К оглавлению

Условия формирования залежей нефти и газа Тарханкутского полуострова (В порядке обсуждения.)

М. С. БУРШТАР, И. В. МАШКОВ, А. Е. КАМЕНЕЦКИЙ

Поиски нефти и газа в равнинной части Крыма до 1960 г. не дали положительных результатов. В процессе бурения отмечались лишь незначительные газопроявления.

В 1960 г. на Глебовской площади Тарханкутского полуострова из эльбурганского горизонта палеоцена был получен газовый фонтан, что значительно повысило перспективы поисков нефти и газа в этом районе.

В 1960-1961 гг. на Тарханкутском полуострове бурением была доказана промышленная нефтегазоносность отложений верхнего альба на Октябрьской площади, где из скв. 1-Р получен приток газоконденсата (46 т), а также газоносность верхнего мела (турон) и верхнего палеоцена на Оленевской площади, нижнего палеоцена на Карлавской, Глебовской и Задорненской площадях.

В геологическом строении Тарханкутского полуострова принимают участие палеозойские, меловые, палеогеновые и неогеновые отложения. Палеозойские отложения входят в состав фундамента; они сильно метаморфизованы и дислоцированы.

В тектоническом отношении Тарханкутский полуостров расположен в пределах северо-западного склона Тарханкутско-Новоселовского выступа, или юго-восточного борта Каркинитского прогиба. Он осложнен локальными антиклинальными структурами, сгруппированными в южную, среднюю и северную параллельные субширотные антиклинальные зоны (рис. ). Южная зона протягивается вдоль южного побережья полуострова и включает Меловую, Родниковскую, Громовскую, Октябрьскую и другие структуры, расположенные севернее оз. Донузлав. Средняя антиклинальная зона включает Оленевскую, Артемовскую (Карлавскую), Глебовскую, Задорненскую и другие структуры. В пределах северной зоны в настоящее время известна Межводненская структура.

Поднятия имеют амплитуды до 400 м и углы наклона крыльев до 20° в южной зоне и 8-12° в средней. Размеры поднятий составляют по длинной оси 7-16 км и по короткой 4-6 км.

Для оценки перспектив нефтегазоносности Тарханкутского полуострова и выбора основных направлений дальнейших поисково-разведочных работ кратко рассмотрим условия формирования скоплений углеводородов, выявленных в его пределах.

Тарханкутско-Новоселовский выступ и сопредельный с ним Каркинитский прогиб в меловое, палеогеновое и неогеновое время формировались унаследованно: Тарханкутско-Новоселовский блок испытывал относительный подъем, а Каркинитский прогиб - интенсивное погружение. Унаследованные тектонические тенденции обусловили весьма благоприятные условия не только для процессов нефтегазообразования и миграции флюидов из Каркинитского прогиба, но и для формирования структурных ловушек и связанных с ними залежей нефти и газа.

Открытые на Тарханкутском полуострове залежи нефти и газа (см. рисунок) приурочены к ловушкам, сформировавшимся (по данным палеоструктурных построений) с начала сантона (Октябрьская площадь) до начала среднего миоцена, и характеризуются определенным составом свободного газа (табл. 1).

Для определения времени формирования этих залежей по соотношению пластовых давлений и объемов газа [2] данных пока недостаточно. Однако предварительные расчеты по формуле А.Л. Козлова (гелиево-аргоновый метод), произведенные для Глебовской и Оленевской газовых залежей (соответственно нижний и верхний палеоцен), показали, что «возраст» газа, заполняющего ловушку на Глебовской площади, около 20 млн. лет (начало сармата), а на Оленевской площади - около 5 млн. лет (конец плиоцена).

Учитывая, что состав свободного газа в залежах тесно связан с временем их формирования и что в залежах более древних газ, как правило, характеризуется повышенным содержанием углеводородов от пропана и выше [2], по современному составу газа палеоценовых залежей можно считать, что все указанные газовые залежи сформировались в период от сармата до плиоцена включительно.

Таким образом, в рассматриваемом районе отмечается значительный разрыв между временем формирования ловушек и аккумуляцией углеводородов в залежи.

Особое место занимает нефтяная залежь, связанная с альбскими отложениями, на Октябрьской площади. Основные параметры, характеризующие пластовые условия этой залежи, приведены ниже.

Предполагаемое положение ВНК, м

3120

Рпл на ВНК, ат

322

tпл на ВНК, °С

108

Рнас, ат

179

Удельный вес нефти в нормальных условиях, г/см3

0,815

Газовый фактор, м3/м3

 

по конденсату

1162,6

для всей жидкой фазы в пласте

630

Содержание конденсата в газе, см3/м3

650

Удельный вес конденсата, г/см3

0,784

Степень недонасыщенности (пережатия) нефти, ат

143

Мощность осадочного покрова над залежью, эквивалентная

1754

Геологическое время достижения современной величины Рнас

середина сантона

Анализ глубинной пробы нефти показал, что при пластовом давлении, равном давлению насыщения, нефть в пласте имеет удельный вес 0,496 г/см3 и содержит по весу углеводородов, углекислоты и азота 48,5% и 34% бензина (см. ниже). При нормальных условиях нефть имеет удельный вес 0,815 г/см3 и может быть отнесена к легким метаново-нафтеновым нефтям.

Полный компонентный состав, % вес. *:

N2+CO2

6,0

CH4

15,5

С2Н6

9,0

С3H8

12,0

С4Н10

6,0

бензин

34,0

керосин

6,0

соляровое масло

5,0

прочие масла

6,5

Содержание в нефти после сепарации, % об. **:

бензин

68,0

керосин

10,0

соляровое масло

8,0

прочие масла

14,0

* Указанная смесь углеводородов сохраняется в пласте при Рпл > 179 ат и имеет уд. вес 0,496 г/см3 (при Рнас).

** Уд. вес нефти при нормальных условиях 0,815 г/см3.

В процессе сепарации при пластовой температуре испаряется 71% объема взятой пробы, и количество газа, выделяющегося при атмосферных условиях, превышает объем конденсата, содержащегося в пластовых условиях, в 228 раз.

Газонефтяная смесь сохраняется в однофазном (жидком) состоянии в пласте при Рпл >179 ат. При более низком давлении происходит разделение (сегрегация) смеси на жидкую и газовую фазы.

При испытании скв. 1-Р в ее стволе (интервал 525-1790 м) было установлено наличие тяжелого углеводородного газа (d = 0,892 по воздуху) с весьма высоким содержанием пропана (10,85% об.). Газ содержит около 650 см3/м3 конденсата удельного веса 0,784 г/см3. Фракционный состав конденсата весьма близок к фракционному составу полученной нефти (табл. 2) и по своим свойствам может быть отнесен к средним метаново-нафтеновым конденсатам. Близкие величины фракционного состава и удельных весов нефти и конденсата дают основание считать, что полученный в скважине конденсат представляет собой часть фракций нефти из залежи.

Наличие конденсата в газе Октябрьской залежи, по-видимому, связано с тем, что при подъеме по стволу скважины насыщенная газом нефть попадает в условия, при которых давление равно давлению насыщения нефти газом, и растворенный в нефти газ выделяется в свободную фазу. При образовании раздела нефть - газ на глубине, эквивалентной величине давления насыщения пластовой нефти (179 ат), газ, имеющий значительную «жирность» и высокое содержание пропана (10,85% об.), растворяет в себе часть фракций контактирующей с ним нефти.

Условия для растворения нефти в сжатом углеводородном газе здесь, по-видимому, весьма благоприятны, и в нем растворяется большая часть фракций нефти и даже смолы, содержание которых в конденсате составляет около 4%. На это также указывают величины температур точек конца кипения нефти и конденсата (см. табл. 2).

Таким образом, рассматриваемая залежь является типично нефтяной залежью, а не месторождением «жидкого газа», как считают некоторые исследователи [3], а газоконденсатная смесь образуется уже в стволе скважины при определенных соотношениях пластовых давлений и температур.

Возможно, что залежь нефти на Октябрьской площади в процессе своего развития за сравнительно небольшой промежуток времени (2,5-3 млн. лет - с начала до середины сантона) прошла две стадии формирования: газоконденсатную и газонефтяную.

Быстрый переход залежи из одного генетического типа в другой возможен лишь в том случае, если процессы миграции и аккумуляции весьма интенсивны и непродолжительны. Это явление наиболее характерно для вертикальной миграции по нарушениям в осадочном комплексе, секущим различные стратиграфические горизонты.

Таким, образом, ловушка в отложениях верхнего альба на Октябрьской площади заполнилась, очевидно, за счет углеводородов, мигрировавших ранее по более древним отложениям из наиболее погруженной части Каркинитского прогиба, а затем по образовавшимся в предсантонское время нарушениям уже в пределах самой Октябрьской структуры.

Нефть в залежи в значительной мере недонасыщена газом, и степень недонасыщенности (Рпл-Рнас) пластовой нефти составляет 143,0 ат. Это свидетельствует о том, что процесс аккумуляции углеводородов в залежи закончился намного раньше современного этапа и на определенном геологическом отрезке времени (при Рпл= Рнас) в залежи могла существовать газовая шапка.

Современному давлению насыщения соответствует высота гидростатического столба или условная мощность осадочного покрова над залежью при gводы = 1,02 г/см3 в 1754 м. Такая мощность пород на Октябрьской площади могла существовать с середины сантона.

Принимая за возможное время формирования залежи момент образования структурной ловушки полного контура (начало сантона) и учитывая время завершения процесса аккумуляции, соответствующее середине сантона, можно предположить, что аккумуляция углеводородов происходила весьма интенсивно и сопровождалась ликвидацией первоначально существовавшей в залежи газовой шапки и формированием в дальнейшем крупной нефтяной залежи.

Анализ гидродинамических обстановок мелового и палеоценового комплексов, существовавших на разных этапах геологической истории рассматриваемого района, показывает, что они не имели значительных изменений во времени.

Так, на всех этапах (с начала сантона до современного) подземные воды альбских (и, очевидно, более древних) горизонтов двигались из центральной части Каркинитского прогиба на юг, к краевой части седиментационного бассейна, и на восток, в сторону его восточного замыкания (Орловское поднятие). Седиментационные воды при движении захватывали на своем пути углеводороды и переносили их в растворенном состоянии. Поднимаясь вверх по южному борту Каркинитского прогиба и на восток, эти воды попадали в зоны пониженных пластовых давлений, что способствовало выделению растворенного в воде газа в свободную фазу и заполнению ловушек, встречающихся на пути движения.

Анализ истории геологического развития в совокупности с изучением условий формирования залежей нефти и газа позволяет высоко оценить перспективы нефтегазоносности нижнемеловых и палеоценовых отложений Тарханкутского полуострова. Это подтверждается унаследованным развитием Каркинитского прогиба, что способствовало процессам нефтегазообразования в его центральной части; расположением благоприятных зон нефтегазонакопления на путях движения подземных вод, несущих в себе растворенные углеводороды; наличием структурных ловушек, сформировавшихся ко времени движения основного потока насыщенных углеводородами вод, и наличием благоприятных коллекторов и покрышек.

Наиболее рано образованные ловушки, как правило, располагаются на участках, значительно удаленных от зоны генерации углеводородов [1], поэтому они должны были заполняться более подвижными (газообразными) углеводородами с преимущественным содержанием легких хорошо растворимых в пластовых водах компонентов.

В связи с этим в пределах северной, восточной и южной краевых частей Каркинитского прогиба в отложениях нижнемелового возраста (неоком - альб), при условии наличия здесь четко выраженных ловушек и надежных глинистых покрышек над коллекторскими горизонтами, на абсолютных глубинах до 1400 м следует ожидать открытия чисто газовых, а на глубинах от 1400 до 2700 м - газоконденсатных залежей.

Большой интерес для поисков нефти и газа представляют участки, расположенные вблизи осевой части прогиба, с абсолютными глубинами залегания неокома и альба свыше 2700 м, а также приразломные зоны. В пределах последних в процессе тектонического развития могли существовать условия, при которых гидродинамические системы отдельных продуктивных горизонтов нижнего мела разгружались по тектоническим нарушениям и пластовые воды с растворенными в них углеводородами попадали в вышележащие коллекторские горизонты. В этом случае в коллекторских горизонтах с надежными глинистыми покрышками могли образоваться залежи.

Такие глинистые покрышки имеются лишь над отложениями палеоценового комплекса (глины нижнего эоцена), где и наблюдаются небольшие залежи газа с незначительным содержанием конденсата. Отложения верхнемелового комплекса, не имеющие глинистых покрышек и выдержанных коллекторских горизонтов, в пределах изученных бурением участков, возможно, лишены крупных скоплений углеводородов, и перспективы их нефтегазоносности пока оцениваются невысоко.

Для изучения общей тектонической структуры Тарханкутского полуострова, характера соотношений складчатого палеозойского основания и осадочного мезозойского комплекса, а также структурного плана юрского комплекса в пределах центральной части прогиба целесообразно провести региональное сейсмопрофилирование (МОВ) и несколько меридиональных профилей КМПВ в пределах материковой части прогиба и акватории Черного моря и Каркинитского залива. Для более точной стратификации результатов сейсморазведки, более полного изучения разреза осадочного комплекса мезо-кайнозоя и установления диапазона его нефтегазоносности следует сейсмические профили совмещать с профилями глубоких разведочных скважин на глубины от 3000 до 4000-4500 м.

Целесообразно в первую очередь пересечь южный борт Каркинитского прогиба тремя профилями скважин, как это показано на прилагаемой карте.

Кроме того, необходимо провести профиль скважин в сторону Перекопской структурной перемычки и пробурить две глубокие скважины по направлению к Джанкою с целью изучения условий залегания и нефтегазоносности мелового, палеогенового и олигоцен-миоценового комплексов осадков.

Только после подготовки региональной базы можно будет приступить к более детальным поисково-разведочным работам.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Бурштар М.С. Геология и нефтегазоносность Предкавказья и Крыма. Ленгостоптехиздат, 1960.

2.     Бурштар М.С., Машков И.В., Чернобров Б.С. Об условиях формирования газоконденсатных залежей Ейско-Березанского района. Тр. ВНИГНИ, вып. XXXIV, Ленгостоптехиздат, 1961.

3.     Чекалюк Э.Б., Филяс Ю.И., Цисык Ю.С. Промыслово-эксплуатационная характеристика Октябрьского газонефтяного месторождения Крымского полуострова по результатам исследования разведочной скв. 1. Фонды УкрНИГРИ, 1961.

ВНИГНИ

 

Таблица 1

Антиклинальная зона

Наименование площади

№ скв., из которых отбирали пробы

Возраст пород

Время формирования ловушки

Время формирования залежи

Состав газа, % об.

Уд. вес газа по воздуху

CH4

C2H6

С3H8

C4H10

С5H12

С6H14

O2

CO2

N2+редкие

Северная

Карлавская (Артемовская)

2-Р

Нижний палеоцен

К началу среднего миоцена

 

90,83

4,69

2,49

0,90

0,45

-

-

0,34

0,30

0,630

»

Глебовская

1-Р

То же

То же

Начало сармата 1

89,51

5,08

2,16

1,00

0,55

-

-

0,53

1,17

0,638

»

Задорненская

2-Р

»

»

93,28

5,10

0,10

-

-

-

-

0,54

0,98

0,590

Южная

Оленевская

1-р

Верхний палеоцен

»

Конец плиоцена 1

94,60

2,40

0,60

-

-

-

0,40

0,60

1,40

0,582

»

»

3-Р

Турон

К началу эоцена

 

72,50

3,50

1,80

1,00

0,50

0,20

1,20

1,60

17,70

0,710

»

Октябрьская 2

1-р

Верхний альб

К началу сантона

 

64,45

10,29

10,85

6,39

2,99

-

-

0,95

4,08

0,892

1  Время формирования залежей определено гелиево-аргоновым методом (по формуле А. Л. Козлова).

2  Из скв. 1-Р газ отобран после сепарации.

 

Таблица 2

Разгонка

Н.к., °С

К.к., °С

Содержание (% об.) фракций, выкипающих до °С

100

150

200

250

300

Нефти1

55

348

22

52

68

78

86

Конденсата 2

48

327

12

45

65

74

85

1  Сепарированная нефть.

2  Конденсат содержит (в %): светлых дистиллятов 87, зеленых 6, смолистого остатка 4, потери 3. Часть фракций до 150°, очевидно, потеряна при разгонке.

 

Рисунок Обзорная карта Крымского полуострова.

1 - глубокие скважины; 2 - изолинии поверхности Маастрихта; 3 -нефтяные и газовые залежи. Залежи; I - Оленевская, II - Октябрьская, III - Карлавская, IV - Задорненская, V - Межводненская, VI - Глебовская.