|
УДК 553.982.22 (471.5+471.4) |
ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ ЮГО-ВОСТОЧНОГО УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ И ТИПЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
В. А. Клубов, М. Ф. Свищев
В Оренбургской области к середине 1962 г. было известно более 40 месторождений, структурные формы которых контролируют около 90 залежей нефти и газа. Эти месторождения относятся к северной окраине Северо-Каспийского нефтегазоносного бассейна и расположены в пределах осложняющих бассейн крупных структурных элементов: погребенного Оренбургского свода, восточного блока Жигулевско-Пугачевского свода и Бузулукской впадины, а также вне пределов бассейна - на южных склонах Татарского свода, в Серноводско-Абдулинской впадине и Предуральском прогибе. Прогибы, внутриплатформенные впадины и Прикаспийская синеклиза являются, вероятно, нефтесборными площадями этих месторождений.
По структурным признакам месторождения нефти и газа объединяются в зоны нефтегазонакопления, размещение которых контролируется отмеченными крупными региональными тектоническими структурами. На основании геотектонического анализа [5] в юго-восточном Урало-Поволжье следует выделять четыре типа зон нефтегазонакопления, связанных со структурами низших порядков: с системами фронтальных флексурообразных линейных дислокаций (флексурообразных валов), с прерывистыми валообразными поднятиями (валообразными осложнениями террас), с пологими бортами прифлексурных прогибов и со структурными террасами сакмаро-артинских отложений, осложненных рифообразованием.
Особенно полно изучены зоны нефтегазонакопления первого типа, к которым приурочено большинство открытых месторождений. Последнее объясняется наиболее отчетливой тектонической выраженностью этих зон почти во всех структурных ярусах палеозоя вследствие их тесной связи с самыми мобильными, постоянно проявлявшимися в ходе палеозойского развития участками, расположенными в шовных зонах на границах плитных блоков фундамента - ядер вершин сводовых поднятий чехла. К зонам этого типа с установленной промышленной продуктивностью относятся: Туймазинско-Байтуганская и Сокско-Шешминская, приуроченные к фронтальным дислокациям юго-восточного края Южно-Татарского плитного блока; Большекинельская - у северного и Кинельско-Самаркинская - у южного краев плитных блоков ядра Оренбургского свода; Кулешовская - вдоль северного края Южно-Куйбышевского плитного блока Жигулевско-Пугачевского свода и др.
Зоны второго типа располагаются в срединных участках плитных блоков фундамента в удалении от шовных зон. Они испытали менее резкие и не столь дифференцированные подвижки в процессе геоструктурного развития. Поэтому структуры таких зон морфологически обычно выражены не очень отчетливо и чаще всего представляют собой террасовидные осложнения гомоклиналей. Простирания их обычно не подчиняются простиранию границ блоков, и локальные поднятия, осложняющие их, структурно мало связаны между собой, а структурные планы заметно изменяются со стратиграфической глубиной. Промышленные залежи установлены лишь на отдельных поднятиях и не всегда по всему продуктивному разрезу в пределах Шкаповской (Белебеевско-Шкаповская вершина Татарского свода), Покровско-Сорочинской и Петро-Херсонецкой (Оренбургский свод) зон этого типа.
Третий тип зон нефтегазонакопления определен неточно из-за малой изученности. Они приурочены, очевидно, к приподнятому краю, к кромке наклоненного плитного блока фундамента, которому в осадочном чехле соответствует цепочка локальных поднятий, осложняющих пологий борт прифлексурного прогиба. Противоположный крутой борт прогиба представляет смыкающее крыло флексуры. Таким образом, зоны этого типа пространственно тесно сопряжены с зонами первого типа. Примером могут служить Секретарско-Бишиндинская зона с нефтяными месторождениями в Фоминовке, Южно-Леонидовке, Бишиндах, вытянутая параллельно Туймазинско-Байтуганской зоне, и Южно-Большекинельская, сопряженная с Большекинельской зоной. К последней приурочено Краснооктябрьское месторождение.
В соседних районах Башкирии достаточно полно изучена зона четвертого типа. Нефтегазоносные сакмаро-артинские рифы осложняют длинную, но не широкую террасу этих отложений, погружающуюся к югу и отделенную от сопредельного склона платформы крутой прямолинейной в плане флексурой. Противоположный восточный склон террасы, наоборот, изрезан структурными ложбинами, что определяет частые субширотные простирания рифовых массивов. В Оренбургской области терраса прослежена не на всем протяжении, и здесь выявлено пока только одно газовое месторождение (Совхозный риф).
Перечисленными зонами не ограничиваются типы зон нефтегазонакопления в юго-восточном Урало-Поволжье. Своеобразна по структурным и литологическим особенностям зона, связанная с системой складок Кинзебулатовского типа на восточном склоне предгорного прогиба. В Оренбургской области ее нефтегазоносность совершенно не изучена. В южных районах области и в пределах прибортового уступа Прикаспийской синеклизы возможны другие зоны. Намечаются своеобразные зоны нефтегазонакопления в срединных участках плитных блоков фундамента платформы, приуроченные к очень слабо выраженным поднятиям - удлиненным структурным носам, которые начинаются и наиболее высоко приподняты в пределах пологих бортов прифлексурных прогибов.
Выделенные зоны нефтегазонакопления отличаются не только по структурным признакам, определяющим тип приуроченных к ним месторождений, но также особенностями и полнотой стратиграфо-литологического разреза, а значит, характером распределения и типом ловушек нефтяных и газовых залежей. По совокупности этих и других признаков в Оренбургской области известны или вероятны месторождения, связанные с локальными поднятиями платформенного или солянокупольного типа, переходными структурами, антиклиналями складчатых областей (западный склон Урала) и рифогенными структурами [3, 4]. Все известные в настоящее время в Оренбургской области залежи нефти и газа приурочены к месторождениям первого типа; некоторые из них в верхних структурных ярусах, иногда продуктивных, осложнены соляной тектоникой (поднятия переходного типа) и лишь одно месторождение обнаружено в рифовой зоне. Для месторождений платформенного типа характерны небольшие амплитуды, пологие крылья, часто значительные размеры, наличие вторичных осложняющих куполов, малая дизъюнктивная нарушенность, которая иногда предполагается в отложениях палеозоя по сумме косвенных признаков. Продуктивные горизонты этих месторождений имеют сравнительно небольшую мощность, но отличаются постоянством распространения. Высота залежей не превышает нескольких десятков метров, зоны контакта нефти или газа с водой очень широкие из-за пологости структуры. По структурным признакам, из которых главными являются соотношения сводовых частей и амплитуд ловушек в разных горизонтах, платформенные месторождения подразделяются на согласные и несогласные [3]. Поднятия первого типа отличаются наличием замкнутых малосмещенных в плане ловушек сводового характера по всем горизонтам разреза. Наиболее широко такие месторождения распространены в пределах флексурообразных валов. Амплитуды поднятий этого типа увеличиваются с глубиной вплоть до нижней базисной поверхности: Султангуловское - до подошвы девона, Мухановское - до поверхности фундамента, другие - только до фаменского яруса (Красноярское) или до горизонтов карбона (Кулешовское), а в нижних структурных ярусах происходит их некоторое выполаживание.
Несогласные локальные поднятия характеризуются исчезновением замкнутых ловушек с глубиной или заметным смещением сводов в плане. Они приурочены преимущественно к валообразным террасам, пологим бортам прифлексурных прогибов и структурным носам, но встречаются и на флексурообразных валах. Одни из них исчезают как замкнутые структуры по кровле фундамента и внутри бавлинской свиты (Бавлинское и Шкаповское поднятия), в нижнефранских и подстилающих отложениях (Байтуганское поднятие) или в нижнем карбоне (Городецко-Жуковская зона). Другие -прослеживаются по всему разрезу с увеличением амплитуд до фаменского яруса, а затем выполаживаются и испытывают резкие смещения свода (Ефремо-Зыковское). Отмеченные различия в структурных формах месторождений обусловлены разным временем заложения поднятий и условиями их дальнейшего развития.
Разнообразие типов залежей нефти и газа, встреченных в юго-восточном Урало-Поволжье, в большей степени чем разнообразие типов месторождений, обусловлено стратиграфическим и литологическим факторами. В соответствии с классификациями И.О. Брода [1] и М.Ф. Мирчинка [6], с поправкой на условия описываемого района, следует выделить три типа залежей: структурный, литологический и стратиграфический. Это подчеркивает преимущественное влияние тех или других факторов на формирование ловушек (см. рисунок).
Наиболее распространен и изучен структурный тип залежей, связанных с замкнутыми ловушками тектонического происхождения. Среди них выделяются пластовые сводовые залежи, приуроченные преимущественно к пластам терригенных коллекторов франского, визейского ярусов и верхней перми, и массивные залежи в мощных толщах карбонатных коллекторов башкирского, турнейского и фаменского ярусов. В группе пластовых сводовых залежей обычно наблюдаются залежи ненарушенного характера, например: пашийская залежь Заглядинского месторождения, в которой пласт по всей мощности насыщен нефтью (см. рисунок, I). Встречаются также водоплавающие залежи, подстилаемые подошвенными водами (пласт ДI Тарханского месторождения). Коллекторы ловушек пластовых сводовых залежей обычно отличаются однородностью на всем протяжении и хорошими параметрами. Поэтому залежь тесно связана с водонапорной системой пласта, что обусловливает упруго-водонапорный режим. Такие залежи целесообразно разрабатывать равномерной сеткой эксплуатационных скважин, разрежая их (через 600-700 м) и применяя законтурное заводнение. В водоплавающих залежах упруго-водонапорный режим настолько активен, что не требуется искусственного воздействия на пласт.
Есть основания предполагать в Оренбургской и Куйбышевской областях наличие второй разновидности пластовых сводовых залежей, тектонически экранированных, например, в нижнем карбоне на Мухановском и Тарханском месторождениях. На юго-восточном окончании Тарханского поднятия в пласте Б1 бобриковского горизонта нефть не обнаружена, хотя в аналогичных структурных и литологических условиях она присутствует на всей остальной площади. Предполагается, что залежь на западном участке экранирована сбросом (см. рисунок, II), а залежь восточного участка разрушилась и нефть мигрировала в вышележащие горизонты. Существуют и другие объяснения этого факта [3].
Третья разновидность пластовых сводовых залежей, литологически ограниченных, встречается более часто. Отмечается литологическое замещение коллекторов непроницаемыми породами на крыльях и периклиналях структурных ловушек, как, например: в верхнем песчаном пласте пашийского горизонта на северо-восточном крыле Дерюжевского месторождения в районе скв. 10 (см. рисунок, III) или в присводовых участках, как в пласте ДI Султангуловского месторождения (см. рисунок, IV).
В пластовых тектонически экранированных и литологически ограниченных залежах связь с основной водонапорной системой затруднена, а на участках экранирования отсутствует полностью. Поэтому запас пластовой энергии ограничен, пластовое давление в залежах быстро падает, и уже на раннем этапе разработки требуется искусственное поддержание пластового давления с расположением нагнетательных скважин за контуром залежи на участках лучшей связи ее с водонапорной системой и с осуществлением одностороннего напора.
В группе структурно-массивных залежей ловушки карбонатных пород в башкирском и турнейском ярусах перекрываются непроницаемыми глинами соответственно верейского и бобриковского возраста, а в фаменском ярусе - пластом плотных глинистых известняков. Для ловушек характерны сложная неправильная форма в плане (см. рисунок, V), резкая литологическая изменчивость пород-коллекторов внутри массива, непостоянство трещиноватых зон, максимально развитых, вероятно, в сводовых и соседних участках крутого крыла, прерывистость в размещении пористых участков. Плотные, практически непроницаемые прослои располагаются на различной высоте, наблюдается кулисообразное перекрытие одного прослоя другим. В зоне водонефтяного контакта за счет деятельности бактерий поры заполнены вторичным кальцитом, а в трещинах он выпадает из циркулирующих пластовых вод. Вследствие этого массивно-структурные залежи не имеют четко выраженного водонефтяного контакта. Подошва залежи контролируется коллекторскими свойствами пород и часто располагается в кровле плотного прослоя, подстилающего нефтяную залежь, которая, таким образом, не контактирует с пластовой водой. Колебания гипсометрических отметок подошвы залежи достигают значительной величины (5-10 м).
Описанные залежи приурочены к сводам локальных поднятий, наибольшая мощность их нефтенасыщенной части и высота залежи одинаковы. Они могут быть названы массивными сводовыми залежами. Эти залежи особенно широко распространены в турнейском ярусе (например, Красноярское, Тарханское, Султангуловское и многие другие месторождения). Иногда встречается разновидность массивных залежей, смещенных на крыло поднятия. Так, в калиновской свите верхней перми на Калиновско-Степановском месторождении нефтяная залежь приурочена только к южному крутому крылу ловушки, а сопровождающая ее большая газовая шапка занимает сводовую часть (см. рисунок, VI). Залежь водоплавающая, водонефтяной контакт наклонный и поднимается с юга на север на 37 м (высота залежи). При этом наибольшая мощность нефтенасыщенных пород не превышает 24 м. По К.Б. Аширову [1], это обусловлено накоплением избытка нефти, поступающей по тектоническим трещинам из нижних горизонтов, вследствие чего ВНК не успевает гравитационно выравниваться. Кроме того это связано с повышенной трещиноватостью коллекторов на южном крыле.
Указанные коллекторско-литологические особенности структурно-массивных ловушек обусловливают изменчивость нефтегазонасыщения, резко различную продуктивность эксплуатационных скважин, затрудненную связь залежей с основной водонапорной системой, низкую пьезопроводность пласта. Изолированность и запечатанность таких залежей подтверждаются интенсивным падением пластового давления, неизменностью контура нефтеносности, отсутствием обводнения скважин. Для избежания невыгодного режима разработки - режима растворенного газа - такие залежи необходимо эксплуатировать с поддержанием пластового давления. Целесообразна только внутриконтурная закачка с одновременным увеличением депрессии на центральных участках залежи путем перевода скважин на форсированный режим эксплуатации. Уменьшение забойного давления на 15-20% против давления насыщения на Красноярской залежи не вызвало существенного разгазирования нефти в пласте, а дебиты скважин возросли в 2-3 раза и держатся устойчиво. Залежи литологического типа в юго-восточном Урало-Поволжье имеют меньшее промышленное значение и устанавливаются обычно попутно с разведкой и разработкой основных залежей. Они представляют собой местные песчаные накопления, линзовидные или рукавообразные по форме, ограниченные непроницаемыми породами; наиболее часто встречаются в бобриковском и пашийском горизонтах. В карбонатных отложениях фаменского и турнейского ярусов и в нижней перми известны гнездообразные залежи. Линзовидные ловушки обычно приурочены к участкам повышенных мощностей терригенных пород на погружениях локальных поднятий и выклиниваются вверх по восстанию пластов. Залежи в таких ловушках установлены в отдельных пластах нижнего карбона на Заглядинском, Красноярском, Байтуганском месторождениях и верхнего девона на Коханском и Мухановском месторождениях (см. рисунок, VII). Размеры их невелики, запасы ограничены. Большой интерес представляют рукавообразные залежи (см. рисунок, VIII). В бобриковском горизонте они образовались в узких рукавах интенсивных течений [8], что обусловило накопление крупнозернистых песчаников с высокой пористостью (до 25%) и проницаемостью (до 3 д). Рукавообразные залежи нефти приурочены к юго-восточным периклиналям Красноярского, Заглядинского, Султангуловского и Тарханского поднятий. Гнездообразные залежи очень небольших размеров обнаружены в карбонатных породах нижней перми на Комсомольской и Шарлыкской площадях. Такие ловушки приурочены к нечетким структурным формам - террасам и носам и представляют собой небольшие, неправильной формы участки повышенной пористости и проницаемости среди толщи непроницаемых пород, возникшие за счет вторичной трещиноватости и выщелачивания карбонатных отложений. На таких залежах обычно продуктивна лишь одна скважина.
Нефтяные залежи литологического типа характеризуются весьма затрудненной гидродинамической связью с более мощной водонапорной системой. Их энергетические ресурсы ограничены энергией упругих сил с дополнением напора пластовых вод в залежах двух первых разновидностей. Они не являются самостоятельными объектами разработки и, располагаясь часто в непосредственной близости к основному объекту, имеют аналогичную геолого-гидродинамическую характеристику. В таких случаях целесообразна и эффективна их совместная эксплуатация с учетом параметров лучше изученной базисной залежи. Возможно использование части скважины основного объекта за счет разрежения сетки или одновременная раздельная эксплуатация двух горизонтов дифференциальным насосом.
Залежи стратиграфического типа приурочены к изолированным массивам карбонатных пород с нарушенной эрозионными процессами кровлей и перекрыты непроницаемыми породами. Кол-лекторская емкость образовалась за счет вторичной пористости при выщелачивании пород верхней части ловушки или других вторичных процессов внутри массива. В башкирском и особенно в кунгурском ярусах распространены структурно-стратиграфические залежи, связанные с эродированными поднятиями; в нижнепермских отложениях развиты залежи рифовых массивов. Среди первой группы известны: залежи нефти, приуроченные к головам размытых продуктивных пластов, например, залежь II пласта Кинель-Черкасского месторождения с глубоким односторонним размывом крутого крыла поднятия (см. рисунок, IX); залежи, приуроченные к поднятиям со сплошным (Восточная Черновка) или прерывистым (Муханово, Яблоня) периферийным размывом продуктивного пласта (см. рисунок, X), наконец, залежи, связанные с «лысыми» поднятиями и характеризующиеся размывом свода, как, например, во II пласте кунгурского яруса Пилюгинского месторождения. Таким образом, все эти залежи являются запечатанными или полузапечатанными. Залежи нефти и газа рифовых массивов сакмаро-артинских отложений, как показал опыт их разработки в Башкирии, имеют большое промышленное значение. Характеристика этих залежей известна [7].
По гидродинамическим особенностям и условиям разработки стратиграфические залежи похожи на литологические. Они мало гидродинамически связаны с водонапорной системой пласта, ВНК в процессе разработки почти не продвигается, давление насыщения незначительно превышает пластовое, разрабатываются они обычно при самом невыгодном режиме растворенного газа. Запасы этих залежей, кроме рифовых, небольшие и их полное извлечение возможно лишь путем заводнения с расположением нагнетательных скважин внутри залежи. Эффективность разработки залежей в рифовых массивах можно повысить путем бурения в нефтяной части дополнительных горизонтальных стволов из основного ствола скважины до его обсадки. Это, в частности, позволит разрядить сетку основных эксплуатационных скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аширов К.Б. Причины негоризонгальности водонефтяных контактов. Геология нефти и газа, 1961, № 12.
2. Брод И.О., Еременко Н.А.Основы геологии нефти и газа. Гостоптехиздат, 1957.
3. Клубов В.А., Кулаков А.И.Типы и некоторые особенности формирования локальных поднятий Оренбургской области. Труды ВНИГНИ, вып. XXX, Гостоптехиздат, 1961.
4. Клубов В.А., Кулаков А.И.и др. Тектоническое строение Оренбургской области и прилегающих районов в связи с оценкой их нефтегазоносности.
5. Труды ВНИГНИ, вып. XXXIV, Гостоптехиздат, 1961.
6. Клубов В.А. Опыт тектонического районирования юго-востока Русской платформы. ДАН СССР, т. 144, № 4, 1962.
7. Мирчинк М.Ф. О принципах классификации залежей нефти и газа. Нефт. хоз., № 5, 1955.
8. Ованесов Г.П. О типах залежей нефти в Башкирии. Геология нефти и газа, 1960, № 1.
9. Свищев М.Ф. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. Гостоптехиздат, 1961.
ВНИГНИ, НПУ Бугурусланнефтъ
Рисунок Типы залежей нефти юго-восточного Урало-Поволжья.
Залежи: I - структурная пластово-сводовая, ненарушенная (Заглядино); II- структурная пластовая, тектонически-экранированная (Тарханы, по К.Б. Аширову); III - структурная пластовая, литологически ограниченная (Дерюжевка); IV - то же (Султангулово); V- структурная массивная, сводовая (Красноярка); VI-структурная массивная, смещенная (Калиновка-Степановка); VII - литологическая линзовидная (Муханово); VIII - литологическая рукавообразная (Красноярка); IX-стратиграфическая в размытых головах пластов (Кинель-Черкассы); X-стратиграфическая с размывом по периферии ловушки (Восточная Черновка).
Стратиграфическая приуроченность залежей: а-калиновская свита верхней перми; б - 1-й пласт кунгурского яруса; в - 2-й пласт кунгурского яруса; г-бобриковский горизонт визейского яруса; д - турнейский ярус; е - кыновский горизонт франского яруса; ж -пашийский горизонт франского яруса.
1 -песчаники; 2-алевролиты; 3-глины; 4 -известняки и доломиты; 5-ангидриты; 6 -нефть и газ: 7-стратоизогипсы кровли ловушки; 8 - контур нефтеносности и площадь залежи; 9 -зоны непроницаемых пород; 10- границы развития песчаников; 11 -поверхности размыва; 12-предполагаемые дизъюнктивные нарушения.