К оглавлению журнала

УДК (556.3+532.5):553.98 (571.53)

© П. Г. Мехтиев, 1992

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ

П. Г. МЕХТИЕВ (Приморское МУРБ ПО КМНГ)

В образовании УВ, формировании и разрушении их скоплений существенную роль играют подземные воды, гидрогеологические и гидродинамические факторы [2]. Данные последних лет, полученные из погруженных зон интенсивно прогибающего Южно-Каспийского бассейна в результате глубоких поисково-разведочных работ позволяют рассмотреть заново и уточнить некоторые вопросы рассматриваемой проблемы. В настоящее время в пределах Южного Каспия и сопредельных районов в отложениях среднего плиоцена открыты многочисленные газонефтяные и газоконденсатные залежи. Пластовые воды, полученные из продуктивных горизонтов, относятся в основном к гидрокарбонатно-натриевому и местами сульфатно-натриевому типам.

В пределах антиклинальных зон западного шельфа в юго-восточном направлении и от свода вниз по падению пластов общая минерализация вод уменьшается и приведенные давления нефтегазоносных горизонтов увеличиваются (рис. 1). В этих же направлениях возрастает содержание метана в составе растворенных в воде газов, бензиновой фракции нефти. Здесь наблюдается связь между геологическим строением, характером распределения флюидов и изменением химического состава вод (табл. 1, табл.2, табл.3). Размещение УВ-скоплений контролируется гидрогеохимической и гидродинамической обстановками (табл. 4).

Особый интерес представляет увеличение содержания сульфатов в сторону регионального погружения пластов, что согласуется с переходом нефтяных залежей в. газоконденсатные. Увеличение содержания сульфатов в водах газоконденсатных залежей по сравнению с нефтяными связано с жизнедеятельностью десульфирующих бактерий, использующих в качестве питательной среды только жидкие УВ (гептан)[4]. Однако изменение состава вод и свойств нефти и газа с глубиной имеет не плавный, а скачкообразный характер, что обусловлено в основном влиянием геолого-гидрогеологических, геотермических факторов и характером распределения флюидов [2, 3, 5].

В пределах антиклинальной зоны ХамамдагКамень Игнатия промышленных нефтегазовых залежей пока не установлено за исключением небольшого (локального) скопления в горизонте VII на северо-восточном крыле структуры Гарасу (скв. 25, 101). Однако интенсивность водо-газо-нефтепроявлений в разрезе верхнего отдела ПТ и вышезалегающих отложений в процессе бурения на этих структурах заметно увеличивается (наблюдается открытое фонтанирование) по сравнению с другими складками рассматриваемого района, в пределах которой выявлены промышленные УВ-скопления. По химическому составу флюиды, полученные при прохождении верхних интервалов геологического разреза, характерны также и для нижезалегающих свит. Такое обстоятельство, по-видимому, способствовало разрушению УВ-скоплений в нижезалегающих песчано-алевритовых горизонтах ПТ (рис. 2).

В пределах юго-западных крыльев северной антиклинальной зоны Бакинского архипелага небольшие УВ-скопления обнаружены на структурах Кянизадаг (горизонт VII) и о-ва Булла (горизонты V–VII). На других участках этих крыльев в разрезе ПТ промышленные залежи нефти и газа отсутствуют. Большинство скважин при опробовании и в процессе бурения фонтанировали водой с высокими дебитами без значительных признаков нефти и газа. Пластовые воды относятся к различному типу и в распределении их наблюдается определенная зональность. Общая минерализация этих вод изменяется в больших пределах, причем, максимальное значение установлено на структуре Кянизадаг, минимальное на площадях Сангачалы-море, Дуванный-море и о-в Булла. В этом же направлении жесткие воды сменяются щелочными [3].

Результаты опробования скважин указывают на то, что водообильность и приведенные напоры вод горизонта VII также увеличиваются в юго-восточном направлении и от свода вниз по падению пластов в пределах юго-западных крыльев антиклинальной зоны. На юго-западных крыльях структур Сангачалы-море, Дуванный-море, где промышленные УВ-залежи отсутствуют, воды более подвижные, высоконапорные и характеризуются более высокими дебитами и температурами, чем на северо-восточных крыльях. Это объясняется влиянием вод, поступающих под большим давлением из глубокозалегающих отложений. Имеющиеся фактические материалы свидетельствуют о том, что высокие градиенты напоров пластовых вод способствуют разрушению залежей нефти и газа в ловушках.

Кроме того, между продуктивными горизонтами и глинистыми толщами, залегающими выше и ниже их, существует перепад давлений, достигающий 0,009–0,01 МПа/м, который способствует межпластовому перетоку поровых и пластовых вод, особенно при тектонически нарушенных участках, что в свою очередь усиливается в процессе опробования и разработки залежей. Как известно, в процессе эксплуатации залежей по мере снижения пластовых давлений величина перепада давлений увеличивается и наблюдается усиление обводнения скважин. Об этом свидетельствует также изменение химического состава и содержания отдельных компонентов вод во времени в обводняющихся скважинах. Один из основных методов снижения обводненности скважин повышение надежности разобщения нефтяных пластов в процессе строительства скважин.

Как уже указывалось [3], заполнение ловушек УВ, мигрировавшими из более погруженной части бассейна, происходило вскоре после отложения пород-коллекторов. Однако к концу накопления ПТ произошло резкое усиление складчато-формирующих движений, продолжающихся и в настоящее время, что способствовало активному движению вод и (местами) разрушению образовавшихся УВ-залежей.

Характерная особенность антиклинальных структур рассматриваемого района наличие многочисленных тектонических нарушений и грязевулканических проявлений, осложняющих их строение и оказывающих существенное влияние на разрушение и изменение состава пластовых флюидов.

Отсутствие промышленных залежей, наличие признаков остаточного нефтенасыщения за контуром нефтеносности в пределах месторождений свидетельствуют о продолжающемся в настоящее время процессе разрушения залежей. Наблюдаемый на современном этапе характер распределения и разрушения скоплений нефти и газа обусловлен влиянием гидрогеологических и гидродинамических факторов, проявляющихся после образования нефтегазовых залежей. Об этом свидетельствует неравномерное распределение залежей нефти и газа по площадям и глубинам. Контур залежей в соседних блоках в пределах одного и того же месторождения имеет различные гипсометрические отметки (см. табл. 1, табл. 2). Это отмечается на месторождениях о-ва Булла, Дуванный-море, Дашгиль, Котурдаг, Пирсагат и местами на структурах Апшероно-Прибалханской зоны, где интенсивность тектонических движений, грязевулканических проявлений и активность пластовых вод были гораздо больше. При разрушении залежей воды активно воздействовали на нефть, вызывая ее окисление и утяжеление (рис. 3).

Относительно приподнятые структуры (блоки), сильно раздробленные тектоническими разрывами, грязевулканическими проявлениями и характеризующиеся высокими градиентами напоров, были подвергнуты разрушающему влиянию вод, поэтому залежи на складках (блоках) оказались разрушенными. Об этом свидетельствует и пестрота типов вод на этих участках, что связано с поступлением маломинерализованных вод из депрессионных зон и глубокозалегающих отложений.

Связь между распределением нефтегазовых залежей и гидрогеологическими условиями можно проследить в региональном плане на примере залежей в свите “перерыва”. На основании палеотектонических исследований можно предположить, что структуры Булла-море, 8 Марта, Сангачалы-море (северо-восточное крыло), Карадаг, Локбатан, Бухта Ильича, о-в Песчаный, Бахар, Нефтяные Камни, им. 28 Апреля, им. Каверочкина, им. Азери (26 Бакинских Комиссаров) в тектоническом отношении более благоприятны (чем описанные складки) для сохранения нефтяных и газовых залежей, так как в верхнем плиоцене и антропогене указанные структуры меньше подвергались разрушающему влиянию гидрогеологического фактора. Поэтому в их пределах в основном в опущенных блоках свита “перерыва” содержит промышленные залежи УВ.

На ряде структур, расположенных в пределах северо-западной части Апшеронской области, отложения свиты “перерыва” не перекрыты мощными глинистыми породами, местами выведены на дневную поверхность и не обладают благоприятными структурно-тектоническими условиями для сохранения нефтяных и газовых залежей. Поэтому на таких структурах в грубообломочных породах свиты “перерыва” залежи нефти и газа отсутствуют. Один из факторов, влияющих на разрушение и сохранение залежей, это литология вмещающих пород. В песчаниках с низкой проницаемостью движение подземных вод значительно замедляется и разрушение залежей затухает.

В пределах сильно раздробленных (приподнятых) тектонических блоков при наличии хорошо проницаемых пород движение вод было относительно свободным, поэтому залежи почти полностью разрушены и имеют меньшую площадь. Кроме того, они расчленяются водными горизонтами. Безводная залежь сохранилась в менее разрушенных (опущенных) блоках, где движение вод было затруднительным [5].

На основании поискового бурения можно предположить, что площади им. Самедова, Ферсмана и другие, расположенные на синклинальном прогибе, могут считаться менее нефтегазоносными (по сравнению со структурами, входящими в тектонические зоны и примыкающими к ним), так как при движении флюидов в подобных локальных поднятиях не было достаточно благоприятных условий для значительного скопления и сохранения УВ.

Исходя из изложенного, следует отметить высокую перспективность структур, расположенных на юго-восточном погружении антиклинальных зон бассейна (см. табл. 4). Эти структуры на пути миграции флюидов характеризуются благоприятными структурно-тектоническими и литолого-фациальными условиями для скопления и сохранения УВ [1, 2]. Кроме того, указанные структуры имеют ряд преимуществ перед остальными складками, расположенными выше по восстанию пластов. За всю историю формирования в них отмечался только элизионный этап развития, в верхнем плиоцене и антропогене структуры были вовлечены в общее прогибание и не подвергались разрушающему влиянию тектонического и гидрогеологического факторов.

Проведенные исследования характера распределения аномально высоких пластовых и поровых давлений (АВПД и АВПоД) Южно-Каспийской впадины и прилегающих областей показывают, что в направлении от Бакинского архипелага к юго-восточному Кабыстану значения градиентов пластовых и поровых давлений в отложениях некоторых свит и горизонтов уменьшаются. Отмеченная закономерность наблюдается также по мере движения с юга на север от Бакинского архипелага к Казахскому шельфу и с северо-запада на юго-восток на морской части Западно-Туркменской зоны. Такое обстоятельство прежде всего объясняется тем, что в направлении регионального погружения, где происходят интенсивные прогибания, осадконакопление, активные геолого-гидрогеологические и термобарические процессы, существуют благоприятные условия, способствующие образованию и сохранению АВПД и АВПоД. Совершенно очевидно, что увеличение гидродинамического потенциала в погруженных зонах способствовало латеральной миграции пластовых флюидов и формированию УВ-залежей в сторону регионального воздымания структур (в зонах развития пьезоминимумов). Однако в направлении регионального воздымания структур наличие большого числа разрывных нарушений, грязевулкани-ческих проявлений, размытость ядра складок, уменьшение мощности глинистых покрышек и другие факторы создали гидродинамические связи по разрезу и способствовали разгрузке при формировании и сохранении АВПД, АВПоД и УВ-скоплений.

Это подтверждается гидрокарбонатно-натриевым типом вод, непромышленными притоками нефти и газа при опробовании многочисленных поисковых скважин из ПК свиты на структурах Дуванный-море, о-в Булла, свиты “перерыва”, КаС, ПК в пределах складки Нефтяные Камни-2 и др.

На основании изложенного можно сделать вывод о том, что дальнейшие поисково-разведочные буровые работы целесообразно продолжить в первую очередь в пределах тектонических зон на погруженных перспективных структурах рассматриваемой области.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Еременко Н. А., Неручев С. Г. Первичная миграция в процессе погружения и литогенеза осадков // Геология нефти и газа.– 1968.– № 9.– С. 3–9.
  2. Карцев А. А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений.– М.: Недра.– 1982.
  3. Мехтиев П. Г. Особенности распределения пластовых флюидов и изменения их физико-химических свойств на больших глубинах (на примере месторождений юго-западного борта Джейранкечмесской депрессии Каспия) // Обзор. Сер. Геол. и разведка морских нефт. и газов, м-ний. М.: ВНИИЭгазпром.– 1987.– Вып. 1.
  4. Мехтиев Ш. Ф., Рачинский М. 3., Полоудин Г. А. Отличительные признаки пластовых вод нефтяных и газоконденсатных залежей продуктивной толщи ЮЗ Апшерона, ЮВ Кобыстана (Джейранкечмесская депрессия), Бакинского архипелага и СВ части Прикуринской низменности // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.– 1970.– № 5.– С. 5–8.
  5. Султанов Б. И. Основные теоретические вопросы распределения нефтей и вод, геохимия и гидрохимия и условия формирования их в продуктивной толще Апшеронской нефтеносной области.– Баку. Азернешр.– 1961.

ABSTRACT

The results of integrated studies of geological-hydrogeochemical and hydrodynamic factors aimed at determining the conditions of distribution and destruction of hydrocarbon accumulations are presented. A relationship between the distribution of reservoir fluids and field hydrogeologic conditions is established. Areas, more uplifted destroyed and characterized by higher water drive gradients and mud-volcano manifestations, have been strongly exposed to the destructive action of waters, therefore the pools in these zones (blocks) of the fields appear to have. been collapsed. Thus, further prospecting for oil and gas should be associated mainly with a plunged zone of a basin.

ТАБЛИЦА I. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ГОРИЗОНТЕ VII (СВИТА “ПЕРЕРЫВА”) МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАКИНСКОГО АРХИПЕЛАГА

Месторождение (часть залежи)

Интервал глубин, м

Пластовое давление, МПа

Давления, приведенные к глубине ВНК, МПа

Градиент приведенного пластового давления, МПа/м

Сангачалы-море (внутри контурная)

4140–4553

47,9–53.7

51.4–54,1

0,0112–0,0117

Дуванный-море (внутриконтурная, западный блок)

3560–4610

34,8–52,6

43,4–53,4

0,0092–0,0113

Дуванный-море (законтурная, центральный блок)

3900–4460

45–50,4

50,1–52,0

0,0111–0,0114

Дуванный-море (внутриконтурная, восточный блок)

2170–3850

32,3–42,3

43,9–49,6

0,0097–0,0110

О-в Булла (внутриконтурная)

3700–4090

38,2–42,4

42,8–46

0,0095–0.0102

Булла-море (приконтурная)

6153–6206

65–72,4

66,2–73,5

0,0104–0,0115

Булла-море (внутриконтурная)

5140–5668

68–73

75–77

0,0119–0,0122

ТАБЛИЦА 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ УВ-СКОПЛЕНИЙ И ИЗМЕНЕНИЕ ИХ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ В ГОРИЗОНТЕ VII

Месторождение

Тектонический блок или крыло

Глубина залегания, м

Высота залежи, м

Плотность нефти при

20 °С, кг/м3

Условная вязкость нефти при 30 °С, град

Содержание, %

парафина

метана

Сангачалы-море

I

3100–5100

2000

861–877

3–8

9–10

91–95

Дуванный-море

I

3580–5345

1765

862–878

3–9

9–13

92–95

II

3200–5433

2253

855–893

2,5–9,5

6–9

93–94

III

2500–3900

1400

874–890

2–12

3,6–9

91–95,5

IV

2100–4400

2300

876–890

2–11

5–16

93–96

О-в Булла

Северо-восточное

3700–4850

1150

856–944

6–9

6–8

94–95

Юго-западное

5430–5755

325

921–926

2–8

30–35

92–94

Булла-море

Северо-восточное

5130–6206

1076

821–872

1,2–2

4–5

92–97

ТАБЛИЦА 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ХИМИЗМА ВОД

Месторождение

Крыло, тектонический блок

Горизонт, свита

Пластовый флюид

Тип воды*

Общая минерализация (Sа+к), моль/л

Локбатан-море

Северо-восточное

нкп

в+пл.н

пх

1,240

ПК

гкн

0,630

Сангачалы-море

То же

ПК

гкн

0,470

Дуванный

” III

V

в

хк

1,378–1,405

” IV

V

н+в

гкн

0,388–0,704

Северовосточное

VII

>>

гкн

0,478–0,846

То же

VIII

г+в

гкн, сн

0,440–0,890

ПК

В+Пл.Н

гкн

0,493–0,662

Юго-западное

VII

В+Пл. Н

хм гкн

0,658–0,848

То же

ПК

В

сн

0,999

Им. 8 Марта

Северовосточное

VII

в+г

гкн

0,665

То же

VIII

гкн

0,779

ПК

в

гкн

0,345

О-в. Булла

V

в+н

хк, сн

0.384–0,650

VII

н+в

гкн

0,476–0,643

VIII

г+в

сн, гкн

0,623–0,803

ПК

в+ пл. н

гкн

0,53–0,778

Юго-западное

V

н+в

сн

0,39–0,63

То же

VII

гкн

0,86

Булла-море

Северовосточное

V

в

хк,хм

0,90–1,50

Булла-море

Северовосточное

V

г+в

сн, гкн

0,043–0,195

То же

V

н+в

хм

0,484

VII

г+в

гкн, сн

0,306–0,989

VIII

г+в

гкн

0,718–1,236

VIII

В+Пл. Н

сн

1,68–1,75

Банка Андреева

*

V

В

сн

0,758

Аляты-море

VII

Н+в

хк, гкн

1,006–1,45

Дашгиль

VII

В+н

гкн

0,41–0,61

Котурдаг

ПК

В+Пл. Н

гкн, сн

0,81–0,83

Хамамдаг-море

VII

В+Пл. Н

хк, хм

1,12–1,54

VII

В+г

хм

0,470

Гарасу-море

VII

Н+в

хк,сн, гкн

0,50–0,988

Санги-Мугань

VII

В+Пл. Н

хм, гкн

0,828–2,395

Камень Персиянина

VII

В+Пл.Н

хк, сн, гкн

0,594–1,302

Бахар

Свита "перерыва”

В+Пл. Н

гкн

0,614–0,618

*ПХ – переходные, ГКН гидрокарбонатно-натриевые, ХКхлоркальциевые, СН сульфатно-натриевые, ХМ хлор-магниевые, В вода, Пл. Н пленка нефти, Н нефть, Г газоконденсат.

ТАБЛИЦА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЕМ ПОГРУЖЕННОЙ ЧАСТИ АПШЕРОНО-ПРИБАЛХАНСКОЙ АНТИКЛИНАЛЬНОЙ ЗОНЫ

Месторождение

Скважина

Интервал глубин, м

Горизонт, свита

Полученная продукция

Плотность,

кг/м3

Пластовое давление, МПа

Градиент пластового давления, МПа/м

Им. 28 Апреля

16

4199–4249

КаС

н+г

 

50,5

0,0119

16

3635–3659

НКП

r+н+г

40,8

0,0112

16

3308–3431

СП

н

37,5

0,0111

16

3204–3269

Х

н+г

875

33,9

0,0104

16

3122–3144

IX

н

877

32,4

0,0104

Им. Октябрьской революции

3

3682–3725

СПв

н+г

862

42,2

0,0114

3

3618–3628

Х

,,

 

 

 

 

 

Банка Ливанова-восточная

17

4545–4590

VIII, КТ

н

785

54,2

0,0118

Им. Баринова

4

4421–4452

VIII, КТ

к+г

778

54,2

0,0122

4

3364–3410

VI

к+г

780

49,4

0,0143

4

3168–3184

н+г

847

49,3

0,0155

4

3082–3131

н+г

858

42,0

0,0133

4

2447–2472

III

н+г

864

29,6

0,0120

Им. Губкина

11

3555–3593.

VIIIн, KT

н+г

867

62,0

0,0173

11

3472–3485

VIIIв

к

776

58,2

0,01067

11

2365–2377

VIн

н

883

34,8

0,0147

11

2070–2119

н

853

29,3

0,0140

11

1998–2049

н

889

23,5

0,0116

Примечание. КаС калинская свита, НКП надкирмакинская песчанистая свита, СП свита “перерыва”, КТкрасноцветная толща, Н нефть, Г газ, К конденсат.

РИС. 1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ ГИДРОХИМИЧЕСКАЯ КАРТА ИЗМЕНЕНИЯ ОБЩЕЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД И ПРИВЕДЕННЫХ ДАВЛЕНИЙ СВИТЫ “ПЕРЕРЫВА” ЗАПАДНОГО ШЕЛЬФА ЮЖНОГО КАСПИЯ:

1 – северные границы распределения промышленных залежей в свите “перерыва”; 2 – изоминеры, моль/л; 3 – структуры промышленных скоплений УВ в ПТ; 4 – структуры, в которых не выявлены УВ-скопления в ПТ; 5 – перспективные структуры; 6 – береговая линия Каспийского моря; 7 – направления движения подземного стока; 8 – гидроизобары, МПа. Месторождения: 1 – Нефтяные Камни-1, 2 – Нефтяные Камни 2, 3 – им. 28 Апреля, 4 – им. Каверочкина, 5 – им. 26 Бакинских Комиссаров, 6 – им. Октябрьской революции, 7 – о-в Песчаный, 8 – Бахар, 9 – Бухта Ильича, 10 – Локбатан, 11 – Локбатан-море, 12 – Кара-даг, 13 – Кяниэадаг, 14 – Сангачалы-море, 15 – Дуванный-море, 16 – о-в Булла, 17 – Булла-море, 18 – 8 Марта, 19 – Дашгиль, 20 – Аляты-море, 21 – Пирсагат, 22 – Хамамдаг-море, 23 – Гарасу-море, 24 – о-в Свиной (Санги-Мугань), 25 – Камень Персиянина, 26 – банка Андреева, 27 – им. Самедова

РИС. 2. ПОПЕРЕЧНЫЙ ГЕОЛОГО-ГИДРОХИМИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ (А) И ГРАФИК ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА ВОД ГОРИЗОНТА VII(Б)ПТ ХАМАМДАГ-МОРЕ:

1 – песчано-алевритовые породы; типы вод, полученных при опробовании горизонта VII: 2 – хлор-магниевый, 3 хлор-кальциевый;4 – направления движения подземного стока; 5 – тектонические нарушения; S – первичная соленость, а вторичная щелочность

РИС. 3. ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВЫСОТЫ ЗАЛЕЖЕЙ ГОРИЗОНТА VII ПТ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БАКИНСКОГО АРХИПЕЛАГА.

Анализ проб: 1 – по плотности нефти, 2 – по минерализации вод, 3 – по содержанию метана