К оглавлению

ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ПЛАСТЕ ПЕСЧАНИКА Б, ТУЛЬСКОГО ГОРИЗОНТА ЖИРНОВСКОГО И БАХМЕТЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Т. Л. Веснина

На территории Волгоградской области песчаник Б₁ содержит залежи нефти на Жирновском и Бахметьевском поднятиях (рис. 1). Эти месторождения в тектоническом отношении приурочены к Иловлинско-Медведицким дислокациям, с которыми также связаны Линевское, Иловлинское и Песковатское поднятия. Западные крылья Жирновского и Бахметьевского поднятий крутые (до 37°), одновременно являются восточным бортом Терсинской впадины. В пределах последней расположены Ново-Кубанская, Кленовская и другие локальные структуры. На всех разведочных площадях Терсинской впадины пласт Б₁ обводнен.

На юго-восток от Жирновского и Бахметьевского месторождений пласты полого погружены.

Тульский горизонт представлен переслаиванием черных аргиллитоподобных глин с песчаниками и известняками. Мощность тульского горизонта на Жирновском и Бахметьевском поднятиях достигает 100 м. Более половины разреза тульского горизонта представлена песчаниками, которые залегают несколькими мощными пластами. Пласт Б₁ расположен в нижней части тульского горизонта и имеет мощность на Жирновском и Бахметьевском поднятиях 20-25 м. Иногда он разбивается маломощными прослоями глин на два и более песчаных пропластков, которые гидродинамически между собой связаны.

Песчаник Б₁ распространен в широтном направлении в северной части области (см. рис. 1). Южнее пласт Б₁ выклинивается и замещается глинами.

Песчаник Б₁ обладает высокими коллекторскими свойствами. Сложен он средними и мелкими зернами кварца с примесью алевритового материала с глинистым цементом контактового типа.

Залежь нефти пласта Б₁ распространяется на Жирновское и Бахметьевское поднятия с единым контуром нефтеносности. Залежь пластовая, сводовая, на крыльях подпирается водой. Режим водонапорный. Высота залежи на Бахметьевском поднятии 100 м, снижаясь на 30 м на Жирновском поднятии. На обоих поднятиях имеются газовые шапки. Промысловые геологи предполагают, что она образовалась уже после начала эксплуатации вследствие падения пластового давления ниже давления насыщения (вначале эксплуатации нефть была недонасыщена на 5 атм).

Нефть Жирновского месторождения отличается от нефти Бахметьевского меньшим удельным весом. Кроме того, она дифференцирована по удельным весам [4], т. е. наиболее легкая нефть приурочена к своду структуры, а тяжелая - к крыльям (рис. 2, таблица).

Из рис. 2 и таблицы видно, что свойства нефти залежи Б₁ Жирновского месторождения изменяются по рядам эксплуатационных скважин. Скважины центральных рядов дают более легкую нефть, которая утяжеляется по мере того, как эксплуатационные скважины приближаются к водонефтяному контакту.

Гравитационное расслоение нефти по удельным весам на Бахметьевском поднятии не наблюдается. Здесь нефть в среднем имеет удельный вес, равный удельному весу IV эксплуатационного ряда Жирновского поднятия (см. рис. 2, таблица).

Различные свойства нефтей отмечались многими исследователями (Н.А. Еременко, С.П. Максимов, М.В. Абрамович, А.Г. Гуревич, А.Ю. Намиот), но причины этого объяснялись по-разному.

В своих исследованиях автор статьи придерживается мнения А.Ю. Намиота [4], который считает, что решающей причиной различия удельных весов в нефтяной залежи является сила тяжести и изменение давления с погружением пласта.

В полностью изолированной нефтяной залежи нефть дифференцируется по удельным весам в результате диффузии: более легкая нефть поднимается в свод структуры, а более тяжелая продвигается к крыльям. Этот процесс в залежи будет происходить до тех пор, пока не установится равновесие. Автор вычислила скорости установления равновесия в залежи. Исходя из этого, равновесие в Жирновской залежи будет устанавливаться примерно в течение 100 млн. лет. До истечения этого времени в залежи в той или иной степени будут сохранены различия в свойствах нефти, имевшиеся при возникновении залежи.

По нашим данным и данным других исследователей [1] формирование Жирновской залежи могло начаться не ранее конца каменноугольного периода, так как в начале подольского времени Жирновско-Бахметьевская площадь представляла собой моноклиналь юго-восточного падения (рис. 3). В конце мелового периода Жирновская залежь нефти могла дифференцироваться по удельным весам. В повышенной ее части скапливалась легкая нефть (0,854 - 0,856), а в пониженной - более тяжелая (0,860). Поступающие новые порции легких углеводородов в свод Жирновского поднятия [2] вытесняли более тяжелую нефть, находящуюся на крыльях, в Бахметьевское поднятие.

При формировании Жирновской и Бахметьевской залежей, углеводороды должны были поступать вначале на Жирновское поднятие, так как дифференциация Жирновской нефти свидетельствует о том, что последняя по сравнению с Бахметьевской находилась более длительное время в ловушке.

Если Бахметьевская ловушка начала заполняться в конце мелового периода (конец расслоения Жирновской залежи) и в начале палеогенового, то к настоящему времени Бахметьевская залежь нефти еще не успела дифференцироваться по удельным весам. Этот процесс для нее будет окончен через 15-20 млн. лет.

Из изложенного можно сделать заключение, что если при формировании Жирновско-Бахметьевской залежи Б₁, углеводороды в основном поступали на Жирновское поднятие, то направление, по которому они могли двигаться к Жирновской ловушке, должно быть юго-восточным, так как на юге коллектор Б₁ выклинивается, а на западе он обводнен (см. рис. 1).

Таким образом, исходя из принципа дифференциального скопления как механизма образования залежей нефти и газа, можно определить местоположение предыдущего скопления нефти и газа, которое еще не открыто, определить более перспективное направление непосредственно от известных в настоящее время залежей нефти и газа.

Одним из таких перспективных направлений является восточно-юго-восточное, т. е. территория расположенная на востоке от Жирновского поднятия, но ограниченная с юга зоной выклинивания пласта песчаника Б₁. Поэтому, если восточнее Жирновского поднятия находилась ловушка тектонического или литологического типа, она должна быть заполнена газом или нефтью или только газом.

ЛИТЕРАТУРА

1. Габриэлян А.Г., Максимов С.П. Формирование залежей нефти и газа в каменноугольных месторождениях Сталинградского Поволжья. Геология нефти и газа, 1957, № 2.

2. Добрянский А.Ф. Химия нефти. Гостоптехиздат, 1961.

3. Максимов С.П. К вопросу формирования залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефт. хоз., № 10, 1954.

4. Намиот А.Ю. Различия свойств нефти в пределах нефтеносной залежи. Труды ВНИИ, вып. III, Гостоптехиздат, 1954.

ВНИИНГ

Таблица

Количество анализов			Удельный вес при 20° С	Кинематическая вязкость, сст		S, %	Содержание бензина до 150°	Парафина, %	Смол акцизных, %	н. к., °С	Содержание фракций, %
				20°	50 °						200°	300°
	Жирновское месторождение
16	Восточное крыло	IV приконтурные скважины	0,860	22,9	8,7	0,265	7,26	1,8	11,3	109	9	36,3
42		III эксплуатационный ряд скважин	0,857	24,52	8,3	0,38	7,8	3,38	12,1	110,8	10,3	37,0
29		II То же	0,8555	21,0	7,36	0,35	7,63	2,23	10	104	11,2	38,0
39	Западное крыло	III эксплуатационный ряд скважин	0,855	21,0	7,4	0,32	8,63	3,35	11,2	100	11,7	38,7
13		II То же	0,854	20,3	7,0	0,36	8,23	5,25	-	82	16,3	43,1
147		Среднее по залежи	0,8565	21,07	7,6	0,32	8,0	3,32	10,6	95,6	12	39,1
	Бахметьевское месторождение
48	Среднее по залежи		0,860	19,38	6,91	0,323	11,3	3,16	13,8	101	15,5	40,0

Рис. 1. Структурная карта по кровле пласта Б₁ тульского горизонта.

а -изогипсы по кровле пласта Б₁; б -внешний контур нефтеносности в - линия выклинивания песчаника Бз; г -площади, где песчаник Б₁ замещен глинами; 9-главные направления миграции углеводородов

при формировании залежи Б₁.

Площади: 1 - Бахметьевская, 2 - Жирновская. 3 - Ново-Кубанская, 4 - Кленовская, 5 - Лемешкинская, 6 - Меловатская, 7 - Линевская.

Рис. 2. Расслоение нефти по удельным весам в залежи Б₁ Бахметьевского(I) и Жирновского месторождений

1 - газ; нефть удельного веса: 2 - 0,856-0,854, 3 - 0,857, 4 - 0,860, 5 - вода.

Рис. 3. Палеоструктурная карта Жирновско-Бахметьевской площади на начало подольского времени.

1 - палеоизогипсы; 2 - скважины; 3 - линия профиля.