НАЗАД

УДК 553.98 © И.М.Шахновский, 1997

О РОЛИ НЕКОТОРЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ В ФОРМИРОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

И.М.Шахновский (ИПНГ РАН)

Известно, что многие месторождения нефти и газа приурочены к горизонтам осадочного чехла, облекающим приподнятые блоки, выступы и валообразные поднятия кристаллического фундамента. Именно такие поднятия обычно наследуются структурой перекрывающих осадочных комплексов и предопределяют в них возникновение локальных ловушек для скоплений УВ.

Важнейшим фактором, способствующим формированию благоприятных резервуаров, является наличие в разрезе крупных региональных несогласий и размывов, обусловливающих образование в подстилающих отложениях высокоемких коллекторов и связанных с ними залежей нефти и газа. Речь идет о своеобразной коре выветривания, развивающейся не только на поверхности фундамента, но и в кровле любых, различных по возрасту и составу горизонтов чехла, расположенных ниже поверхностей региональных несогласий.

Приведем сравнительную характеристику особенностей геологического строения и нефтегазоносности трех крупных известных месторождений. Несмотря на то, что они расположены в различных участках земного шара и приурочены к разновозрастным резервуарам, их объединяют два общих признака. Во-первых, структура этих месторождений обусловлена крупными выступами фундамента; во-вторых, в стратиграфическом разрезе фиксируются длительные перерывы в осадконакоплении, а продуктивные горизонты связаны с вторичными, преимущественно трещиноватыми коллекторами подстилающего комплекса пород.

Алжирское нефтяное месторождение-гигант Хасси-Мессауд классический пример залежи, сформированной на вершине эрозионного выступа под поверхностью регионального несогласия. Его извлекаемые запасы оценены более чем в 5 млрд т, средние дебиты скважин составляют 300-350 м3/сут, достигая на отдельных участках структуры 1500 м3/сут. Крупнейшая массивная залежь в кровельной части кембрийских отложений расположена над куполом поверхности фундамента. По кембрийскому горизонту R2 она имеет диаметр 40-45 км и амплитуду около 300 м. Вершина купола срезана предмезозойским размывом и потому его амплитуда по поверхности несогласия уменьшена до 140 м. В современном структурном плане поднятие характеризуется сравнительно плоской вершиной и крутыми крыльями (рис. 1). В центральной, наиболее приподнятой части структуры кембрийские отложения размыты до кровли горизонта R2. В направлении от свода к крыльям глубина размыва уменьшается и поверхностью несогласия последовательно вскрываются эродированные отложения кембрийских горизонтов Ra, Ri и все более молодых пачек ордовика. Все разновозрастные горизонты палеозоя перекрываются мощной глинисто-соленосной толщей триаса и юры, служащей надежной покрышкой для кембрийской залежи. Промышленные притоки нефти получены только на тех участках поднятия, где кембрийские отложения выведены на поверхность несогласия и подверглись предмезозойскому размыву. И наоборот, там, где кембрийские песчаники перекрыты хотя бы маломощными породами ордовика, притоков нефти не получено.

Кембрийские коллекторы представлены плотными массивными кварцитопесчаниками с низкой пористостью. Вариации их емкостных свойств определяются в основном степенью трещиноватости пород, значения проницаемости которых варьируют от 0 до 1000 мкм2 . Продуктивный интервал связан с горизонтами Ri и Ra, а также с верхней частью горизонта R2. Суммарная эффективная мощность резервуара обычно составляет 80-85 м. Вниз по разрезу емкостные свойства песчаников ухудшаются, и уже нижняя часть горизонта R2 и горизонт R3 представлены непроницаемыми породами.

У сводовой части залежи абсолютные отметки близки -3100 м, водонефтяной контакт (ВНК) находится на абсолютной отметке -3380 м. Таким образом, общая мощность залежи 280 м. Однако залежь не является водоплавающей, поскольку ВНК установлен только в приконтурной части месторождения и не представляет собой единой плоскости, ограничивающей подошву залежи на всем ее протяжении. В сводовой части структуры ни одна из скважин не вскрыла подошвенную воду, так как здесь подошва залежи проходит существенно выше уровня ВНК и определяется границей перехода от проницаемых к непроницаемым породам.

Юрубчено-Тохомская зона (ЮТЗ) нефтегазонакопления, находящаяся в Восточной Сибири, приурочена к центральной части Камовского свода Байкитской антеклизы. Здесь впервые в мире получены промышленные притоки нефти и газа из рифейских отложений. ЮТЗ объединяет несколько продуктивных площадей - Юрубченскую, Вэдрэшевскую, Терскую и Тайгинскую. Все площади имеют общую абсолютную отметку водонефтяного раздела, близкую -2070 м, что свидетельствует о возможном наличии единой залежи для всей зоны. Суммарная мощность газоконденсатной и нефтяной частей залежи 45 м.

Продуктивные рифейские отложения относятся к камовской серии и представлены плотными, часто водорослевыми и окремнелыми доломитами с прослоями песчаников и аргиллитов. Пористость карбонатной толщи обычно не превышает 2 %, при этом отмечается интенсивное развитие вертикальных и субгоризонтальных макро- и микротрещин, каверн и закарстованности верхнего интервала. При бурении наблюдаются значительные объемы поглощения бурового раствора и провалы инструмента.

Скважина-первооткрывательница на Юрубченском месторождении фонтанировала нефтью с дебитом 585 м3/сут. В пределах зоны пробурено более 100 скважин, однако их дебиты обычно колеблются от 0 до 100 м3/сут. Такие низкие и средние дебиты во многом определяются спецификой карбонатных коллекторов, в которых после спуска, цементирования и перфорации обсадных колонн не удается добиться истинных притоков нефти. В то же время в тех скважинах, где не была обсажена нижняя, чисто нефтяная часть залежи, фонтанные притоки нефти составили 300-500 м /сут [5]. Столь неоднозначная оценка продуктивности карбонатного резервуара предопределила и различную оценку его извлекаемых запасов. По данным различных авторов извлекаемые запасы нефти ЮТЗ колеблются от 0,5 до 1,4 млрд т, запасы газа составляют около 1 трлн м .

Известны различные модели строения ЮТЗ. Согласно одной точке зрения рифейский резервуар связан с высокоамплитудным эрозионным карбонатным выступом, перекрытым терригенными породами венда [2]. Согласно другой карбонатные отложения слагают моноклиналь, осложненную пологими пликативными дислокациями [4, 5]. Однако все исследователи выделяют продуктивные резервуары в кровельной части рифейской карбонатной толщи, перекрывающей высокоподнятый выступ фундамента. Нефтегазовые залежи расположены непосредственно под поверхностью регионального несогласия, разделяющего рифейские и вендские образования (рис. 2).

Напомним, что рифейские отложения относятся к доплитным образованиям и обычно выполняют древние рифты на платформах. Эти преимущественно терригенные толщи обладают повышенной плотностью, не содержат первичных коллекторов, в связи с чем промышленных скоплений УВ в рифейских рифтогенных комплексах не обнаружено.

В пределах ЮТЗ рифейская толща не имеет рифтогенной природы. Здесь поверхность кристаллического фундамента приподнята и залегает на глубине 3000-4000 м. Перекрывающий ее рифейский карбонатный комплекс мощностью 1000-2000 м наследует структуру поверхности фундамента и в свою очередь трансгрессивно перекрывается породами венда мощностью около 150 м.

Совместное проявление благоприятных деформационных, эрозионных и гидродинамических факторов в подобных вполне обычных платформенных условиях, видимо, и привело к формированию рифейского месторождения УВ.

Месторождение Белый Тигр расположено на Южно-Вьетнамском шельфе с глубиной моря 70-120 м. Здесь выявлено наиболее крупное из всех известных в мире скоплений нефти в породах кристаллического фундамента. Массивная залежь связана с горстообразным гранитным выступом размером 22х6 км, разбитым разломами на несколько блоков. Поверхность центрального, наиболее приподнятого блока прослеживается на глубине около 3000 м. Фундамент вскрыт 80 скважинами, причем одной из них он разбурен на 1677 м [I]. Мощность продуктивной зоны в гранитах составляет более 1000 м. В то же время толщина коры выветривания поверхности выступа достигает всего 10-20 м и поэтому нефтенасыщенный резервуар в основном связан с внутренней частью кристаллического массива. Покрышкой залежи служат аргиллиты олигоцена, трансгрессивно перекрывающие погребенный гранитный выступ (рис. 3). В отложениях кайнозоя на месторождении Белый Тигр и ряде других площадей Южно-Вьетнамского шельфа также выявлены небольшие нефтяные залежи.

Несомненно, что промышленные извлекаемые запасы месторождения превышают 100 млн т. Резкая изменчивость коллекторских свойств пород определяет значительные колебания дебитов скважин от 0 до 1500-2000 м3/сут.

Эффективная емкость гранитов сформирована огромным числом макро- и микротрещин, каверн и пор. Породы несут явные следы вторичных преобразований, особенно процессов цеолитизации (Дмитриевский А.Н., 1992). Цеолиты замещают более плотные полевые шпаты и глинистые породы, что ведет к разуплотнению гранитов, появлению зон трещиноватости, образованию пустотного пространства и каверн [З].

Переходя к обобщению изложенного фактического материала, прежде всего следует отметить, что на описанных месторождениях продуктивные резервуары связаны с породами совершенно различного возраста и вещественного состава. На месторождении Хасси-Мессауд они представлены кембрийскими кварцитопесчаниками, на месторождениях Юрубчено-Тохомской зоны рифейскими доломитами, на месторождении Белый Тигр гранитами кристаллического фундамента. Общим отличительным свойством всех резервуаров является то, что матрица этих пород обладает ничтожно малой проницаемостью и пористостью. Совершенно очевидно, что формирование коллекторов в подобных плотных и монолитных породах, не обладающих первичными емкостными свойствами, обусловлено проявлением ряда экзогенных и эндогенных факторов. И действительно, эти залежи ограничены в кровле поверхностями региональных несогласий, т.е. содержащие их породы в прошлом были выведены на дневную поверхность и подвергались длительной эрозии. Кроме того, они приурочены к тектонически активным приподнятым блокам, по зонам разломов которых поднимались глубинные гидротермальные растворы, также преобразовывавшие и улучшавшие начальные емкостные свойства пород. В итоге совместного проявления и наложения поверхностных и глубинных факторов происходило формирование поднесогласных резервуаров и связанных с ними залежей УВ.

Общие особенности истории развития структур, видимо, предопределили и общие особенности их нефтегазоносности. Залежи всех трех месторождений являются массивными и приурочены к кровельной части эродированных выступов в породах фундамента или осадочного чехла. В скважинах, пробуренных на сводах поднятий Хасси-Мессауд и Белый Тигр, получена только безводная нефть. Залежи этих месторождений не являются водоплавающими, а их подошва ограничена переходом проницаемых отложений к непроницаемым. В Юрубчено-Тохомской зоне положение подошвы залежи не установлено, но, возможно, и здесь она также не является водоплавающей, а объем нефтенасыщенной части залежи ограничен зоной развития проницаемых доломитов.

В последние десятилетия существенно изменились представления о повсеместной приуроченности продуктивных коллекторов к песчаным и карбонатным отложениям морского генезиса. За это время установлена промышленная нефтегазоносность многих нетрадиционных резервуаров.. Так, приведенные материалы по месторождению Белый Тигр позволяют утверждать, что нефтенасыщенными могут быть не только кора выветривания фундамента, но и более глубокие его интервалы, находящиеся ниже поверхности на сотни и даже тысячи метров. Из глин баженовской свиты на Салымском месторождении Западной Сибири за время эксплуатации добыто около 2,5 млн т нефти. На грузинском месторождении Самгори-Патардзеули промышленные притоки нефти получены из вулканогенно-осадочных образований. В рифтогенных бассейнах Северо-Восточного Китая Сунляо, Бохай, Сычуанский и др. коллекторы связаны с пестроцветными континентально-озерными отложениями. Запасы нефти каждого из наиболее крупных месторождений Шангли, Доган и Шеньцюсоставляют здесь около 400 млн т.

Таким образом, промышленные притоки УВ получены из морских, континентальных, осадочных, осадочно-эффузивных, магматических и метаморфизованных толщ, т.е. из пород любого состава, генезиса и возраста.

Среди многообразных и сложных природных факторов, определяющих формирование вторичных коллекторов, важнейшее значение имеет совместное проявление деформационных и гидродинамических процессов. Особенно активно они реализуются над крупными выступами фундамента, где поднесогласные горизонты подвергаются длительной эрозии во время перерывов в осадконакоплении.

В связи со сказанным первоочередными объектами поисков должны являться высокоамплитудные и нарушенные разломами блоки фундамента, над которыми в осадочном чехле установлены нефтегазопроявления или положительные газовые аномалии. В пределах этих выступов перспективны как сами породы фундамента, так и кровля отложений, подстилающая поверхности региональных несогласий. Существенные перспективы открытия новых залежей УВ связаны с тектоно-эрозионными выступами поверхности разновозрастных доюрских отложений Западной Сибири. Кровля этих пород представляет собой гигантскую по площади распространения кору выветривания, где могли сформироваться достаточно емкие вторичные резервуары в эффузивно-осадочных толщах триаса и палеозоя. В Среднем Приобье на подобных структурах уже выявлены месторождения нефти на площадях Горелая, Медведковская и др.

ЛИТЕРАТУРА

1. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама /В.П.Гаврилов, А.Д. Дзюбло, В.В.Поспелов и др. //Геология нефти и газа - 1995. - № 4. - С.25-30.

2. Ларская Е.С., Горюнова Е.А. Некоторые особенности строения рифейского Юрубченского резервуара в связи с проблемой его нефтегазоносности //Геология нефти и газа. - 1995. -№ 4. - С. 15-20.

3. Поспелов В.В., Шнип О.А. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама //Геология нефти и газа. - 1995. - № 7. -С.38-44.

4. Соколов Е.П. Методика и результат геолого-геофизического изучения рифейских нефтегазопродуктивных отложений центральной части Юрубчено-Тохомской зоны: Автореф. дис. канд. геол.-минер, наук. - М., 1991.

5. Трофимук А.А. Концепция создания крупных баз газонефтедобычи в Восточной Сибири. - Новосибирск: Наука, 1994.

 

ABSTRACT

The article provides substantiation for oil and gas potential prospects of different-aged and various facial deposits due to forming of secondary, predominantly fractured reservoirs in subdiscordant deposits. Three fields - Hassi Messaud, Urubcheno-Tokhomskoye and White Tiger have been studied as an example;

The author draws a conclusion that high-amplitude basement blocks disturbed by thrusts over which oil and gas shows or positive gas anomalies have been detected in the sedimentary cover should be regarded as a first-priority exploration targets. Within these protrusions, both basement rocks themselves and top parts of deposits occurring below the regional unconformities surfaces look promising. Significant prospects for new hydrocarbon reservoirs discovery are related to tectono-erosional protrusions in the surface of the different-aged Pre-Jurassic deposits in the Western Siberia. The top part of these rocks appears to present a giant area of weathering crust development where the fairly capacious secondary reservoirs may be formed in the Triassic and Paleozoic effusive-sedimentary sequences.

 

 

Рис.1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ХАССИ-МЕССАУД (по Шахновскому И.М., 1992)

/ - поверхность предмезозойского несогласия; 2 - нефтяная залежь в коре выветривания кембрийских кварцитов; 3 - породы фундамента

 

Рис.2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОЙ ЗОНЫ (по Трофимуку А.А., 1994)

 

 

/ - кристаллический фундамент; 2 - рифейская карбонатная толща; 3 - вендские аргиллиты; 4 - кембрийские отложения; 5 - газонефтяные залежи в кровле рифейского резервуара

 

Рис.3. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ПОПЕРЕЧНЫЙ РАЗРЕЗ ЧЕРЕЗ МЕСТОРОЖДЕНИЕ БЕЛЫЙ ТИГР (по Гаврилову В.П. и др., 1995)

/ - морская толща; 2 - осадочные породы; 3 - нефтенасыщенные граниты фундамента; 4 - нефтяные залежи; 5 - фундамент