|
УДК 553.98:551.243.4 |
Экранирующие горизонты и их влияние на распределение нефтяных и газовых залежей в крутых и подвернутых крыльях складок
Н. Н. ГУНЬКА (НГДУ Долинанефтегаз)
Нефтяные и газовые залежи Внутренней зоны Предкарпатского прогиба приурочены к брахиантиклинальным складкам, формирование которых сопровождалось широким развитием надвигов, в результате чего их северо-восточные крылья в большинстве случаев крутые (до 90°), подвернутые и иногда лежачие. Они сложены теми же разностями пород, что и основная часть складки, и часто содержат залежи УВ (Долинское, Рожнятовское, Битковское, Танявское месторождения и др.).
Разработка этих залежей УВ не проводилась. В промышленную разработку вводились только залежи УВ юго-западных крыльев складок с более значительными запасами нефти и газа.
Получение промышленных притоков нефти и газа на Долинском, Рожнятовском, Танявском, Битковском и других месторождениях из крутых и подвернутых крыльев складок не только в пределах контуров нефтегазоносности, но и ниже обводненных пластов юго-западных основных частей складок потребовало изучения роли экранирующих горизонтов (покрышек) для сохранения залежей УВ в палеогеновых отложениях.
Изучением экранирующих свойств пород покрышек и их влияния на условия формирования и сохранение залежей УВ месторождений Предкарпатья занимались многие исследователи [1]. Все они считали, что основными экранирующими горизонтами служат глины и глинистые сланцы поляницкой и воротышенской свит.
Разбуривание крутых и подвернутых крыльев складок позволило установить наличие и других экранирующих горизонтов, которые выполняют функции региональных покрышек. Так, на Танявском месторождении в ямненских отложениях палеоцена Витвицской складки Береговского надвига была вскрыта газоконденсатная залежь, приуроченная к подвернутому крылу лежачей перевернутой синклинальной складки, которая является частью Витвицкой структуры, отставшей в процессе надвигания. Подвернутое крыло - переходный структурный элемент между Береговой скибой и глубинными складками первого яруса структур Внутренней зоны.
Подвернутое крыло Витвицкой складки здесь рассматривается как самостоятельная асимметричная брахиантиклинальная складка (рис. 1, а) северо-западного простирания, разделенная поперечными тектоническими нарушениями сбросо-сдвигового характера на три отдельных блока.
При опробовании песчаников ямненских отложений в скв. 15 в интервале 2410- 2460 м получен приток конденсата и газа. Замеренное здесь начальное пластовое давление составляло 26,3 МПа на глубине 2400 м и принято за начальное пластовое давление в залежи.
Для сохранения такой газоконденсатной залежи при большой тектонической нарушенности структуры и превышении пластового давления над гидростатическим в первую очередь необходима надежная экранирующая покрышка. В этих условиях надежным экраном может служить только карбонатноглинистый комплекс пород верхней части стрыйской свиты верхнего мела. Результаты изучения этого комплекса пород [2] позволили установить его монолитность, большую мощность (90-150 м) и значительное распространение по площади, включая и северо- западную часть месторождения.
В других случаях роль региональной покрышки могут выполнять глинистые разности пород быстрицкой свиты эоцена. Характерны в этом отношении Битковская и Нижнеструтынская глубинные складки.
Битковская глубинная складка (см. рисунок, г) представляет собой лежачую антиклиналь с хорошо выраженным крутым и подвернутым крылом. В процессе надвигания она осложнена продольным нарушением типа надвига, по которому основная часть складки продвинулась к северо-востоку, а крутое и подвернутое крыло несколько отстало. Ядро складки сложено мощным комплексом пород стрыйской свиты верхнего мела. Поперечными тектоническими нарушениями типа сбросо-сдвигов структура разбита на отдельные блоки с небольшими смещениями друг относительно друга как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. По продольному нарушению крутое и подвернутое крыло складки смещено к юго-западу на 250- 500 м.
Промышленная нефтеносность приурочена к средне- и нижнеменилитовым отложениям олигоцена, а газоносность - к выгодской и манявской свитам эоцена. Характерно, что ниже газоконденсатной залежи в менилитовых отложениях крутого и подвернутого крыла получены промышленные притоки нефти дебитом 5-40 т/сут. Остальная часть палеогенового разреза крутого и подвернутого крыла складки полностью обводнена. Полученные данные дают основание предполагать, что между подвернутой и основной частями складки существует надежная экранирующая покрышка, приуроченная к сланцевому горизонту быстрицкой свиты эоцена.
Распределение пластовых давлений в залежах Битковской глубинной складки указывает на отсутствие какой-либо гидродинамической взаимосвязи между основной частью складки и крутым и подвернутым крылом. Начальное пластовое давление при опробовании отложений стрыйской свиты верхнего мела в скв. 457 Пасечная составляло 75,1 МПа на глубине 4140 м, что на 38,7 МПа превышает гидростатическое. В эоценовых залежах начальное пластовое давление превышало гидростатическое только на 4 МПа. Данными распределения начального пластового давления в крутом и подвернутом крыле складки установлено [3], что начальное пластовое давление на 1-1,5 МПа превышает гидростатическое.
Особенно интересные данные получены при разведке Нижнеструтынской складки, к которой приурочены два месторождения - Чечвинское и Рожнятовское. Нижнеструтынская складка представляет собой брахиантиклиналь общекарпатского простирания с относительно пологим юго-западным, и крутым и подвернутым северо-восточным крыльями (см. рисунок, в). В сводовой части складки установлено продольное тектоническое нарушение надвигового характера, по которому произошло смещение основной части складки по отношению к подвернутой. По простиранию складка разбита тектоническими нарушениями типа сбросо-сдвигов на ряд отдельных блоков и участков.
Промышленная нефтеносность установлена в менилитовых отложениях основного и крутого и подвернутого крыльев складки. При опробовании менилитовых отложений юго- западного крыла складки (Чечвинское месторождение) начальное пластовое давление в скв. 1 Чечва составляло 32,3 МПа на глубине 2832 м и превышало гидростатическое на 4 МПа.
При опробовании менилитовых отложений крутого и подвернутого крыла складки (Рожнятовское месторождение) в скв. 5 Рожнятов начальное пластовое давление на глубине 4267 м составляло 98,5 МПа и на 52,2 МПа превышало гидростатическое давление. Градиент давления близок к геостатическому и составляет 2,13.
Нефти указанных месторождений по физико-химическим свойствам значительно различаются. Нефть Рожнятовского месторождения более легкая, с меньшим содержанием парафина и смол. Пластовые нефти также существенно различаются. Газосодержание пластовой нефти на Рожнятовском месторождении больше, чем на Чечвинском месторождении. При этом давление насыщения пластовой нефти на Чечвинском месторождении ниже.
Геологические и промысловые данные свидетельствуют о существовании в Нижнеструтынской складке двух гидродинамически не связанных залежей с различными условиями их формирования, размещения и сохранения. В этих условиях роль экранирующих покрышек выполняют разные комплексы пород. Залежь нефти в крутом и подвернутом крыле складки экранируется отложениями быстрицкой свиты общей мощностью 90 м, а основной части складки - глинистыми разностями пород поляницкой и воротыщенской свит общей мощностью 2440 м.
Изложенное свидетельствует о том, что во всех рассмотренных выше залежах, экранируемых эоценовыми и верхнемеловыми покрышками, сохранились повышенные и аномально высокие пластовые давления. Однако в данном случае может возникнуть вопрос, не является ли это следствием технического экранирования крутого и подвернутого крыла продольным тектоническим нарушением надвигового типа.
Выявление экранирующей способности такого нарушения проведено на Лопянецком месторождении Скибовых Карпат (см. рисунок, б). Разведочными скв. 7, 12, 15 Спас и 1 Лопянка вскрыты в опрокинутом залегании отложения верхнеменилитовой подсвиты Лопянецкой складки, из которых получены промышленные притоки нефти.
Крутое и подвернутое крыло Лопянецкой складки отделяется от основной ее части продольным тектоническим нарушением надвигового типа. Менилитовые отложения в пределах установленной площади нефтеносности через тектоническое нарушение контактируют с менилитовыми отложениями основной части складки, водоносные горизонты которой выходят на дневную поверхность. Начальное пластовое давление в скв. 7 Спас на глубине 2700 м составляло 26,5 МПа (ниже гидростатического на 0,5 МПа).
Таким образом, сохранению повышенных и аномально высоких пластовых давлений в залежах крутых и подвернутых крыльев складок способствуют экранирующие горизонты эоценовых и верхнемеловых отложений. В случае отсутствия таких покрышек пластовое давление снижается до гидростатического и даже может быть аномально низким.
Существует мнение, что для сохранения залежей УВ важно соотношение высоты залежи и мощности экранирующей покрышки. Изучение крутых и подвернутых крыльев складок показало, что такой зависимости нет. Даже покрышки небольшой мощности могут служить надежным экраном для сохранения залежей УВ с высокими и аномально высокими пластовыми давлениями (например, нефтяная залежь в крутом и подвернутом крыле Нижнеструтынской складки). Объясняется это разностью между внутри- поровыми давлениями в коллекторе и покрышке [4].
Нефтяные и газовые залежи Предкарпатского прогиба сформировались только в заключительную фазу Карпатской складчатости, ознаменовавшей завершение образования структур и перераспределение скоплений УВ. В результате создалась закрытая и внутренне разобщенная геогидродинамическая система, исключающая свободную миграцию флюидов. Геодинамические напряжения обусловили уплотнение пород и рост пластовых давлений. При наличии экранирующих горизонтов пластовое давление возрастало до геостатического, нарушало целостность экранирующих покрышек и создавало условия для формирования залежей в вышележащих горизонтах. В складках, находящихся близко от тектонического надвига, в разрезе которых отсутствуют экранирующие толщи (Лопянецкая складка), рост пластовых давлений способствовал миграции УВ к дневной поверхности и разрушению залежей. На остальных структурах глинистые толщи пород верхнемелового и эоценового возраста создавали благоприятные условия для сохранения залежей и их разрушение происходило по тектоническим нарушениям, которые при достаточно большом перепаде давлений становятся проводящими.
Залежи нефти и газа в крутых и подвернутых крыльях складок, отделенные от основной части структуры тектоническими надвигами, характеризуются своими гидродинамическими условиями и физико-химическими свойствами нефти, конденсата и газа. Их следует рассматривать как отдельные самостоятельные месторождения, не имеющие гидродинамической связи с месторождениями основной части складки.
Изучение экранирующих способностей покрышек залежей нефти и газа крутых и подвернутых крыльев складок Внутренней зоны Предкарпатского прогиба позволило установить закономерности распределения нефти и газа, доказать отсутствие зависимости между высотой залежи, глубиной залегания, газосодержанием и мощностью экранирующих горизонтов и подтвердить большую перспективность вскрытия нефтяных и газовых залежей на многих месторождениях.
В настоящее время наибольшими потенциальными ресурсами обладают менилитовые отложения Битковского и Рожнятовского месторождений. Не исключается большая перспективность выгодских отложений крутого и подвернутого крыла складки на Северо- Долинском месторождении. В связи с этим бурение глубоких разведочных скважин необходимо сосредоточить в первую очередь на указанных месторождениях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Даниленко В.А., Добровольский Я.И., Пилип Я.А. Экранирующие свойства пород- покрышек и условия сохранения углеводородных залежей. - В кн.: Обоснование направлений поисков нефти и газа в глубокозалегающих горизонтах Украинских Карпат. Киев, 1977, с. 80-87.
2. Гунька Н.Н. Особенности строения ямненской газоконденсатной залежи Танявского месторождения. - Нефтегаз, геол. и геофиз., 1979, вып. 6, с. 44-47.
3. Бучковский С.С., Борышко В.Я., Крупский Ю.3. Пластовые давления в нефтегазоносных структурах покровов юго-восточной части Предкарпатского прогиба. - Нефт. и газ. пром-сть, 1976, № 5, с. 28-30.
4. Бурштар М.С. Основы теории формирования залежей нефти и газа. М., Недра, 1973.
Поступила 29/XII 1981 г.
Рисунок Поперечные геологические разрезы месторождений:
Танявского (а), Рожнятовского, Спасского, Струтынского, Чечвинского (б), Лопянецкого (в), Битковского и Пасячнянского (г).
Свиты и подсвиты: 1 - воротыщенская, 2 - поляницкая, 3 - менилитовая, 4 - верхнеменилитовая, 5 - среднеменилитовая, 6 - нижнеменилитовая, 7 - быстрицкая, 8 - выгодская, 9 - манявская, 10 - ямненская; 11 - линии надвигов; 12 - тектонические нарушения; залежи: 13 - нефтяные, 14 -газоконденсатные