Некоторые особенности газонефтяных залежей
(Печатается в порядке обсуждения.)
П.Н. МАКСИМОВ
При разведке и эксплуатации газонефтяных залежей Тимано-Печорской нефтегазоносной области выявляются некоторые их особенности.
Эти особенности проистекают из количественных соотношений между газом и нефтью и условий их размещения в пористых породах-коллекторах.
Выявление указанных особенностей может помочь разобраться в важнейших вопросах нефтяной геологии и, в частности, в процессах формирования газовых и нефтяных месторождений.
К.А. Машкович [4] в своей статье изложил точку зрения на вероятные условия формирования некоторых газонефтяных залежей Южного Тимана, основываясь на материалах по этому району, где он являлся одним из ведущих геологов.
Рассматриваемые газонефтяные месторождения приурочены к цепи мелких кулисообразных поднятий на площади приподнятого западного борта депрессии между Уральской системой и Тиманом (Печорская депрессия).
Особенности структурного строения указанного борта депрессии определяются характером примыкания к Русской платформе и сопряжения тектонических сооружений разного возраста в районе Южного Тимана.
В своде структурных поднятий, с которыми связаны описываемые К.А. Машковичем, а также разбираемые в настоящей статье газонефтяные месторождения, на поверхности обнажаются отложения среднего карбона, а крылья последовательно слагаются верхним карбоном и нижней и верхней пермью.
Продуктивные пласты, залегающие в интервале 950-1150 м, относятся к живетскому ярусу среднего девона и нижней части франского яруса (пашийские слои) верхнего девона.
Довольно мощный продуктивный пласт (до 30 м) в отложениях живетского яруса представлен мелко- и среднезернистыми, хорошо отсортированными песчаниками с мелкой кварцевой галькой, в верхней части - алевролитами с растительными остатками и тонкими прослоями песчаников. Этот пласт залегает непосредственно на немой карбонатной толще, относимой условно к нижнему девону. От вышележащих пашийских отложений пласт отделяется глинистыми известняками, глинистыми сланцами и аргиллитами мощностью 40-60 м.
Продуктивные пласты в отложениях пашийских слоев отделены друг от друга глинистыми сланцами и представлены мелко-и среднезернистыми песчаниками с прослоями алевролитистых глин и серых глинистых сланцев.
Верхняя часть разреза франского яруса представлена глинистыми сланцами и глинами с тонкими прослоями глинистых известняков, алевролитов и мелкозернистых песчаников.
Выявленные залежи приурочены к пластам песчаников. Это значительные по площади газовые скопления, окаймленные нефтяными оторочками и, следовательно, относящиеся к типу газонефтяных залежей.
Начало формирования структур западного борта депрессии относится, по- видимому, ко времени отложения пашийских слоев нижнефранского горизонта верхнего девона. Это подтверждается наличием своеобразных песчаных полос в отложениях двух верхних пашийских слоев, в плане как бы огибающих отдельные структурные поднятия. Такие полосы можно рассматривать как мелководные прибрежные осадки, отлагающиеся в условиях воздымания отдельных участков дна мелкого нижнефранского моря. В этих случаях пласты промышленно продуктивны не на всей площади развития пашийских отложений, а только в границах песчаных полос.
К одной из таких песчаных полос приурочено, в частности, рассматриваемое в настоящей статье месторождение.
Последующие события в Уральской геосинклинали, включая возникновение Уральской складчатой системы и Предуральского прогиба, а также движения в области Печорской депрессии не отразились на общем плане расположения девонских структурных зон.
Формирование самой Печорской депрессии, начавшееся предположительно в рифее, видимо, сопровождалось в девоне расколами в кристаллическом фундаменте с эффузией масс диабазового состава и вулканической деятельностью.
Поднятие всего района, связанное в пермское время с Уральской складчатостью и захватившее депрессию, вызвало напряжения в толще пород на границе достаточно консолидированной молодой платформы, представленной рифейскими образованиями Тимана. Такие напряжения выражались дифференцированными движениями отдельных блоков фундамента по древним сколам, причем в эти движения были вовлечены ранее смятые породы девонского осадочного чехла. Рассматриваемые поднятия восточного борта Печорской депрессии обладают чертами складчато-глыбовых структур, выделенных в свое время В.А. Обручевым. Строение каждого сравнительно крупного блока по кровле продуктивной толщи девона определяется положением на площади блока девонских поднятий, связанных с рельефом сланцев фундамента.
Детальными работами обнаруживаются в пределах блоков мелкие нарушения типа сбросов с незначительными амплитудами смещений (обычно меньше мощности пластов), имеющие подчиненное значение. Газонефтяные месторождения связаны е коробчатыми слабо выраженными куполами. В некоторых случаях поднятия ограничены крутыми сбросами, фиксирующими, по-видимому, положение сколов фундамента, по которым происходили движения отдельных его блоков.
Стремление обязательно представить рассматриваемые структурные поднятия как типичные складки не только является необоснованным, но влечет за собой неправильную трактовку их строения и вопросов распределения в их недрах газа, нефти и воды. Так, например, неувязки, возникающие при структурных построениях, решаются проведением многочисленных сбросовых нарушений, а затем, принимая безусловным положение таких нарушений, их наличием начинают объяснять разные явления в залежах газа и нефти. Любопытно проследить во времени за изменением представлений о структурном строении площади, на которой расположено одно из газонефтяных месторождений, соседнее с описанным К.А. Машковичем в его статье.
Поднятие, изображенное на рис. 1, является двойником месторождения, описанного в статье Машковича (рис. 1). На рис. 1 нашей статьи изображена хорошо выраженная складка, разбитая сбросами двух направлений на отдельные изолированные блоки с самостоятельным распределением на площади каждого из таких блоков газа, нефти и воды. На рис. 2 показано строение той же площади после окончания разведки. Была выявлена слабо выраженная моноклиналь с мало заметным структурным изгибом. Участок оказался нефтеносным с подчиненными скоплениями газа.
При проектировании бурения для этой площади руководствовались структурным построением (рис. 1) с соответствующим размещением скважин, включая и нагнетательные.
При эксплуатационном разбуривании отдельные нагнетательные на воду скважины дали нефть, а некоторые из ожидаемых нефтяных оказались обводненными, газоносными или сухими. Пришлось перестраивать на ходу всю систему разбуривания залежи.
Скопления нефти оказались приуроченными к развитию одной из песчаных полос, о которых упоминалось выше. Песчаники относятся к нижней части одного из пластов пашийских отложений, изолированного со всех сторон глинами.
Песчаные коллекторы на отдельных участках отличаются неоднородностью состава, а поэтому различной пористостью и проницаемостью. К краям полосы, а также на участках пережимов песчаники становятся мелкозернистыми и более глинистыми, что устанавливается при построении карт равных мощностей песчаников и величин максимальных значений депрессии PS (потенциал-зонд). Именно на этих участках мелкозернистых песчаников с малой проницаемостью в отдельных скважинах была встречена вода. Это объясняется особенностями поведения воды и нефти в коллекторах разной зернистости в силу различия величины поверхностного натяжения и вязкости воды и нефти, а также процессами, происходящими на контакте воды и нефти [1, 3, 5, 7]. Поэтому разница (незначительная) в абсолютных отметках глубины появления воды в отдельных скважинах при вскрытии пласта не требует наличия изолирующих сбросов.
Изолированные газоносные поля в пределах нефтеносной площади приурочены к участкам местных небольших повышений кровли песчаников с хорошей проницаемостью, но в условиях изолированности их от остальной площади песчаниками малой проницаемости. В ходе формирования залежи более подвижный газ часто с некоторым количеством воды проникает на эти участки, для вязкой же нефти «барьер» оказывается непроходимым. На соседнем нефтяном месторождении попытка закачки газа в такую изолированную газовую скважину результатов не дала. Возможна также и некоторая «запечатанность» изолированного скопления газа в результате взаимодействия газа и нефти с водой в мелкозернистых породах «барьера».
Есть все основания считать, что цепочка структурных поднятий вдоль восточного борта прогиба представляет единую в гидродинамическом отношении систему, которая закономерно погружается с северо-запада на юго-восток. В пределах этой системы наблюдается последовательное размещение в приподнятой части газовых и затем газонефтяных скоплений с увеличением роли нефти по мере дальнейшего погружения.
По К.А. Машковичу миграция углеводородов произошла в условиях таких давлений и температур, когда нефть была полностью растворена в газе, и в этом виде углеводороды заняли поры коллекторов соответствующих структурных ловушек. Затем эти залежи были нарушены системой дизъюнктивных дислокаций, относящихся к более позднему этапу формирования структурных элементов района. При дальнейшем поднятии и денудации в каждом отдельном блоке произошли процессы ретроградной конденсации с образованием газонефтяных залежей. К сожалению, К.А. Машкович не увязывает этих процессов во времени. Если миграция углеводородов произошла в период максимальных напряжений в Уральской геосинклинали, то неясно, к какому времени он относит возникновение дизъюнктивных дислокаций и по каким путям до этого происходила миграция. Раньше всего давление снижалось в наиболее повышенных частях общей системы структурных зон, и, следовательно, там должны были сформироваться месторождения нефти, а вниз по погружению процессы конденсации должны были задержаться, и на большей глубине следовало бы ожидать конденсатные газовые месторождения. В описываемом районе, как это указывалось выше, распределение газовых и нефтяных залежей происходит в обычном порядке: в повышенных частях всей системы фиксируются залежи газа, а по мере погружения появляются газонефтяные и нефтяные залежи.
Наиболее благоприятными путями миграции являются сбросовые нарушения. В частности, в одной из скважин непосредственно у крупного сброса (рис. 3 статьи Машковича) вскрыта нефть в том же пласте, что и на приподнятой части.
В других соседних скважинах на опущенном блоке песчаники и нефть не обнаружены.
Необходимо учесть, что в литологически замкнутые песчаные полосы углеводороды могли в первую очередь мигрировать именно по нарушениям. Необходимо отметить, что даже в настоящее время на отдельных участках нарушения проявляют себя обводнением отдельных скважин. Так, например, в литологически замкнутой нефтяной залежи в процессе интенсивной эксплуатации и снижения динамического пластового давления до 50 % от начального скважины, расположенные вдоль крупного сброса, стали быстро обводняться высокоминерализованной водой, не характерной для данного пласта. По-видимому, перепад давления позволил воде, поступающей по сбросу из нижних водоносных горизонтов, преодолеть сопротивление среды, и нефтяной пласт, до этого почти безводный, начал обводняться.
В своем обосновании наиболее вероятных путей образования газонефтяных залежей К.А. Машкович ссылается также на М. Маскета и на его «точное» определение давлений, при которых будут происходить процессы конденсации.
К высказываниям американских геологов приходится относиться с некоторой осторожностью в силу излишней категоричности и универсальности определений, не всегда достаточно обоснованных. Так, например, исследования В.П. Савченко [6] вносят поправку в универсальность процесса конденсации, показывая, что растворение нефти в газе может произойти только при газонасыщенности разреза.
Что касается разности удельных весов нефтей разных пластов и участков, на которую указывает К.А. Машкович, то выяснилось следующее. В газонефтяных скоплениях, где незначительные по мощности нефтяные оторочки располагаются на контакте газ - вода, отмечается явление «испарения» нефти, при котором омывание нефти газом приводит к обогащению такого газа некоторыми легкими углеводородами нефти с повышением удельного веса газа при одновременном повышении удельного веса нефти и ее вязкости. В зависимости от интенсивности этого процесса нефти одного и того же пласта на разных участках могут различаться по удельному весу и вязкости. Нефти чисто нефтяных залежей при небольших количествах свободного газа являются более легкими, чем нефти того же пласта в газонефтяных скоплениях при наличии газовых шапок.
Значительное повышение удельного веса газа в газовых залежах вблизи контура газоносности может указывать на наличие нефтяной оторочки.
Предложенная К.А. Машковичем концепция о ходе формирования некоторых газонефтяных залежей, основанная на не подтвержденных практикой тектонических построениях, не может быть принята в качестве рабочей гипотезы.
В печати следует уделять больше внимания особенностям конденсатных месторождений, чтобы помочь геологам, работающим по разведке и разработке газовых и нефтяных месторождений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Газиев Г.Н. и Карганов И.И. Эксплуатация нефтяных месторождений. Азнефтеиздат, 1950.
2. Козленко С.П. Историческая тектоника и вопросы формирования промышленных залежей нефти и газа. Нефт. хоз., № 9, 1955.
3. Козлов А.Л. и Минский Е.М. Основные принципы рациональной разработки газовых месторождений. Тр. ВНИИГАЗ, вып. 5. Гостоптехиздат, 1953.
4. Машкович К.А. Вероятные условия формирования некоторых газонефтяных залежей. Нефт. хоз., № 2, 1955.
5. Мелик-Пашаев В.С. Окислительные процессы и увеличение удельного веса нефти в приконтурной зоне нефтяных залежей. Нефт. хоз., № 9, 1955.
6. Савченко В.П. Вопросы формирования нефтяных и газовых залежей. Нефт. хоз., № 5, 1952.
7. Табасаранский З.А. О происхождении так называемых висячих залежей нефти. Нефт. хоз., № 3, 1955.
Рис. 1. Схема распределения нефти и газа в начале разведки месторождения.
1 - границы песчаной полосы; 2- сбросы; 3 - контур водоносности; обводненные участки нефтеносной площади; 4 - газовые поля нефтеносной площади; 5 - нефть.
Рис. 2. Схема распределения нефти и газа по завершении разведки месторождения.
1 - границы песчаной полосы; 2-сбросы; 3-контур водоносности; 4 - газовые поля нефтеносной площади; 5 - участок пережима песчаной полосы и отсутствия песчаников; 6 - нефть.