Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа - 1963

О ФОРМИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА в рифовой зоне Предуральского прогиба

В. А. Кошляк, И. А. Якупов

Промышленная нефтегазоносность погребенных рифовых массивов, развитых вдоль западного борта Предуральского прогиба в виде узкой прерывистой полосы, установлена от Лемезинского массива на севере до Совхозного на юге. Коллекторами нефти и газа служат пористые, кавернозные и трещиноватые известняки и «ситчатые» доломиты, залегающие в основном линзовидно среди массивных плотных органогенных известняков, слагающих тело рифового массива. Покрышкой для залежей нефти и газа служит толща галогенных пород кунгурского яруса и терригенных отложений уфимской свиты. Мощность ее колеблется от 200 м на севере до 1500 м и более на юге, т. е. наблюдается общее погружение артин-ских отложений с севера на юг. Так, вершина самого северного погребенного Амировского рифа имеет абсолютную отметку -207 м, а южного - Кунакбаевского -1540 м. Наличие этого регионального наклона и отразилось на характере размещения месторождений нефти и газа. На рис. 1 приведен меридиональный профиль через рифовые массивы. От Лемезинского массива до широты г. Стерлитамака рифовые массивы слабо нефтеносны или вовсе не содержат нефти. Южнее, от Ишимбайского до Озеркинского рифа развиты массивы чисто нефтяные или газонефтяные, а еще южнее газоконденсатные месторождения с небольшими нефтяными оторочками (Мусинское, Канчуринское, Кумер-таусское и Маячненское). Кунакбаевский и Совхозный рифы, открытые в последнее время южнее Маячного массива, являются чисто газоконденсатными месторождениями без нефтяных оторочек.

Таким образом, намечается определенная закономерность в распределении газовых и нефтяных залежей в рифовой полосе. Нефть и газ, мигрируя с юга вверх по региональному восстанию слоев, заполняли встречающиеся на их пути рифовые массивы. В силу дифференциального улавливания [1] или ступенчатой миграции, по С.Ф. Федорову [5], газ, достигнув ловушки, заполняет ее. Следующие по восстанию пластов ловушки заполняются газом и нефтью, а в дальнейшем нефтью. Поэтому в самой южной части Башкирского Приуралья наиболее погруженные массивы (Кунакбаевский и Совхозный) содержат газоконденсатные залежи. Севернее Кунакбаевского массива располагается Маячненское, Кумертаусское, Канчуринское и Мусинское газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, приуроченные к рифовым массивам, залегающим гипсометрически выше Кунакбаевского. К северу от Мусинского массива тянется полоса нефтяных и газонефтяных месторождений (рис. 2), наиболее крупные из них: Старо-Казанковское, Южно-Введеновское, Введеновское и Ишимбайское, для которых характерно наличие газовых шапок. На первый взгляд кажется, что принцип дифференциального улавливания нарушается, так как между перечисленными месторождениями находятся чисто нефтяные массивы (Грачевский, Тереклинский, Столяровский, Алакаевский, Кусяпкуловский) и один газовый (Северо-Зирганский). Если же учесть влияние растворенного газа в нефти, то подобный характер размещения месторождений становится понятным. Уменьшение гидростатического давления вызывает выделение растворенного в нефти газа. Формирование газовой шапки сопровождается вытеснением части нефти из ловушки и ее перетоком в соседнюю ловушку.

Именно за счет перетока нефти из Ишимбайского массива произошло заполнение Кусяпкуловского рифа. Наличие газовой шапки в Старо-Казанковском массиве обусловлено улавливанием части первичного газа, который вытеснил часть нефти из этой ловушки. В результате Грачевский и Тереклинский массивы оказались заполненными нефтью. Сочетание газоносного рифового массива Северный Зирган и нефтеносного Столяровского массива обусловлено тем, что первый стал заполняться газом, выделяющимся из нефти в процессе миграции. Газ, заполнивший Северо-Зирганский массив, вытеснил всю скопившуюся там нефть в соседний Столяровский массив.

То, что условия формирования месторождений нефти и газа подчиняются принципу дифференциального улавливания, подтверждается материалами по целому ряду районов. Так, С.Ф. Федоров [4] подобную закономерность установил для Ухто-Печорской и Кубанской областей, Куйбышевского и Саратовского Поволжья.

Много общего в геологическом строении и характере распределения залежей нефти и газа с рифовой зоны Предуральского прогиба и барьерного рифа верхнедевонского возраста Бони-Глен-Уизард-Лейк в штате Альберта (Канада), описание которого приводится У.К. Гассоу [1]. На рис. 3 приведен продольный разрез рифа и показан характер распределения залежей нефти и газа по региональному наклону. Весь первичный газ был уловлен структурами, расположенными вниз по падению от ловушки Римби-Гомеглен. Ловушки Римби-Гомеглен и Ю. Уэстероз содержат газ с нефтяными оторочками, мощность которых составляет соответственно 10,7 и 2,4 м. Выше идут ловушки с большими газовыми шапками. Ловушки Уизард-Лейк и Глен-Парк заполнены нефтью до точки просачивания и не имеют газовых шапок. Газовая шапка появляется в ловушке Ледук-Вудбенд, расположенной гипсометрически выше ловушек Уизард-Лейк и Глен-Парк. Образование газовой шапки в этой ловушке связано со снижением гидростатического давления и выделением растворенного газа из нефти на пути миграции от ловушки Глен-Парк до Ледука. Весь газ остался в ловушке Ледук, а часть нефти из нее была вытеснена вверх по восстанию пластов. Эта нефть заполнила ловушки Ачесон и Св. Альберт, которые содержат немного нефти, в то время как ловушка Моринвиль и все северные ловушки заполнены соленой водой. У.К. Гассоу считает, что нефть и газ из геосинклинальной зоны Скалистых гор мигрировала различными путями вверх по восстанию с юга на север и, войдя в рифовый массив, стала заполнять ловушки, лежащие на пути миграции. Путями миграции служили обломочные отложения вдоль бортов массива. В районе Ледука миграционный поток разделяется: часть нефти идет на север, достигая рифа Св. Альберт, часть просачивается к северо-востоку, к месторождению Редуотер. Мы не останавливаемся на описании распределения залежей нефти и газа в формации ниску, перекрывающей рифовый массив. Однако и в данном случае дифференциальное улавливание контролирует образование скоплений нефти и газа. К.С. Яруллин [7] проанализировал степень заполнения рифовых массивов в Предуральском прогибе нефтью и газом. Установлено, что заполненность ловушек меняется от 18 до 83%, причем рифы севернее Ишимбая заполнены меньше чем на 50%, а южнее больше. Увязывая заполнение ловушек с мощностью перекрывающих галогенных отложений кунгурского яруса, К.С. Яруллин сделал вывод, что такая связь существует лишь до погружения ловушек на глубины от 500 до 600 м. Дальнейшее погружение ловушек и увеличение мощности покрышки на степень заполнения не влияет. Как это явление, так и улучшение свойств нефтей с севера на юг по региональному наклону, обусловлено процессами миграции и временем заполнения ловушек. Действительно, утяжеление нефтей наблюдается лишь при изменении мощности покрышки от 200 до 600 м, дальнейшее увеличение мощности на характере нефтей не сказывается. Следует отметить еще одно интересное явление, характерное для рифовых месторождений Предуральского прогиба. Ниже контакта нефть - вода имеется зона окисленной нефти, заполняющей поры, отдельные каверны и трещины рифовых известняков. Мощность окисленной зоны колеблется от 30 до 80 м, увеличиваясь с юга на север. Формирование этой зоны в первую очередь связано с естественной утечкой углеводородов из сформированных залежей и втягиванием подошвенных вод в залежь по трещинам. Остаточная нефть, заполняющая отдельные поры и каверны известковистых блоков внутри массива, при взаимодействии с сульфатными водами окислялась. Для рифовых месторождений процесс формирования окисленных зон более интенсивен, что объясняется особенностями строения и распределения коллекторов в массиве.

Из рассмотренных данных видно, что характер формирования и распределения нефтяных и газовых месторождений, степень их заполнения и качество нефтей в рифовых массивах Предуральского прогиба подчинено принципу дифференциального улавливания. Меньшая степень заполнения северных рифов и ухудшение качества нефтей обусловлено, с одной стороны, недостаточным количеством поступающих углеводородов, с другой стороны, естественной утечкой углеводородов из сформированных месторождений, а также потерей более легких компонентов в процессе миграции. Находки нефти в пористых и трещинных доломитах кунгура (Восточный и Южный массивы), а также выходы нефти на дневную поверхность через толщу отложений кунгурского яруса и уфимскую свиту в районе Восточного массива (Ишимбай) является доказательством естественной потери углеводородов за счет вертикальной миграции.

В процессе региональной миграции нефти и газа не все ловушки заполнялись. Некоторые ловушки оказались пустыми из-за отсутствия в них коллекторов [6], пустыми также оказались и некоторые рифы, сложенные пористыми брекчеевидными известняками (Липовка, Нагадак и др.). Изучение условий и путей миграции углеводородов, применение принципа дифференциального улавливания при изучении закономерностей размещения залежей нефти и газа позволит выяснить причины наличия или отсутствия нефти и газа в массиве, а также дать обоснованный прогноз перспектив тех или иных районов Предуральского прогиба.

Очевидно, наиболее благоприятные условия для региональной миграции нефти и газа существовали в зоне сочленения Предуральского прогиба с Русской платформой, т. е. в зоне контакта фаций мелководного и глубоководного бассейнов нижнеартинского периода.

По вопросу об источниках нефти и газа, заполняющих рифовые массивы прогиба, имеется несколько точек зрения. Одни исследователи считают нефтематеринскими сакмаро-артинские отложения депрессионной фации, широко развитые в Предуральском прогибе. Другие предполагают, что источником артинской нефти служат отложения нижнего карбона и даже девона. Вопрос формирования рифовых месторождений за счет нижнепермского источника опровергается дифференциальным распределением месторождений нефти и газа в рифовой зоне, что возможно только в случае региональной миграции. Палинологические исследования нефтей Волго-Уральской области показали, что девонские нефти содержат в споро-пыльцевом комплексе формы нижнепалеозойского возраста. Это указывает на весьма большую роль вертикальной миграции нефти. В артинских нефтях прогиба также отмечены споры более древнего возраста. В связи с этим интересно отметить выводы З.Л. Маймин [8], которая изучала условия образования нефтей и нефтематеринских толщ в палеозое Волго-Уральской области. З.Л. Маймин приходит к выводу о единстве генезиса нефтей палеозойского разреза Волго-Уральской области.

Не останавливаясь на вопросе происхождения нефти, считаем необходимым отметить, что месторождения нефти и газа в прогибе формировались в результате региональной миграции углеводородов с юга на север, причем сам процесс миграции происходил в послепермское время. Закономерности распределения месторождений нефти и газа обусловлены принципом дифференциального улавливания, что позволяет высоко оценивать перспективы газоносности рифовой полосы к югу от Маячного массива в пределах Башкирского и Оренбургского Предуралья.

Затронутый выше вопрос имеет большое практическое значение для изучения нефтегазоносности не только рифовой полосы, по также зоны развития брахиантиклинальных складок Карлинско-Кинзебулатовского типа, развитых кулисообразно в Предуральском прогибе и вытянутых согласно простиранию основных складок Урала. Дальнейшее изучение особенностей строения залежей нефти и газа в Предуральском прогибе позволит выяснить многие вопросы, связанные с нефтегазонос-ностью этого района.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гассоу У.К. Проблемы нефтяной геологии в освещении зарубежных ученых. Гостоптехиздат, 1961.

2. Успенская Н.Ю. Изв. АНСССР, сер. геол. № 3, 1946.

3. Чепиков К.Р., Медведева А.М. ДАН СССР, № 6, т. 130, 1960.

4. Федоров С.Ф. ДАН СССР, № 6,т. 119, 1958; ДАН СССР, № 1, т. 141, 1961.

5. Шамов Д.Ф. Геология нефти и газа, 1959, № 8.

6. Яруллин К.С. ДАН СССР, № 1,т. 141, 1961.

7. Маймин З.Л. (ред.). Об условиях образования нефти (по материалам Волго-Уральской области), Гостоптехиздат, 1955.

Трест Башнефтегеофизика, трест Башзападнефтеразведка