствует о том, что открытые газовые месторождения в триасовых отложениях приурочены к разновозрастным соляным куполам. По данным геохимических исследований, нижнетриасовые породы не содержат нефтегазоматеринских пластов.

Источником УВ для триасовых залежей были подсолевые отложения, что подтверждается данными изотопного анализа углерода природных газов. Содержание изотопа углерода 13С в триасовом газе Шаджинского месторождения составляет 3,1 %, Бугринского – 3,36, а в подсолевом газе Долгожданного и Пионерского поднятий – 3,52–3,65, что указывает на их генетическое родство. Поэтому наиболее вероятно, что формирование залежей нефти и газа в триасовых образованиях происходит там, где имеются возможности для перетока УВ из подсолевого комплекса. Залежи УВ являются вторичными, они контролируются разновозрастными соляными куполами, и, следовательно, связь между возрастом соляных куполов и их продуктивностью отсутствует.

В юрских и нижнемеловых отложениях на ряде куполов обнаружены месторождения нефти (Доссор, Макат, Байчунас, Кулсары, Косчагыл, Искине и др.). По данным геохимических исследований, юрские и нижнемеловые отложения содержат достаточное количество ОВ и могут рассматриваться в качестве нефтегазоматеринских [3]. Однако в ряде случаев они не смогли реализовать свой нефтегазоматеринский потенциал в связи с неблагоприятными термобарическими условиями. Обнаруженные залежи нефти залегают на глубине 210–670 м, температура пластов обычно составляет 20–35 °С и лишь в отдельных месторождениях (Мунуйли) в юрских отложениях она возрастает до 47 °С. По мнению некоторых исследователей [3], юрские и нижнемеловые отложения были способны продуцировать УВ. Однако нефти большинства месторождений существенно отличаются от подсолевых нефтей и сходны по УВ-составу с ОВ включающих их пород. Лишь в пределах отдельных участков Кенкиякского и Мартышинского месторождений, приуроченных к юрским отложениям, наряду с сингенетичными нефтями содержатся примеси нефтей из подсолевого комплекса. В то же время Т.Н. Джумагалиев, В.Ф. Поплевин и другие (1974 г.) считают, что залежи нефти в юрских и нижнемеловых отложениях юга Прикаспийской впадины являются вторичными и сформировались за счет перетоков УВ из подсолевого комплекса. Все это свидетельствует о том, что в юрских и нижнемеловых отложениях формирование залежей УВ могло происходить за счет, как собственного нефтегазового потенциала, так и вертикальных перетоков УВ из подсолевого комплекса. Выявленные месторождения в основном приурочены к юго-восточной части Прикаспийской впадины. На остальной части территории, за исключением Халганского купола, где выявлена газовая залежь в нижнемеловых отложениях с забалансовыми запасами, в юрских и нижнемеловых отложениях месторождения нефти и газа не установлены, хотя имеются четко выраженные ловушки и благоприятные термобарические условия. Среди продуктивных куполов выделяются купола с глубинами залегания соляного штока 220–1280 м. В зависимости от степени прорыва выделяются купола, перекрытые верхнепермскими, триасовыми, юрскими и нижнемеловыми образованиями.

Близкие значения глубин залегания соляного штока, а также степени прорыва отмечаются и на куполах, где юрские и нижнемеловые породы оказались обводненными. Следовательно, возраст соляных куполов и особенности их формирования не оказывают влияния на их продуктивность.

Принципиально другие условия отмечаются в подсолевом карбонатном комплексе каменноугольного возраста. По данным геохимических исследований, он содержит нефтегазоматеринские пласты. Температура слоев, в которых к настоящему времени открыты месторождения нефти и газоконденсата, составляет 90–110 °С, что свидетельствует о весьма благоприятных термобарических условиях для генерации УВ в подсолевых образованиях.

В карбонатном комплексе в пределах исследуемого региона открыт ряд нефтяных (Тажигали, Жанажольское, Кенкиякское и Тенгизское) и газоконденсатных месторождений (Астраханское, Карачаганакское, Урихтау). Продуктивные поднятия палеозойского конседиментационного развития, прирост амплитуды составляет в среднем 90–100 %. Часть этих поднятий уже в конце позднего карбона находилась в термобарических условиях, благоприятных для активной фазы нефтегазообразования, и уже была способна содержать крупные запасы УВ.

В последующее позднепермское и триасовое время Прикаспийская впадина испытывала интенсивное прогибание, в результате чего были созданы благоприятные термобарические условия для нового цикла нефтегазообразования в подсолевом комплексе. Именно на этом этапе развития здесь были сформированы открытые месторождения нефти и газоконденсата в подсолевом карбонатном комплексе.

Итак, мы имеем дело со случаем, когда в нефтегазоматеринских породах нижнего и среднего карбона залежи нефти и газа сформировались в два цикла нефтегазообразования и, как следствие этого, нарушилась связь между возрастом поднятий и их продуктивностью. Наряду с древними структурами могут быть продуктивными и относительно молодые ловушки. Последнее обусловлено тем, что рассматриваемая территория в течение продолжительного времени испытывала длительное и устойчивое прогибание. Нефтегазоматеринские породы нижнего и среднего карбона погружались на глубину до 6–7 км и длительное время находились в глубинной зоне газообразования.

В отдельных случаях установленные закономерности соотношения между возрастом ловушек и их продуктивностью могут исказиться рядом факторов, к числу которых относятся палеотектонические, структурные и литологические. Влияние этих факторов на нефтегазоносность локальных поднятий можно определить уже на первых этапах поисковых работ, поскольку они имеют в основном региональный характер. В связи с этим в регионах, где изучены особенности геологического строения, определены пределы времени миграции УВ, доказано отсутствие явлений перетоков УВ, установлено время формирования локальных поднятий, можно ограничиться бурением одной-двух скважин для оценки продуктивности поднятий.

Отмеченная зависимость между возрастом поднятий и их продуктивностью может быть с успехом использована не только в практике поисково-разведочных работ, но и для объективного рассмотрения процессов нефтегазонакопления.

Выводы

1. При наличии в разрезе нефтегазоматеринских пород в условиях относительно медленного прогибания, когда продуктивные отложения вошли и длительное время находились в условиях ГЗН, четко прослеживается связь между возрастом поднятий и их продуктивностью.

2. В продуктивных комплексах, не содержащих нефтегазоматеринских пород, не прослеживается связь между возрастом поднятий и их продуктивностью. Возраст ловушек не является критерием прогноза их нсфтегазоносности.

3. В условиях длительного активного прогибания, когда нефтегазоматеринские породы входят в термобарические зоны, где активно протекают процессы нефтегазообразования (вплоть до прохождения глубинной фазы газообразования), связь между временем заложения ловушки и ее продуктивностью нарушается.

4. Полученные материалы по соотношению между возрастом поднятий и их продуктивностью находятся в тесной связи с теорией биогенного происхождения нефти и газа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Аксенов А.А., Размышляев А.А., Трачук В.Г Условия формирования месторождений-гигантов // Геология нефти и газа.– 1979.– № 6.– С. 50–55.
  2. Воронин Н.И., Круглов Ю.И. Типы локальных поднятий кряжа Карпинского, история их развития и нефтегазоносность // Нефтегазовая геология и геофизика.– 1971.– № 6.– С. 12–16.
  3. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины // Труды ВНИГНИ.– М.– Вып. 251.–1985.
  4. Максимов С.П., Лоджевская И.И. Влияние истории геологического развития нефтегазоносных бассейнов на формирование залежей нефти и газа // Труды ВНИГНИ.– М.– Вып. 230.– 1981.– С. 3–25.
  5. Чакабаев С.Е., Воцалевский Э.С., Шаховой А.И. О времени формирования залежей нефти и газа на Мангышлаке и Устюрте // В кн.: Время формирования залежей нефти и газа.– М.– 1976.– С. 203–208.

Abstract

A dissimilar correlation between the age of uplifts and their productivity is noted within the territory under study. Where syngene-tic petroleum source rocks are present in the section under conditions of relatively slow subsidence, the relationship between the age of the uplifts and their productivity can be distinctly traced. In conditions of long active subsiding when these rocks enter rapidly the new thermobaric zones, causing intensive oil and gas formation, up to the subsurface phase of gas formation, the relationship between the formation time of the trap and its productivity is broken.


Рис. 1. Графики контрастности локальных поднятий северной части Скифско-Туранской плиты по нижнеаптскому (а) и среднеюрскому (б) продуктивным пластам.

Поднятия I – продуктивные, II – обводненные. Месторождения нефти: 1 – Каспийское, 6 – Комсомольское, 7 – Кеке-Усунское, 15 – Северо-Камышан-ское; месторождения газа: 2 – Уланхольское, 3 – Ермолинское, 4 – Черноземельское, 5 – Восточно-Камышанское, 8 – Краснокамышанское, 14 – Ики-Бурульское. Локальные поднятия: 9 – Салхинское, 10 – Худжуртское, 11 – Меклетинское, 12 – Ачинерское, 13 – Шарын-Гольское

Рис. 2. Зависимость продуктивности ловушек мегавала Карпинского от времени их заложения для среднеюрских (а), аптских (б) и альбских (в) отложений.

Ловушки: I – продуктивные, II – обводненные. Локальные структуры: 1 – Ачинерская, 2 – Бурульская, 3 – Восточно-Камышанская, 4 – Гашунская, 5 – Сал-хинская, 6 – Меклетинская, 7 – Худжуртская, 8 – Кеке-Усунская, 9 – Надежденская, 10 – Северо-Камышанская, 11 – Краснокамышанская, 12–Екатерининская, 13 – Черноземельская, 14 – Комсомольская, 15 – Улан-Хольская, 16 – Городовиковская, 17 – Ермолинская, 18 – Каспийская, 19 – Цубукская, 20 – Тенгутинская, 21 – Олейниковская, 22 – Промысловская, 23 – Эджин-ская, 24 – Михайловская, 25 – Тинакская, 26 – Таук-Унгурская, 27 – Ики-Бурульская. 28 – Шарын-Гольская