Условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях ближнего Саратовского Заволжья
С.П. МАКСИМОВ, А.И. ИВАНОВ. В.А. КИРОВ
Промышленные скопления нефти и газа в каменноугольных и девонских отложениях ближнего Саратовского Заволжья установлены на шести площадях: Степновской, Первомайской, Сусловской, Фурмановской, Советской и Генеральской. Первые четыре структуры приурочены к одной зоне поднятий, располагаясь последовательно гипсометрически одна выше другой на фоне регионального подъема пластов с юго-востока на северо-запад.
Наиболее погруженной структурой является Степновская, а наиболее приподнятой - Фурмановская (рис. 1, 2 и 3). Советская структура, ориентированная также в северо-западном направлении, расположена к югу от Фурмановского поднятия.
В результате послойных сопоставлений разрезов разведочных скважин Советское поднятие в живетском ярусе вырисовывается в виде двух самостоятельных куполов, возможно осложненных дизъюнктивным нарушением, проходящим через место их кулисообразного сочленения. К северо-западу от Степновско-Фурмановской зоны поднятий расположена Генеральская структура, ориентированная также в северо-западном направлении, но на некотором удалении от Фурмановского поднятия. Взаимоотношения между Генеральской, Советской структурами и Степновско-Фурмановской тектонической зоной поднятий в настоящее время не ясны из-за отсутствия данных глубокого бурения.
Наиболее полно отложения живетского яруса изучены на Соколовогорском (Правобережье) и Степновском месторождениях. На этих площадях разрез отложений практически не различается по характеру строения и по литолого-фациальному составу. В указанной части разреза выделяются три продуктивных пласта (снизу вверх): Д2-V, Д2-IVб, Д2-IVа.
Пласт Д2-V представлен кварцевыми песчаниками с непостоянными прослоями глинистых алевролитов, аргиллитов и глин мощностью от 2 до 5-9 м. Общая мощность пласта варьирует в пределах 35-50 м. Эффективная мощность коллекторов пласта Д-V равна 25 м, средняя пористость - 15,5%, проницаемость от 0,054 до 1,289 дарси.
Пласт Д2-V по своему литологическому составу и мощности относительно постоянен на всех площадях ближнего Заволжья.
Залежи, приуроченные к пласту Д2-V, по типу относятся к пластовым, сводовым.
В отличие от пласта Д2-V пласты Д2-IVб и Д2-IVa характеризуются невыдержанностью литологического состава как в региональном плане, так и в пределах отдельных поднятий. Они представлены часто чередующимися прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов. Из-за резкой и частой изменчивости литологического состава залежи нефти и газа этих пластов относятся к типу литологически экранированных. Причем литологические экраны образуются в самых различных частях поднятий. Мощность пласта Д2-IVб колеблется от 3 до 12 м, а пласта Д2-IVa от 3 до 15 м. Средняя пористость обоих пластов равна 14-16%, проницаемость соответственно от 0,04 до 0,63 и от 0,257 до 1,98 дарси. Эффективная мощность коллекторов пласта Д2-IVa на Степновском месторождении равна 7 м.
По данным палеоструктурных построений (А. И. Иванов, К. А. Машкович) структурные ловушки в отложениях живетского яруса на всех описываемых площадях были сформированы в живетское время. В девонское же время, но несколько позже, сформировалась структурная ловушка в отложениях живетского яруса и на Генеральской площади. Некоторое отставание во времени формирования структурной ловушки на Генеральской площади отмечается также и по нижнему карбону. Если структурные ловушки в отложениях нижнего карбона на Степновской, Первомайской, Сусловской, Фурмановской и Советской площадях замкнулись к началу верейского времени, то на Генеральской площади этот процесс закончился только к концу палеозоя. К. А. Машкович [1] считает, что Генеральская структура по малевскому горизонту сформировалась также к началу верейского времени.
В пределах Степновско-Фурмановской тектонической зоны последовательность гипсометрического превышения локальных поднятий в направлении с юго-востока на северо-запад прослеживается как в девоне, так и нижнем карбоне (см. рис. 1, 2 и 3). В современном структурном плане Генеральское поднятие по живетским отложениям примерно на 1,70 м ниже Фурмановского, а по нижнему карбону, наоборот, на 170 м выше.
Нефтегазоносность живетского яруса на площадях ближнего Саратовского Заволжья распределяется в соответствии с закономерностью дифференциального распределения углеводородов в последовательной цепи ловушек [2, 3, 4, 5].
На Степновском поднятии пласт Д2-V в основном насыщен газом. Нефтяная оторочка газовой залежи не имеет промышленного значения. Этаж газоносности пласта Д2-V на Степновском поднятии изменяется от 115 м на северо-западе до 123 м на юго-востоке при высоте ловушки 124 м. На смежном, Первомайском поднятии, расположенном гипсометрически выше, газовая залежь пласта Д2-V является водоплавающей. Этаж газоносности в этой залежи не превышает 9 м при высоте ловушки 13 м. Водоплавающей является также и нефтяная залежь пласта Д2-V на Сусловском поднятии, расположенном гипсометрически выше Первомайского, где этаж нефтеносности пласта Д2-V не превышает 10 м при высоте ловушки 13 м (см. рис. 3).
На Сусловском поднятии пласт Д2-V опробован в скв. 6, из которой получен приток нефти, а в скв. 4, где абсолютные отметки интервала перфорации выше, чем в скв. 6, приток воды.
В соответствии с данными каротажных характеристик и результатами опробования указанных скважин следует считать, что Сусловское поднятие по кровле пласта Д2-V осложнено двумя куполами. На северо-западном куполе, расположенном гипсометрически выше, пласт Д2-V в сводовой части размыт, а на крыльях представлен обводненными песчаниками. На юго-восточном куполе в пласте Д2-V фиксируется небольшая водоплавающая нефтяная залежь.
Отсутствие газонефтеносности в девонских отложениях на Советской, а также на северо-западном куполе Сусловской площадях может быть связано с наличием глубокого размыва (до воробьевских слоев) или недостатком углеводородов, перехваченных при их миграции нижерасположенными ловушками.
Для решения этого вопроса необходимо установить время, когда была заполнена расположенная ниже по падению пласта ловушка.
Общий объем Степновской ловушки по пласту Д2-V составляет 135 млн. м3 (по данным подсчета запасов). Общие запасы (геологические) по указанному пласту Степновского месторождения составляют 18,5 млрд, м3 газа и 5,3 млн. м3 нефти. Таким образом, ловушка могла быть полностью заполнена газом при давлении 142 атм, исходя из следующих расчетов (Приводимые расчеты являются попыткой перейти от общих качественных определений времени геологических явлений к количественным. Эти расчеты не претендуют на определение даже относительно точного времени заполнения ловушек, а стремятся определить порядок величины этого времени. Метод подсчета в значительной мере упрощен и схематизирован. При оценке его надо учесть, что подобные расчеты в вопросах формирования месторождений нефти и газа применяются впервые и сам метод требует дальнейшей разработки.).
1. Из общего объема ловушки вычитаем объем, занятый нефтью (135-5 = 130 млн. м3).
2. Чтобы вместить количество газа, занимающего объем 18,5 млрд, м3 при нормальном давлении, в резервуаре объемом 130 млн. м3 его необходимо сжать в 18500000000/130000000 = 142 раза, что соответствует 142 атм.
Следовательно, резервуар был погружен (условно принимая удельный вес пластовой воды равным 1,0) на 1420 м.
Если глубину моря принять 200 м, то ловушка была погружена и покрыта толщей горных пород мощностью примерно 1200 м. Считая от кровли пласта Д2-V 1200 м, мы убеждаемся в том, что ловушка была заполнена в конце подольского времени (Конец заполнения ловушки не следует отождествлять с концом формирования залежей, поскольку миграция углеводородов могла продолжаться.).
Размыв пласта Д2-V в Советском поднятии и северо-западном куполе Сусловского поднятия произошел в конце нижнещигровского времени. Место размыва перекрыто породами карбонатного девона, а размытая поверхность пласта Д2-V была экранирована в среднефранское время.
Возможность ухода углеводородов, поступавших в ловушки, исключалась, так как эти «окна» были перекрыты мощной толщей карбонатных и терригенных пород.
В результате такого перекрытия должны были бы образоваться стратиграфические залежи, которых, однако, мы не наблюдаем.
В связи с этим следует предположить, что продуктивность пласта Д2-V на Фурмановском поднятии, расположенном гипсометрически выше Сусловского, маловероятна, а непродуктивность живетских отложений на Генеральской площади связана не с возрастом образования ловушки [1], а с недостаточным количеством углеводородов, мигрировавших с юго-востока на северо-запад, и с относительной погруженностью девонской ловушки.
Выше по разрезу, в старооскольских слоях, газонефтеносность установлена в пластах Д2-IVб и Д2-IVa на Степновском поднятии и весьма ограниченная залежь в пласте Д2-IVa на Советской площади (эксплуатируется одна скважина). Пласт Д2-IVб имеет спорадическое распространение и опробован единичными скважинами. Пласт Д2-IVa на Степновском поднятии насыщен газом и нефтью, залегающей в виде узкой оторочки. При этом в северо-западной части структуры, в районе расположения скв. 28 и 29, нефтяная залежь (этаж нефтеносности более 200 м) гидродинамически не связана с газовой тапкой и находится в однофазном состоянии. Давление насыщения в этой части нефтяной залежи пласта Д2-IVa равно 95 атм, а пластовое давление - 225 атм.
В пределах основной площади Степновского поднятия нефть и газ в залежи пласта Д2-IVa находится в состоянии термодинамического равновесия, где давление насыщения равно пластовому давлению и составляет 240-245 атм. Газ содержит конденсат в количестве 58 г/м3. Здесь в условиях литологически экранированной залежи этаж газонефтеносности составляет 258 м (этаж газоносности 114 м, этаж нефтеносности 144 м). Таким образом, водном пласте одного и того же месторождения установлено наличие резко недонасыщенной нефти и существование двух фаз. Различное состояние залежей в пласте Д2-IVa на Степновском поднятии обусловило также и существенное различие в составе нефтей и попутного газа.
В настоящее время мы не можем дать научно-обоснованное объяснение этому явлению. По-видимому, отсутствие свободного газа в залежи, вскрытой скв. 28 и 29, можно объяснить тем, что газ мигрировал через трещины в покрывающих залежь породах в начальные этапы формирования залежи. В последующее время в процессе погружения залежи возрастало горное давление, вследствие чего породы, перекрывающие залежь, уплотнились и запечатали залежь.
Попытаемся примерно рассчитать, в какое геологическое время произошло «запечатывание» залежи.
В настоящее время давление насыщения залежи равно 95 атм, следовательно «запечатывание» залежи произошло при 95 атм гидростатического давления или на глубине 950 м.
Принимая глубину моря 200 м, мы можем считать, что в этот момент залежь была перекрыта 750-метровой толщей осадков, что соответствует времени отложения нижнебашкирского подъяруса.
Терригенная часть нижнего карбона в ближнем Саратовском Заволжье представлена песчано-глинистыми отложениями сталиногорского и тульского горизонтов. За исключением Советского поднятия, тульский горизонт на всех выявленных поднятиях ближнего Саратовского Заволжья представлен глинистыми отложениями, а коллекторы сталиногорского горизонта имеют повсеместное развитие.
В соответствии с данными палеоструктурных построений структурные ловушки в отложениях нижнего карбона на всех выявленных локальных поднятиях ближнего Саратовского Заволжья сформировались к концу палеозойского времени. На Степновском, Первомайском и Сусловском поднятиях сталиногорский горизонт насыщен только газом, а на Фурмановском и Генеральском он содержит также и нефть, залегающую в виде относительно узких оторочек.
Объяснить непродуктивность сталиногорского и тульского горизонтов на Советской площади в настоящее время невозможно из-за отсутствия данных глубокого бурения к юго-востоку и северо-западу от рассматриваемой площади. Однако мы можем сделать два предположения, основываясь на анализе прилагаемой структурной карты и произведенных палеоструктурных построений.
1. Поток углеводородов, мигрировавших в северо-западном направлении вдоль оси данной тектонической зоны, был перехвачен нижерасположенными ловушками и не достиг Советского поднятия. Это предположение, как нам кажется, мало вероятно, так как в параллельной тектонической зоне (Советско-Фурмановской) все ловушки нижнего карбона содержат газо-нефтяные залежи.
2. Советское поднятие по нижнему карбону открыто на северо-западе, образуя структурный нос, аналогичный структурным носам, которые фиксируются на Степновско-Фурмановской зоне поднятий. При таком объяснении на северо-запад от Советской площади мы должны встретить в нижнем карбоне залежи нефти и газа.
Второе предположение более согласуется с общегеологическими данными, известными по ближнему Саратовскому Заволжью.
Представляет интерес расчет времени заполнения ловушки сталиногорского горизонта Степновской площади подобно расчету, произведенному для ловушки пласта Д2-V той же площади (Напоминаем, что в проводимых расчетах мы стремимся дать только порядок величин времени.).
В нашем распоряжении нет параметров, вошедших в расчет объемов ловушки и залежи при подсчете запасов газа сталиногорского горизонта Степновской площади, но мы можем определить их путем элементарного пересчета.
Отношение объема всей ловушки к объему газонасыщенной ее части (при постоянстве остальных параметров) пропорционально их площадям.
Беря отношение площадей, мы сможем определить, во сколько раз сократился объем залежи с момента заполнения всей ловушки до объема, который она занимает в настоящее время.
Площадь всей ловушки равна 2825 га, площадь современной залежи - 1350 га. Отношение 2825:1350= 2,1, т.е. объем залежи сократился в 2,1 раза. Если в настоящее время пластовое давление в залежи равно 184 атм, то ловушка могла быть заполнена полностью при давлении 184:2,1 = 88 атм или при глубине 880 м. Принимая (как и для расчета времени заполнения ловушки пласта Д2-V) глубину моря 200 м, мы получаем, что ловушка была заполнена при мощности осадков 880-200 = 680 м, что соответствует началу подольского времени московского яруса.
Следовательно, ловушки пласта Д2-V живетского яруса и сталиногорского горизонта, как показали приведенные выше расчеты, были заполнены углеводородами почти одновременно, несмотря на то, что ловушка пласта Д2-V начала заполняться с начала верхнедевонского времени, а сталиногорская в визейское время. Полученные данные дают возможность ориентировочно определить скорость заполнения ловушек. Примем абсолютное время, протекшее от начала до конца заполнения пласта Д2-V, равным 58 млн. лет. (20 млн. лет верхнедевонского времени, 20 млн. лет нижнекаменноугольного времени и 18 млн. лет от начала отложений нижнебашкирского до конца подольского времени), для сталиногорской ловушки 33 млн. лет (15 млн. лет от сталиногорского до конца намюрского времени и 18 млн. лет для среднекаменноугольного времени).
Общие запасы газа на Степновском поднятии составляют: для пласта Д2V - 18,5 млрд, м3, для сталиногорского горизонта - 1,245 млрд. м3. За 1 млн. лет в пласте Д2-V накопилось 319 млн. м3 или 0,87 м3 газа в сутки, в сталиногорском - 37 млн. м3 или 0.1 м3 газа в сутки. В данном случае газ накапливался в ловушке пласта Д2-V в 8,7 раза быстрее, чем в ловушке сталиногорского горизонта, что вполне объяснимо, если сравнить коллекторские свойства и крутизну падения пласта Д2-V и сталиногорского горизонта.
Если учитывать эти условия миграции углеводородов, то становится понятно столь резкое различие в скорости заполнения указанных ловушек.
Распределение газа и нефти в отложениях нижнего карбона также согласуется с отмеченной выше закономерностью дифференциального скопления углеводородов в ловушках в зависимости от их гипсометрического положения. Однако эта закономерность четко прослеживается только в Степновско-Фурмановской зоне поднятий.
На Генеральском поднятии, где продуктивные горизонты нижнего карбона залегают гипсометрически выше, чем на Фурмановском, нефть более легкая, с большим содержанием фракций до 300° С. В ней содержится меньше кокса, акцизных смол, парафина, а выход светлых фракций увеличен на 7%.
Рассматривая средние данные по нижнекаменноугольным отложениям ближнего Саратовского Заволжья о составе природного газа, отмечаем закономерное уменьшение содержания тяжелых компонентов газа в направлении Степновка - Фурмановка - Генеральское. В этом направлении значительно уменьшается общая минерализация пластовых вод. Тем не менее нефть Генеральского месторождения легче нефти Фурмановского. По-видимому, это связано с тем, что Генеральское поднятие расположено в другой тектонической зоне, протягивающейся параллельно Степновско-Фурмановской, в пределах которой условия формирования залежей нефти и газа несколько отличались от соседних зон, ибо процессы миграции имели обособленный характер.
Характер изменения природного газа от более древних к более молодым отложениям (в пределах нижнего карбона) и поведение величины отношения СН4хС5Н12 /(С2Н6+С3Н8+С4Н10), указывающее на соотношение между отдельными углеводородами, подтверждают высказанное предположение. Если на Генеральском месторождении наблюдается облегчение газа в указанном направлении, то на Фурмановском и Степновском, наоборот, газ утяжеляется. Кроме того, отношение произведения метаново-пентановых фракций к сумме этан-пропан-бутановых на Генеральском месторождении изменяется параллельно уменьшению жирности газа, а на Фурмановском и Степновском месторождениях фиксируются обратные соотношения. Таким образом, устанавливается, что способность природного газа к конденсации в отложениях нижнего карбона на Генеральском месторождении снижается с уменьшением «жирности» газа, а на Степновском и Фурмановском, наоборот, увеличивается по мере облегчения газа.
Из изложенного материала можно сделать следующие выводы.
1. Формирование залежей нефти и газа в живетских и нижнекаменноугольных отложениях ближнего Саратовского Заволжья подчинено закономерности дифференциального улавливания углеводородов в последовательной цепи ловушек при их боковой миграции. Миграция углеводородов шла в направлении с юго-востока на северо-запад в сторону регионального подъема пластов из зоны развития максимальных мощностей терригенных осадков девона и карбона.
2. Палеотектонический анализ в сочетании с произведенными ориентировочными расчетами о времени окончания заполнения ловушек показывает, что с момента начала формирования и до конца заполнения их углеводородами проходит значительный отрезок геологического времени. Так, ловушка пласта Д2-У на Степновском поднятии, сформированная к концу живетского времени, была заполнена газом и нефтью к концу подольского времени. Структурная ловушка сталиногорского горизонта того же месторождения, сформированная в предверейское время, была заполнена углеводородами к началу подольского времени.
3. Граница распространения газонефтеносности в отложениях девона в Степновско-Фурмановской тектонической зоне поднятий проходит между северо-западным и юго-восточным куполами Сусловской площади. Распространение газонефтеносности по отложениям нижнего карбона проходит северо-западнее исследованных площадей.
4. Значительные скопления углеводородов в отложениях живетского яруса можно ожидать в юго-восточном направлении от Степновской и Советской площадей, в направлении погружения тектонических зон поднятий. При возрастании пластовых давлений выше давления насыщения газа могут быть встречены благоприятные условия для значительных скоплений не только газовых, но и нефтяных залежей.
5. Нижнекаменноугольные отложения значительно перспективны в юго- восточном направлении от Степновской и Советской площадей, а также возможна их продуктивность к северо-западу от Фурмановской и Генеральской структур.
6. По ориентировочным расчетам скорость наполнения ловушки в живетских отложениях Степновского месторождения в 8,7 раза превосходит скорость поступления углеводородов в ловушку сталиногорского горизонта, что находится в полном соответствии с лучшими коллекторскими свойствами пласта Д2-V и превышением в 2 раза регионального угла падения девонских отложений в юго-восточном направлении по сравнению с падением пород сталиногорского горизонта в этом же направлении.
ЛИТЕРАТУРА
1. Машкович К.А. Направление и методика поисков и разведки новых месторождений нефти и газа в Саратовском Поволжье. Геология нефти и газа, 1959, № 5.
2. Максимов С.П. К вопросу формирования залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефтяное хозяйство, № 10, 1954.
3. Габриэлян А.Г., Максимов С.П. Формирование залежей нефти и газа в каменноугольных отложениях Сталинградского Поволжья. Геология нефти, 1957, № 5.
4. Федоров С.Ф. Принципы формирования залежей нефти. ДАН СССР, т. 109, № 5, 1956.
5. Федоров С.Ф. Условия образования нефтяных и газовых месторождений в ряде нефтеносных областей СССР. ДАН СССР, т. 119, № 6, 1958.
ВНИГНИ
Рис. 1. Структурная карта пласта Д2-V по площадям ближнего Саратовского Заволжья.
1 - газ; 2 - нефть; 3 - зона размыва пласта Д2-V; 4 - основное направление миграции нефти и газа.
Рис. 2. Структурная карта кровли сталиногорского горизонта по площадям ближнего Саратовского Заволжья.
1 газ; 2 - нефть; 3 - основное направление миграции нефти и газа.
Рис. 3. Схематический геологический профиль.
1 - известняк; 2 - песчаник; 3 - газ; 4 - пропластки песчаников и аргиллитов; 5 - глины; 6 - аргиллиты; 7 - нефть.