К оглавлению

Геологические условия, определяющие высоту нефтяных залежей на месторождениях платформы

(Как видно, автор придает вертикальной межпластовой миграции главенствующее значение в процессе формирования нефтяных месторождений на Русской платформе, роль которой многие исследователи рассматривают как второстепенную. - Ред.)

К.Б. АШИРОВ

На территории Урало-Волжской нефтеносной области в разрезе палеозоя выявлен ряд новых нефтяных пластов, нефтеносность которых ранее была неизвестна.

В этом отношении наибольшее промышленное значение имеет нефтеносность башкирского, тульского и турнейского ярусов карбона, данково-лебедянских слоев фаменского яруса верхнего девона, живетского яруса среднего девона и др.

В настоящее время можно утверждать, что подавляющее большинство нефтяных месторождений платформы являются многопластовыми, причем газонефтеносным практически может являться весь комплекс палеозойских пород. Этому способствуют благоприятные для нефтенакопления структурные условия, а именно большие превышения структурно приподнятых участков над примыкающими к ним зонами депрессий.

Наличие напорных пластовых вод на опущенных (депрессионных) площадях создает условия для движения их в сторону тектонически нарушенных бортовых участков валов и куполов, крутые крылья которых, обращенные в сторону депрессий, осложнены трещиноватостью и дизъюнктивными разломами - путями для миграции глубинных напорных вод и увлекаемой ими нефти. (См. примеры направлений миграции на рис. 2, 3 и 4).

Указанные условия и определяют возможность образования многопластовых залежей, так как мигрирующая к поверхности из депрессионных нефтесборных площадей нефть скопляется в пластах-коллекторах, образующих в разрезе благоприятные структурные ловушки.

В настоящее время при решении ряда актуальных вопросов, связанных с проектированием разведки нефтяных и газовых месторождений, выбором объектов для совместной или раздельной эксплуатации нефтяных пластов, размещения нагнетательных и пьезометрических скважин, выбора структур для подземного хранения газа, и в других случаях важную роль играет выяснение условий нефтенакопления и связанной с ними высоты залежей.

Выяснение условий образования этажей отдельных залежей представляет важную ступень в решении проблемы формирования нефтяных месторождений и необходимо для познания условий их формирования.

Высотой (этажом) отдельно взятой нефтяной, газовой или нефтегазовой залежи принято считать расстояние по вертикали между высшей ее точкой в кровле и низшей точкой водонефтяного контакта, а при отсутствии такового вообще низшей точкой подошвы залежи.

Непременным условием для формирования нефтяных и газовых залежей является наличие структурной ловушки, во всех случаях представляющей сочетание пласта-коллектора, ограниченного в верхней части вмещающей залежь непроницаемой покрышкой.

Поэтому высота залежи должна быть связана с емкостью ловушки, которая определяется отметкой появления на крыльях в прекрывающей коллектор покрышке открытых трещин или дизъюнктивных разломов.

Отметка появления на крыльях трещин и разломов и будет определять предел газонефтенакопления каждой ловушки и положение в ней водонефтяного контакта.

При этом продолжающие поступать в ловушку газ и нефть в связи с заполнением ее емкости не смогут вместиться в данной ловушке и через разломы на крыльях должны мигрировать вверх по разрезу.

Указанные условия и являются главной причиной формирования многопластовых месторождений.

Пологие крылья структур обычно менее нарушены трещиноватостью и дизъюнктивными нарушениями, что сохраняет в целости покрывающую коллектор непроницаемую кровлю.

Поэтому есть основание считать, что высота залежей в первую очередь должна определяться высотой ненарушенной части покрышки над залежью на крутом крыле.

Таким образом, следует допустить, что высота залежей в первую очередь определяется границей появления на крутом крыле открытой трещиноватости или разломов дизъюнктивного типа.

В отдельных случаях, когда залежь является запечатанной на крыльях и в подошве, что характерно для месторождений с карбонатными коллекторами, отмеченные выше условия могли существовать до момента запечатывания трещин и разломов вторичными цементирующими их минеральными компонентами.

Далее по принятым нами условиям неполная высота залежи может образоваться при недостаточном накапливании в ловушке нефти или газа, что, видимо, должно характеризовать начальную стадию нефтегазонакопления, когда ловушка еще не заполнена на всю величину своей емкости.

Ниже мы рассмотрим несколько типичных примеров определения высоты залежей платформы, на основании которых можно сделать некоторые практические обобщения.

Рассмотрим условия залегания нефти в девоне месторождения Яблоновый Овраг.

Нефть здесь залегает в отложениях шугуровского возраста, представленных песчаной пачкой, переслаивающихся глинисто-алевролитовыми пропластками (рис. 1).

На основании данных разведки залежь первоначально была расчленена на три пласта: Д_I, Д_II и Д_III, рассматривавшихся в качестве самостоятельных эксплуатационных объектов. В связи с этим до последнего времени разработка их осуществлялась раздельно.

Позже при разбуривании свода структуры в ряде скважин было установлено отсутствие литологической перемычки между пластами Д_I, Д_II и Д_III.

Таким образом, все три пласта следует рассматривать как генетически единую залежь, имеющую единую высоту нефтенакопления.

Подтверждением служат также единая у всех пластов глубина водо-нефтяного контакта, практически одинаковое качество нефти, а также наличие хорошей гидродинамической связи, благодаря чему при различном объеме отбираемой из пластов жидкости в них устанавливается практически одинаковое динамическое давление.

Пример различия этажей нефтенакопления представляют залежи нефти в отложениях терригенной толщи нижнего карбона Мухановского месторождения.

В пределах месторождения в настоящее время в отложениях терригенной толщи нижнего карбона выделяются четыре продуктивных пласта (рис. 2),

Первый пласт, представляющий аналог залежи плавающего типа, обособлен от нижележащих пластов. Водонефтяной раздел залежи первого пласта располагается на абсолютных отметках минус 2026-2029 м.

Как видно из рис. 2, три нижних пласта залегают как бы в единой литологической пачке. Водо-нефтяной раздел второго и третьего пластов располагается на абсолютной глубине минус 2126-2130 м, т. е. на 100 м ниже подошвы первого пласта. Подошва залежи четвертого пласта, располагающейся как бы в единой пачке со вторым и третьим пластами, имеет абсолютную отметку минус 2132-2137 м, т. е. близкую к глубине контактов второго и третьего пластов.

Приведенный пример убедительно показывает наличие здесь различных этажей нефтенакопления.

Если допустить, что глинистая кровля над вторым пластом была нарушена и открылся доступ из залежи второго пласта вверх, то, несомненно, нефть из нижних пластов и в первую очередь из второго всплыла бы в первый пласт.

В отношении условий формирования залежей второго, третьего и четвертого пластов можно предположить наличие в них взаимосвязи. В первую очередь это относится ко второму и третьему пластам, имеющим единую отметку водо-нефтяного контакта. Можно предположить также, что сообщение их осуществляется через литологическое «окно» в разделяющей глинистой перемычке, или через дизъюнктивный разлом небольшой амплитуды; возможно, что связь залежей происходит из-за выклинивания на уровне контакта разделяющего их глинистого пласта.

Во всяком случае в последнее время наличие такой связи между вторым, третьим и четвертым пластами подтверждено гидродинамическими исследованиями, проводимыми институтом Гипровостокнефть.

Наличие более низкого контакта в четвертом пласте может быть связано с изолированностью его в своде от залежи третьего пласта, а если они и связаны между собой, то вероятнее всего за счет нарушения глинистой перемычки на уровне глубины водо-нефтяного раздела.

Итак, залежь первого пласта, несомненно, представляет самостоятельный этаж нефтенакопления. На это указывают наличие слоя подошвенной воды, отделяющей первый пласт от залежей остальных пластов, разница почти в 100 м в залегании контактов, а также различная геохимическая обстановка, выражающаяся в наличии в первом пласте сероводорода, который отсутствует во втором, третьем и четвертом пластах.

Залежи второго и третьего пластов, несомненно, имеют взаимную связь, что определяется общностью контактов, (однотипностью нефти и наличием между ними хорошей гидродинамической связи. Поэтому их следует рассматривать как единую пачку, т.е. как единую залежь.

В отношении объединения четвертого пласта со вторым и третьим пластами высказаться пока затруднительно. Во всяком случае геологические условия залегания особенно не противоречат их объединению, на что указывает близкое сходство нефтей и наличие между пластами гидродинамической связи.

В пользу объединения второго, третьего и четвертого пластов в единую залежь в настоящее время говорят данные исследований пластовых вод, проводимых в Гиировостокнефти (А.Н. Козин), по которым общий характер минерализации пластовых вод пачки второго, третьего и четвертого пластов значительно отличается от вод первого пласта, являющихся типичными водами карбона, тогда как воды нижней пачки близки к девонским.

Рассмотрим теперь туймазинский тип залежи девонского возраста (рис. 3).

Нефть в девоне на Туймазинском месторождении залегает в песчаных пластах Д_I и Д_II пашийского возраста.

До недавнего времени пласты Д_I и Д_II Туймазов рассматривались как самостоятельные, причем разработка их с самого начала велась с раздельной закачкой в них воды для поддержания давления.

При анализе состояния разработки Туймазинского месторождения несколько лет назад В.Н. Щелкачев обратил внимание, что пьезометрические скважины пласта Д_I, расположенные у крутого юго-восточного крыла структуры, реагируют на изменение закачки воды в пласт Д_II со стороны того же крыла. На основании этих данных им был сделан вывод о взаимосвязи пластов Д_I и Д_II.

Почти одновременно был установлен факт перетока пресных вод, закачиваемых с пологого крыла в пласт Д_II, в присводовый участок пласта Д_I. При этом он предварительно проявлялся «аномальным» повышением давления в зоне присводовых скважин.

И.Г. Пермяков правильно объяснил указанную аномалийность перетока из пласта Д_II в пласт Д_I. Он считал, что связь между пластами осуществляется через литологические «окна» в непроницаемом пласте, разделяющем песчаники этих пластов.

Таким образом, перечисленные факты убедительно подтверждают наличие взаимосвязи пластов Д_I и Д_II, что хорошо увязывается с единым для обоих пластов водо-нефтяным разделом, определяемым линией разлома на крутом крыле в кровле пласта Д_I (точка А на рис. 3).

В связи с изложенным следует признать пласты Д_I и Д_II по условиям формирования и современным геологическим условиям залегания единой залежью.

При избытке мигрирующей нефти в пласте Д_II последняя через канал В перетечет в пласт Д_I, откуда избыток нефти через разлом на крутом крыле (точка А) будет мигрировать в вышележащие пласты.

Весьма интересен пример залегания нефти в девоне соседнего с Туймазинским Бавлинского месторождения (рис. 4). Промышленно нефтеносными здесь в настоящее время являются пласты Д_I, Д_III и Д_IV. Промежуточный пласт Д_II водоносен.

Условия формирования залежей бавлинского типа нам представляются так: нефть, мигрирующая по крутому крылу, попадая в ловушку пласта Д_V, через «окно» Ж поднимается в вышележащий пласт Д_IV. Сюда же поступает нефть от крайней нижней точки кровли пласта Д_IV (точка Г). Поскольку глинистая покрышка над пластом Д_IV имеет мощность, превышающую амплитуду возможного дизъюнктивного смещения, залежь будет формироваться в пласте. Как показано на рис. 4, накопление нефти в пласте Д_IV должно происходить до уровня точки Г, при этом нефтенакопление может быть и в пласте Д_V. Однако небольшой этаж залежи пласта Д_IV указывает на возможное существование нарушения в его кровле на уровне установившегося водо-нефтяного контакта. В этом случае залежь достигла предела этажа нефтенакопления.

Тот же вывод можно сделать и в отношении залежи пласта Д_III, нефть в, который поступает с крутого крыла, с уровня, расположенного в точке В, определяющей возможную высоту этажа нефтенакопления.

Неполный этаж нефтенакопления: пласта Д_III может быть объяснен возможностью сообщения залежи на уровне установившегося контакта с вышележащим пластом Д_II, в который и будет идти утечка избыточной для данной ловушки нефти.

В пласт Д_II нефть должна поступать с крутого крыла от точки Б, уровень которой является условным пределом этажности залежи. Но так как через окно „Е“ нефть будет подниматься в пласт Д_I, этаж которого определяется положением точки А, находящейся практически на уровне кровли пласта Д_II, то промышленная залежь нефти в пласте Д_II не образуется. Этой причиной и можно объяснить наличие в девоне Бавлинского месторождения водяного пласта Д_II, выше и ниже которого имеем нефтяные залежи.

Сделанный вывод подтверждается данными сводовой пьезометрической скважины, оборудованной на водяной пласт Д_II которая хорошо отображает изменение давления в своде пласта Д_I в процессе его разработки. При этом сочетание показаний пьезометров в своде, и на крыле водоносного пласта Д_II указывает перепад давления от крыла к своду пласта, т. е. подтверждает наличие гидродинамической связи пластов Д_I и Д_II в своде.

В настоящее время получено новое доказательство высказанных взглядов на причину водоносности пласта Д_II Бавлинского месторождения.

Во-первых, в присводовой скв. 333 явно намечается наличие взбросового нарушения, фиксируемого видимым повторением на кароттажной диаграмме подошвенной части кыновских слоев.

Во-вторых, в пробуренных в настоящее время скважинах на пласт Д_IV в самом своде пласта Д_II отмечена небольшая нефтяная залежь, подошва которой расположена практически на одном уровне с залежью пласта Д_I что и подтверждает высказанное предположение о причинах водоносности пласта Д_II.

Таким образом, мы приходим к выводу о наличии в девоне Бавлинского месторождения трех самостоятельных объектов нефтенакопления в пластах Д_I, Д_III и Д_IV.

Из примеров, рассмотренных в настоящей статье, видно, насколько важно при анализе условий формирования нефтяных залежей обращать внимание на причины, определяющие их высотность.

Кроме чисто научного значения, выяснение условий взаимосвязи и разобщенности пластов не менее важно при решении большого числа практических вопросов разработки нефтяных месторождений платформы, характеризующихся обычно весьма сложными условиями.

Институт Гипровостокнефть

Рис. 1.

1 - нефть; 2 -водо-нефтяной контакт; 3-глинистая кровля.

Рис. 2.

1-нефть; 2-глинистые пласты; 3 - водоносные пласты; 4-предполагаемые разломы; 5-места связи пластов; 6-мигрирующая нефть.

Рис. 3.

1-нефть; 2 - водо-нефтяной контакт; 3-глинистая кровля над залежами; 4-предполагаемые разломы; - мигрирующая нефть.

Рис. 4.

1-нефть; 2-водо-нефтяной контакт; 3 - глинистая кровля над залежами; 4-предполагаемые разломы; 5 - мигрирующая нефть.