Причины негоризонтальности водонефтяных контактов (В порядке обсуждения)
К. Б. Аширов
Обстоятельные исследования негоризонтальных водо-нефтяных контактов проведены В.П. Савченко [7] и за рубежом В.Л. Расселом [9] и М. Кинг Хюббертом [10], которые пришли к выводу, что наклон контактов вызван движением пластовых вод, хотя не исключаются и другие причины.
Объяснение наклона контактов стоком вод, естественно, требует признания высокой скорости миграции в направлении их смещения. Поэтому некоторые исследователи объясняют отсутствие нефти в отдельных структурах либо бесследным вымыванием ее водами, движущимися со скоростью выше «критической», либо невозможностью накопления ее в «промываемых» ловушках.
О направлении и скоростях стока вод существуют противоречивые мнения. Например, А.И. Силин-Бекчурин [8] считает, что сток происходит от Урала на запад к долине Волги, М.И. Зайдельсон [2] допускает движение вод нижнего карбона также с Урала, но в пределах Куйбышевской области - на север и северо-запад, а девонского стока с северо-запада на юго-восток и т. д.
Скорость стока гидрогеологами принимается весьма высокой. М.С. Кавеев и Б.В. Васильев [3] на Ромашкинском месторождении в пласте ДI считают ее равной 9,125 см/год (или 100 км за 1,1 млн. лет), а от Ромашкино к Бавлам 12,77 см/год (или 100 км за 0,8 млн. лет). По А.И. Силину-Бекчурину скорость стока по пласту Б2 на участке Ставрополь - Заборовка 100 км за 0,5-0,8 млн. лет, а у М.И. Зайдельсона скорости стока достигают 5-20 см/год (или 50-200 км за 1 млн. лет).
Для доказательства неправдоподобности приведенных скоростей рассмотрим отвергаемый нами вариант Уральского стока.
Наиболее застойные, метаморфизованные пластовые воды приурочены к восточной половине провинции, что противоречит существованию регионального Уральского стока. Если принять даже минимальную скорость 5 см/год, то за период от верхнего палеозоя, т. е. за 250 млн. лет, путь воды должен составить 12 500 км. Но так как ширина провинции всего 500 км, то за рассматриваемое время осадки палеозоя должны быть промыты 25 раз, а при максимальной скорости 20 см/год 100 раз. Как же при таких условиях сохранились застойные, минерализованные воды?
Каково же направление стока вод в Среднем Поволжье?
Как известно, на западе, на Токмовском своде воды перми и карбона опреснены и началось опреснение вод девона. Нарастание минерализации вод от Токмовского свода на восток к Татарскому своду и вдоль Жигулевского свода, несомненно, указывает направление стока. Поэтому застойность вод девона и нижнего карбона на Татарском своде можно объяснить подпором их с запада Токмовским стоком и, вероятно, с востока Уральским стоком, влияние которого по характеру изменения минерализации вод ощущается до меридиана Тарханов.
На базе встречных стоков основного западного (Токмовского) и восточного (Уральского), формируемых поясом впадин: Мелекесской, Сергиевской и Абдулинской, происходят оттоки вод на юг по Ульяновско-Саратовскому прогибу, Камско-Кинельской впадине, предполагаемому меридиональному прогибу у Тарханов и по Предуральской депрессии (рис. 1).
На бортах сводов и валов, осложненных трещиноватостью и разломами, происходит разгрузка вод и вертикальная миграция нефти с площадей нефтеобразования в местных впадинах.
Для понимания причин наклона контактов следует учесть, что основной этап формирования структур и эффективная миграция флюидов связаны с альпийским тектогенезом, когда образовались разломы и разветвленная трещиноватость, создавшие условия для разгрузки, а следовательно, и для миграции. До этого сток вод, видимо, был ничтожным, так как благоприятный для формирования стока Токмовской свод окончательно был сформирован также альпийским тектогенезом.
Все отмеченные моменты являются решающими для формирования залежей нефти, геологическая молодость которых, как увидим дальше, и определяет появление наклонных контактов.
Проанализируем причины появления наклонных ВНК на отдельных участках.
В Ромашкино отметка ВНК девонской залежи ДI на северо-востоке -1480-1482 м, а на юге и юго-западе -1489-1490 м (рис. 2).
Наклон ВНК здесь нельзя объяснить стоком с северо-востока, более вероятен подпор Токмовского стока, чем вызвана в девоне резко застойная обстановка. Кроме того, на севере и востоке песчаники пласта ДI замещаются глинами и алевролитами, что исключает возможность активного напора со стороны слабопроницаемой оторочки, способного сдвинуть на юго-запад огромную залежь.
А.И. Желонкин [1] отмечает в Ромашкино любопытные изменения качества нефти. Как обычно, здесь выдерживается закономерность залегания легких нефтей в своде и более тяжелых на периферии. Так, плотность сводовой нефти 0,860, периферийной 0,870. Соответственно вязкость пластовой нефти изменяется от 2,4 до 4,2 сантипуаза, пластовый газовый фактор - от 65 до 39 м3/т, давление насыщения - от 96,5 до 79 ат.
На южном крыле качество нефти резко улучшается, плотность ее самая низкая 0,854, вязкость 2,2 сантипуаза, пластовый газовый фактор 71 м3/т, давление насыщения 94 ат.
По данным Г.В. Кострюкова и А.Д. Голикова [5] на площади залежи, приведенной к единой плоскости, пластовая температура 35-38°, а на южном крыле 42°, что аномально, так как исследованиями ТатНИИ доказано отсутствие эффекта охлаждения пласта от закачки воды.
Указанные факты говорят о том, что наклон контакта связан не со смещением залежи стоком с севера, а с поздним временем формирования со стороны южного крутого крыла под влиянием Токмовского стока, приносящего порции свежей нефти. Внутрипластовая разгрузка вдоль крутого крыла подтверждается более высокой пластовой температурой, обусловленной подтоком воды и нефти из примыкающей депрессии.
В пласте Д1 Бавлов ВНК также смещен на юг с отметки -1482-1484 м до отметки -1488-1490 м. На севере здесь также резко ухудшаются коллекторские свойства пласта, поэтому нельзя объяснить смещение залежи напором северного стока.
Расчеты показывают, что для наблюдаемого смещения залежи необходим сток со скоростью 4,4 см/год. Однако выше доказана нереальность подобных скоростей, а резко застойный характер бавлинских вод исключает активный водообмен.
На южном крыле в законтурной скв. 11 наблюдалось нефтенасыщение кернов ниже отметок залежи на 100 м, что можно считать следами миграции с юга из примыкающей депрессии.
По данным А.Р. Кипзикеева и И.Г. Полуяна [4] в угленосном горизонте Бавлов выделяются пласты верхний БII и нижний BI. Залежи приурочены к литологически изменчивым песчаным линзам, что исключает возможность активного водообмена.
Аналогично пласту ДI ВНК залежи пласта БII наклонен на юго-запад с отметки -955 м до отметки -968 м и более резко в пласте БI (от -959 м до -985 м). В законтурной скв. 11 вскрыта локальная залежь пласта БI с исключительно низким ВНК (отметка -1082 м). Несомненно, что и в Бавлах смещение залежей связано с поступлением нефти со стороны крутого крыла.
На Калиновско-Новостепановском месторождении нефтяная залежь приурочена только к крутому крылу, нефть залегает в доломитах казанского яруса. Свод занят газом, имеющим горизонтальный контакт с водой, а на южном крыле с нефтью на отметке -170 м. Отметка подошвы нефтяной залежи на западе минус 180- 190 м и на востоке -207 м.
Смещение нефтяной залежи на крыло связывалось со стоком вод с севера, однако позднее мы установили, что на севере залежь литологически изолирована.
В.А. Лобов и Н.А. Копрова [6] доказали, что в подошве залежи в нефти снижается содержание масел и возрастает процент смол и асфальтенов. В законтурной же скв. 1 по кернам также прослежена мигрирующая нефть, более легкая, чем в подошве залежи.
Пример Калиновки показывает, что даже полное смещение залежи на крыло связано не с напором воды, а с условиями формирования. Газ, поступивший в ловушку раньше нефти, занял свод, а нефть - крыло. Данные же В.А. Лобова и Н.А. Копровой подтверждают, что мигрирующая в залежь нефть относительно свежая.
Резкое смещение ВНК в IV пласте турнейского яруса и в пласте ДI установлено на Дмитриевском месторождении, приуроченном к району Камско-Кинельской впадины. Структура месторождения широтного простирания, с крутым северным крылом. Отметка ВНК залежи IV пласта -2242 м, а на северном крыле в скв. 24 -2266 м, т. е. ниже на 24 м. Отметка ВНК залежи пласта ДI -2838 м, а в скв. 24 -2864 м, или ниже на 26 м.
Пласт IV в районе скв. 24 и пласт ДI на всей площади представлены плотными песчаниками.
Для смещения ВНК в IV пласте стоком вод необходима скорость 20-25 см/год, а в пласте ДI - 5-7 см/год с напором с юга, так как залежи смещены на север.
Направление смещения залежи IV пласта и расчетная скорость потока, на первый взгляд, соответствуют представлениям М.И. Зайдельсона. Но в последнее время бурением доказано выклинивание пласта на юге. Подтверждается также сток девонских вод на юго-восток, поэтому невозможно объяснить смещение ВНК в пласте ДI навстречу потоку.
Коллектор пласта ДI очень плохой и непонятно, почему в слабопроницаемых пластах сток сказывается эффективно (да еще, как на Дмитриевке, в обратном направлении?), а на этом же месторождении в более проницаемых пластах ВНК почти не смещен.
Несомненно, что наклон контактов в пластах IV и ДI связан с поздним подтоком нефти, а из-за слабой проницаемости пород гравитационное выравнивание ВНК запаздывает.
Смещение контактов наблюдается и на месторождениях Жигулевского вала. На Жигулевском месторождении в пласте Д0 ВНК смещен на север на 2 м, а в пласте ДII на 7 м. В Зольном, в пласте Б2 ВНК смещен также к северу на 3 м.
В Заволжье на Белозерском месторождении в пласте Б2 ВНК смещен на юг на 4-7 м, а на соседнем Чубовском месторождении, по данным скв. 12, залежь смещена к северу на 9 м.
Северный борт Жигулевской дислокации является зоной разгрузки вод Ток- мовского стока, что подтверждается наличием многочисленных восходящих источников. Поэтому здесь как будто наблюдается противоречие - смещение залежей в сторону восходящих глубинных вод, но его легко объяснить, признав, что миграция нефти с севера продолжается.
Интересен факт противоположного наклона контактов на соседних Белозерской и Чубовской залежах, что стоком вод объяснить невозможно, так как не может в Белозерке сток происходить на юг, а в соседней Чубовке на север.
На основании рассмотренных примеров можно сделать следующие выводы об условиях образования наклонных ВНК.
1. Основной причиной смещения залежей является их позднее и, возможно, еще не закончившееся формирование. Величина смещения зависит от объема и физических свойств притекающей нефти и свойств коллектора, в основном его проницаемости, а также линзовидности.
2. В залежах плавающего типа, приуроченных к монолитным пластам большой мощности и высокой проницаемости, при низкой вязкости нефти контакты смещены очень редко.
3. Высказанные соображения об условиях образования наклонных ВНК подтверждаются примерами разгрузки глубинных нагретых вод на крыльях, куда смещены залежи, и приуроченностью относительно легких нефтей к смещенным контактам.
4. При наклонных контактах на противоположном крыле коллекторские свойства пласта могут оказаться низкими, что необходимо учитывать при размещении нагнетательных скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Желонкин А.И. Пластовые нефти горизонта ДI Ромашкинского месторождения. «Татарская нефть», № 4, 1960.
2. Зайдельсон М.И. О гидрогеологических условиях в продуктивных горизонтах терригенной толщи нижнего карбона и верхнего девона на территории Среднего Поволжья. «Куйбышевская нефть», № 1-2, Куйбышев, 1957.
3. Кавеев М.С. и Васильев Б.В. Гидрогеология нефтяных месторождений девонских отложений юго-востока Татарии. Сб. «Нефтегазоносность Урало-Волжской области», изд. АН СССР, 1956.
4. Кинзикеев А.Р. и Полуян И.Г. Залежи нефти угленосного горизонта Бавлинского месторождения. Вопросы геологии, разработки, бурения скважин и добычи нефти. Тр. ТатНИИ, вып. 1, Бугульма, 1959.
5. Кострюков Г.В. и Голиков А.Д. Некоторые данные о температуре нефтяных пластов горизонта Дх Ромашкинского месторождения. «Татарская нефть», № 1, 1960.
6. Лобов В.А. и Копрова Н.А. К методике установления газожидкостных разделов в месторождениях с карбонатными коллекторами. «Разведка и охрана недр», № 6, 1955.
7. Савченко В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей, НХ, № 12, 1952 и № 1, 1953.
8. Силин-Бекчурин А.И. Формирование подземных вод северо-востока Русской платформы и западного склона Урала. Тр. Лабор. гидрогеол. проблем АН СССР, т. IV, 1949.
9. Рассел В.Л. Наклонные жидкостные контакты на территории мидконтинента. Перевод № 133/57, ЦНИИТЭНефть, 1957.
10. КингХюбберт М. Гидродинамические условия формирования нефтяных месторождений. Перевод № 43/58, ГОСИНТИ, 1958.
Гипровостокнефтъ
Рис. 1. Схема направления стоков пластовых вод по отложениям девона и нижнего карбона.
А - куполы: I - Токмовский, II - Жигулевский, III - Татарский, IV - Башкирский, V - Оренбургский погребенный, VI - складчатый Урал; Б - впадины: 1 - Ульяновско-Саратовская, 2 - Мелекесская, 3 - Радаевско-Сергиевская, 4 - Предуральский прогиб; 5 - Абдулинская, 6 - Прикаспийская, В - Камско-Кинельская впадина; Г - направление стока вод.
Рис. 2. Схематическая обзорная карта месторождений Среднего Поволжья.
1 - Ромашкино; 2 – Бавлы; 3 - Туймазы; 4 - Байтуган; 5 - Радаевка; 6 - Якушино; 7 - Сосновка; 8 - Дерюжевка; 9 - Калиновско-Новостепановское; 10 - Красноярское; 11 - Султангулово; 12 - Тарханы; 13 -Жигулевское; 14 - Стрельный овраг; 15 - Зольный овраг; 16 - Красный Яр; 17 - Белозерка; 18 - Чубовка; 19 - Алакаевка; 20 - Хилково; 21 - Муханово; 22 - Дмитриевка; 23 - Михайловка; 24 - Покровка; 25 - Кулешовка.