К оглавлению журнала

УДК 553.98

ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БОЛЬШИХ ГЛУБИН

Т.В.Белоконь (КамНИИКИГС ГНПП "Недра")

В связи с освоением запасов УВ на обычных глубинах для многих регионов России все более актуальным становится решение проблемы нефтегазоносности больших глубин. В соответствии с "Государственной программой развития минерально-сырьевой базы и геологической службы России на 1993-1995 гг. и до 2000 г. " (Алескеров В.А. и др., 1992) бурение глубоких и сверхглубоких скважин является одной из составных частей повышения эффективности геолого-разведочных работ. В последние годы в пределах крупных нефтегазоносных провинций России ГНПП "Недра" и другими организациями осуществлено бурение ряда глубоких (ГС) и сверхглубоких (СГС) скважин, которые дали богатейший материал как теоретического, так и прикладного характера.

В данной работе обобщены некоторые результаты исследований глубинной нефтегазоносности по материалам ГС и СГС, пробуренных в Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях (НГП): Колвинской глубокой параметрической (глубина 7057 м), Тимано-Печорской опорной (глубина 6904 м) и Тюменской сверхглубокой (глубина 7502 м) (Белоконь Т.В. и др., 1991; Ехлаков Ю.А. и др., 1991; Белоконь Т.В. и др., 1994; [3]).

Геологическое строение

Совершенно ясно, что оценка нефтегазоносности больших глубин в том или ином районе возможна только при наличии определенных представлений о геологическом строении. Колвинская глубокая параметрическая скважина внесла существенные коррективы в представления о геологической истории развития Печоро-Колвинского авлакогена основного тектонического элемента по отложениям палеозоя Тимано-Печорской НГП (Ехлаков Ю.А. и др., 1991). Мощность отложений нижнего девона оказалась в 4 раза, а верхнего силура в 2 раза больше проектной, т.е. в зоне Колвинского мегавала авлакоген имел более древнее заложение (раннедевонское время), чем предполагалось ранее. Компенсация депрессии происходила за счет глинистых и карбонатно-глинистых осадков часто доманикового типа, создающих высокий нефтегазоматеринский потенциал пород, что существенно меняет прогнозные представления об УВ-потенциале глубоких горизонтов.

Тимано-Печорская опорная скважина вскрыла терригенно-карбонатный разрез палеозоя, который в нижней части в области развития лохковских и эйфельских отложений девона оказался значительно большей мощности и более интенсивно насыщен пластовыми телами долеритов,чем предполагалось ранее. Выяснилось, что отражающие сейсмические горизонты, ранее отождествляемые с литолого-стратиграфическими границами в осадочном чехле, приурочены к интрузиям.

Тюменская СГС не только не подтвердила проектные данные об осадочном генезисе триасовых отложений во внутренней зоне Нижнепурского мегапрогиба, но и дала в противоположность геофизическим материалам о расслоенности разреза дополнительные аргументы в пользу развития вулканических пород в пределах рифтогенных структур. Не подтвердились прогнозы о развитии магнитоактивных тел на глубинах от 4,0 до 7,5 км [3].

Таким образом, ни одна из рассмотренных скважин не подтвердила проектный глубинный геологический разрез, что ставит под сомнение существовавшие прогнозные представления о глубинной нефтегазоносности. Если учесть, что ГС и СГС бурятся в районах, относительно изученных региональными геофизическими исследованиями, то для геофизиков получен богатейший фактический материал для корректировки представлений о природе глубинных границ. Что касается прогнозирования глубинного строения, то необходимо уже на стадии проектирования ГС и СГС предусматривать варианты моделей строения в соответствии с существующими гипотезами.

Термобарические условия

Современные температуры в разрезах ГС и СГС устанавливаются в основном по результатам проведения термокаротажа, что требует для получения объективных данных привлечения большого объема информации по районам бурения. Приведенные на рис. 1 данные свидетельствуют о наиболее высоких значениях температур в Тюменской СГС, где в призабойной зоне температуры превышают 210 °С. Анализ полученных данных по изменению градиентов температур в ГС указывает на близость их фактических и прогнозируемых значений.

Задача определения палеотемператур решалась широким комплексом методов. Однако в условиях, когда в разрезах наблюдались включения витринита (Тюменская СГС), палеотемпературы устанавливались в основном по его отражательной способности, наиболее часто и широко применяемой для реконструкции стадии катагенеза 0В пород на обычных глубинах. В результате оказалось, что расхождения в определениях, выполненных разными исследователями, настолько велики (для баженовской свитыот MK1 до MK3 [3]),что для получения распределения катагенеза 0В пришлось привлекать весь комплекс химико-битуминологических, микропетрографических исследований 0В, ИК-спектроскопию синбитумоидов, а также данные пиролиза 0В. Еще при исследовании самой глубокой в мире скв.1 Берта-Роджерс (Оклахома, США) в осадочных бассейнах была поставлена под сомнение возможность определять на больших глубинах степень зрелости ОВ только по отражательной способности витринита [5]. В тоже время решение задачи корректного определения зональности катагенеза в верхних горизонтах и интерполяции ее на большие глубины на стадии проектирования ГС и СГС позволит более обоснованно прогнозировать нефтегазовый потенциал пород на больших глубинах.

Прогноз глубинных пластовых давлений относительно успешно проведен для Колвинской и Тимано-Печорской скважин. В Колвинской ГС коэффициент аномальности давлений Ка достигал 1,42, а в Тимано-Печорской ГС давления незначительно превышали гидростатические (см. рис. 1). Для Тюменской СГС существовавшие модели прогноза предусматривали появление аномально высоких пластовых давлений (АВПД) начиная с ачимовских отложений и восстановление давлений, близких к гидростатическим, на глубинах более 5000 м. Однако фактически Ка показал рост вплоть до забоя скважины и достигал значений более 1,8. Существующие способы прогноза для терригенных пород обнаружили несовпадение расчетных и фактических значений ниже 5000 м, а при вскрытии магматических пород ниже 6500 м оказалось, что для них такие методы не работают. Анализ данных исследований СГС по изменению пластовых давлений на больших глубинах показал, что при прогнозировании АВПД необходимо учитывать следующие факторы: региональный характер, наличие или отсутствие тенденций к восстановлению гидростатических давлений с глубиной, обычно ступенчатый характер развития АВПД, контролируемый наличием флюидоупоров. В Колвинской ГС и Тюменской СГС в зоне АВПД происходит падение минерализации пластовых вод, наблюдаются газопроявления со значительным содержанием метана и появление коллекторов ниже 6000 м, что необходимо учитывать при разработке поисковых критериев глубинных флюидонасыщенных пластов и оценке генезиса глубинного АВПД.

Нефтегазоносность

Прямые признаки нефтегазоносности ниже 4000 м установлены для всех скважин (см. рис. 1). При этом нефтепроявления разной степени интенсивности перестают фиксироваться еще до глубины 5000 м при стадии катагенеза MK4. На этих же глубинах резко снизилась степень битуминозности пород. Ниже 5500 м начали обнаруживаться твердые нерастворимые в обычных растворителях битумы, отличные от РОВ, условно называемые пиробитумами. Наименее погруженные толщи с пиробитумами, установленные в девонских породах Тимано-Печорской ГС, оказались приуроченными к зоне внедрения интрузий. В Колвинской ГС и Тюменской СГС пиробитумы, появившиеся на глубине 5500-6000 м, характеризуются современными температурами соответственно <150 и 165-175 °С. То есть фактически температуры деструкции нефтяных УВ несколько ниже, чем предполагалось ранее [2], несмотря на развитие АВПД, которому часто отводят стабилизирующую роль в отношении устойчивости нефтяных УВ. Интересно отметить, что зоны развития нерастворимых битумов особенно в верхней части не исключают присутствия битумоидов в концентрациях до десятых долей процента в породах Тюменской СГС.

К сожалению, геохимики оказались не готовы к исследованию пиробитумов на больших глубинах (не разработаны методы изучения направлений деградации исходных продуктов, выявления и генетической идентификации пиробитумов). Тем не менее такие характеристики пиробитумов, как значительное количество, текстурные и структурные особенности, высокое содержание серы и обогащенность легким изотопом углерода (d13С = -31,06 %о) в отличие от РОВ (d13С > - 28 %о) тех же пород, позволяют предположить, что в силурийских карбонатных отложениях разреза Колвинской ГС пиробитумы являются реликтом залежи нефти, разрушенной в результате термических и окислительно-восстановительных процессов. В связи с тем что собственный нефтяной потенциал пород был ничтожно мал, генезис разрушенной залежи мог быть связан с миграцией УВ из нижележащих отложений. Обогащенность нижнепалеозойских и протерозойских нефтей легким изотопом углерода общеизвестна.

Газопроявления ниже 5000 м характерны как для Колвинской ГС, так и Тюменской СГС, в которой с глубины 6650 м из магматических пород получена слабоминерализованная вода с газом, более чем на 80 % состоящим из метана. Широкий комплекс исследования газов, использованный для ГС и СГС (кроме газового каротажа изучались газы открытых и закрытых пор, сорбированные на породах, изотопный состав углерода метана), позволил выявить ряд новых закономерностей их распространения.

При часто крайне низких или нулевых значениях существенно зависящего от условий хранения керна параметра s0, получаемого при действии температур порядка 90 °С при пиролизе 0В (Лопатин Н.В. и др., 1997), обращает на себя внимание значительный рост с глубиной глубокосорбированного на осадочных породах метана УВ-газов, выделяемого при температуре 200 °С (рис. 2). Содержание метана в закрытых порах этих пород также имеет закономерную тенденцию увеличения с глубиной начиная со стадии катагенетического преобразования OB - МK4. На рис. 2 приведены результаты исследования газов пород с учетом концентрации 0В также и для Днепровско-Донецкой СГС (Украина), в которой, как и в Тюменской СГС, на глубине более 4000 м доминирует гумусовое 0В в отличие от Колвинской и Тимано-Печорской ГС, где преобладает сапропелевое 0В. Эти данные можно интерпретировать как подтверждающие выводы о развитии как главной, так и постумной зон газообразования, но в то же время они указывают на развитие единой растянутой по глубине зоны газообразования, завершение которой не зафиксировано по исследуемым скважинам.

Еще более неожиданным оказалось поведение УВ-газов открытых пор, полученных после консервации керна по специальной методике сразу после подъема из ствола скважины. На фоне общего увеличения для всех скважин с глубиной доли метана относительно его гомологов обнаружено значительное содержание этого газа в юрских и триасовых породах Тюменской СГС (рис. 3). Один из наиболее обогащенных метаном (106,7 см3/кг) образец 8885, поднятый с глубины 6622-6636 м, характеризует толщу магматических пород триаса ниже предполагаемых зон газообразования.

Повышенное содержание метана в глубоких зонах Нижнепурского мегапрогиба, вскрытых Тюменской СГС, и наличие гигантского Уренгойского газового месторождения, приуроченного к верхним горизонтам его бортовой зоны, представляются явлениями взаимосвязанными, и дальнейшее их изучение может способствовать решению проблемы генезиса крупнейших газовых месторождений. Отметим, что обнаружено сходство изотопного состава углерода метана с глубины ниже 6000 м с таковым для всей зоны АВПД начиная с ачимовских отложений (обогащение тяжелым изотопом d13С [3]) . В связи с приведенными фактами неизбежно возникает вопрос о глубинных эманациях метана, тем более что относительно серы и гелия такие предположения для триасовых и юрских пород Тюменской СГС уже опубликованы И.Д.Поляковой и Г. Ч. Борукаевым [З]. В данном случае можно отметить, что бурение Тюменской СГС еще не закончено и любое реальное предложение по проведению каких-либо специальных исследований для познания природы глубинного метана будет принято.

Коллекторские свойства пород

Несомненно, важнейшее достижение сверхглубокого буренияобнаружение коллекторов на больших глубинах. Не подтвердились многочисленные попытки создания статистических моделей, описывающих только ухудшение коллекторских свойств пород с глубиной. Убедительным доказательством наличия глубинных коллекторов являются результаты испытаний. Например, в Колвинской ГС при испытании сложнопостроенных карбонатных коллекторов силура с глубины 6890-6906 м получена обогащенная сероводородом вода с минерализацией 190 г/л. В Тюменской СГС на глубине более 5000 м в осадочных породах и более 6500 м в сильно измененных базальтах выявлены зоны развития коллекторов с высокими значениями пористости (до 17-19 %) и проницаемости [З].

Развитие коллекторов на больших глубинах - явление не уникальное, а общераспространенное, имеет свои закономерности. Детальный анализ развития коллекторов по результатам исследования многих глубоких и сверхглубоких скважин в нашей стране и за рубежом привел Л.В.Сиротенко [3] к обоснованию обобщенной модели их формирования, в которой значительная роль уделяется так называемой главной зоне гравитационного уплотнения (ГЗГУ). ГЗГУ проявляется для разных регионов в широком интервале глубин и характеризуется следующими особенностями: 1) значительно меньшим, чем в верхних горизонтах, развитием коллекторов в основном порового типа; 2) резко пониженными максимальными значениями пористости и проницаемости; 3) независимостью глубины ее проявления от вещественного состава. Ниже ГЗГУ, когда максимальное воздействие гравитационного фактора исчерпано, в увеличении коллекторского потенциала более активную роль начинают играть геодинамические процессы и связанные с ними теплофизические, термодинамические и гидрохимические факторы, которые необходимо детально исследовать по материалам ГС и СГС. Вероятно, важное значение будет иметь определение соотношения в пространстве и времени развития ГЗГУ и главных зон нефте- и газообразования.

Нефтегазоматеринские породы

Такие признаки нефтегазоматеринских пород (НГМП), как особенности вещественного состава и повышенное содержание 0В, сохраняют свое значение при их идентификации на больших глубинах. Содержание органического углерода (Сорг) в условиях жесткого катагенеза для сапропелевого 0В достигает 5 % (МК Колвинская ГС), а для гумусового OB — 8-10 % и более (АК Тюменская СГС).

Проблема прогнозирования НГМП на больших глубинах оказалась тесно связанной с решением вопросов глубинного строения. Развитие значительной мощности магматических пород в триасовых толщах Тюменской СГС и девонских отложениях Тимано-Печорской ГС снизило предполагаемый нефтегазогенерационный потенциал глубинных отложений. Кроме того, неблагоприятные литолого-фациальные условия силурийских отложений в разрезе Колвинской ГС, где в основном вскрыты толщи низкоглинистых и низкоуглеродистых, часто сульфатизированных доломитов и известняков, также предопределили крайне низкий нефтегазоматеринский потенциал пород ниже 6000 м.

Наиболее высоким потенциалом на нефть, не учтенным при оценке ресурсов УВ объемно-генетическим методом, обладали нижнедевонские отложения доманикового типа на глубине 5100-5560 м в разрезе Колвинской ГС, которые по ряду генетических признаков могли внести вклад в нефтеносность вышезалегающих комплексов. Самый значительный газовый потенциал отмечен для нижне-среднеюрских пород в разрезе Тюменской СГС. Наиболее глубокозалегающие НГМП несколько повышенной продуктивности обнаружены во вновь открытой в разрезе Тюменской СГС пурской свите триаса.

По обычно используемым показателям (степень битуминозности, данные пиролиза 0В) основная часть НГМП ниже 4500-5000 м израсходовала свой нефтяной потенциал и поэтому может быть отнесена к категории бывших НГМП. Однако реализация потенциала происходит неравномерно с глубиной и часто зависит от литологических особенностей, в области, казалось бы, истощенного потенциала фиксируются повышенные содержания син- и эпибитумоидов.

В пурской свите Тюменской СГС в условиях апокатагенеза содержание хлороформенных битумоидов достигает десятых долей процента, в составе битумоидов фиксируются высокие концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов, до уровня значений в баженовской свите увеличиваются концентрации легких бензиновых УВ (до 1 см3/кг н-пентанов) в глубокосорбированных газах [З]. Эти и многие другие факты указывают на отсутствие полного истощения потенциала и требуют проведения комплекса дополнительных исследований.

Теоретические аспекты нефтегазоносности больших глубин

Из работы [3] можно увидеть, насколько противоречиво трактуют авторы результаты исследований как в области глубинного строения, природы геофизических границ, генезиса глубинных коллекторов,так и в распределении катагенетической зональности, нефтегазоносности, причем по материалам только одной Тюменской СГС. Это связано с очень низким уровнем практической апробации на материалах сверхглубокого бурения в нефтегазоносных районах многих теоретических представлений и гипотез, вследствие чего глубина не вызывает повышенного интереса как геологическое понятие. Среди геологов-нефтяников вообще доминирует мнение, что глубина понятие больше технологическое, чем геологическое. В связи с этим в нефтегазовой геологии до сих пор не разработаны теоретические аспекты глубинной нефтегазоносности, а созданная и развиваемая геохимиками теория зональности (фактически по глубине) нефте- и газообразования реально обычно не учитывается при планировании исследований больших глубин. Составной частью теории является учение о главной зоне (фазе) нефтеобразования (ГЗН), разработанное российскими учеными Н.Б.Вассоевичем, С.Г.Неручевым, А.Э. Конторовичем и др. Приведенные данные по развитию нефтеносности не только дополнительно подтверждают правоту этого учения, но и указывают на возможность еще на стадии проектирования ГС и СГС с достаточной точностью прогнозировать эти результаты. Например, в районах бурения Колвинской и Тимано-Печорской ГС и Тюменской СГС можно было прогнозировать уровень нефтеносности ниже установленного на 1,0-1,5 км. Выявленные закономерности изменения коллекторских свойств с глубиной в совокупности с особенностями развития ГЗН позволяют уже сегодня классифицировать глубины по нефтеносности, что будет иметь важное значение как при решении проблем прогнозирования, так и при постановке ГС и СГС.

Другой аспект глубинной нефтеносности возможность консервации потенциала 0В на большой глубине ниже ГЗН и последующей его реализации уже вызвал дискуссию в научной литературе [1]. Отметим только, что многочисленные факты указывают на возможность таких процессов, правда, в значительно меньших масштабах, чем в ГЗН. В связи с этим необходимо детальное комплексное исследование этого явления, тем более что по ряду СГС за рубежом получены сходные данные [4,5].

Анализ результатов исследований ГС и СГС не только в России, но и за рубежом все более убеждает, что для больших глубин вопросы оценки нефте- и газоносности в какой-то степени должны рассматриваться раздельно. Выявление газопроявлений на больших глубинах, отсутствие границ по глубине для развития значительных количеств метана в породах, а также специфический комплекс методов исследований газов, исключающий их значительные потери, требуют более тщательного и корректного отношения к проблеме глубинной газоносности при исследовании ГС и СГС.

Следует отметить, что никаких фактов относительно невозможности развития главной зоны газообразования и так называемой постумной зоны газообразования по данным Колвинской, Тимано-Печорской. Тюменской и многих других ГС и СГС не получено. В то же время проявления метана далеко не всегда подчиняются закономерностям развития этих зон. Вероятно, наступило время детально исследовать многочисленные факты обнаружения метана на больших глубинах. В какой-то степени ключ к решению этой проблемы могут дать и скважины в рудных районах, например находящаяся в бурении Уральская СГС (Свердловская область), на которой еще не поздно поставить соответствующий комплекс специальных работ.

Вопрос о размещении ГС и СГС также имеет свою теоретическую основу и должен широко обсуждаться. Рассматриваемые скважины были забурены в глубоких впадинах в зонах интенсивной нефтегазоносности по верхним горизонтам: Колвинская ГС на крупном Харьягинском нефтегазоносном месторождении, Тимано-Печорская ГС на Западно-Соплесском газоконденсатном месторождении, а Тюменская СГС - в 60 км к востоку от Уренгойского газового гиганта. То есть выбор заложения скважин изначально был основан на идеях значительной генерации УВ в глубоких впадинах в соответствии с органической теорией генезиса УВ, а также связи нефтегазоносности верхних и глубоких горизонтов согласно теории глубинного происхождения УВ. В то же время при анализе этих теорий еще до бурения можно было предвидеть, что крупных открытий нефти рассматриваемые скважины не дадут. В научном и прагматическом аспектах целесообразно широкое обсуждение планов строительства ГС и СГС в нефтегазоносных районах представителями различных концепций нефтегазоносности больших глубин. В этом должны быть заинтересованы не только федеральная геологическая служба, но и частные компании.

В заключение необходимо отметить, что даже та незначительная часть затронутых в статье вопросов свидетельствует о высокой информативности результатов исследования ГС и СГС в нефтегазоносных районах, позволяющей перевести проблему глубинной нефтегазоносности от теоретических дискуссий к практическому решению и обеспечению задач поиска дополнительных энергетических источников будущей России.

Литература

1. Меленевский В.Н.,Фомин А.Н. О глубинной зональности нефте- и газообразования // Геология нефти к газа. - 1997. - № 7. - С. 4-7.

2. Перспективы нефтегазоносности больших глубин / Отв. ред. А.А.Аксенов. - М.: Наука, 1985.

3. Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502 м). Результаты бурения и исследования: Сб. докл. "Научное бурение в России" / Гл. ред В.Б.Мазур. Пермь: ИПК "Звезда", 1996. - Вып. 4.

4. Price L.C., Clayton J.L. Reasons for and significance of deep, high-rank hydrocarbon generation in the South Texas Gulf Coast: in Gulf Coast Oils and Gases // Proceeding Ninth Annual Reasearch Conference, Gulf Coast Section. - 1990. - Sepm. -P. 105-137.

5. Price L.C., Ceayton J.L., Rumen L.L. Organic geochemistry of the 9.6 km Berta Rogers No. 1 Well, Oklahoma // Organic geochemistry. — 1981. — Vol. 3. - P. 59-77.

© Т.В.Белоконь, 1998

ABSTRACT

The article presents new results of studying deep structure, reservoirs, oil and gas source rocks and oil and gas potential based on deep and superdeep drilling in Timano-Pechora and West Siberian oil and gasbea-ring provinces. The article provides grounds for discrepancy between existing prognostic estimates and factual data concerning oil and gas potential. Data on distribution of increased concentration of both free and associated rock methane in wide depth range are given.It was revealed a necessity for a separate prognosis of oil and gas potential in estimating prospects of deep horizons and superdeep drilling program.

From material considered a conclusion about high informativity of superdeep drilling results in studying oil and gas potential of great depths in Russia has been drawn.

Рис. 1. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ГС И СГС В ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ И ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НГП

1 — известняки; 2 — известняки глинистые; 3 — аргиллиты; 4 — алевролиты; 5 — песчаники; 6 — долериты; 7 — доломиты; 8— ангидриты; 9 — базальты; 10 — зоны развития коллекторов; 11 — флюидоупоры; 12 — зоны с НГМП повышенной продуктивности; 13 — нефтяная залежь; 14 — нефтепроявления; 15 — газопроявления; 16 — водопроявления; 17 — твердые битумы; 18 — твердые битумы зоны интрузий

Рис. 2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МЕТАНА ЗАКРЫТЫХ ПОР И ГЛУБОКОСОРБИРОВАННОГО НА ПОРОДАХ В РАЗРЕЗАХ ГС И СГС

Рис. 3. СОДЕРЖАНИЕ МЕТАНА В ОТКРЫТЫХ ПОРАХ ГЛУБИННЫХ ПОРОД (> 4 км)