К оглавлению

О новом типе нефтяных и газовых залежей и некоторых вопросах их классификации (В порядке обсуждения.)

Б.С. ВОРОБЬЕВ

В Днепровско-Донецкой впадине за последние годы открыт и изучен своеобразный тип залежей нефти и газа, которые можно назвать массивно-пластовыми, так как они соединяют в себе особенности залежей массивного и пластового типов [1, 2, 4]. Эти залежи представляют собой ряд пластовых резервуаров, соединившихся по тектоническим нарушениям или зонам трещиноватости и образовавших единую гидродинамическую систему с общим газо- или нефтеводяным контактами (рис. 2 и 4).

В Днепровско-Донецкой впадине к массивно-пластовому типу относится уникальная пермо-карбоновая залежь газа на Шебелинском месторождении, крупные залежи нефти в этих же отложениях на Гнединцевском и Качановском месторождениях и ряд других.

Шебелинское месторождение находится в юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины, на погружении Донецкого складчатого сооружения. Оно представляет собою брахиантиклинальное поднятие, имеющее размеры 40х13 км между ограничивающими его прогибами и 30х12 км в пределах контура газоносности (рис. 1).

Высота ловушки L от структурного порога, определяющего уровень ее максимального наполнения, составляет 1100 м (рис. 2). В строении складки участвуют отложения каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой, третичной и четвертичной систем, представленные, в основном, лагунными и континентальными осадками (рис. 2 и 3). В продуктивной части палеозоя складка асимметрична: юго-западное крыло имеет углы падения 25-30°, а северо-восточное 8-10°.

В присводовой части складки сосредоточено много тектонических нарушений, разбивающих ее на большое количество блоков, вертикально смещенных относительно друг друга.

В связи с этим в одних случаях создается сложная система сообщения между разными пластовыми резервуарами, а в других случаях происходит изоляция их отдельных блоков или участков.

В состав массивно-пластовой залежи (рис. 2 и 3) входят 12 газоносных горизонтов различного литологического характера, разделенных глинистыми пачками: нижний ангидритовый горизонт соленосной формации нижней перми (Р₁²НАГ), пять песчано-алевролитовых горизонтов (M₁-М₅) свиты медистых песчаников нижней перми (Р₁¹ СМП) и шесть песчано-алевролитовых горизонтов (А₀-А₅) араукаритовой свиты верхнего карбона (С₃³АСК). НАГ имеет общую мощность 120-150 м. Он состоит из пяти пачек ритмического чередования известняков, доломитов и ангидритов, имеющих мощность 10-25 м, разделенных пачками плотных пестроцветных глин.

Коллекторами газа служат трещинные пустоты, развитые не только в ангидритово-известняковых пачках, но и в глинистых разделах, хотя и в меньшей степени.

Подсолевой терригенный комплекс (СМП и АСК) характерен переслаиванием красноцветных аргиллитовидных глин с алевролитами и песчаниками.

Газоносные горизонты (М₁-М₅ и А₀-А₅) имеют мощность от 15 до 70 м. Они сложены преимущественно алевролитами и тонкозернистыми песчаниками с пропластками глин, но местами представлены чередованием песчаников и глин.

Глинистые разделы между газоносными горизонтами имеют мощность от 15 до 110 м. Они сложены плотными красноцветными глинами с прослойками песчаников и алевролитов.

В терригенном комплексе развиты три типа коллекторов: гранулярные, трещинные и трещинно-гранулярные. Трещиноватость наблюдается во всех типах пород, слагающих газоносные толщи, но наибольшая густота трещин установлена в глинах и алевролитах.

Газоносные горизонты характеризуются низкими коллекторскими свойствами: их пористость не превышает в среднем 13%, а проницаемость колеблется от 2 до 40 мдарси и только в редких случаях доходит до 100 мдарси.

Описанные выше 12 газоносных горизонтов образуют огромную массивно-пластовую залежь высотой 1100 м с общим газоводяным контактом, секущим все эти горизонты на абсолютной отметке -2270 м, что соответствует отметке структурного порога, через который уходит избыток углеводородов при полном заполнении ловушки, т. е. высота залежи равна здесь высоте ловушки (l = L).

Структурный порог расположен на юго-восточной перекликали складки. Он представляет собой неширокую седловину между прогибами, ограничивающими ловушку (рис. 1). На отдельных участках площади контур залежи литологически ограничен и не отвечает отметке газоводяного контакта.

В зонах тектонических нарушений между отдельными пластовыми резервуарами залежи (газоносными горизонтами) существует прямое сообщение, так как они приведены здесь на один гипсометрический уровень и прямо примыкают друг к Другу (рис. 2). Кроме того, они сообщаются между собой по широко развитой в отложениях нижней перми и верхнего карбона системе трещин.

Соединение ряда пластовых резервуаров в единую систему привело к образованию уникальной массивно-пластовой залежи с запасами газа около 400 млрд. м³. Этому способствовало наличие хорошей покрышки в виде ангидритово-соленосной толщи нижней перми, общая мощность которой достигает здесь 450-900 м. Гидрохимические осадки и глины пересажской (спиваковской) свиты верхней перми в Днепровско-Донецкой впадине являются региональными нефтегазоупорными толщами, под которыми формируются крупные залежи нефти и газа в отложениях верхнего палеозоя [3].

Гнединцевское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Днепровско-Донецкой впадины. Оно представляет собой пологую брахиантиклинальную складку, имеющую размеры 8,5х6 км в пределах контура нефтеносности. Высота ловушки (L) составляет примерно 190 м. Углы падения юго-западного крыла складки по карбону не превышают 4-5°, а северо-восточного крыла 6-7°.

По данным сейсморазведки в палеозойских отложениях складка разбита большим количеством нарушений на ряд блоков. Однако в 14 пробуренных разведочных скважинах эти нарушения не улавливаются, очевидно, вследствие малых амплитуд.

Массивно-пластовая залежь нефти, так же как газовая залежь Шебелинского месторождения, приурочена к пермо-карбоновому подсолевому терригенному комплексу. Однако ангидритово-соленосная толща здесь размыта и покрышкой для залежи служит глинистая толща верхней перми (пересажская свита), имеющая мощность 70-100 м. Она залегает на продуктивных отложениях пермо-карбона с большим несогласием, в связи с чем верхние горизонты залежи оказались стратиграфически экранированными (рис. 4).

В состав массивно-пластовой залежи входят пять нефтеносных горизонтов. Из них три относятся к нижней перми (П-1, П-2, П-3), а два горизонта к верхнему карбону (К-1, К-2). Все эти горизонты имеют общий нефтеводяной контакт на абсолютной отметке -1640 м. Высота залежи составляет 75 м, т. е. всего 0,4 от высоты ловушки (l = 0,4L).

Нефтеносные горизонты, образующие залежь, имеют мощность от 6 до 37 м. Они представлены, в основном, разнозернистыми песчаниками от мелко- до крупнозернистых, переходящих в гравелиты. Коллекторские свойства их не постоянны; пористость колеблется от 1,4% до 30%, проницаемость - от 0,31 до 1317 мдарси. Глинистые пачки, разделяющие нефтеносные горизонты, имеют мощность от 6 до 26 м. Они сложены, в основном, аргиллитами с прослойками песчаников и алевролитов.

В свете приведенных данных следует рассмотреть некоторые вопросы классификации нефтяных и газовых залежей. С производственной точки зрения классификация залежей должна быть построена по таким признакам, которые определяют методику их поисков, разведки и разработки.

В связи с этим она должна четко отражать геометрию всех типов залежей, условия их формирования и характер геологических структур, с которыми они генетически связаны.

Исходя из этих соображений, автором составлена практическая классификация нефтяных и газовых залежей, которая приведена в таблице. Основой для нее послужила классификация И.О. Брода [1, 2, 4], дополненная и переработанная автором.

Для удобства применения на практике классификация залежей производится нами не по характеру природных резервуаров, как у И.О. Брода, а по форме ограничения залежей слабопроницаемыми породами и водой и по типу контактов газ-нефть-вода, т.е. по тем признакам, которые практически определяют методику их промышленной разведки и разработки (систему размещения скважин, их глубину, интервал фильтра и проч.). Чтобы учесть условия формирования залежей, определяющих методику их поисков и предварительной разведки, типы залежей увязаны с генетическими типами ловушек и геологических структур.

Вместе с тем в классификацию введен новый тип залежей, соединяющий особенности массивного и пластового типов, в связи с чем он был назван нами массивно-пластовым. Этот тип залежей нефти и газа впервые был установлен автором в Днепровско-Донецкой впадине, но он развит и в других нефтегазоносных бассейнах, особенно в переходных областях между складчатыми сооружениями и платформой.

Массивно-пластовые залежи имеют большое практическое значение, так как обычно содержат крупные запасы нефти или газа.

К пластовому типу автор относит залежи нефти и газа, ограниченные по всей площади более или менее параллельными пластовыми поверхностями малопроницаемых пород. Сверху они замыкаются антиклинальным изгибом пластов или экраном, ограничивающим движение углеводородов, а снизу подпираются водой, причем контакт газ - вода или нефть - вода прослеживается не по всей площади залежи, а лишь на ее периферии, между ограничивающими пластовыми поверхностями. В связи с этим они имеют внешний и внутренний контуры газоносности или нефтеносности.

Пластовые залежи по генетическому типу ловушек, определяющему условия их формирования, делятся на две группы: пластовые сводовые и пластовые экранированные.

Пластовые сводовые залежи формируются в сводовых частях локальных поднятий: антиклинальных, брахиантиклинальных, купольных и проч.

Экранированные залежи могут быть связаны либо с локальными поднятиями, либо с моноклинальными структурами платформы, предгорных и межгорных прогибов. Среди них различаются: тектонически экранированные, стратиграфически экранированные, гидравлически-экранированные, или «висячие» и выклинивающиеся. Последние И.О. Брод называет «литологически-экранированными» [2, 4]. Мы отказались от этого термина, так как все экранированные залежи, кроме «висячих», по сути дела являются «литологически-экранированными», хотя экранирование вызывается различными причинам: тектоническим нарушением, стратиграфическим несогласием или выклиниванием коллекторов.

К массивному типу относятся залежи, сводообразно ограниченные малопроницаемыми породами, а снизу по всей площади залежи - поверхностью газо-водяного или нефте-водяного контакта. Поскольку массивные залежи по всей площади подстилаются водой, они имеют только один внешний контур газо- или нефтеносности.

Массивные залежи по характеру ловушек делятся на две группы: массивные сводовые, связанные со сводовыми частями локальных поднятий (структурными выступами по И. О. Броду), и массивные стратиграфические, связанные с погребенными выступами (эрозионными или биогенными), представляющими массивы коллекторов в чехле из слабопроницаемых пород. Ловушки последнего типа мы называем «стратиграфическими облекающими».

Массивно-пластовые залежи - ряд пластовых резервуаров, соединенных системой трещин и образовавших единую гидродинамическую систему с общим для всех этих резервуаров газо-водяным или нефтеводяным контактами (рис. 2 и 4). В основном эти залежи имеют массивную форму, так как в кровле они сводообразно ограничены слабопроницаемыми породами, а в подошве плоскостью газо-водяного или нефтеводяного контакта. Вместе с тем в каждом пластовом резервуаре указанной системы залежи имеют пластовый характер и ограничиваются в кровле и подошве более или менее параллельными пластовыми поверхностями слабопроницаемых пород. Поэтому контакт газ - вода или нефть - вода прослеживается здесь не по всей площади ловушки, как в массивных залежах, а лишь в границах каждого пластового резервуара и прерывается в промежутках между ними. В связи с чем массивно-пластовые залежи имеют многоконтурный характер, где каждый пластовый резервуар сохраняет свой внешний и внутренний контуры газо- или нефтеносности. Массивно-пластовые залежи так же, как массивные, могут быть сводовыми или стратиграфическими.

Пластовые, массивные и массивно-пластовые залежи различаются также по характеру контура. При хорошей проницаемости коллекторов и застойном режиме пластовых вод залежи имеют «нормальный» контур, четко ограниченный краевыми водами, отвечающий отметке контакта и направлению изогипс кровли ловушки.

Кроме того, контур залежей может быть «частично или полностью ограниченным» малопроницаемыми породами. Тогда он не соответствует отметке контакта и следует по линии ограничения коллектора.

В Днепровско-Донецкой впадине особенным распространением пользуются пластовые, массивные и массивно-пластовые сводовые залежи с частично ограниченным контуром.

При наличии движения пластовых вод контакты газ - нефть - вода становятся наклонными, а контуры залежей смещаются в направлении потока. Такой тип контура называется «смещенным». При больших скоростях потока и значительных смещениях контура залежи становятся гидравлически-экранированными, или «висячими».

Залежи, литологически ограниченные со всех сторон, мы предлагаем для краткости называть «карманными» или «линзовыми», так как они приурочены к небольшим литологическим карманам обычно линзовидной формы в толще малопроницаемых или водонасыщенных пород. К этому типу мы относим только те залежи, которые не имеют подошвенных вод. Они могут быть связаны с погребенными барами, косами, отмелями, эрозионными впадинами или с карманами коллекторов в толщах осадочных, а иногда и метаморфических или изверженных пород.

Таким образом, в описанной классификации взаимоувязаны морфологические и генетические признаки залежей нефти и газа, которые практически определяют методику их поисков, разведки и разработки.

ЛИТЕРАТУРА

1. Брод И.О. Залежи нефти и газа. Гостоптехиздат, 1951.

2. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. Гостоптехиздат, 1953.

3. Воробьев Б.С. Стратиграфические уровни нефтегазонакопления в Днепровско-Донецкой впадине. Нефтяная и газовая промышленность, № 2, Киев, 1961.

4. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.

5. Маслов К.С. Основы генетической классификации нефтяных и газовых залежей в свете учения о нефти академика И. М. Губкина. Сборник «Памяти академ. И. М. Губкина». Изд. АН СССР, 1951.

6. Хаин В.Е. Геотектонические основы поисков нефти. Азнефтеиздат, 1954.

Управление газовой и нефтяной промышленности Харьковского совнархоза

Таблица Практическая классификация нефтяных и газовых залежей(Составил Б. С. Воробьев, 1962 г.)

Тип залежей (по характеру ограничения)	Подтип залежей (по характеру ловушки)	Вид залежей (по характеру контура)	Геологические структуры, с которыми связаны залежи
Пластовые	Сводовые	а) с нормальным контуром б) со смещенным контуром в) частично или полностью ограниченным контуром	Локальные поднятия (антиклинали, брахиантиклинали, купола и проч.) а) локальные поднятия б) моноклинали
	Экранированные (тектонически, стратиграфически, висячие и выклинивающиеся)
Массивные	Сводовые	То же	Локальные поднятия
	Стратиграфические (облекающие выступы коллекторов)		Погребенные выступы (эрозионные и биогенные)
Массивно пластовые	Сводовые	То же а) округлой формы б) шнурковой формы в) неправильной формы	Локальные поднятия
	Стратиграфические		Погребенные выступы Погребенные бары, косы, отмели, эрозионные впадины: «карманы» коллекторов в толще осадочных, метаморфических, изверженных пород
Линзовые, или карманные	Ограниченные малопроницаемыми породами Ограниченные водоносными породами

Рис. 1. Структурная карта Шебелинского месторождения по кровле свиты медистых песчаников (подошва хемогенной газоупорной толщи).

1 - скважины глубокого бурения; 2 - взбросы; 3 - сбросы; 4 - изогипсы кровли СМП; 5 – контур газоносности НАГ; 6 - контур газоносности СМП; 7-контур газоносности верхнего карбона.

Рис. 2. Шебелинское месторождение. Принципиальная схема массивно-пластовой залежи газа (по Б.С. Воробьеву).

1 - газоносные горизонты (пластовые резервуары); 2 - водоносные части пластовых резервуаров; 3 - глины; 4 - песчаники; 5 - нефтегазоупорная толща.

АСК и СМП - араукаритовая свита (С₃³) и свита медистых песчаников (Р₁¹) красноцветного терригенного комплекса.

НАГ, САГ, ВАГ - нижний, средний и верхний ангидритовые горизонты соленосной формации (Р₁²).

Рис. 3. Геологический разрез массивно-пластовой залежи Шебелинского месторождения.

1 - соли; 2 - ангидриты; 3 - известняки; 4 - глинистые алевролиты; 5 - глины; 6-песчаники и песчаные алевролиты; 7 - газоносные пласты.

Рис. 4. Принципиальная схема массивно-пластовой залежи нефти Гнединцевского месторождения (по Б.С. Воробьеву и В.Р. Литвинову).

1 нефтеносные горизонты (пластовые резервуары); 2-водоносные части пластовых резервуаров; з - нефтегазоупорная толща (пересажская свита); 4 - глины; 5 - песчаники; 6 - поверхность несогласия.