Геологическое строение месторождения Сталино в Албании
С. ПАШО, М. Н. КОЧЕТОВ
СТРАТИГРАФИЯ
В геологическом строении месторождения принимают участие породы третичного (палеоген и неоген) и четвертичного возрастов, выходящие на дневную поверхность (рис. 1).
Отложения палеогена в пределах месторождения подразделяются на две литологические единицы: известняки нижнего и среднего эоцена (и возможно палеоцена) и флиш, относимый к верхнему эоцену и олигоцену.
Отложения нижнего и среднего эоцена (и палеоцена) представлены известняками, которые выходят на дневную поверхность и вскрыты скважинами в пределах месторождения на глубинах от 544 до 1243 м.
Известняки светло-серые и белые, массивные, доломитизированные, иногда окремненные.
Общая мощность этих отложений составляет 750-900 м.
Отложения верхнего эоцена - олигоцена представлены флишем и согласно залегают на известняках среднего эоцена. Мощность флишевых отложений в районе месторождения меняется от нуля (в пределах размытого свода палеогеновой антиклинали) до 2000 м на восточном крыле древней антиклинальной складки.
Отложения неогена представлены двумя отделами - миоценом (средним и верхним) и плиоценом, к первому из которых приурочены нефтяные залежи.
Отложения среднего миоцена представлены гельветским и тортонским ярусами.
Осадки гельвета с размывом залегают на палеогеновом флише и выходят на дневную поверхность лишь в западной части месторождения.
Породы тортонского яруса несогласно залегают на разновозрастных горизонтах и представлены двумя свитами местного названия: дриза и горани.
Отложения свиты дриза хорошо прослеживаются на поверхности почти по всему району и представлены песками и песчаниками. В разрезе отмечаются прослои глин, галечников и конгломератов. Наличие в отложениях свиты наряду с морскими формами фауны опресненного типа указывает на смену морского режима пресноводным.
Мощность свиты меняется от нуля в зоне контакта верхнетортонских отложений с эоценовыми известняками до 200 м.
Отложения свиты горани представлены песчано-глинистым комплексом: глинами серыми и зеленовато-серыми, в различной степени песчанистыми, с прослоями песков и песчаников глинистых, мергельных, слюдистых мелко- и среднезернистых, с тонкими прослойками мергелей.
Пестрота окраски и текстура песчано-глинистых пород свиты горани, а также наличие пресноводной и наземной фауны в этих отложениях объясняются образованием их в условиях пресноводного бассейна.
Песчаные нефтеносные отложения свиты представлены линзами различной протяженности (рис. 2). Мощность отложений этой свиты колеблется от 100 до 320 м.
В отложениях верхнего миоцена выделяются две свиты - кучово и половина.
Свита кучово представлена желтовато-серой толщей песчано-глинистых пород в виде тонкого переслаивания или неясных постепенных переходов песчаных разностей в глинистые.
Мощность свиты меняется от 70 до 380 м.
Отложения свиты половина представлены песками и песчаниками от мелкозернистых до грубозернистых и реже галечниками и конгломератами с прослоями глин. Мощность меняется от 150 до 300 м.
Плиоценовые осадки по литологии и фауне четко подразделяются на два яруса - плезанский и астийский.
Отложения плезанского яруса залегают с размывом на верхнем миоцене и представлены в основном глинами. Средняя мощность плезана 250-280 м.
Астийские отложения представлены грубозернистым комплексом пород - бледно-желтыми песками, песчаниками, галечниками и конгломератами с подчиненными прослоями глин. Мощность астийских отложений более 475 м.
ТЕКТОНИКА
Основным моментом, определяющим характер тектонического строения страны, в пределах которой расположено месторождение, является принадлежность ее к зоне Альпийской складчатости. Месторождение Сталино приурочено к пограничной полосе горной и приморской зон.
Современный тектонический и структурный план месторождения и смежных участков отличается сложным строением. Неогеновый чашеобразный прогиб, к которому приурочено месторождение, морфологически выражен небольшой межгорной долиной, достигающей по широте 10 км и по меридиану 8 км. Южнее месторождения расположена группа узких вытянутых антиклинальных складок северо-северо-западного простирания.
В результате обработки материалов бурения скважин выяснилось, что в пределах восточной части месторождения имеется погребенное антиклинальное поднятие (рис. 1, 2). Северная периклиналь этого поднятия сравнительно пологая. Восточное крыло крутое, с углами падения около 54°. Однако не исключена возможность, что восточное крыло осложнено тектоническим нарушением и резко опущено. На западном крыле углы падения достигают 57-60°.
Проведенными в 1955-1957 гг. сейсмическими исследованиями антиклинальная форма поднятия была подтверждена.
Кроме того, сейсмическими работами было отмечено наличие погребенного поднятия и в западной части мульды (см. рис. 1, 2).
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ, ВОДОНОСНОСТЬ, КОЛЛЕКТОРЫ И УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ
Нефтяные залежи приурочены к свитам среднего и верхнего миоцена: дриза, горани и кучово.
Залежи нефти представляют единый эксплуатационный объект. Добываемая нефть характеризуется удельным весом от 0,940 до 1,000 и вязкостью 209 сантипуазов при 30° С.
Самостоятельных газоносных горизонтов в свитах дриза и горани не отмечено. В 1955 г. в свите кучово из двух маломощных прослоев был получен промышленный приток метанового газа. Газ получен только в одной скважине, западнее оси погребенного поднятия, почти в центральной части чашеобразного прогиба по неогену.
В разрезе месторождения отмечаются три водоносных горизонта. В первом из них, приуроченном к известнякам среднего эоцена, вода слабо минерализованная, почти пресная, с растворенным сероводородом. Второй горизонт приурочен к нижней части свиты горани и представлен рядом линзовидных прослоев, насыщенных соленой водой (от 6° до 9° Be). Третий водоносный горизонт залегает в кровле верхнего миоцена и состоит также из нескольких линзовидных прослоев конгломератов и грубозернистых песков. Соленость воды колеблется от 1,9° до 4,0° Be.
Гидрогеологическая система является замкнутой и не может оказывать существенного влияния на режим залежей нефти, которые поэтому имеют режим растворенного газа.
Коллекторами нефти служат полевошпатово-кварцевые мелкозернистые пески и песчаники, в различной степени глинистые. Цемент карбонатный и глинистый. Средняя пористость их 22,3%, проницаемость около 70 миллидарси.
В свете изложенных данных по геологии рассматриваемого месторождения и учитывая геологическую характеристику и условия залегания скоплений нефти в других месторождениях данной геологической провинции, можно дать примерную схему формирования залежей нефти на месторождении Сталино.
Нефтяные залежи в неогене образовались в результате вертикальной миграции из нижележащих отложений. Условия для вертикальной миграции нефти благоприятные. Подстилающий комплекс карбонатных пород, освещенный бурением до глубины около 2200 м, обладает довольно интенсивной тектонической трещиноватостью. В кернах скважин и в обнажениях известняки по трещинам содержат вязкую нефть. Регионально, в пределах всей геологической провинции, к выходам известняков нижнетретичного и мезозойского возрастов также приурочены признаки нефтеносности.
Наличие на размытом своде древней антиклинали пористых пород-коллекторов неогенового возраста способствовало накоплению нефти при ее вертикальной миграции снизу в этих отложениях. Неблагоприятная структура неогенового комплекса в виде мульды не послужила исключающим моментом для формирования залежи. В этом случае основную роль в формировании, контролировании и сохранении залежи нефти сыграла литологическая изменчивость проницаемых пород вверх по восстанию. В этом направлении коллекторские свойства песчаников резко ухудшаются, а сами песчаники замещаются последовательно алевролитами и глинами.
С другой стороны, в пользу образования нефти в пределах неогенового комплекса пород нельзя ничего привести. Так, например, размер нефтесборной площади для месторождения, изолированного горными сооружениями со всех сторон, не превышает 100 км2 при общей мощности всех трех нефтеносных свит около 600 м. Речные отложения также не являются благоприятными для процесса нефтеобразования, вследствие интенсивной аэрации осадков и окисления органики.
Кроме рассмотренного месторождения, в пределах геологической провинции имеются и другие месторождения (Патос, Селеница), геологическое строение которых весьма сходно. Общим для них является наличие древней погребенной структуры по палеогену, на эродированном своде которой залегают терригенные породы с хорошими коллекторскими свойствами. К этим породам приурочены залежи нефти или битума, а в палеогеновых известняках по трещинам также отмечаются признаки нефтеносности.
На основании приведенных данных можно отметить следующее.
1. В пределах рассматриваемой геологической провинции четко выделяются два тектонических этажа: палеогеновый и неогеновый. Последний залегает резко несогласно на палеогеновом комплексе.
2. Залежи нефти в неогеновом комплексе сформировались в результате вертикальной миграции нефти через свод погребенного палеогенового поднятия.
3. Сохранность залежей нефти в пределах чашеобразного прогиба объясняется литологическим изменением коллекторов среднего и верхнего миоцена вверх по восстанию.
4. В свете изложенного палеогеновые и более древние отложения представляют интерес с точки зрения их нефтегазоносности как в пределах погребенного поднятия на месторождении Сталино, так и в других районах рассматриваемой геологической провинции.
5. В конкретных условиях рассмотренного месторождения можно отметить следующие особенности:
a. формирование нефтяных залежей могло происходить только при вертикальной миграции, но не зависело от гравитации;
b. в пределах залежи имеются водоносные пласты и прослои;
c. в пределах неогенового прогиба вскрыт газоносный пласт. Эти особенности являются необычными для такого типа залежей.
Необходимо дальнейшее комплексное изучение геологического строения и условий формирования залежей нефти в пределах месторождения Сталино, что представляет научный интерес как по своеобразию залегания нефтеносных отложений, так и по условиям формирования залежей нефти.
HP Албания, ВНИИ
Рис. 1 Геологическая схема месторождения Сталино.
1- четвертичные отложения; 2- астийский ярус; 3 - плезанский ярус; 4 - верхний миоцен; 5 - тортонский ярус; 6 - гельветский ярус; 7 - олигоцен + верхний эоцен; 8 - средний и нижний эоцен+палеоцен; 9 - нефтенасыщенные песчаники; 10 - тектонические нарушения; 11 - линия стратиграфического несогласия; 12 - изогипсы кровли среднего эоцена.
Рис. 2. Геологический профиль по линии 1-1. См. подписи к рис. 1.
