В последние годы повысился интерес к изучению нефтегазоносности карбонатного разреза. С одной стороны, этому способствует достаточно высокая степень изученности терригенных отложений, с другой - большая роль карбонатов в осадочном чехле древних платформ, занимающих значительную часть территории СССР.

Более тщательное исследование нефтегазоносности карбонатных отложений привело к открытию здесь таких важных месторождений, как Оренбургское, Гежское в Волго-Уральском регионе, Вуктыльское, Усинское, Возейское в Тимано-Печорской провинции, Калиновое, Малоичское в Западской Сибири, Куюмбинское и Среднеботуобинское в Восточной Сибири. Из приведенного, далеко не полного перечня основных открытий видно, что залежи нефти и газа в карбонатных комплексах установлены в различных геоструктурных условиях. Одновременно с расширением масштаба нефтегазоносности карбонатных отложений увеличился и ее стратиграфический диапазон. Если в Волго-Уральском районе первые залежи нефти были выявлены в известняках и доломитах нижнепермского, а также нижне- и среднекаменноугольного возраста, то позже в этом регионе была установлена промышленная нефтеносность и верхнедевонских известняков. В последнее время промышленные притоки нефти были получены из более древних карбонатных комплексов: силурийско-ордовикского в пределах Тимано-Печорского бассейна (Среднемакарихинская площадь), и рифейских образований на Сибирской платформе (Куюмбинское месторождение).

В связи с этим увеличилась и прогнозная оценка их запасов. Так, например, только в Татарской АССР более 60 % прогнозных запасов нефти сконцентрировано в карбонатных коллекторах [1]. Такова же примерно количественная оценка нефтеносности палеозойского карбонатного разреза и других районов Волго-Уральской провинции.

Однако, несмотря на высокую прогнозную оценку нефтенасыщенности карбонатов, добыча нефти из них по-прежнему остается на низком уровне: в Татарской АССР - только 0,1 %, в Башкирской АССР - 6% [1]. Главная причина такой диспропорции - слабая изученность карбонатного разреза, связанная:

• с особенностями строения залежей нефти и газа в карбонатных коллекторах, отличающихся от других исключительной неоднородностью литологического состава, обусловленной их формированием и широким развитием постседиментационных процессов. Большой диапазон изменения коллекторских свойств продуктивных пластов и различие структуры их порового пространства усложняют качественное вскрытие и опробование карбонатов и надежное выделение в них нефтегазоносных интервалов;
• с залеганием карбонатных пород среди терригенных нефтегазоносных комплексов. Последние отличаются сравнительной простотой и достаточно высокой эффективностью поисков залежей нефти и газа. В связи с этим при поисково-разведочных работах длительное время преобладала тенденция преимущественного изучения нефтеносности терригенного разреза и подготовки именно в нем разведанных запасов нефти. Это было обусловлено необходимостью создания в короткие сроки и с минимальными затратами сырьевой базы основного в те годы нефтедобывающего района страны - Урало-Поволжья;
• со слабой изученностью условий формирования и закономерностей размещения в карбонатном разрезе залежей нефти и газа. В этом заключается основная причина недостаточного учета в действующих классификациях главных особенностей размещения УВ в карбонатных породах. Разработанные классификации залежей карбонатных коллекторов по существу не отличаются от аналогичных схем для терригенных.

Как известно, классификация залежей нефти и газа, предложенная И.О. Бродом [2], прочно вошла в практику геологоразведочных работ и теоретическую геологию. В соответствии с тремя типами природных резервуаров в ней выделяются три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные.

Позже рядом исследователей [1, 2] были предприняты попытки конкретизировать эту схему применительно к залежам, сформированным в карбонатных коллекторах. Однако предложенные классификации были разработаны для конкретных геологических условий отдельных районов страны и поэтому не учитывают в должной мере всех особенностей распределения нефтегазоносности в карбонатном разрезе. В то же время, как показывают результаты геологоразведочных работ, размещение залежей нефти и газа в карбонатных толщах подчинено определенным закономерностям, которые являются универсальными.

Важнейшая особенность перспективных карбонатных разрезов - преимущественное нефтегазонасыщение их верхних частей. На рис. 1 , где изображены различные нефтегазоносные комплексы Волго-Уральского и Восточно-Сибирского бассейнов, показано, что основная масса залежей нефти и газа в карбонатных толщах размещается, как правило, в их верхних частях непосредственно под литологическими экранами, сложенными плотными породами. Это обусловлено вертикальной миграцией УВ.

В.П. Савченко [4] и А.Л. Козлов [3] считали, что основные пути вертикальной миграции УВ - трещинные зоны, возникшие в результате интенсивных тектонических подвижек. УВ перемещаются в виде эмульсии или раствора вместе с движущейся водой благодаря диффузии, а также в виде прорывающихся струйных фильтрационных потоков нефти и свободного газа. При этом движение УВ определяется гравитационными (всплыванием) и капиллярными силами. Очевидно, ориентированное вверх по разрезу совместное воздействие обоих факторов обеспечивает естественный гидроразрыв, проявляющийся наиболее интенсивно в гипсометрически самых высоких частях ловушек, где образуется наибольшая разность напоров газа (нефти) и воды и породы максимально трещиноваты.

Естественно, что воздействие обоих факторов, определяющих вертикальную миграцию УВ, может быть ограничено наличием выше по разрезу слабопроницаемых пород. Из-за экранирующих свойств последних пласты-коллекторы верхних частей разреза будут лишены залежей нефти и газа.

Преимущественное нефтегазонасыщение верхов карбонатных толщ объясняется также тем, что благодаря цикличности осадконакопления известняки вверх по разрезу, как правило, замещаются плотными, слабопроницаемыми глинами и солями, которые служат надежным литологическим экраном.

Они обычно распространены на значительной территории и способствуют формированию в осадочном чехле обособленных нефтегазоносных карбонатных комплексов.

Для них характерна преимущественная газоносность верхней части разреза, в более древних горизонтах чаще содержатся залежи нефти.

Высокая проникающая способность газообразных УВ послужила причиной преимущественной газоносности верхних частей карбонатных комплексов в пределах наиболее изученных Волго-Уральского и Тимано-Печорского нефтегазоносных районов.

Наглядно в этом отношении Южно-Шапкинское месторождение, выявленное в Тимано-Печорском районе, где в верхней части карбонатного разреза, относимого к артинскому ярусу ( рис. 2 ), непосредственно под глинистым экраном кунгурского возраста сформирована газовая залежь. В нижележащих известняках ассельского яруса установлена вторая самостоятельная газовая залежь, которая окружена 30-метровой нефтяной оторочкой. В более древних карбонатах верхнего карбона и серпуховского надгоризонта выявлены гидродинамически разобщенные нефтяные залежи. При этом максимально нефтеносна залежь в породах верхнего карбона, находящаяся непосредственно под ассельскими глинами.

Аналогичное преимущественное газонасыщение верхних частей карбонатного разреза характерно и для нижнепермских отложений Волго-Уральского бассейна (см. рис. 1 , Г). Здесь на большинстве месторождений карбонатные отложения артинского яруса, залегающие непосредственно под солями кунгурского возраста, содержат залежи газа, а сакмарские и ассельские - в основном нефти. Характерно при этом, что более древние карбонатные комплексы (башкирско-намюрский, окско-серпуховский, турнейско-верхнедевонский) содержат только залежи нефти.

Помимо неодинакового состава УВ залежи нефти и газа, сформированные в разновозрастных частях нефтегазоносных комплексов, различаются и другими особенностями. Основное отличие - концентрация в верхних частях карбонатных комплексов наиболее емких по запасам залежей нефти и газа и более высокий этаж их нефтегазоносности по сравнению с нижними залежами.

Так, например, в Волго-Уральском районе наиболее значительные по запасам залежи нефти и газа находятся: в нижнепермском карбонатном комплексе - в известняках и доломитах артинского и сакмарского ярусов, залегающих непосредственно под регионально выдержанными сульфатно-галогенными толщами кунгурского яруса (см. рис. 1 , Г), в среднекаменноугольном - непосредственно в его верхней части, стратиграфически относимой к башкирскому ярусу (см. рис. 1 , В), в турнейско-верхнедевонском - в карбонатной толще турнейского яруса, венчающей разрез этого комплекса (см. рис. 1, Б).

Размещение наиболее крупных по запасам залежей нефти и газа непосредственно в верхах карбонатных комплексов известно и на месторождениях Восточной Сибири (см. рис. 1 , А). В породах усольской свиты нижнего кембрия, нефтегазоносной практически на всей территории Сибирской платформы, наибольшее число залежей приурочено к известнякам и доломитам осинского горизонта, залегающим непосредственно под соленосной толщей, которая занимает верхнюю часть свиты. Иногда залежи встречаются и в более древних отложениях свиты (устькутский, Преображенский горизонты), однако по величине запасов они существенно уступают осинским.

В вышележащем бельском нефтегазоносном комплексе пород преобладающее число залежей нефти и газа приурочено к верхней части карбонатного разреза, который непосредственно перекрывается соленосными отложениями верхнебельской подсвиты. Сформированные здесь залежи имеют большой этаж нефтегазоносности, широко распространены по региону и поэтому заключают основные запасы УВ этого комплекса. Нижележащие атовский и христофоровский горизонты отличаются меньшими масштабами распространения нефтегазоносности. Этажи продуктивности в них значительно уступают верхним залежам.

В вышележащих булайском и ангаро-литвинцевском карбонатных комплексах все известные залежи также сосредоточены в верхних частях разреза. Основные продуктивные горизонты в ангаро-литвинцевских отложениях - бильчирский, келлорский и др. - находятся в кровле разреза непосредственно под галогенными породами ангарской свиты, которые служат региональным экраном для нижележащих осадочных образований.

Таким образом, приведенные материалы о нефтегазоносности разновозрастных карбонатных комплексов в пределах различных геоструктурных элементов указывают на приуроченность залежей нефти и газа преимущественно к карбонатным отложениям, точнее, к их верхним частям. Одновременно установлено, что на величину запасов залежей, сформированных в известняках, в первую очередь влияет их положение относительно кровельных частей карбонатных нефтегазоносных комплексов. Те залежи, которые венчают карбонатный разрез и залегают под региональными литологическими экранами, характеризуются наибольшими этажами нефтегазоносности, размерами и запасами. Залежи средних или нижних частей карбонатных комплексов значительно уступают первым по количеству заключенных в них УВ и обычно как объекты добычи нефти и газа имеют меньшее значение.

Важную роль в распределении нефтегазоносности в карбонатных разрезах играют регионально выдержанные пачки непроницаемых пород.

Установлено, что в одновозрастных толщах одних и тех же районов промышленная нефтегазоносность встречается лишь в тех частях, где перспективные карбонатные отложения экранируются мощными пачками таких пород. В случае фациального замещения литологических экранов менее плотными разностями в нижележащем карбонатном разрезе залежи нефти и газа не встречаются.

Характерны в этом отношении нижнепермские карбонаты Волго-Уральского бассейна. Их промышленная нефтегазоносность установлена только в пределах его платформенной юго-восточной части и Предуральском прогибе, где карбонатный комплекс перекрывается мощной толщей сульфатно-галогенных образований кунгурского яруса. Эти породы обладают высокими герметизирующими свойствами и способствуют захоронению под ними залежей нефти и газа, в том числе с АВПД и значительными этажами нефтегазоносности (месторождения Оренбургское, Ишимбайское, Верхнечусовское и др.).

Однако в центральных частях бассейна, где отложения кунгурского яруса не имеют прослоев солей и сульфатов и сложены в основном терригенными породами, в нижележащей карбонатной толще артинского, сакмарского и ассельского возраста залежей нефти и газа не содержится. Здесь установлены лишь признаки и включения окисленной, загустевшей нефти и встречаются пропитанные битумом породы.

Аналогичные примеры, свидетельствующие об определяющей роли литологических экранов в размещении нефтегазоносности в карбонатных разрезах, можно привести по более древним палеозойским отложениям Волго-Уральской области и по другим регионам Восточно-Европейской и Сибирской платформ. При этом выяснено, что масштабы нефтегазонакопления в значительной мере зависят от распространения региональных экранов, среди которых выделяются региональные, зональные и локальные. Естественно, что наиболее крупные по запасам залежи нефти и газа формируются под региональными экранами, которые чаще всего контролируют отдельные нефтегазоносные комплексы.

В значительной мере на характер строения залежей нефти и газа в карбонатных отложениях влияют не только масштабы распространения литологических экранов, но и литологический состав последних. Как показывает анализ размещения залежей УВ в карбонатном разрезе, наиболее надежны экраны, состоящие из соленосных пород. Они обычно контролируют газовые залежи, в том числе и крупноамплитудные с АВПД. Наибольшее число соленосных экранов встречено в пределах Волго-Уральского, Тимано-Печорского, Иркутского и Тунгусского бассейнов. Для соленосных экранов в отличие от флюидоупоров, сложенных другими, литологическими разностями пород, характерно наибольшее (до 80-100%) заполнение контролируемых ими газовых и нефтяных залежей.

Надежным литологическим экраном являются также глинистые породы. Эти отложения в условиях наиболее изученных Волго-Уральском и Тимано-Печорском бассейнах экранируют залежи нефти во многих интервалах карбонатного разреза. В обоих бассейнах региональными глинистыми экранами служат образования кыновского, бобриковского и верейского горизонтов. Случаев экранирования глинами газовых залежей известно значительно меньше. Такой экран установлен на Астраханском месторождении, однако здесь непосредственно над глинами залегает мощная (до 2000 м) толща каменной соли кунгурского яруса, которую необходимо рассматривать в качестве основного литологического экрана.

Высокой герметичностью обладают глинисто-сульфатные породы. Экранирующие параметры нефтегазоупоров, сложенных такими породами, достаточно высоки, что подтверждает образование под ними высокоамплитудных залежей газа с АВПД (Вуктыльское газоконденсатное месторождение). Такого типа экраны известны и на других газовых месторождениях.

Более низкие герметизирующие свойства имеют экраны, сложенные ангидритами. Так, в пределах Кинель-Черкасского района Куйбышевской области верхнепермские залежи, сформированные под ангидритовыми экранами, заполнены лишь на 10-15 % их объема, а отдельные ловушки под ними залежей не содержат.

Помимо перечисленных литологических разностей залежи нефти и газа способны экранировать также глинистые карбонатные породы, в которых содержится 35-45 % нерастворимого остатка. Такие породы имеют почти нулевые значения пористости и проницаемости.

Как правило, масштабы распространения карбонатных экранов невелики и обычно ограничиваются отдельными площадями или небольшими районами. Вместе с тем в некоторых нефтегазоносных комплексах может быть встречено несколько таких экранов. В этом случае под каждым из них формируются обособленные друг от друга нефтяные, реже газовые залежи. Так, например, во франско-фаменской толще Тимано-Печорского бассейна выделяются до 10 карбонатных экранов, обусловивших формирование нескольких залежей нефти.

Таким образом, приведенные примеры свидетельствуют о том, что характер нефтегазоносности карбонатного разреза и даже тип залежей помимо их положения относительно кровли карбонатных комплексов в значительной мере зависят от масштабов распространения и литологического состава экранирующих толщ.

Нами предпринята попытка с учетом перечисленных особенностей размещения нефтегазоносности в карбонатных комплексах разработать такую классификацию залежей нефти и газа, использование которой в практике поисково-разведочных работ позволит ориентировать основные объемы буровых и исследовательских работ на наиболее перспективные интервалы карбонатных разрезов.

Все залежи по положению относительно кровли вмещающих карбонатных комплексов разделяются на две группы (см. таблицу ). В первую входят залежи, приуроченные к верхним частям нефтегазоносных комплексов. Они отличаются наибольшими этажами нефтегазоносности, повышенными ареалами распространения и часто заключают в себе скопления газа. Залежи УВ второй группы, сформированные внутри карбонатных разрезов меньших размеров и локально нефтегазоносны.

В связи с тем, что запасы нефти и газа в карбонатном разрезе и масштабы залежей в значительной мере зависят от площади распространения контролирующих их литологических экранов, каждая группа залежей по этому принципу разделяется на несколько классов: региональные, зональные и локальные.

В классификации отражен и литологический состав покрышек, поскольку эта особенность экранирующих толщ также влияет на состав флюидов в залежах и на их запасы.

И, наконец, все залежи нефти и газа в соответствии с классификацией И.О. Брода (1951 г.) по типу природного резервуара разделяются на пластовые, массивные и экранированные. Первые два типа залежей образуются в резервуарах, имеющих большое площадное распространение. Отличие пластовых залежей от массивных заключается в том, что в первых контуры ловушки контролируются кровлей и подошвой пласта, тогда как для образования массивных залежей определяющей является лишь поверхность резервуара, совпадающая обычно с подошвой ограничивающих литологических экранов. Массивные залежи чаще всего формируются в гипсометрически приподнятых выступах карбонатных пород. Предлагаемая классификация, по нашему мнению, наиболее полно отражает особенности строения залежей нефти и газа в карбонатном разрезе и позволит сконцентрировать основные объемы геологоразведочных работ на перспективных карбонатных разрезах или их отдельных интервалах и получить благодаря этому максимальные приросты запасов нефти и газа.

1. Бадамшин Э.З. Критерии оценки перспектив нефтеносности карбонатных отложений. Казань, Каз. гос. ун-т, 1978.
2. Брод И.О. Основы геологии нефти и газа. М., МГУ, 1953.
3. Козлов А.Л. О закономерностях формирования и размещения нефтяных и газовых залежей. М., Гостоптехиздат, 1959.
4. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений нефти и газа. М., Недра, 1977.

Таблица

Классификация залежей нефти и газа в карбонатных отложениях

Рис. 1. Схема строения основных нефтегазоносных карбонатных комплексов Сибирской платформы и Волго-Уральского бассейна.

1 - известняки; 2 - то же, газоносные; 3 - то же, нефтеносные; 4 - соли; 5 - гипсы и ангидриты; 6 - глинистые известняки. Разрезы отложений: А - кембрийских Сибирской платформы, Б - верхнедевонско-турнейских нефтегазоносных Волго-Уральского бассейна, В - башкирско-намюрских, Г -нижнепермских

Рис. 2. Геологический разрез Южно-Шапкинского нефтегазового месторождения (составлен по материалам Ухтанефтегазгеологии).

Усл. обозн. см. на рис. 1