|
УДК 553.981.2.061.15(571.642-13) |
Влияние гидродинамических условий на размещение скоплений газа в Анивском прогибе Южного Сахалина
А. И. ЮРОЧКО, В. С. СВИТЕНКО, Б.Д. БОРИСОВ (Сахалингеология)
В гидродинамическом отношении Анивский прогиб представляет собой межгорный артезианский бассейн [2]. В его разрезе выделяются четыре водоносных комплекса: плиоценовый, верхнемиоценовый, нижнесреднемиоценовый и верхнемеловой.
Основным объектом поисково-разведочных работ здесь до настоящего времени были отложения нижнемаруямской подсвиты верхнемиоценового возраста. В этих отложениях открыты и разведаны Восточно-Луговское и Южно-Луговское месторождения газа, притоки его получены также на Луговской и Малинковской площадях. Нижележащие образования вскрыты на полную мощность единичными скважинами и скоплений УВ в них пока не обнаружено. Полученный материал по динамике и химизму подземных вод, коллекторским и другим свойствам пород позволяет уточнить направление дальнейших поисковых работ. Основные результаты комплексного анализа имеющихся данных приводятся ниже.
Верхний водоносный комплекс приурочен к слабосцементированным песчаным породам верхнемаруямской подсвиты плиоцена мощностью 800-1000 м. Комплекс промыт инфильтрационными водами, служит мощным резервуаром пресных и слабосолоноватых вод и бесперспективен в нефтегазоносном отношении.
Второй водоносный комплекс связан с песчано-глинистыми отложениями нижнемаруямской подсвиты верхнемиоценового возраста мощностью до 1200 м. В разрезе выделяется 15 пластов-коллекторов мощностью 30-80 м. Емкостно-фильтрационные свойства пород ухудшаются вверх по разрезу и в кровле отложений присутствуют уже относительно более мощные глинистые разделы, обусловливающие существенную гидродинамическую разобщенность между данным водоносным комплексом и вышележащим.
Комплекс представляет водонапорную систему преимущественно инфильтрационного типа, достаточно полно изученную поисково-разведочным бурением. Движение вод происходит с северо-запада на юго-восток и характеризуется средним градиентом напора 15 м/км (рис. 1, А). Вверх по разрезу напоры падают, что свидетельствует о наличии восходящих потоков. Область питания водонапорной системы приурочена к Тымь-Поронайскому региональному взбросу, представляющему собой довольно широкую зону дробления пород, вблизи которой приведенные к уровню моря напоры достигают 100 м и более и превышают отметки рельефа. Избыточное давление в области питания создается благодаря влиянию нижележащего комплекса. Область разгрузки расположена в пределах шельфа залива Анива и связана либо с разрывными нарушениями, либо с зоной выклинивания глинистых разделов.
Комплекс насыщен водами хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов (по В.А. Сулину). Хлоркальциевые воды приурочены к нижней части разреза. Вверх по разрезу содержание гидрокарбонатов увеличивается и, начиная с IV-VI горизонтов, воды приобретают гидрокарбонатно-натриевый состав, что можно рассматривать как следствие инфильтрационного водообмена, так как верхний водоупор не создает в полной мере экрана от вышележащего комплекса. Общая минерализация вод изменяется от 9 до 22 г/л. Пониженные ее значения характерны для пластов с лучшими емкостно-фильтрационными свойствами, т. е. приурочены к более промытым частям разреза; уменьшение минерализации вод фиксируется также по направлению к области питания.
Хлоркальциевые воды практически повсеместно предельно насыщены газами. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа отличаются дефицитом давления насыщения. Водорастворенные газы содержат 85-97 % метана, до 6-9 % азота и до 6 % углекислоты. Весьма показательно почти полное отсутствие в составе газов тяжелых УВ, что позволяет рассматривать комплекс как перспективный преимущественно на газ. Состав свободного газа аналогичен водорастворенному.
Поисково-разведочными работами на Восточно-Луговском и Южно-Луговском месторождениях установлено, что четыре горизонта комплекса (VII, ХIIа, ХIIб, XIII) вмещают промышленные скопления газа; ряд горизонтов оцениваются как перспективные. Месторождения по данным отложениям приурочены к антиклинальным складкам; положение газовых залежей контролируется не только антиклинальной ловушкой, но и гидродинамическим режимом, вследствие чего наблюдается смещение залежей в направлении движения подземных вод. По Ю.П. Гаттенбергеру [1], ловушки месторождений можно отнести к типу сводово-гидродинамических. На Восточно-Луговском месторождении газовые залежи смещены до 500 м на юго-восток, углы наклона ГВК достигают 1° и соответствуют наклону пьезометрической поверхности (рис. 2, А). Наклонные ГВК достаточно убедительно подтверждены результатами испытания скважин (см. рис. 2, В). Высоты газовых залежей изменяются от 16 до 66 м и находятся в прямой зависимости от мощности перекрывающих их глинистых покрышек (8-25 м), что подтверждает наличие восходящих потоков и свидетельствует о нахождении газовых скоплений в состоянии равновесия.
В отложениях комплекса возможны открытия новых газовых залежей, приуроченных к гидродинамическим ловушкам различных типов, однако перспективы обнаружения более крупных по запасам залежей, чем на указанных месторождениях, крайне ограниченны ввиду отсутствия достаточно мощных и надежных покрышек.
Третий водоносный комплекс включает отложения нижне-среднемиоценового возраста общей мощностью более 1000 м. Верхняя часть разреза (около 900 м) представлена преимущественно аргиллитами с подчиненными прослоями глинистых алевролитов и выполняет в основном роль мощного регионального водоупора, нижняя (около 100 м) - гравелитами, песчаниками, алевролитами, обладающими хорошими емкостно-фильтрационными свойствами, о чем свидетельствуют результаты испытания в скв. 1 Восточно-Луговской, где получены самоизливающиеся притоки пластовой воды дебитом до 118 м3/сут. К этому участку, по сути дела, и приурочен водоносный комплекс.
Комплекс представляет водонапорную систему элизионного типа. Наиболее погруженная часть прогиба, по результатам бурения и испытания единичных скважин, характеризуется развитием АВПД. Пластовые давления здесь превышают гидростатические на 11 МПа; вверх по разрезу падение приведенных напоров не установлено. Область разгрузки водонапорной системы расположена в зоне Тымь-Поронайского регионального взброса, вблизи которого, по данным испытания скв. 1 Малинковской, избыточное пластовое давление над гидростатическим не превышает 5 МПа в низах комплекса и уменьшается вверх по разрезу, приближаясь к установленному в вышележащем водоносном комплексе -1 МПа (см. рис. 1, А, Б). Западнее Тымь- Поронайского регионального взброса пластовые давления близки к гидростатическим, о чем свидетельствуют результаты бурения поисковых и структурных скважин в этом районе. Таким образом, в данном водоносном комплексе движение подземных вод происходит в северо-западном направлении, т.е. в противоположном, чем в вышележащем. Средний градиент напора составляет 140 м/км.
Приуроченность к Тымь-Поронайскому региональному взбросу области питания инфильтрационной водонапорной системы второго водоносного комплекса и одновременно области разгрузки элизионной водонапорной системы третьего комплекса создает благоприятные условия для дополнительного подпора вод во втором комплексе (см. рис. 1, В), что и наблюдается на самом деле.
Комплекс насыщен водами хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. Воды хлоркальциевого типа развиты в наиболее погруженной части прогиба, общая минерализация их составляет 12-17 г/л. По направлению к приразломной зоне воды приобретают гидрокарбонатно-натриевый облик, их минерализация уменьшается до 10 г/л, что объясняется опреснением вод за счет инфильтрационного водообмена в зоне регионального взброса.
В наиболее погруженной части прогиба воды недонасыщены газами (коэффициент упругости 0,8); в районе приразломной зоны наблюдается предельная газонасыщенность вод, газ по составу метановый и аналогичен газу вышележащего комплекса. Уменьшение пластового давления к области разгрузки и увеличение газонасыщенности пластовых вод в этом направлении способствуют выделению растворенного газа в свободную фазу и, следовательно, зону вблизи регионального взброса можно рассматривать как наиболее перспективную для открытия новых залежей газа. Наличие надежной покрышки пласта-коллектора в низах данного комплекса может обеспечивать скопление более значительных по запасам газовых залежей, чем во втором комплексе.
Между отложениями второго и третьего комплексов наблюдается угловое и стратиграфическое несогласие, и структурные планы по данным отложениям резко отличаются. В образованиях третьего комплекса антиклинальных ловушек не выявлено, что сдерживает постановку целенаправленного поискового бурения. В то же время гидродинамический режим комплекса позволяет считать, что ловушки газа здесь - гидродинамические. Такая ловушка установлена на Луговской площади (рис. 2, Б, Г). В структурном отношении она приурочена к структурному носу, контур ее определен методом схождения структурной и пьезометрической поверхностей.
Четвертый водоносный комплекс относится к отложениям верхнемелового возраста и изучен весьма слабо. Мощность верхнемеловых отложений, по данным сейсморазведочных работ, превышает 1000 м. Комплекс частично вскрыт скв. 1 Восточно-Луговской. По результатам ее испытания, верхняя часть пород комплекса отличается хорошими емкостно-фильтрационными свойствами и характеризуется АВПД; пластовое давление превышает гидростатическое на 11 МПа. Не исключено, что данный комплекс гидродинамически сообщается с вышележащим.
Подводя основные итоги вышеизложенному, следует заключить.
1. Отложения Анивского прогиба перспективны для поисков преимущественно залежей газа, так как в составе водорастворенных газов тяжелые УВ практически отсутствуют.
2. Плиоценовый водоносный комплекс промыт инфильтрационными водами. Он служит мощным резервуаром пресных и слабосолоноватых вод и бесперспективен в нефтегазоносном отношении.
3. Верхнемиоценовый комплекс вмещает водонапорную систему инфильтрационного типа. Движение вод происходит в юго-восточном направлении со средним градиентом напора 15 м/км. В пределах комплекса установлены промышленные скопления газа, связанные со сводово-гидродинамическими ловушками. В данных отложениях возможны открытия газовых залежей, приуроченных к различным видам гидродинамических ловушек, однако перспективы обнаружения более крупных по запасам залежей, чем установленные на Восточно-Луговском и Южно-Луговском месторождениях, крайне ограниченны ввиду отсутствия достаточно мощных и надежных покрышек.
4. Нижне-среднемиоценовый комплекс представляет водонапорную систему элизионного типа и характеризуется АВПД в наиболее погруженной части прогиба. Движение вод происходит в северо-западном направлении со средним градиентом напора 140 м/км. В нижней части комплекса установлен пласт-коллектор, перекрытый надежной покрышкой, в котором возможны гидродинамические ловушки газа. Наиболее перспективна для поисковых работ приразломная зона.
5. При выборе точек заложения скважин следует учитывать гидродинамические условия комплексов.
6. Подобный гидродинамический режим характерен для миоценовых отложений Японии [4]. В гидродинамических ловушках различных районов СССР и за рубежом выявлены значительные скопления газа и нефти [3]. Целенаправленные поиски скоплений УВ в гидродинамических ловушках, наличие которых доказано для южной части Анивского прогиба и которые, без сомнения, развиты на более обширной территории, - важный резерв прироста запасов УВ на Южном Сахалине.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гаттенбергер Ю.П. Влияние гидродинамической обстановки на залежи нефти и газа. - Геология нефти и газа, 1973, № 6, с. 59-65.
2. Гидрогеология СССР. Том XXIV. Остров Сахалин. М., Недра, 1972.
3. Плотников А.А. Условия формирования гидродинамических ловушек газа. М., Недра, 1976.
4. Kinji Magara. Compaction and migration of fluids in Miocene mudstone. Nagaoka Plain. Japan. - Bull. Amer. Ass. Petr. Geol., 1968, v. 52, No 12, p. 2466-2501.
Поступила 11/II 1981 г.
Рис. 1. Схемы распределения напоров пластовых вод по VII-XIX горизонтам второго (А) и нижней части третьего (Б) водоносных комплексов и схематический геолого-гидродинамический разрез (В) южной части Анивского прогиба.
Водоносные комплексы: 1 - четвертый (верхнемеловой); 2 - третий (нижне-среднемиоценовый); 4 - второй (верхнемиоценовый); 4 - первый (плиоценовый); 5 - стратиграфическое и угловое несогласие; 6 - кровля пласта-коллектора третьего водоносного комплекса; 7 - Тымь-Поронайский региональный взброс; 8 - гидроизопьезы, м; 9 - направление движения вод; 10 - пьезометрические поверхности третьего (а) и второго (б) водоносных комплексов; 11 - месторождения газа и площади глубокого бурения (I - Восточно-Луговское, II - Южно-Луговское, III - Луговская, IV - Малинковская); 12 - поисковые и разведочные скважины, по которым получены достоверные замеры пластового давления, и напор пластовых вод, приведенный к уровню моря, м; 13 - линия разреза
Рис. 2. Схематические карты ловушек газа Анивского прогиба: сводово-гидродинамической в продуктивном горизонте VII (верхнемиоценовые отложения Восточно-Луговского месторождения (А), гидродинамический (пласт-коллектор в низах нижне-среднемиоценовых отложении) на Луговской площади (Б) и соответственно их разрезы (В, Г).
1 - изогипсы по кровле продуктивного горизонта VII Восточно-Луговского месторождения и по кровле пласта-коллектора в нижней части нижнесреднемиоценовых отложений на Луговской площади, м; 2 - гидроизопьезы, м; 3 - следы пересечения кровли пласта-коллектора с поверхностями равных напоров; 4 - контур ловушки; скважины, давшие: 5 - газ, 6 - пластовую воду; 7 - интервалы испытания скважин и характер притока; 8 - установленная газовая залежь на Восточно-Луговском месторождении и предполагаемая на Луговской площади; 9 - Тымь-Поронайский региональный взброс