К вопросу о времени формирования нефтяных и газовых залежей Среднего Поволжья
В порядке обсуждения.
К.Б. АШИРОВ
Проблема возраста нефтяных залежей имеет не только теоретический, но и практический интерес. Поэтому заслуживает внимания статья К.А. Машковича [3], в которой автор приходит к выводу о ранней стадии формирования залежей в терригенном девоне.
Взгляды об исключительной древности палеозойских залежей разделяются многими. При этом более перспективными признаются структуры раннего формирования. Однако анализ данных по месторождениям Среднего Поволжья приводит к несколько иным выводам.
Важным для установления времени формирования залежей является признание общности нефтей палеозоя.
Исследования подтвердили [2], что различия нефтей в разрезе не отрицают их единства, а связаны со степенью их сохранности.
Общность нефтей подтверждена и исследованиями содержания в них изотопного водорода. При этом, если нефти каждого многопластового месторождения содержат примерно равное количество дейтерия, то у разных месторождений оно не совпадает (Содержание дейтерия определено И.В. Гринбергом.). Поэтому логично признать, что нефть образовалась в осадках девона, а формирование залежей в отложениях карбона и перми происходило за счет миграции ее из девона.
Поскольку по К.А. Машковичу формирование залежей происходило на ранней стадии литификации нефтепроизводящих осадков и в структурах раннего формирования, то должен быть сделан вывод, что при последующем формировании за счет девонской нефти залежей карбона и перми исходные залежи должны были опустеть. Однако в многопластовых месторождениях ловушки всего разреза обычно заполнены нефтью, чего нельзя допустить, признавая одноактность формирования девонских залежей.
Возможность заполнения ловушек верхних этажей (как это предполагает К.А. Машкович) за счет разовой отдачи нефтей живетских залежей отрицается снижением емкости ловушек с глубиной. Например, в Муханово соотношение запасов живетских залежей пластов ДIу и ДIII с пашийскими пластами ДII и ДI и с залежами нижнего карбона равно 1:3 и 1:40, в Зольном у пластов ДII и ДI - 1:10, а у ДII и угленосного горизонта - 1:25, в Бавлах у залежей пластов ДIV и ДI - 1:75 и т. д.
Приведенное соотношение, характеризующее емкость ловушек, исключает возможность формирования вышележащих залежей за счет даже полной отдачи нефти живетскими ловушками.
Анализ формирования большинства структур Среднего Поволжья устанавливает, что появление их относится ко второй половине франского и фаменскому векам. При этом амплитуда структур по крутому крылу составляла от 25 до 45% от современной. Второй основной этап формирования структур послепалеозойский, в основном третично-четвертичный, когда они были окончательно сформированы и емкость их ловушек стала максимальной. Поэтому, если древние ловушки лишь однажды заполнились нефтью, то они должны были иметь ничтожно малые залежи с этажами нефтеносности примерно в 25-45% от их современной емкости.
Если предположить, что формирование залежей происходило на ранней стадии, то максимальная глубина их залегания была 200-250 м, а для Советской площади К.А. Машкович приводит глубину 149 м.
Указанным глубинам соответствовало пластовое давление 15-30 ат с учетом, что глубины бассейнов достигали десятков метров.
По Л.Н. Назаркину [4] климат средне- и верхнедевонского времени был теплее современного, но резко от него не отличался. Для средних широт среднегодовая температура была 10-12°. При геотермической ступени 30 м температура интервалов нефтенакопления должна была быть 15-20°.
Могли ли соответствовать указанным условиям давления, температуры, газонасыщенность, состав растворенного газа и парафинистость нефтей, наблюдаемые в девонских (каменноугольных) залежах?
По данным дифференциального разгазирования при давлении до 30 ат и пластовой температуре 15-20° газовый фактор нефтей с наблюдаемым составом газа не мог превышать 20-30 м3/т. Давление насыщения также не могло быть выше пластового. Однако, как правило, в девонских залежах давление насыщения и газовые факторы превосходят ориентировочные пределы.
Контрастный пример представляют девонские залежи Муханово. Так, в пласте с пластовым давлением 320 ат и температурой 72° газовый фактор равен 400 м3/т при давлении насыщения 210 ат. Несомненно, что формирование подобных залежей не могло происходить на глубинах, значительно меньших, чем те, на которых они залегают.
В карбоновых и девонских нефтях в составе растворенного газа присутствует азот, а у пермских залежей, лежащих на глубинах менее 500-600 м, он имеется лишь в газовых шапках и газовых залежах.
Это связано с тем, что упругость азота около 50 ат. При более низких давлениях азот выделяется из нефти и может содержаться лишь в свободном газе. Между тем в девонских газах азот присутствует постоянно.
Могут возразить, что высокое давление насыщения и наблюдаемый состав газов можно объяснить последующим растворением газовых шапок. Но выше было показано, что емкость древних ловушек была небольшой. Если даже допустить, что они были способны вместить содержащуюся теперь нефть, то их объема не хватило бы для газовых шапок.
Ранней стадии формирования противоречит и характер парафинистости нефтей. Обычно неглубоко залегающие пермские нефти содержат 2-4,4% парафина, а в каменноугольных и девонских содержание его удваивается.
В.М. Николаев выявил закономерность выпадения из нефтей парафина. Так, из каменноугольных нефтей Покровки выпадение происходит ступенями при температуре 30, 22 и 11°. Аналогичные данные получены для Жигулевского и Кулешовского месторождений.
Приведенными данными можно объяснить низкую парафинистость пермских нефтей, пластовая температура которых обычно 12-20°. При формировании пермских залежей глубинные нефти мигрировали вверх и из них последовательно выпадали тугоплавкие фракции парафина. Это подтверждено Е.К. Фроловой, установившей присутствие парафина в отложениях нижней перми.
На ранней стадии не смогли сформироваться залежи высокопарафинистых нефтей с содержанием парафина с тугоплавкими фракциями в Степновке 9,6%, Коханах, Жигулевске, Покровке 7-8%.
Ранней стадии формирования противоречит отсутствие в девоне, нижнем и среднем карбоне залежей асфальта и серы, генетически связанных с нефтями. Поэтому приуроченность их к современной приповерхностной зоне разреза также указывает на позднее формирование залежей.
На позднее формирование залежей указывает и состояние пластовых трещин.
Как правило, часть трещин в объеме, занятом залежами, закрытая и выполнена вторичными компонентами, а часть открытая. Часто открытые насыщенные нефтью трещины пересекают закрытые трещины.
Несомненно, что закрытые трещины образовались после литификации пластов, в которых нефти еще не было. Нефть, заполнившая открытые трещины поздней генерации, помешала их цементации и они остались открытыми. Поскольку наиболее мощной поздней фазой тектогенеза была в основном альпийская, то и формирование залежей должно увязываться с указанным временем.
До последнего времени считалось, что поскольку на юге Самарской Луки (Сызрань, Батраки, Правая Волга) битумом пропитаны породы кровли верхнего карбона и Перми, а покрывающие отложения юры якобы лишены битумов, то излияние глубинных нефтей было доюрским, а поэтому и образование залежей рассматривалось как раннепалеозойское. Однако в 1955 г. разведочными работами было подтверждено, что на северных участках месторождений битум пропитывает также и покрывающие породы юры.
Таким образом, можно утверждать, что излияние нефтей на юге Самарской Луки произошло в доюрское время и возраст залежей датировать как палеозойский по новым данным невозможно.
Представление о скорости формирования залежей можно получить из анализа нефтеносности Зольненского месторождения.
В Зольном нефтеносны пласты ДII, ДI и ДЛ девона и ВI , Б2 и А2 карбона, a нa поверхности в результате излияний глубинных нефтей образовалась асфальтовая залежь в батских песчаниках. По соотношению в нефтях и битуме ванадия с учетом объема асфальтовой залежи автором подсчитано, что для образования битума потребовалось 90-кратное количество девонской нефти или 60-кратное количество каменноугольной нефти.
Установлено, что в пласте Б2 ниже начального водонефтяного контакта на -1020 м и до отметки -1050 м наблюдаются следы остаточного нефтенасыщения. На отметке -1050 м по керну и каротажу рельефно прослеживается старый контакт с осмоленной нефтью.
В турнейских известняках современная подошва залежи расположена на -1033 м, а ниже также до -1050 м известняки содержат остаточную нефть. В подошве интервала выделяется обычная для карбонатных коллекторов старая зона запечатывания, характеризующаяся обильным вторичным кальцитом и вязким битумом. Ниже отметки - -1050 м известняки лишены нефти.
Аналогичная картина наблюдается и в девоне, где современный контакт в пластах ДI и ДII на -1600 м, а следы старого контакта прослеживаются по керну и каротажу на минус 1655- 1660 м.
Таким образом, имеются следы подъема водонефтяных контактов, что можно объяснить излиянием нефтей через выявленные в Зольном дизъюнктивные каналы (В анализе материала совместно с автором участвовали Л.М. Абрамова и Л.Г. Югин.) [1].
По данным В.Л. Егоровой в Зольненском асфальте встречены споры сложноцветных Compositae, подтверждающих четвертичный возраст излияния, на что указывает пропитывание битумом конкреций, лежащих на поверхности по трещинам, образование которых можно объяснить температурными колебаниями.
По данным М.М. Садрисламова в объеме залежи пласта Б2 обнаружены прожилки битума. Образование битума, заключенного в нефти, можно объяснить осмолением оставшихся нефтяных линз после излияния нефти.
Приведенные факты позволяют предполагать, что разрушение былых залежей Зольного произошло почти полностью и сравнительно недавно. Затем залежь начала формироваться заново, причем скорость нефтенакопления такова, что за небольшой промежуток геологического времени месторождение восстановилось наполовину и его балансовые запасы сейчас исчисляются десятками миллионов тонн.
Высокая скорость нефтенакопления не является неожиданной. Известно, что нефтенакопление в плиоценовых и постплиоценовых ловушках Апшеронского полуострова происходило также стремительно.
Итак, в настоящее время накоплен достаточный материал, позволяющий пересмотреть укоренившиеся представления о времени формирования месторождений платформы. Признание формирования месторождений, видимо, с мезозоя, но в основном в третично-четвертичное время расширяет перспективы поисков и дает возможность отрешиться от частных сторон проявлений тектогенеза [3].
ЛИТЕРАТУРА
1. Аширов К.Б. О наличии дизъюнктивных дислокаций на одной из структур Жигулевского вала. НХ, № 7, 1956.
2. Аширов К.Б. Закономерности изменения свойств нефтей месторождений платформы. Сов. геол. сб. 59, 1957.
3. Машкович К.А. Условия формирования и разрушения девонских нефтяных и газовых залежей в Саратовском Поволжье. Газовая промышленность, № 9, 1958.
4. Назаркин Л.А. Роль палеоклимата в прогнозах нефтеносности крупных регионов. Изд. Коммунист. Саратов, 1955.
5. Садрисламов М.М. Битуминозность песчаников пласта Б2 месторождения Зольный овраг. ННТ, сер. геол., № 10, 1958.
Ин-т Гипровостокнефтъ
Рисунок Обзорная карта нефтяных месторождений Среднего Поволжья.
Нефтяные месторождения: 1-Жигулевское; 2 - Зольный; 3 - Красный Яр; 4 - Чубовка; 5 - Репьевское; 6 - Муханово; 7 - Дмитриевское; 8 - Коханы; 9 - Кулешовское; 10 - Покровское; 11 - Радаевское; 12 - Якушкино; 13 - Калиновско-Ново-Степановское; 11 - Красноярская; 15 - Султангулово; 16 - Тарханы; 17 - Садки; 18 - Яблоневское; 19 - Байтуган; 20 - Ромашкино; 21 - Бавлы; 22 - Туймазы; 23 - Яблоновый овраг; 24 - К. Сытовка; 25 - Сызранское.