К оглавлению журнала

УДК 550.84:553.98

© Г. С. Коробейник, М. В. Обухова, М. П. Кузнецова, 1992

МОДЕЛИ МИГРАЦИИ И ФОРМИРОВАНИЯ ПОЛЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ (С58) В ПОДСОЛЕВОМ КОМПЛЕКСЕ ЮГО-ВОСТОКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Г. С. КОРОБЕЙНИК, М. В. ОБУХОВА, М. П. КУЗНЕЦОВА (ВНИИгеоинформсистем)

Главный объект нефтегазопоисковых работ на территории юго-востока Прикаспийской впадиныдокунгурский подсолевой палеозойский комплекс пород [2, 4]. В нем уже открыты крупные месторождения: Карачаганакское, Астраханское, Тенгизское. Однако выделение продуктивных пластов в разрезе сопряжено с трудностями, так как из-за сложного геологического строения информативность сейсмических данных и ГИС невысока. В связи с этим предпринята попытка использовать геохимические данные, основанные на комплексных газогеохимических исследованиях надпродуктивных (преимущественно слабопроницаемых) глинистых толщ палеозойского возраста (C1v, С2m, С3k) для установления продуктивности разреза и выяснения механизма формирования аномальных газовых полей (АГП) рассеянных парообразных УВ (С58) над нефтяными залежами во всем объеме подсолевого комплекса.

С этой целью была изучена структура полей парообразных УВ (С58) в породах-покрышках продуктивной части разреза подсолевого палеозойского комплекса на примере нефтяного месторождения Тортай, расположенного на северном склоне Южно-Эмбинского поднятия. Коллекция геохимических проб была отобрана по разрезу скважин 4, 22, расположенных внутри контура нефтеносности, и скв. 11 законтурной, непродуктивной. Всего изучено 40 образцов. Парообразные УВ (С58) в рассеянной газовой фазе пород определяли по методике, включающей низкотемпературную термодесорбцию УВ(120 °С) и последующий хроматографический анализ выделившихся в газовую фазу УВ [1]. В газах термодесорбции определяли также газообразные УВ (С14) методом газоадсорбционной хроматографии [3].

Согласно сейсмическим исследованиям 1981– 1988 г. [2] структура палеозойской части месторождения Тортай представляет собой валообразное поднятие северо-восточного простирания амплитудой более 200 м. Однозначно геологическая модель строения подсолевого комплекса на Тортае не выяснена. В целом для строения площади характерно развитие на фоне поднятия серии карбонатных палеоуступов, разломных зон и карбонатных тел рифогенной природы, внедренных в терригенно-глинистые породы. По основным отражающим горизонтам наблюдается резкая изменчивость структурных планов [2].

Продуктивная часть разреза вскрыта в интервалах глубин 2800–4000 м. Нефтегазоносность установлена в нижней части визейских отложений. Отложения этой части представлены в основном глинистой толщей, содержащей алевролитовые и песчаные пласты мощностью до 40–60 м, являющиеся коллекторами. Залежи преимущественно мелкие, многопластовые, тектонически и литологически экранированного типа.

Глинистые породы-покрышки, в которых была изучена структура полей рассеянных газообразных и парообразных УВ палеозойского возраста подсолевого комплекса, в пределах месторождения Тортай представлены двумя генетическими типами пород, включающими морские фации паралического типа: 1) мелководных карбонатно-глинистых пород верхне- и среднекаменноугольного возраста, 2) глубоководных терригенных алеврито-глинистых пород нижнекаменноугольного возраста. Некоторые геохимические характеристики указанных типов покрышек палеозойского возраста приведены на рис. 1. Породы-покрышки выделенных типов близки по строению. Они состоят из тонкопереслаивающихся алевролитов и аргиллитов темно-серых, тонкослоистых с обилием растительного ОВ и различным содержанием песчаного и карбонатного материала. Характеризуются резкой литологической изменчивостью по разрезу и площади. По данным бурения на северо-восточном склоне структуры (скв. 11) глинистые покрышки нижнекаменноугольного возраста сильно опесчаниваются, а средне- и верхнекаменноугольного возраста практически отсутствуют, замещаясь на карбонаты органогенно-обломочные, состоящие из остатков морской фауны и обладающие повышенной проницаемостью.

Для более полного представления о характере миграции УВ и формировании аномальных геохимических полей УВ (С58) в породах-покрышках подсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины был применен метод объемного моделирования, позволяющий выявить особенности изменчивости газовых полей в трехмерном пространстве. На основе имеющихся геолого-геохимических данных была построена модель структуры газовых полей УВ (С6+С8) над нефтяным месторождением Тортай (рис. 2). Она представляет собой блок-схему строения продуктивных пластов подсолевого комплекса пород палеозойского возраста с анализом направления миграции УВ и особенностями формирования АГП в надпродуктивных породах (покрышках) визейского, касимовского и мягков-ского горизонтов.

Анализ данных показал, что структура газовых полей рассеянных УВ (С58) над нефтеносными пластами В, Г, Д (в скважинах 4, 22) отличается разнообразием и сильно изменчива, что обусловлено совместным влиянием разнообразных факторов. К числу основных (применительно к конкретной геологической ситуации поднятия Тортай) относятся литофациальные особенности пород палеозойского подсолевого комплекса, их резкая изменчивость по простиранию, наличие мелкоамплитудной дизъюнктивной нарушенности, изменчивость экранирующих свойств пород-покрышек, состав и тип УВ-флюида, залегающего на глубине 3500 м.

Поля рассеянных УВ (C5+C8) в изученных типах глинистых покрышек подсолевого комплекса пород месторождения Тортай представлены широким спектром индивидуальных компонент: пентановых, гексановых, октановых и их изомерными формами. Характерно явное преобладание изомерных форм над соединениями нормального строения. Концентрация их в породах незначительна и изменяется от 0,01 до 0,1 см3/кг. Относительное содержание изоформ от суммы УВГ в среднем составляет 0,5 %.

В нижней части подсолевого комплекса на уровне глинистых пород-покрышек визейского яруса (глубоководные фации C1v12, глубина 3250–3260 м) газовые поля УВ (C5+C8) непосредственно над нефтеносными пластами (скважины 4, 22, глубина 3200–3250 м) представлены (в %) С5 – 66, С6 – 25, C7 – 12, C8 – 3 и характеризуются определенным набором компонент. При этом в некоторых случаях наблюдается тенденция к соотношению С765. Это свидетельствует о высоких избирательных способностях и надежных экранирующих свойствах глинистых покрышек такого типа. На уровнях верхне- и среднекаменноугольных пород, представленных мелководными фациями (C2m, С3к), характер газового поля отличается неоднородностью и хаотичностью (см. рис. 2). Соотношение компонент имеет во многом случайный характер и характеризуется резкой изменчивостью (см. рис. 1, рис.2).

Иной характер поля УВ58) имеют за пределами контура нефтеносности (скв. 11, северовосточный склон поднятия Тортай). По разрезу всего подсолевого комплекса они однородны, имеют близкий состав и представлены преимущественно пентановыми полями, при этом С5>>С6. Доля более высокомолекулярных УВ (C6+C8) незначительна. Это объясняется повышенной проницаемостью по отношению к УВГ глинистых пород, которые фациально замещаются в крыльевых частях структуры на песчанистые и карбонатные прослои.

Напряженность газового поля (максимумы концентраций, газонасыщенности УВ СН4, C1 +C4, C5+ +C8) над месторождением неодинакова: внутри контура нефтеносности (скважины 4, 22) фиксируются повышенные значения газообразных УВ (C1+C4), в среднем 0,25 см3/кг, высокомолекулярных УВ (С5+C8), в среднем 0,15 см3/кг, а за его пределами (скв. 11) – снижение концентраций УВ (C5+C8) до уровня фоновых (~0,025 см3/кг), газообразных УВ (C1+C4) до 0,1 см3/кг (таблица).

Таким образом, газовые поля в глинистых покрышках надсолевого комплекса над нефтяным месторождением Тортай и за его пределами неодинаковы и неоднородны. Их морфоструктурные особенности характеризуются сложным пространственным развитием, обусловленным во многом качеством глинистых пород, их экранирующими способностями.

Выявленный характер изменчивости структуры газовых полей УВ (C5+C8) позволяет реконструировать обстановку миграции УВ в пределах подсолевого комплекса пород палеозойского возраста над нефтяным месторождением Тортай (см. рис. 2). Миграция УВ (C5+C8) над нефтеносными пластами В, Г, Д имеет прерывистый характер. В непосредственной близости к продуктивным пластам она затруднена, что приводит к формированию аномальных газовых полей в глинистых нижнекаменноугольных покрышках, представленных глубоководными фациями, с высокими экранирующими свойствами. Подобные поля приурочены к сводовой части палеозойского поднятия. В крыльевых частях структуры в зонах отсутствия нефтяных пластов, миграция УВ (C5+C8) практически отсутствует. Распространены неконтрастные однородные газовые поля с низкой насыщенностью парообразных УВ (на уровне следов) и УВГ в целом. Генетически такие поля связаны с процессом свободного рассеивания УВ из сорбированного ОВ битуминозных нижнекаменноугольных толщ по разрезу всего подсолевого комплекса палеозойских пород. Таким образом, анализ миграции УВ с использованием разработанной модели структуры полей парообразных УВ (C5+C8) в надпродуктивных толщах подсолевого комплекса свидетельствует о наличии двух источников питания УВ (C5+C8): залежи и сингенетичного ОВ, сорбированного глинистыми породами нижнекаменноугольного терригенного комплекса (см. рис. 2).

Приведенные данные показывают, что в условиях терригенного разреза подсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины повышенные значения полей концентраций УВ (C5+C8) в породах-покрышках, при своеобразном распределении индивидуальных высокомолекулярных УВ-компонент, могут служить прямыми признаками нефтеносности разреза подсолевого комплекса. Таким образом, наряду с геолого-геофизическими данными важное значение имеет изучение формирования аномальных газовых полей УВ (C5+C8) в надпродуктивных отложениях, что позволяет с большей надежностью оценить перспективы нефтегазоносности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Коробейник Г. С., Кузнецова М. П., Прохорова А. Г. Определение легких углеводородов бензинового ряда из малых навесок пород способом низкотемпературной термогазодесорбции // Методические указания МУ 41-06-132-90.– М.: ВНИИгеоинформсистем.– 1991.
  2. Куандыков В. М., Куантаев Н. Е., Шудабаев К. С. О перспективах нефтегазоносности площади Елемес // Геология нефти и газа.– 1991.– № 1.– С. 8–10.
  3. Отбор проб и анализ природных газов нефтегазоносных бассейнов / Под ред. И. С. Старобинца и М. К. Калинко.М.: Недра.– 1985.
  4. Телегин В. М. Тектоника и перспективы нефтегазоносности палеозоя юго-востока Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа.– 1991.– № 1.– С. 5–7.

ABSTRACT

The mode of the migration of vapor-shaped C5+C8 hydrocarbons and the peciliarities in formation of their concentration fields above the Tortai oil field in the subsalt complex of Paleozoic age have been revealed by means of volume simulation. It has been shown that the investigation of the vapor-shaped C5+C8 hydrocarbons may serve as a direct indication of oil in the terrigenous productive strata of the subsalt complex in the southeastern Precaspian depression.

РИС. 1. СВОДНЫЙ ГЕОЛОГО - ГЕОХИМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТОРТАЙ):

1 – песчаник; 2 – алевролит; 3 – гравелит; 4 – известняк; 5 – мергель; 6 – ангидрито-гипсовая порода; 7 – аргиллиты, глины; 8 – каменная соль; 9 – нефтепроявления; 10 – газопроявления

РИС. 2. МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ПАРООБРАЗНЫХ УВ (С5+С8) В ПОДСОЛЕВОМ КОМПЛЕКСЕ ПОРОД ПАЛЕОЗОЙСКОГО ВОЗРАСТА ЮГО-ВОСТОКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТОРТАЙ).

1 – продуктивная песчано-глинистая толща C1v с прослоями известняков, доломитов и песчаных коллекторов до 40–60 м (вскрытая мощность толщи более 1000 м); 2 – миграция УВ из залежи; 3 – соли кунгура; 4 – поля УВ, генетически связанные с нефтяными залежами; 5 – аномальные газовые поля УВ (С58) в нижнекаменноугольных глинистых покрышках; 6 – поля УВ, связанные с битуминозными толщами; 7 – продуктивные пласты В, Д; 8 – общий миграционный поток УВ, не связанных со скоплениями УВ; 9 – нет притока; 10 – нефтепроявления; 11 – фонтан нефти. Усл. обозн. см. на рис. 1

 

СТАТИСТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ РАССЕЯННЫХ УВ (C1+C8) ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТОРТАЙ

Скважина

Характер продуктивности разреза

i-C5

i-C6

C6

i-C7

С7

i-C8

СН4

C1+C4

4

Продуктивный

529,73*

311,95

145,43

289,39

123,08

108,82

467,78

2535,56

369,97**

341,06

235,10

327,06

164,21

122,31

114,32

1650,00

22

Нефтяная пленка

475,65

151,46

22,14

152,97

22,71

53,52

608,33

2900,00

200,82

104,29

31,48

32,40

17,81

39,65

187,48

2118,37

11

Непродуктивный

340,18

110,18

5,30

120,53

17,80

16,27

260,00

1223,33

291,26

103,35

6,86

133,49

26,69

24,20

218,36

459,12

* Среднее содержание в n*10 -4 см3/кг.

** Среднее квадратическое отклонение содержаний УВ в тех же единицах измерения.