К оглавлению журнала

 

УДК 553.98

© И.М.Шахновский, 1997

ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В НЕТРАДИЦИОННЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

И. М. Шахновский

К нетрадиционным резервуарам относятся коллекторы, не связанные с обычными песчаными и карбонатными отложениями. К настоящему времени в них выявлено значительное число промышленных залежей УВ.

Так, в 1968 г. на Салымском месторождении в скв. 12 из глин баженовской свиты был получен приток нефти дебитом 600 т/сут. Отложения этой свиты распространены на огромной территории Западной Сибири, являются надежным маркирующим горизонтом в кровле юрского комплекса и выделяются под индексом Юо. Они сложены однообразной толщей черных битуминозных тонкослоистых глин мощностью более 50 м и обладают повышенными значениями кажущихся сопротивлений и гамма-активности. От выше- и нижележащих пород их отличают увеличенные содержания органического вещества (до 23 %) и кремнезема (10-30 %). В Салымском районе баженовские глины залегают на глубине 2700-2850 м и характеризуются АВПД, превышающим гидростатическое на 15-20 МПа. Пластовая температура составляет 120-128 °С.

Изучение образцов керна показало, что в глинах развиты горизонтальные и вертикальные трещины. Внутренняя структура баженовских глин сформирована геохимическим взаимодействием их основных компонентов - глинистых минералов, органического вещества и колломорфного кремнезема [2 ]. Видимо, их основной особенностью является способность весьма чувствительно реагировать на избыточные напряжения, возникающие в зонах тектонических нарушений. Продуктивный пласт резко неоднороден по фильтрационным свойствам. Установлено пространственное тяготение участков повышенной трещиноватости к зонам разломов. Наиболее высокодебитные скважины приурочены к узкой субмеридиональной полосе разломов, формирующих горстообразное поднятие в центре структуры. Здесь же отмечаются повышенные значения пластовых температур и давлений.

На начальном этапе разведки месторождения ряд исследователей относили баженовскую свиту к нефтематеринским. Однако детальное изучение не подтвердило признаков эмиграции УВ из пород баженовской свиты. Кроме того, в нефти обнаружен набор микрофоссилий, состоящих из спор и пыльцы юрского и палеозойского возраста. Наличие в баженовской нефти миграционных палеозойских форм служит надежным доказательством вертикальной миграции нефтяных флюидов из доюрских отложений.

За 20-летний период опытно-промышленной эксплуатации из баженовских глин добыто около 2,5 млн т нефти. Более 50 % пробуренных скважин оказались малодебитными или сухими. Годовой объем добычи со временем резко снизился и в 1994 г. составил всего 10 тыс.т. В то же время специфические свойства коллекторов баженовской свиты не позволяют применять известные методы интенсификации добычи, в связи с чем коэффициент нефтеотдачи на месторождении остается чрезвычайно низким. В целом на Салымском месторождении установлен новый тип глинистого резервуара, емкостные свойства которого обусловлены его повышенной трещиноватостью. Это открытие, несомненно, позволяет по-новому оценить потенциальные возможности битуминозных глинистых толщ других районов мира. В частности, доманикоидные породы Волго-Уральского региона, майкопские глины Предкавказья и менилитовые битуминозные сланцы Предкарпатского прогиба могут также оказаться промышленно-нефтегазоносными в зонах интенсивного развития тектонических нарушений.

К достаточно редким и нетрадиционным резервуарам относятся вулканогенно-осадочные комплексы пород. С ними связаны промышленные притоки нефти на группе структур Притбилисского района, а также на азербайджанском месторождении Мурадханлы. Наиболее полно изучено месторождение Самгори-Патардзеули, открытое в 1973 г. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке, осложненной тремя отдельными вершинами. Продуктивная среднеэоценовая толща представлена туфами, туфоаргиллитами, туфопесчаниками и туфобрекчиями с покровами порфиритов. Эти породы характеризуются интенсивными поглощениями при бурении и высокими дебитами при испытании. Они обладают низкой пористостью (1,25 %) и крайне изменчивой проницаемостью (от 0,001 до 3,5 мкм2). Их эффективная мощность определяется в основном развитием вторичной трещиноватости. Коллекторы трещинно-кавернозного типа. Залежь массивная, водонефтяной контакт (ВНК) установлен на абсолютной отметке -2120 м. Высокие темпы отбора нефти обусловили быстрый и неравномерный подъем уровня ВНК на 300-400 м, в результате чего все скважины на склоне складки оказались обводненными [3 ].

Нефтегазоносность пород фундамента, перекрытых плащом осадочных отложений, чаще всего приурочена к их кровле, или коре выветривания. Мощность этой зоны развития вторичных коллекторов обычно не превышает 10-15 м, но иногда достигает 50-80 м. Сами залежи массивные, литологически экранированные, имеют сложные непредсказуемые контуры. Их коллекторы характеризуются высокой неоднородностью, резкой изменчивостью по площади и разрезу.

Наиболее типичная группа залежей в коре выветривания фундамента открыта в Центральном Техасе (США). Здесь докембрийский фундамент залегает на глубине около 800 м и в его поверхности выделяется полоса эродированных останцов, с которыми связаны девять месторождений. Продуктивные породы коры выветривания представлены сильнотрещиноватыми плотными кварцитами, залегающими непосредственно под поверхностью регионального предпенсильванского несогласия. В 50-х гг. здесь эксплуатировалось более 50 скважин.

Два нефтяных месторождения Венесуэлы - Ла-Пас и Мара - выявлены в коре выветривания фундамента на глубине около 3000 м. В одной из скважин приток нефти достигал 2700 м3/сут.

Условия формирования коры выветривания фундамента, видимо, не отличаются от таковых в кровле ряда горизонтов осадочного чехла, расположенных под поверхностями региональных несогласий. Во всех этих случаях образование коллекторов связано с эрозией пород, выведенных на дневную поверхность во время длительных перерывов в осадконакоплении. Большинство из них располагается на вершинах и склонах приподнятых тектонических блоков, выступов и останцов в погребенном рельефе трансгрессивно перекрытых комплексов.

К настоящему времени существенно изменились прежние представления о фундаменте как о монолитной непроницаемой толще. Накопленный материал позволяет утверждать, что нефтегазонасыщенными могут быть не только кора выветривания фундамента, но и более глубокие интервалы, залегающие ниже его кровли на сотни и даже тысячи метров. Наличие в разрезе фундамента разуплотненных интервалов и связанных с ними трещиноватых резервуаров установлено по данным многих глубоких и сверхглубоких скважин.

Только в Татарии закончено бурение более 10 скважин, вскрывших фундамент на глубину от нескольких сот метров до 3250 м. В кристаллической толще выявлено и опробовано более 80 объектов с трещиноватым типом коллекторов. В 10 из них получены притоки пластовой жидкости, представляющей собой рассолы, содержащие гелий и УВ нефтяного ряда. В скв. 20000 Миннибаевская приток флюида из интервала 4457-5005 м составил 81 м3/сут.

В Кольской сверхглубокой скважине на глубине 4500-9200 м в трещиноватых породах протерозойского и архейского возраста обнаружены хлоридные воды, содержащие водород, гелий, углекислоту и метан с примесью тяжелых УВ.

Уникальные сведения получены в результате бурения на южновьетнамском шельфе. Здесь на морской акватории открыто крупное нефтяное месторождение Белый Тигр, приуроченное к гранитоидам фундамента, из которых получены притоки дебитом 1500-2000 м3/сут. Залежь локализована в приподнятом блоке фундамента, поверхность которого вскрыта на глубине 3020-4300 м. Наиболее глубокой скважиной пройдено по кристаллическим породам более 1500 м, причем весь вскрытый интервал оказался насыщен нефтью. Породы характеризуются неоднородностью емкостных свойств, трещиноватые зоны сменяются монолитными участками с пониженной или нулевой проницаемостью. Гранитоиды имеют явные следы вторичных преобразований и воздействия гидротермальных процессов [1 ].

В целом многочисленные нефтегазопроявления в породах фундамента установлены в разнообразных геологических условиях - от дневной поверхности до гидротерм срединно-океанических хребтов, коры выветривания и глубинных зон разуплотнения. Эти фактические данные настолько неоспоримы, что позволяют считать породы фундамента достаточно надежными резервуарами для формирования промышленных скоплений УВ. Первоочередными объектами поисков должны являться высокоподнятые и нарушенные разломами блоки фундамента, над которыми в осадочном чехле уже установлены залежи нефти и газа.

В рифтогенных бассейнах Китая -Сунляо, Бохай, Сучуанский и др. - коллекторы связаны с пестроцветными континентально-озерными отложениями (ШахновскийИ.М., 1996).

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.

Общим отличительным свойством всех рассмотренных типов нетрадиционных резервуаров, включающих глины баженовского типа, эффузивно-осадочные толщи и породы кристаллического фундамента, является то, что их матрица обладает ничтожно малыми проницаемостью и пористостью. Их современные фильтрационные свойства определяются наличием трещин, связанных с зонами молодых или обновленных разломов. Эта закономерность, видимо, достаточно универсальна и характерна также для многих горизонтов обычного осадочного чехла.

Известно, что многие месторождения нефти и газа приурочены к горизонтам осадочного чехла, облекающим приподнятые блоки, выступы и валообразные поднятия в поверхности кристаллического фундамента. Именно подобные поднятия обычно наследуются в структуре перекрывающих осадочных комплексов и образуют в них локальные ловушки для скоплений УВ.

Важнейшим фактором, способствующим формированию благоприятных резервуаров, является наличие в разрезе крупных региональных несогласий и размывов, в результате чего в поднесогласных отложениях часто образуются высокоемкие коллекторы и связанные с ними залежи нефти и газа. Речь идет о своеобразной коре выветривания, образующейся не только на поверхности фундамента, но и в кровле любых, различных по возрасту и вещественному составу горизонтов чехла, расположенных под поверхностями региональных несогласий.

Приведенные фактические материалы однозначно свидетельствуют о том, что в приразломных участках пласта происходит формирование трещиноватых резервуаров. Природный гидротермальный процесс циркуляции газожидкостных растворов по разломам, трещинам и порам горных пород постоянно осуществляется за счет энергии внутренних зон Земли. При вертикальных прорывах высокотемпературных и сильносжатых флюидов из глубинных мантийных очагов в фундамент и осадочный чехол происходят естественные процессы гидроразрыва пород и увеличение их трещиноватости. Таким образом, гидротермальные растворы сами формируют емкости в горных породах. Основная масса черных битуминозных сланцев сформировалась, видимо, за счет рассланцевания обычных глин, их гидрогенизации и насыщения нефтебитумами под воздействием глубинных флюидов. В результате подобных процессов и при наличии аномально высоких давлений тонкослоистые глины могут преобразовываться в хрупкие плитчато-трещинные породы типа баженитов.

Битумоиды, локализующиеся в породах фундамента, обычно занимают поры, каверны, трещины и межкристаллическое пространство. Наибольшая концентрация битума отмечается в зонах дробления и пересечения трещин. Следовательно, эти битумоиды являются миграционными и вторичными по отношению к вмещающим породам.

Независимо от существующих точек зрения на генезис УВ-скоплений для их формирования необходимо наличие резервуаров, ловушек и покрышек. Среди многообразных и сложных природных факторов, определяющих формирование вторичных коллекторов, важнейшее значение имеет совместное проявление деформационных и гидродинамических процессов. Они особенно активно реализуются над крупными выступами фундамента, где поднесогласные горизонты подвергаются длительной эрозии во время перерывов в осадконакоплении.

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

Литература

1. Геология и нефтегазоносность 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. Клубова Т.Т., Халимов Э.М. Нефтегазоносность отложений баженовской свиты Салымского месторождения. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

3. Особенности строения и разработки залежей нефти в вулканогенно-осадочных отложениях Притбилисского района /

Г.П.Ованесов, Г.М.Усанов, А.М.Красовский и др. // Геология нефти и газа. - 1988. - № 1. - С. 57-60.

ABSTRACT

Prospects of hydrocarbon pools exploration in nontraditional reservoirs which are not associated with common sandstone and carbonate deposits are considered here. Such reservoirs include those in the rocks of crystalline basement, sedimentary-effusive beds and argillaceous members of Bazhenov type. Their present-day filtration properties are controlled by secondary fissures, pores and caverns resulted from the combined manifestation of deformation and hydrodynamic factors.