К
оглавлению
Формирование залежей нефти и газа в каменноугольных
отложениях Сталинградского Поволжья
А.Г. ГАБРИЭЛЯН, С.П. МАКСИМОВ
В процессе разведки и разработки нефтеносных площадей
Сталинградской области была установлена своеобразная, весьма важная особенность
в распределении залежей нефти и газа, прослеживающаяся на локальных структурах,
сравнительно далеко расположенных друг от друга по направлению регионального
падения пластов.
Принято считать, что в глубоких ловушках скапливается
вода, в повышенных - нефть, а в самых высоких - газ, как это имеет место в
некоторых районах [1].
В Сталинградской области выявлено распределение нефти
и газа, обратное указанному принципу: верхние структуры оказались заполненными
нефтью, нижние - газом. На этом вопросе необходимо остановиться, так как
познание закономерностей в расположении нефтяных и газовых залежей дает
возможность правильно выбрать направления поисково-разведочных работ и вместе с
тем проливает свет на условия формирования этих залежей.
Данные, накопленные в процессе разбуривания, позволяют
с достаточной уверенностью судить о структурном плане выделенных в разрезе
каменноугольных отложений свит и горизонтов.
На фоне общего регионального погружения осадочных толщ
Доно-Медведицкого вала на юго-восток, к Прикаспийской впадине, выделяются
отдельные локальные поднятия.
Рассмотрим две группы поднятий: северную, состоящую из
Бахметьевской, Жирновской и Линевской структур, и южную, включающую
Арчединскую, Верховскую и Саушинскую структуры (Арчедино-Донские поднятия).
Из указанных структур три находятся в промышленной
разработке и три почти закончены разведочными работами.
Наиболее высоким поднятием в первой группе является
Бахметьевское, промежуточное положение занимает Жирновское и пониженное -
Линевское. Бахметьевское и Жирновское поднятия расположены на одной оси. Эта
ось к югу от Жирновского поднятия погружается и вновь вздымается в широтном
направлении, давая начало Линевскому поднятию.
Не вдаваясь в детали особенностей разреза вскрытой
части каменноугольных отложений, рассмотрим только продуктивную часть
визейского яруса - яснополянский подъярус, который расчленяется на
сталиногорский (угленосную свиту) и тульский горизонты. Общая мощность
яснополянского подъяруса на Бахметьевской площади 130 м, на Жирноватой - 135 м,
на Линевской - 145 м.
Тульский горизонт начинается сверху пачкой глин мощностью
около 10 м, сменяющихся известняками, выраженными на кароттажной диаграмме
высокими омическими сопротивлениями. Вероятно, известняки по литологическому
составу не везде выдерживаются, так как установлено, например, что в южной
части Бахметьевской площади они замещаются водоносными песками. Ниже, почти до
подошвы, тульский горизонт представлен глинами, песчаниками, песками. На
Бахметьевской и Жирновской площадях среди этой песчано-глинистой толщи
выделяются два песчаных пласта, расчлененные толщей глин мощностью до 12 м.
Верхний из этих песчаных пластов назван пластом А, нижний - пластом Б1.
Мощности этих пластов изменяются в широких пределах. Песчаные отложения пласта
Б1 на юго-востоке Бахметьевки и на юге
Жирного выклиниваются, замещаясь глинами. На Линевской площади достаточно четко
выделяется пласт А, а пласт Б1 представлен глинами.
В подошве тульского горизонта залегает известняк,
прослеживающийся на Жирновской и Бахметьевской площадях, известный под
названием репера N. Он также
хорошо выделяется на кароттажных диаграммах Арчединской площади.
Между репером N и известняками турнейского яруса располагается пачка
сталиногорского горизонта (угленосная свита), который представлен толщей
переслаивающихся алевритовых глин, песчаников (часто глинистых) и алевролитов.
Сталиногорский горизонт постепенно выклинивается в направлении к воронежскому
массиву [2]. В пределах этого разреза выделяются три, а на некоторых участках и
четыре песчаных пласта. Мощности глинистых и песчаных пластов непостоянны и
изменяются, в связи с чем отмечаются колебания мощности сталиногорского
горизонта в целом.
В рассматриваемой толще яснополянского подъяруса
выделаны три продуктивных горизонта с установленной промышленной
нефтегазоносностью: два (пласты А и Б1) в тульском и один в сталиногорском
горизонтах.
На некоторых особенностях распределения нефти и газа в
этих горизонтах и краткой характеристике их мы считаем необходимым
остановиться.
Тульский горизонт, пласт А
Нефтеносность пласта А на Бахметьевской площади
установлена по данным опробования в семи скважинах. Залежь нефти локализуется
на небольшом участке в присводовой части поднятия (рис. 1).
Наивысшая отметка кровли пласта 796 м, отметка
водонефтяного контакта, установленного по кароттажным данным, 820 м, т.е. этаж
нефтеносности равен 24 м.
На Жирновской площади нефтеносность пласта А доказана
по данным опробования в четырех скважинах (скв. 158, 214, 217 и 218). Так же
как и на Бахметьевской площади, залежь нефти имеет весьма ограниченные размеры
и приурочена к сводовой части структуры. Характерной особенностью является
наличие в ней газовой шапки, которая выявлена опробованием пласта в скв. 158 и
радиокароттажными и исследованиями. Кроме того, на небольшом протяжении залежь нефти
имеет подошвенную воду (даже при наивысшей отметке подошвы пласта), что
(позволяет считать ее водоплавающей.
Наивысшая отметка кровли пласта А на Жирновекой
площади 805 м, т. е. ниже чем на Бахметьевекой на 9 м (см. табл. 1).
На Линевской площади наивысшая отметка кровли пласта А
отмечена на глубине 1033 м. По всей площади пласт представлен водоносными
песками и песчаниками.
На Бахметьевской площади воды имеют: удельный вес
1,091; содержание иона Сl 78 865 мг/литр; воды бес- сульфатные; S1 = 69,4%; S2 = 29,92; А2 = 0,44%; минерализация
(ΣА+К) -
4468 мг-экв. На Жирновской площади: удельный вес 1,092; содержание иона Сl достигает 79 265 мг/л; воды беосульфатные; S1 = 70,58%; S2 = 28,80 %; A2 = 0,62 %; минерализация (Σ A+К) = 4499 мг-экв. На Линевской
площади пласт А на приток воды не испытывался.
Из приведенных данных видно, что воды пласта А на
указанных выше площадях почти не отличаются друг от друга.
Пласт Б1
Продуктивность пласта на Бахметьевской площади
установлена большим числом разведочных и эксплуатационных скважин. В процессе
опробования скважин и при помощи радиокароттажных исследований обнаружена
газовая шапка больших размеров. Наивысшая отметка кровли пласта 820 м.
Газонефтяной контакт имеет отметку 856 м. Водо-нефтяной контакт слабо наклонен
на юг: на севере имеет отметку 911 м, на юге, у седловины между Жирновским и
Бахметьевским поднятиями, 913 м (см. табл. 1).
На Жирновской площади пласт Б1 почти полностью разбурен. Выявлена
нефтяная залежь с небольшой газовой шапкой. Характеристика залежи и нефтей дана
в табл. 1.
Состав газа на обеих площадях почти одинаковый, газ
содержит: метана 80-85%, этана 3-6%, пропана 2,3-3,2%, бутана и высших 2,8-4,3%,
СО2 4,5-5,5%, азот 0,7-2,8%.
Воды пласта Б1 рассматриваемых площадей хлоркальциевые и не
отличаются друг от друга.
На Линевской площади, как уже отмечалось, пласт Б1 выражен глинистой фракцией.
Сталиногорский горизонт
Промышленная нефтеносность и высокая продуктивность
сталиногорского горизонта на Бахметьевской площади установлены во многих
скважинах. Опробование пласта в сводовой скв. 331, а также материалы
радиокароттажных исследований свидетельствуют о том, что в залежи газовой шапки
нет или они незначительных размеров (ом. табл. 1 и рис. 2).
На Жирновской площади в скв. 156, 157, 158 и других,
расположенных в сводовой части поднятия, в которых опробовались различные
участки разреза (от III до I пласта), был получен газ. Результаты опробования,
а также данные радиокароттажа позволили оконтурить сравнительно больших
размеров газовую шапку с узкой нефтяной оторочкой. Наиболее высокая отметка
кровли пласта 882 м, т.е. на 25 м ниже бахметьевской (см. табл. 1).
На Линевской площади из сталиногорского горизонта
почти во всех скважинах был получен при опробовании газ. Исключение составляет
скв. 19, в которой сначала было получено немного нефти, а затем вода. Залежь
здесь, вероятно, чисто газовая. Наивысшая отметка кровли пласта 1091 м, т.е. на
209 м ниже, чем на жирновской и на 234 м ниже, чем на бахметьевской площадях.
Газоводяной контакт на отметке 1105 м, этаж газоносности 14 м.
Нефть на Бахметьевском месторождении (удельный вес
0,859-0,874) несколько тяжелее, чем на Жирновском (0,809-0,859).
Газ на Линевской площади отличается большим
содержанием метана (91,5%), чем на Жирновской (80%).
По направлению падения пластов наблюдается некоторое
изменение состава вод. Так, содержание хлора в воде сталиногорского горизонта
на Бахметьевской площади колеблется от 86 000 до 88 000 мг/л, на Жирновской от
87 500 до 92 500 мг/л, а на Линевской примерно 100 000- 101 000 мг/л.
Соответственным образом увеличивается и общая минерализация от 4900 до 5700
мг-экв.
Коллекторские свойства продуктивных пластов на
указанных площадях характеризуются следующими данными: пористость достигает
20%, проницаемость 0,6 Дарси.
В пределах Арчедино-Донских поднятий установлена
(Промышленная нефтеносность пока только на Арчединской площади, где она связана
с отложениями турнейского яруса и сталиногорского горизонта. Так как продуктивность
турнейского яруса вообще ограничивается Арчединской площадью, мы его не будем
рассматривать.
Сталиногорский горизонт разбурен почти по всей
нефтеносной площади, причем газовой шапки в пласте на обнаружено.
Наивысшая отметка кровли пласта 854 м, водонефтяного
контакта 868 м. Этаж нефтеносности 14 м (рис. 3).
На расположенном к югу Саушинском поднятии наивысшая
отметка кровли сталиногорского горизонта установлена на 916 м, т.е. на 62 м
ниже, чем на Арчеде. Между тем сталиногорский горизонт здесь содержит чистый
газ. Газоводяной контакт на Саушинской площади имеет отметку 936 м. Этаж
газоносности 20 м.
Сталиногорский горизонт на Верховской площади
распространен повсеместно. В разрезе горизонта выделяются три песчаных прослоя,
отделенных друг от друга пачками серых слюдистых слоистых глин с изменяющейся
мощностью. Вторая пачка распространена не повсеместно. Песчаники
мелкозернистые, хорошо отсортированные. Коллекторские свойства к нижней части
разреза ухудшаются. Пористость 22-24%, проницаемость в среднем 393-512
миллидарси. Мощность пласта колеблется от 23 до 27 м, а на северо-востоке
периклинали возрастает до 33 м (скв. 19).
Залежь газа имеет наивысшую отметку 916 м. Газоводяной
контакт проходит на отметке 936 м. Следовательно, этаж газоносности составляет
20 м, т.е. такой же, как и на смежной Саушинской площади.
Состав газа: СН4 - 98,4%, С2Н6-
0,22%; С3Н8 и более высокие фракции-0,01%; СО2
-0,17%; N2
- 1,1 %.
Таким образом, для отдельных структурных поднятий
Сталинградского Поволжья можно отметить следующие особенности.
1. В пласте А тульского горизонта на гипсометрически
повышенной Бахметьевской структуре имеется чисто нефтяная залежь.
На Жирновской структуре, расположенной ниже
Бахметьевской на 9 м, залежь содержит газовую шапку.
Линевская площадь погружена по сравнению с Жирновской
структурой на 228 м, однако промышленных скоплений нефти и газа здесь в пласте
А не установлено.
2. В пласте Б1 тульского горизонта на Бахметьевской и Жирновской
площадях установлены газонефтяные залежи.
3. В сталиногорском горизонте (угленосная свита) на
более высокой Бахметьевской площади содержится крупная нефтяная залежь без
газовой шапки, на Жирновской площади - газонефтяная залежь и на самой
погруженной Линевской площади - только газовая залежь.
Следовательно, по мере регионального падения пород
сталиногорского горизонта в наиболее погруженной ловушке содержится газовая
залежь, выше - нефтяная залежь с газовой шапкой, а в самой повышенной ловушке
образовалась только нефтяная залежь.
В сталиногорском горизонте южной группы поднятий в
наиболее погруженных ловушках (Саушинское и Верховское) установлены чисто
газовые залежи, а в гипсометрически повышенной Арчединекой структуре имеется
чисто нефтяная залежь.
Установленная закономерность наблюдается также в
отложениях башкирского яруса, которые нефтеносны на Бахметьевской и Жирновской
площадях и газоносны на Линевской. На Арчединской и Саушинской структурах
отложения башкирского яруса содержат газ. Естественно, что в каждой залежи
нефть и газ располагаются по гравитационному признаку.
Проведенные исследования в пределах продуктивного
пласта сталиногорского горизонта (в угленосной свите) описанных выше
месторождений со всей очевидностью подтверждают наличие процесса
дифференциального скопления нефти и газа в ловушках в зависимости от их
гипсометрического положения. Указанная закономерность установлена С. П.
Максимовым в 1954 г. [3] для ряда месторождений Самарской луки и У.С. Гуссоу
[4] в пределах нескольких зон нефтегазонакопления США и Ближнего Востока.
Принципиальная схема дифференциации углеводородов в
ловушке изображена на рис. 4. По мере поступления в данную ловушку новых порций
углеводородов газ будет занимать повышенную часть структуры и оттеснять нефть.
Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока вся ловушка не заполнится
газом. Нефть, вытесненная газом из этой структуры, будет перемещаться в
направлении регионального подъема пласта до тех пор, пока не встретит новую
ловушку. Если газ в данном районе имеется в достаточном количестве, то и во
второй ловушке начнется процесс дифференциации газа и нефти по удельным весам.
В связи с этим вторая ловушка может целиком заполниться газом или образовать
только газовую шапку с оторочкой нефти.
Третья структура, расположенная на пути движения
углеводородов по региональному подъему пласта, будет заполнена только нефтью,
содержащей в себе растворенный газ, и т. д.
Если в четвертой структуре будет образована нефтяная
залежь, то нефть этой залежи будет несколько тяжелее нефти предыдущей ловушки
(третьей структуры).
Наиболее тяжелая нефть будет аккумулироваться в самой
крайней продуктивной структуре [3]. Следовательно, при наличии нескольких
ловушек, расположенных по региональному подъему пластов, ловушка, наиболее
погруженная и расположенная ближе к бассейну нефтеобразующих пород, будет
заполнена газом, промежуточная - газом и нефтью и повышенная - нефтью. После
истощения бассейна, поддерживающего миграцию, верхние структуры останутся
заполненными водой или могут иметь признаки нефти в результате локальной
(местной) миграции.
Таким образом, как отмечает У.С. Гуссоу [4], миграцией
и аккумуляцией нефти и газа управляют три основные закономерности:
1.
гравитационный
эффект, заставляющий мигрировать нефть и газ вверх в водонасыщенной среде;
2.
непроницаемые
породы, ограничивающие пути миграции и образующие места скопления нефти и газа;
3.
эффект
последовательности заполнения углеводородами структур, лежащих на пути
миграции.
Все три основных фактора определяют возможность
образования и характер нефтяного или газового месторождения.
На результат действия этих основных факторов влияют:
1) гидродинамические условия; 2) наличие трещин и плоскостей нарушения; 3)
глубина залегания, от которой зависит вместимость для залежи газа; 4)
региональный наклон; 5) температура и давления (на фазовые соотношения нефти и
газа в месторождении) [4].
По-видимому, в значительной степени могут видоизменить
первоначальный состав нефти и оказать влияние на выявленные закономерности: 1)
минерализация и тип пластовых вод, 2) литологический состав коллекторов, по
которым происходит миграция углеводородов, и 3) последующие тектонические
движения, которые могут вызвать рост структуры или ее уничтожить, что может
привести к переформированию залежей нефти и газа.
Признание описанной схемы формирования нефтяных и
газовых залежей приводит к следующим выводам:
а) миграция и аккумуляция нефти и газа происходили в
уже сформировавшиеся локальные структуры;
б) внутрирезервуарная миграция нефти и газа
происходила:
1.
в
сталиногорском горизонте северной группы поднятий - с юго-востока на
северо-запад, т.е. от Линева к Бахметьевке; не исключена локальная миграция
нефти с востока на запад (рис. 2);
2.
в
сталиногорском горизонте южной группы поднятий (Саушинское, Верховское и
Арчеда) - с юга на север (рис. 3);
3.
в
пласте Б1 тульского горизонта северной группы поднятий - с
юго-востока на северо-запад и с востока на запад; учитывая, что состав и
минерализация пластовых вод в Жирном и Бахметьевке одни и те же, можно
предположить, что формирование залежи в Жирном по времени опередило-
аккумуляцию нефти и газа в Бахметьевке, ибо имела место миграция несколько
утяжеленной нефти из Жирного в направлении Бахметьевки; впоследствии залежь,
нефти в пласте Б1 Жирновской и Бахметьевской площадей по существу стала единой;
4.
в
пласте А тульского горизонта северной группы поднятий - с востока на запад
(рис. 1); газовая шапка в залежи пласта А месторождения Жирное явно имеет
вторичный характер.
Нам представляется, что при одинаковых составе и
минерализации пластовых вод в Жирном и Бахметьевке газовая шапка в Жирном
образовалась (этаж газоносности 4 м) вследствие поднятия пород новейшими
тектоническими движениями, в результате чего пластовое давление почти уравнялось
с давлением насыщения. Выделение газа из нефти в связи с падением пластового
давления привело к некоторому увеличению удельного веса нефти пласта А Жирного
и уменьшению выхода легких фракций по сравнению с аналогичной залежью в
Бахметьевке.
Обращает внимание тот факт, что залежи нефти в пласте
А в Жирном и Бахметьевке по своим размерам очень незначительны и приурочены
только к купольным частям структур, а в Линево пласт А содержит только воду.
Очевидно, указанные структуры следует рассматривать как последние на пути
миграции нефти по региональному подъему пласта А, для заполнения которых нефти и
газа не хватило. На пути миграции нефти и газа с востока на запад, вероятно,
имеются гипсометрически пониженные ловушки, которые и аккумулировали основные
количества нефти и газа. При этом следует указать, что если в направлении
Жирного и Бахметьевки нефти и газа было все же достаточно, чтобы достигнуть
этих структур, то при миграции с востока на запад в направлении Линево нефти не
хватило и ловушка в пласте А осталась заполненной водой.
В последнее время на Иловлинской площади Саратовской
области, расположенной к востоку от Бахметьевского и Жирновского месторождений,
сталиногорский и тульский горизонты были вскрыты на значительном погружении и
оказались промышленно продуктивными.
При этом получены из сталиногорского горизонта
промышленный приток газа в количестве 900 000 м3/сутки, а из
тульского горизонта газ и нефть.
Открытие залежей газа и нефти на Иловлинской площади
подтверждает сделанный нами вывод о миграции нефти и газа с востока на запад и
полностью укладывается в схему дифференциального скопления этих полезных
ископаемых в залежах, расположенных на едином региональном подъеме пласта.
Можно предположить, что установленная закономерность в
распространении залежей нефти и газа в локальных структурах по региональному
падению пластов объясняется причинами тектонического характера, что современный
структурный план каменноугольных отложений не соответствует древнему
структурному плану и что структуры, содержащие в настоящее время газ, раньше
занимали повышенное положение. Последовавшие тектонические движения могли
привести к погружению одних структур и подъему других, что в свою очередь
обусловило перераспределение пластового давления, от которого наряду с
насыщением нефти газом зависят типы залежей.
С целью выяснения влияния тектонического фактора на
условия формирования залежей нефти было прослежено посредством анализа
мощностей и составления палеоструктурных карт взаимоположение рассматриваемых
локальных структур, например, к концу каширского времени (наиболее высокий
репер, залегающий на глубинах 180-400 м).
На палеоструктурной карте поверхности угленосной свиты
к концу каширского времени (рис. 5) можно видеть, что Линевское поднятие находилось
примерно на 90-100 м ниже Бахметьевского и на 30-40 м ниже Жирновского.
Арчединское поднятие, судя по мощности, к концу
каширского времени подъема в северном направлении не испытывало, хотя контуры
его сформировались раньше Саушинского. Отмечается лишь региональное воздымание
слоев в западном направлении в сторону Воронежского массива. Следовательно,
подъем в северном направлении произошел позже.
Таким образом, возможность объяснения аномального
распределения нефтяных и газовых залежей влиянием тектонического фактора
отпадает. Этот вывод нам кажется достоверным, ибо в противном случае пришлось
бы констатировать наличие отдельных тектонических блоков, объединявших группы
структур, которые были изолированы друг от друга и перемещались во времени в
строгой последовательности.
В заключение статьи следует хотя бы схематично
остановиться на определении времени формирования этих залежей. Из изложенного
выше видно, что региональный подъем пласта является необходимым условием для
дифференциального скопления газа и нефти в ловушках. Миграция нефти и газа не
может итти без некоторого наклона пласта, и до начала миграции требуется
определенный минимум этого наклона. Исследуя региональный наклон пластов к
концу каширского времени (рис. 5), можно установить, что к этому времени уже
были созданы необходимые условия для начала миграции с востока на запад и даже
для аккумуляции газа и нефти на Линевской площади. Следовательно, в каширское
время процесс миграции уже мог итти, но еще не было на Жириновской и
Бахметьевской площадях ловушек, которые образовались в послекаширское время. В
связи с этим в указанных районах нефть и газ не могли накапливаться в виде
залежи до того момента, пока не образовалась ловушка. Образование ловушек не
определяет точного времени аккумуляции нефти и газа в залежах, но оно
устанавливает время, до которого не могло происходить накопление углеводородов
[5]. В соответствии с этим можно предположить, что начало формирования залежи
газа в сталиногорском горизонте на Линевской площади относится к каширскому
времени, а формирование залежей нефти и газа на Жирновской и Бахметьевской
площадях следует отнести к послекаширскому периоду.
ЛИТЕРАТУРА
1. Федоров С.Ф. Принципы формирования залежей
нефти. ДАН СССР, т. 109, № 5, 1956.
2. Яриков Г.М.,
Мельникова А.С., Игнатович Н.А. и Никитина Г.П. Каменноугольные отложения западной части
Сталинградской области. Нов. нефт. техники, геология, № 2. Изд. ЦНИИТЭНЕФТЬ,
1956.
3. Максимов С.П. К вопросу формирования
залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефт.
хоз., № 10, 1954.
4. Гуссоу У.С. Основной принцип
дифференциального накопления нефти и газа. Бюлл. Ам. Ассоц. нефт. геологии, т.
38, № 5, 1954.
5. Гуссоу У.С. Время миграции нефти и газа.
Бюлл. Ам. Ассоц. нефт. геологии, т. 39, № 5, 1955.
