К оглавлению

ОБ ОПРЕДЕЛЕНИИ ВРЕМЕНИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА

(На примере Майкопского месторождения)

Г. А. Алексин, С. И. Горлов, А. И. Дьяконов

В пределах Адыгейской зоны нефтегазонакопления Майкопское месторождение является пока единственным газоконденсатным месторождением. Оно приурочено к бра-хиантиклииальной складке, выявленной в 1939 г. электроразведкой. Промышленный газ со значительным содержанием конденсата (до 80см³/м³) был получен в 1957 г. из нижнемеловых отложений, которые оказались газонасыщенными в интервале 2500-2800 м. В 1961 г. в скв. 20, расположенной в сводовой части структуры, из интервала 3213- 3227 м (нижняя юра) был получен газ с дебитом около 20000 м³/сутки через 11-миллиметровый штуцер.

Майкопская складка сложена осадочной толщей мезо-кайнозоя, а также кристаллическими породами фундамента верхнего палеозоя (рис. 1). Наиболее древними являются отложения, пройденные в скв. 20 в интервале 3230-3325м и представленные толщей серых алевритистых известняков с прослоями известковистых аргиллитов среднего (?) и нижнего триаса. Морские карбонатные осадки триаса залегают с размывом на коре выветривания розовых двуслюдяных гранитов верхнего палеозоя.

Выше трансгрессивно залегают отложения нижней и частично средней юры мощностью от 275 (скв. 20) до 512 м (скв. 30), выраженные аргиллитами с редкими прослойками алевролитов. В основании разреза в скв. 20 (3210-3230 м) отмечается пачка базальных песчаников и конгломератов, из которых получен промышленный приток газа.

Отложения нижнего мела мощностью около 650 м представлены чередованием песчаников, алевролитов и глин, с преобладанием первых. В основании нижнемеловой серии отмечается толща верхнеготеривских(?) водоносных песчаников мощностью от 115 (скв. 20) до 141 м (скв. 30). На них с размывом ложатся песчано-глинистые осадки апта и альба.

На нижнемеловых отложениях трансгрессивно залегают серые глинистые известняки Маастрихта мощностью от 6 до 34 м. Верхнемеловые образования с размывом перекрыты мощной толщей песчано-глинистых и глинистых отложений палеогенового и неогенового возраста общей мощностью около 2300-2400 м.

Брахиантиклинальная складка расположена в северной части Адыгейского структурного выступа и характеризуется широтным простиранием. Строение складки асимметричное: южное крыло более крутое, чем северное. Брахиантиклиналь несколько выполаживается с переходом к более молодым отложениям: по аптским породам угол падения северного крыла 4°, а южного 7°, по палеогену соответственно 2 и 3°; по сармату складка становится симметричной с углами падения 1-1,5°. По данным скв. 20 и 30 Майкопская брахиантиклиналь, вероятно, осложнена в центральной части продольным взбросом, по которому известняки триаса контактируют с аргиллитами нижней юры. Амплитуда взброса достигает 470 м.

Промышленные скопления газа сосредоточены в песчано-алевролитовых пластах альба (I горизонт) и апта (II и III горизонты). Выделяется также продуктивный горизонт 1а альбского возраста, гипсометрически расположенный на несколько метров ниже I горизонта и имеющий относительно небольшое распространение. Залежи пластовые, сводовые, окруженные напорными пластовыми водами. Продуктивные пачки I и II горизонтов газонасыщены в сводовой части до подошвы; залежь III горизонта, которая подстилается водоносным IV горизонтом песчаников верхнего готерива, является «плавающей». Газо-водяные контакты практически горизонтальны. Подобный тип залежей широко распространен на территории Предкавказья [1, 3, 5] и является благоприятным для описанной ниже методики определения времени формирования газовых месторождений.

Для определения времени формирования залежей I, II и III горизонтов принимается положение, при котором наиболее ранний возможный возраст поступления первых порций газа контролируется временем образования ловушки, способной прервать миграцию газа и аккумулировать его. За возраст ловушки принимается возраст образования флюидонепроницаемой покрышки, изогнутой в складку, которая своей экранирующей способностью обусловливает аккумуляцию флюидов в природном резервуаре.

Анализ серии палеоструктурных профилей, построенных вдоль современной оси складки (рис. 2), позволяет сделать вывод о том, что складка в основном образовалась в нижнемеловое время. Она начала формироваться еще в юрское время в эпоху киммерийской складчатости.

Процесс складкообразования был наиболее активным в предкелловейское (адыгейская фаза) и предтитонское (андийская фаза) время. В нижнемеловой период складка испытывает интенсивный рост перед готеривом и аптом. В аптский век рост складки не отмечался, но в альбе вновь проявились положительные движения. Несколько замедленными положительные движения были в верхнемеловое время, а к концу его они снова активизировались. Из анализа мощностей верхнемеловых отложений следует, что наиболее интенсивному размыву предпалеогеновой трансгрессией подвергалась сводовая и западная части складки. Дальнейший рост структуры в палеогене и неогене постепенно замедляется; к предтарханскому времени складка приобретает в основном современное строение. Некоторый рост складки и активизация разрыва отмечались в плиоцене и антропогене, что подтверждается анализом мощностей четвертичных отложений.

На основании изложенного выше можно предположить поступление первых порций газа в нижнемеловые коллекторы в предверхнемеловое время, когда в результате складчатых процессов эти коллекторы уже были собраны в антиклинальную складку. Для определения наиболее раннего времени формирования залежи мы применяем закон Бойля-Мариотта с необходимыми в этом случае поправками, имея в виду современное количество газа в ней. Предположим, что количество мигрирующего газа оказалось достаточным, чтобы при образовании залежи заполнить ловушку полностью до гидрозамка. Вместе с тем все возможные потери газа залежи, связанные с растворением в пластовых водах, диффузией, утечкой за гидрозамок и с другими явлениями, не могут повлиять на конечный вывод о наиболее раннем возрасте залежи. Это следует из того, что при любом процессе, связанном с утечкой газа, первоначальное его количество было большим, чем в настоящее время и, следовательно, время образования залежи не может быть более ранним. Изменениями пористости коллектора в зависимости от мощности лежащих выше отложений и возможным изменением геотермического градиента во времени пренебрегаем, ввиду их незначительного влияния на расчеты. К числу поправок относятся следующие.

1. Температурная поправка (f),которая находится из соотношения

где t₁ - пластовая температура, отнесенная к газо-водяному контакту соответствующей залежи; t₀ - пластовая температура во время завершения образования залежи (для ее нахождения используется величина геотермического градиента).

2. Коэффициенты сжимаемости для реальных газов: z₀ - для залежи во время ее образования и z₁ - для современной залежи. Коэффициенты сжимаемости находят при помощи соответствующих графиков Броуна, используя псевдокритические температуру и давление.

3. Поправка на уплотнение (w) очень важна, так как породы по мере их захоронения обладают способностью значительно уплотняться под влиянием давления лежащих выше образований. С учетом поправки на уплотнение осадков мы получим более правильный ранний возраст полного накопления данных количеств газа в залежи. Эта поправка выражается через коэффициент уменьшения мощности, рассчитанный на основании исследований Дж.М. Уэллера [7] с некоторыми дополнениями и поправками. Коэффициент уменьшения мощности для данного разреза принят 0,85.

После введения всех необходимых поправок формула для определения минимальной глубины, при которой залежь полностью сформировалась, будет иметь следующий вид:

где Р₁ - современное пластовое давление, отнесенное к уровню газо-водяного контакта залежи (атм); V₁ - объем норового пространства резервуара, занятого газом при P₁ (км³), рассчитывается по формуле V₁ = S_з*h_з*m_эф, где S_з - площадь газовой залежи (км²); h_з - средневзвешенная эффективная мощность коллектора, содержащего газ (км); m_эф - эффективная пористость, определенная из произведения открытой пористости на коэффициент газонасыщения; V_o - объем порового пространства ловушки (км³) рассчитывается аналогично V₁ и соответствует объему залежи при Р₀; Р₀ - пластовое давление (am), при котором залежь образовалась, рассчитывается из соотношения Р₀ = Р₁*V₁/V₀, с учетом поправок f, z₀, z₁; g_в - средневзвешенный по разрезу удельный вес пластовой воды, принимается равным 1,015 г/см³.

На основании геологических данных предполагается, что при образовании залежи существовал бассейн глубиной около 100 м.

Параметры ловушек и залежей I, II и III горизонтов, необходимые для расчетов по формуле (1), приводятся в таблице; для определения некоторых параметров использованы данные по подсчету запасов исследуемого месторождения [6].

Подставляя полученные параметры и поправки в формулу (1), получим глубины образования залежей: для I горизонта 908; для II 843 и для III горизонта 200 м.

Для определения времени формирования залежей отложим полученные величины глубин вверх по стратиграфическому разрезу от плоскостей гидрозамков ловушек соответствующих залежей. Тогда получим: для залежи I горизонта - верхний эоцен; для залежи II горизонта - средний эоцен и для залежи III горизонта - альб. Возрастные характеристики залежей указывают на то, что формирование любой из них в случае заполнения газом соответствующей ловушки до гидрозамка происходило не раньше найденного для каждой из них геологического времени. Для конечного вывода о наиболее раннем времени формирования Майкопского месторождения более вероятно и обоснованно предположение об относительно одновременном образовании всех залежей, составляющих месторождение. Исходя из того, что наиболее ранним (по отношению к современному этапу) с точки зрения поступления последних порций газа является I горизонт, возраст связанной с ним залежи принимается для характеристики времени формирования всего месторождения. Таким образом, Майкопское месторождение могло сформироваться не раньше, а лишь позднее верхнеэоценового времени. Полученные представления о времени формирования Майкопского месторождения не противоречат ранее проведенным исследованиям (4) (2). Из изложенного следует вывод, что газ залежей II и III горизонтов никогда не мог заполнить соответствующие ловушки до гидрозамков полностью. Интенсивные тектонические движения альпийского цикла на территории северо-западного Предкавказья в палеогеновый период, сопровождавшиеся коренной перестройкой структурных планов и развитием региональных наклонов, благоприятствовали эффективной миграции флюидов, что подтверждает правильность полученных выводов о времени формирования исследуемого месторождения.

Полученные данные о скоплениях нефти и газа позволяют конкретизировать и целенаправить палеогеологические исследования, приурочив их к эпохам нефтегазонакопления. Кроме того, появляется возможность изучать одновозрастные залежи, что имеет особенно большое значение, т. к. позволяет более уверенно выявить закономерности размещения залежей не только в пространстве, но и во времени.

ЛИТЕРАТУРА

1. Алексин Г.А. Условия залегания газа на Петровско-Благодарненском месторождении. Нов. нефт. и газ. техн., сер. геология, № 9, 1961.

2. Горлов С.И., Дьяконов А.И.Анализ закономерностей размещения н условий формирования нефтяных и газовых залежей Восточной Кубани. Фонды Краснодарского фил. ВНИИ, 1962.

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

4. Бурштар М.С., Машков И.В., Чернобров Б.С. Условия формирования месторождений Ейско-Березанского района. Труды ВНИГНИ, вып. 34, 1961.

5. Коротков С.Т., Бурлин Ю.К., Пустильников М.Р., Шарданов А.Н. и Xакимов М.Ю. О закономерностях в распространении известных и возможных скоплений нефти и газа в Западном Предкавказье. Тематический научно-технический сборник, серия Геология, ГосИНТИ, 1961.

6. Дворкин З.П. Подсчет запасов газа и конденсата по Майкопскому месторождению, Фонды Краснодарнефтегазразведка, 1961.

7. Уэллер Д.М. Уплотнение осадков. Сб. «Проблемы нефтяной геологии в освещении зарубежных ученых. Гостоптехиздат, 1961.

ВНИГНИ, КФ ВНИИ

Таблица

Горизонты									Р1 (атм)	Р0 (атм)	f	z0	z1	Н(м)
I	0,078	0,126	31,37	0,031	0,078	0,126	60	0,059	258,3	120,3	0,91	0,90	0,93	908
II	0,025	0,132	29,17	0,097	0,025	0,132	60	0,199	273,0	113,1	0,90	0,90	0,95	843
III	0,046	0,144	40,07	0,268	0,204	0.144	60	1,770	295,0	34,5	0,86	0,87	0,96	200

Рис. 1. Геологический профиль через Майкопское месторождение

1 - песчаные горизонты; 2 - известняки; а - граниты; 4 - залежи газа; 5 - нарушения.

Рис. 2. Палеотектонические профили Майкопской складки.

Ко времени: а - предтарханскому; 6 - предолигоценовому; в - предэоценовому. г - предпалеоценовому, д - предверхнемеловому, е - к концу формирования I продуктивной пачки альба, ж - предальбскому.