Некоторые особенности формирования залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине
Э.Е. ЛОНДОН
В итоге геологоразведочных работ на нефть и газ, проведенных в основном за последние 10 лет на территории Украинской ССР, установлена промышленная нефтегазоносность Днепровско-Донецкой впадины и окраин Донецкого складчатого сооружения. Нефтегазопроявления и промышленные залежи нефти и газа приурочены к различным геотектоническим зонам и распространены по разрезу в породах от девона до палеогена включительно. Однако широкий диапазон нефтегазопроявлений в пределах исследуемой территории не связан с нефтегазообразованием во всех вмещающих их породах.
Анализ условий залегания нефтяных и газовых скоплений с учетом характера взаимодействия последних с подземными водами позволяет предположить, что формирование скоплений углеводородов в отложениях среднего и верхнего карбона, перми, триаса и юры связано с процессами миграции углеводородов из нижележащих нефтегазовых залежей девона и нижнего карбона.
Все выявленные промышленные залежи нефти и газа приурочены к осадочным породам, залегающим на больших глубинах (свыше 700-2500 м) в восстановительной геохимической обстановке зоны катагенеза.
Стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности увеличивается и верхняя граница нефтегазоносности перемещается на более высокие стратиграфические уровни в направлении от приподнятых бортовых и периклинальных частей впадины к погруженной зоне центрального грабена.
Таким образом, залежи нефти и газа не связаны с каким-либо определенным стратиграфическим комплексом пород. Мощность зоны промышленной нефтегазоносности и диапазон нефтегазопроявлений зависят в первую очередь от положения структуры в пределах исследуемой впадины, от мощности и степени закрытости вмещающей осадочной толщи.
В характере распределения промышленных скоплений нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине выявляется приуроченность преимущественно газовых залежей к верхним частям разреза зон развития максимальных мощностей осадочного комплекса (в области центрального грабена, в Харьковской депрессии и др.) и нефтяных залежей - в зонах сокращенной мощности осадочного комплекса (в Черниговском районе); нефтегазовые залежи распространены преимущественно в краевых зонах окаймления Центрального грабена, характеризующихся значительными мощностями осадочного комплекса (месторождения Радченковское, Качановское и др.). В Днепровско-Донецкой впадине состав нефти и природных газов зависит от глубины их залегания от поверхности земли.
В разрезе изученных месторождений прослеживается дифференциация нефтей по мере уменьшения глубины их залегания от поверхности: от обычных легких к бензинистым белым нефтям на Радченковском месторождении и от тяжелых смолистых к более легким нефтям на Зачепиловском, Качановском, Кибинцевском и других месторождениях (см. таблицу).
Газы, образующие скопления на разных площадях в отложениях различных литолого-стратиграфических комплексов пород, как и нефть, характеризуются общностью состава. В основном они состоят из метана, содержат мало азота, незначительное количество углекислоты и совершенно лишены сероводорода. Характерно наличие в газе гомологов метана (от С2 до C12 включительно).
Наряду с этим состав газов меняется за счет последовательного уменьшения содержания углеводородов и увеличения азота (Радченково, Солоха, Шебелиика и др.) в направлении к поверхности земли [3].
Выявленную закономерность в облегчении состава нефти, в обогащении газов воздушными компонентами вверх по разрезу и в приуроченности нефтяных и газовых залежей к различным стратиграфическим уровням и тектоническим зонам можно объяснить, по-видимому, перераспределением нефти и газа в ловушках в процессе их миграции из ранее сформированных в нижней части серии осадочных пород нефтегазовых залежей.
На основании проведенных геолого-геохимических исследований В. Я. Клименко [1] высказал предположение о том, что в период отложения в Днепровско-Донецкой впадине девонских и нижнекаменноугольных (визейских) осадков геохимическая обстановка благоприятствовала нефтегазообразованию. Региональная нефтегазоносность отложений визейского яруса и повсеместная высокая насыщенность пластовых вод углеводородами подтверждают предположение о наличии в них процессов нефтегазообразования.
Процесс нефтеобразования неразрывно связан с образованием метана и других углеводородных газов и протекает в водонасыщенных породах. При этом газ, растворяясь в воде, не может выделиться в свободном состоянии, пока не насытит ее в соответствии с пластовым давлением воды. В условиях избыточного насыщения воды газами могут образоваться скопления свободных газов.
Таким образом, исходя из данных о близких значениях давления насыщения и гидростатического давления пластовых вод и о близком компонентном составе газов залежей и пластовых вод визейского горизонта (Зачепиловское, Радченковское, Михайловское месторождения и др.), можно предположить, что скопления газов сформировались во вмещающих породах в результате выделения газов из раствора [4].
Однако для визейского яруса установлено снижение упругости растворенных газов в водах, контактирующих с залежами, по мере удаления от контура газоносности [4]. Дефицит давления насыщения не превышает 20-50 ат на расстоянии 1-2 км от контура залежи. Следовательно, здесь господствуют процессы миграции углеводородов от залежи в направлении пластовых вод - залежи растворяются. Этот факт наряду с явлением истечения нефтей и газов из глубоко расположенных залежей в вышележащие горизонты (дифференциация состава нефтей и газов по разрезу месторождений) позволяет предположить, что формирование залежей в отложениях визейского яруса закончено и в настоящее время их запасы даже при глубоком залегании (до 3000 м) уменьшаются.
Таким образом, можно полагать, что процесс нефтегазообразования во впадине протекал на больших глубинах в условиях пластовых давлений и температур, значительно превышающих установленные. Впоследствии тектонические процессы, в результате которых сформировались главнейшие поднятия территории и сеть тектонических разломов и трещин (в эпоху активных предверхнепермских и предтретичных движений), могли привести к уменьшению пластового давления, вытеснить нефть и газ из ранее сформированных залежей и переместить их в другие ловушки.
При высоком насыщении нефти растворенными газами и перемещении ее из области высоких в область пониженных гидростатических давлений на участках избыточного насыщения нефти по сравнению с пластовыми давлениями газ, выделяясь в свободную фазу, образует скопления. В этом случае нефтяные залежи должны располагаться в глубоких частях разреза, а газовые залежи выше. Такая картина действительно наблюдается на Радченковском месторождении (в юго-западной зоне окаймления грабена), где давление насыщения нефтей достигает более 120 ат и залежи газов располагаются в области пластовых давлений менее 120 - 100 ат.
Однако степень насыщения нефтей растворенными газами различна даже при одинаковых условиях их сохранности. В одних случаях растворенного газа может хватить для насыщения нефти и последующего выделения его в свободную фазу (Радченково), в других - нефти значительно недонасыщены растворенным газом.
Так, в нефтях Глинско-Розбышевского, Качановского, Гнединцевского, Прилукского и других месторождений давление насыщения нефтей растворенными газами не превышает, как правило, 50-80 ат при пластовых давлениях 160-180 ат и более. Следовательно, в разрезе пород рассматриваемых районов, где пластовые давления превышают указанные пределы давления насыщения разреза газом, выделение газа из нефти на глубинах залегания продуктивных горизонтов невозможно, свободные скопления газов не могут быть обнаружены и здесь распространены чисто нефтяные залежи.
Высокий дефицит давления насыщения (более 50%), возможно, объясняется тем, что нефть, первоначально насыщенная растворенным газом, впоследствии оказалась погруженной на значительную глубину в области более высокого пластового давления.
В ряде случаев нефть, недонасыщенная газом, встречается в условиях газонасыщения разреза. Так, на Качановском месторождении прослеживается сплошное газонасыщение разреза в интервале глубин свыше 1500 м (карбон, скв. 19). Следовательно, можно полагать, что насыщение породы газом и нефтью связано с самостоятельным внедрением газов и нефти из глубоко залегающих газонефтяных залежей.
В условиях повышенного давления при наличии свободных скоплений газа, непосредственно соприкасающегося с нефтью, возможны растворение компонентов нефти в газе и обеднение легкими компонентами нефти тех залежей, из которых газ уносит эти компоненты [6]. Чем больше давление, при котором газ вымывает растворимые в нем компоненты нефти, тем более тяжелая нефть будет в остатке. Этой закономерностью можно, по-видимому, объяснить увеличение удельных весов нефти с глубиной в Радченковском, Качановском и Зачепиловском месторождениях. Между тем на больших глубинах ниже границы газонасыщения разреза могут быть встречены нефтяные, залежи, не подвергнутые вымывающему действию газа, а, следовательно, содержащие более легкие нефти. Вероятно, такое явление наблюдается в Зачепиловском месторождении, где более легкая нефть (удельный вес 0,835) вскрыта на больших глубинах в девонских (?) отложениях.
Переносом свободным газом растворенных в нем компонентов нефти можно, видимо, объяснить высокое содержание в газах Шебелинского, Чернухинского и других газовых месторождений тяжелых углеводородов.
При переходе газов из области высоких в области низких пластовых давлений нефтяные компоненты, растворенные в газе, могут выпасть вследствие процессов обратной конденсации газов. В результате в процессе эксплуатации газовых залежей (Шебелинского, Бельского, Радченковского и других месторождений) выделяется конденсат (удельный вес 0,699-0,750).
Перенос свободным газом растворенных в нем компонентов нефти обусловливает также образование легких нефтей в местах конденсации указанных компонентов при понижении давления, и, следовательно, выше газовых залежей возможно образование скоплений легких нефтей. Это, вероятно, наблюдается на Зачепиловском месторождении, где залежь легкой нефти (0,711-0,780) в намюрском ярусе располагается выше визейских газовых залежей, и на Качановском месторождении, где нефтяные залежи перми и триаса залегают выше газовых залежей.
В последнем случае (на Качановке) устанавливается увеличение содержания тяжелых углеводородов в нефтях триаса по сравнению с нефтями перми, что, возможно, объясняется различной растворимостью в газе высокомолекулярных углеводородов при падении давления.
При самостоятельной миграции нефти и газа скорость продвижения у нефти значительно меньше, чем у газа. Вследствие этого возможны более дальняя вертикальная миграция газа по сравнению с нефтью и преимущественное распространение газовых залежей в верхних частях разреза в зонах максимальных мощностей осадочного комплекса пород (в области Центрального грабена, в Харьковской депрессии и др.).
Между тем в пределах Днепровско-Донецкой впадины преимущественное распространение на отдельных участках чисто газовых либо чисто нефтяных залежей не всегда объясняется только дифференциацией флюидов в процессе вертикальной миграции углеводородов. Можно полагать, что на распределение нефти и газа влияют также процессы дальней пластовой миграции.
Согласно схеме дальней струйной пластовой миграции [2, 6, 7] углеводороды перемещаются вверх по восстанию пласта, причем в этом случае к нижним структурам вала должны быть приурочены залежи нефти с большим газовым фактором; в средней части возможны чисто газовые залежи, а еще выше могут быть нефтяные месторождения с газовыми шапками.
Как известно, для Днепровско-Донецкой впадины характерен региональный наклон геоструктуры к юго-востоку.
В визейском ярусе нижнего карбона, в пределах вала южной зоны окаймления грабена, в структурах, расположенных глубже, установлены залежи нефти с большим газовым фактором (C12, Радченково); по мере подъема вала в северо-западном направлении к Черниговскому максимуму располагаются сначала чисто газовое месторождение (Чернухинское), в котором газы содержат значительное количество тяжелых углеводородов (нефтяные компоненты, растворенные в газе), а еще выше - чисто нефтяные месторождения (Гнединцевское, Прилукское и др.).
Распространение нефтяных и газовых залежей в юго-западной зоне окаймления грабена (в Радченкове) и чисто газовых залежей в юго-западной прибортовой зоне (C12, Зачепиловка, Михайловка) можно также объяснить пластовой миграцией углеводородов, направленной из глубоких зон Днепровско-Донецкого грабена к бортам впадины.
При благоприятных условиях газ и нефть могут перемещаться по пласту на большие расстояния от места своего первоначального накопления. В процессе струйной миграции нефть, лишившаяся легких фракций, может двигаться до поверхности земли. Этим, видимо, можно объяснить наличие дегазированной нефти в районе Павлограда, Ново-Московска, на южном борту Днепровско-Донецкой впадины, а также на южном склоне Воронежского массива в районе Бригадировского штока, к северу от Шебелинского газового месторождения.
В результате струйной миграции углеводородов последние внедряются в отложения различных литолого-стратиграфических комплексов, первоначально лишенных углеводородов либо слабо насыщенных ими.
В этом случае геохимическая обстановка продуктивных горизонтов характеризуется отсутствием взаимодействия между пластовыми водами и залежами во вмещающих породах.
На исследуемой территории Днепровско-Донецкой впадины все выявленные в отложениях среднего и верхнего карбона, перми, триаса и юры залежи нефти и газа контактируют с высокоминерализованными хлоркальцисвыми водами, слабо насыщенными или практически лишенными углеводородных газов. Давление насыщения пластовых вод (Рг), достигая в зоне контакта с залежью пластового давления (Рпл), резко снижается на расстоянии 100- 200 м от последнего (Рг:Рпл уменьшается до 0,5-0,1), в этом же направлении меняется и состав газов: уменьшается содержание углеводородов, соответственно увеличивается доля азота и гелия. В ряде случаев пластовые воды, контактирующие с залежами углеводородов, содержат газы азотного, азотно-метанового состава (юра и триас Шебелинского, Бельского, Качановского и других месторождений).
Наряду с этим устанавливается локальное насыщение отдельных участков продуктивных горизонтов углеводородными газами (Шебелинская, Качановская, Глинская, Бельская и другие площади). Резкое изменение геохимической обстановки на различных участках продуктивного горизонта и отсутствие залежей на отдельных структурах [5] или на их блоках объясняются, видимо, отсутствием процессов нефтегазообразования во вмещающих породах и расположением участков и структур в стороне от путей миграции углеводородов.
Особого внимания заслуживает тот факт, что мощная газовая залежь, выявленная в отложениях С3-P1 на Шебелинском месторождении, также контактирует с водами, в значительной мере ненасыщенными углеводородами. Причем на всех исследованных площадях к западу и востоку от Шебелинской (на Червоно-Донецкой, Балаклейской, Машевской, Октябрьской, Глинско-Розбышевской и других площадях) установлена весьма низкая газонасыщенность вод горизонта С3-P1(менее 200-700 см3/л воды). Наряду с этим повсеместно выявляется близкий компонентный состав растворенных газов (углеводородных, редких) и можно предполагать, что воды горизонта С3-P1 на всех изученных площадях генетически связаны между собой.
Вместе с тем низкая газонасыщенность вод горизонтов С3-P1, локальное насыщение вод и пород газами и резко различный состав газов в залежах и контактирующих с ними пластовых водах не позволяет считать, что залежи углеводородов образовались во вмещающих породах [5]. Наоборот, характер взаимодействия между залежами и пластовыми водами свидетельствует о том, что и в этом случае залежи находятся в чуждой им среде.
Таким образом, формирование залежей в отложениях среднего и верхнего карбона, перми, триаса и юры можно объяснить внедрением нефти и газа во вмещающие породы в процессе их миграции из сформированных ранее нефтегазовых залежей.
Ввиду наличия более высокого пластового давления в нижнем горизонте по сравнению с верхними нефть и газ устремляются в вышележащие горизонты. В процессе миграции возможно образование скоплений в породах на любых стратиграфических уровнях при благоприятных литолого-фациальных и структурных условиях.
К благоприятным для накопления нефти и газа литологическим факторам относится наличие в сводах поднятий ловушек с хорошими коллекторскими свойствами, перекрытых пластами плотных непроницаемых глин верхней перми, триаса, юры и соленосных пород нижней перми, предохраняющими залежь от рассеивания.
Для большинства выявленных структур (в юго-западной зоне окаймления Центрального грабена) важное значение в накоплении и сохранении залежей нефти и газа имеет несогласное перекрытие размытых осадков более молодыми толщами, содержащими глины. Примером могут служить залежи нефти, приуроченные к отложениям нижней перми и карбона, несогласно перекрытым осадками верхней перми на Гнединцевском, Радченковском и Сагайдакском месторождениях. На Михайловской площади газовая залежь сохранилась в верхневизейских отложениях, перекрытых с угловым несогласием нижненамюрскими осадками.
ЛИТЕРАТУРА
1. Клименко В.Я. Структура Днепровско-Донецкой впадины и условия формирования в ней месторождений нефти и газа Сб. «Геологическое строение и нефтегазоносность восточных областей Украины». Изд. АН УССР, 1959.
2. Козлов А.Л. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. Гостоптехиздат, 1960.
3. Лондон Э.Е. Изменение состава природных газов, нефтей и вод в продуктивных горизонтах Днепровско-Донецкой впадины в зависимости от условий их залегания. Тр. ВНИИГаза. Гостоптехиздат, 1958.
4. Лондон Э.Е. Оценка перспектив нефтегазоносности Днепровско-Донецкой впадины по данным гидрогеологических исследований. Геохимические методы поисков нефтяных п газовых месторождений. Изд. АН СССР, 1959.
5. Лондон Э.Е. О значении гидрогеологии при проведении поисковых и разведочных работ на газ на территории Днепровско-Донецкой впадины. Тр. ВНИИГаза, вып. 10 (18). Гостоптехиздат, 1959.
6. Савченко В.П. Вопросы формирования нефтяных и газовых залежей. Нефт. хоз., № 5, 1952.
7. Савченко В.П. Условия формирования залежей газа и нефти при их струйной миграции в водонасыщенных породах. Тр. ВНИИ, вып. XIV. Гостоптехиздат, 1958.
ВНИИГаз
|
Месторождение |
Глубина продуктивного горизонта, м |
Возраст и индекс горизонта |
Удельный вес нефти |
|
Радченковское |
|
С13, 2 кв |
0,7990 |
|
|
С13, 2 кг |
0,8270 |
|
|
|
С13, 3 кв |
0,8312 |
|
|
|
С12, 4 ка |
0,8328 |
|
|
|
С12, 4 кб |
0,8337 |
|
|
|
С12, 4 кг |
0,8370 |
|
|
|
С12, 4 кд |
0,8400 |
|
|
Зачепиловское |
955-964 |
С13, Н-9 |
0,7870 |
|
774-792 |
0,7874 |
||
|
796-802 |
С13, Н-3 |
0,7880 |
|
|
758-770 |
0,7960 |
||
|
811-814 |
0,7960 |
||
|
947-983 |
Н-9 |
0,7964 |
|
|
1831-1833 |
С12 |
0,8190 |
|
|
2152-2116 |
D3 (?) |
0,8300 |
|
|
0,8370 |
|||
|
2554-2512 |
0,8625 |
||
|
2670-2668 |
0,8359 |
||
|
Качановское |
1483-1495 |
Т |
0,8350 |
|
0,8270 |
|||
|
1484-1500 |
0,8330 |
||
|
1498-1508 |
0,8280 |
||
|
1490-1506 |
0,8280 |
||
|
1493-1495 |
0,8300 |
||
|
1469-1472 |
0,8270 |
||
|
1842-1854 |
Р, П-III |
0,8560 |
|
|
1830-1846 |
0,8480 |
||
|
2227-2229 |
С, к-V |
0,8630 |
|
|
2278-2280 |
K-VII |
0,9070 |
|
|
2172-2174 |
K-VII |
0,8650 |
|
|
|
0,8680 |