Стадии накопления основной массы
углеводородов и критерии прогноза их фазового состояния (По
материалам Западного Предкавказья.)
П.К. ЛЯХОВИЧ (Союзтермнефть)
Прогноз нефтегазоносности недр и фазового состояния УВ
основывается на анализе условий образования и закономерностей размещения
залежей нефти и газа в различных районах. Важное значение при этом придается
глубине погружения нефте- и газоматеринских осадков, единству процессов нефте-
и газогенерирования и накопления УВ, времени образования и характеру развития
ловушек, дифференциальному улавливанию УВ и др. [1-7, 9-13].
В
настоящей статье рассматривается возможность раздельного прогноза на нефть и
газ площадей и объектов на основе выделения стадий накопления основной массы УВ
в постседиментационных ловушках и оценки палеоглубин проявления этих стадий.
Начало
образования постседиментационных ловушек в разрезе одного и того же
структурного яруса по времени близко и приурочено к началу дислокаций. Вместе с
тем оно происходит в условиях нахождения пластов на различных глубинах с
различным уровнем литогенеза осадков и разными термобарическими условиями для
образования УВ. Поэтому для выявления закономерностей накопления основной массы
УВ в постседиментационных ловушках необходимо анализировать современное
распространение залежей нефти и газа на палеогеологических разрезах, сформировавшихся
к началу образования ловушек каждого структурного яруса отдельно.
Наиболее
отчетливо искомые закономерности могут быть выявлены на примере отдельных
структурных ярусов, разрез которых регионально нефтегазоносен и содержит
многопластовые месторождения нефти и газа на ряде площадей, где пласты не
испытали инверсий, размывов и др. Одним из таких ярусов, рассматриваемых ниже,
является нижний структурный ярус на площадях южного борта Западно-Кубанского
прогиба, сложенного породами от нижнего Майкопа до свиты цице
включительно (В пределах разреза, изученного
бурением.). Нефтегазоносность здесь связана с отложениями эоцена и
палеоцена, разрез представлен чередующимися маломощными песчано-алевритовыми
(0,5-4 м) и глинистыми (0,5-3 м) пластами с характерной для терригенного флиша
региональной выдержанностью пластов и пачек. В разрезе эоцена и палеоцена здесь
выделено 13 продуктивных, горизонтов, содержащих на отдельных площадях в общей
сложности около 580 разобщенных между собой по разрезу залежей нефти и газа. В
их распределении наблюдается довольно пестрая картина. Так, с кумским
горизонтом связаны исключительно нефтяные залежи, располагающиеся на глубинах
от 800- до 4100 м, в горизонтах эоцена и палеоцена на сравнительно небольших
глубинах - от 1100 до 2300 м-выявлены газоконденсатные залежи и др.
Флишевый характер
разреза, одновременность формирования ловушек (рубеж нижнего и среднего
Майкопа), многопластовый характер месторождений нефти и газа и др. - все это
вместе взятое позволяет анализировать особенности распределения залежей нефти и
газа в зависимости от глубины погружения пластов к началу образования ловушек.
На рисунке показано
распределение залежей нефти и газа на предсреднемайкопских палеогеологических
разрезах нижнего структурного яруса южного борта Западно-Кубанского прогиба (При составлении предсреднемайкопских палеогеологических
разрезов мощности нижнего Майкопа и белоглинской свиты оценивались с
использованием материалов В.П. Пекло и С.Ф. Сидоренко.
Нижележащий разрез эоцена и палеоцена снят с каротажных диаграмм скважин,
расположенных в присводовых частях складок.).
Видно, что к началу образования ловушек одноименные свиты, горизонты и пласты
были погружены на различные глубины. В частности, кумский горизонт на
Глубокоярской площади залегал на глубине 525 м, а на Северо-Украинской - 925 м;
IX горизонт свиты горячего ключа наиболее глубоко был погружен на
Восточно-Северской площади - 2075 м и т. д. (табл. 1).
Однако, несмотря на различие глубин погружения свит, горизонтов и пластов
эоцена и палеоцена к началу дислокаций и образования ловушек в распределении
залежей нефти и газа на палеогеологических разрезах отчетливо наблюдается
следующая закономерность: все пласты-коллекторы в интервале палеоглубин от 600
до 1100 м независимо от стратиграфической принадлежности содержат залежи нефти;
общее количество таких «элементарных» залежей на Глубокоярской площади
составляет около 240. Далее в интервале палеоглубин от 1100 до 2400 м все
пласты-коллекторы, также независимо от возраста содержат газоконденсатные
залежи, общее количество их составляет около 340. В ряде скважин из отложений
палеоцена, залегающих в интервале, соответствующем палеоглубинам 1100-2000 м,
получены слабые кратковременные притоки воды с углеводородным газом или
отмечено отсутствие притока флюидов (скв. 300 Новодмитриевская и др.). Такой
результат объясняется снижением пористости и проницаемости коллекторов в
процессе их погружения и уплотнения [8].
Четкая граница,
наблюдаемая в распределении нефтяных и газоконденсатных залежей на
палеогеологических разрезах к началу образования постседиментационных ловушек,
свидетельствует о том, что породы, погрузившиеся к этому времени на глубины от
600 до 1100 м, генерировали преимущественно жидкие, а на глубинах более 1100 м -
газообразные УВ. Из этого, в свою очередь, вытекает, что породы, погрузившиеся
к началу образования ловушек на глубины от 600 до 1100 м, прошли верхнюю зону
газообразования, а погрузившиеся на глубины 1100-2400 м - верхнюю зону
газообразования и зону нефтеобразования (табл. 2).
Кроме того, наличие четкой границы между нефтяными и газоконденсатными залежами
на предсреднемайкопских палеогеологических разрезах (см. рисунок)
указывает на то, что поступление основной массы УВ, определяющей характер
залежи (нефть, газ с конденсатом), приурочено к началу дислокаций и образования
ловушек - в данном случае к предсреднемайкопской фазе складчатости.
Выявленные
палеогеологические закономерности распределения залежей нефти и газа (на
палеогеологических разрезах к началу образования ловушек) позволяют выделить,
стадии накопления основной массы УВ, определяющие характер залежи (газ, нефть,
газ с конденсатом), и установить палеоглубины проявления этих стадий (см. табл.
2) (Выделение стадий накопления основной массы УВ не означает,
что процессы генерации и аккумуляции УВ закончены, они могут продолжаться,
однако характер залежи (газ, нефть, газ с конденсатом) продолжающие поступать в
ловушку УВ уже не изменят.). Первая стадия - начальная
газонакопления (НСГН) - соответствует начальной стадии погружения осадков [8],
их диагенезу и верхней зоне газообразования [4]. НСГН проявляется в интервале
палеоглубин погружения горизонта к началу образования ловушек, не превышающих
600 м (см. табл. 2). Более точно
установить эту величину в данном случае не представляется возможным, так как в
интервале палеоглубин до 600 м рассматриваемого структурного яруса коллекторов
не содержится и НСГН не проявлялась. Однако указанный интервал палеоглубин
проявления НСГН подтверждается наличием залежей газа в верхнем структурном
ярусе, сложенном более молодыми осадками на других площадях - Ладожской,
Благовещенской и др. (табл. 3). Вторая стадия накопления основной массы УВ -
нефтенакопления (СНН) соответствует низам, начальной стадии погружения осадков,
стадии диагенеза пород и зоне нефтеобразования [4]. СНН проявляется в интервале
палеоглубин погружения горизонтов к началу формирования ловушек от 600 до 1100
м. Третья стадия накопления основной массы УВ - конечная газонакопления (КСГН) -
соответствует главной стадии погружения осадков [8.], подстадиям прото- и
мезокатагенеза пород и нижней зоне газообразования (см. табл. 2).
КСГН проявляется на палеоглубинах погружения горизонтов, более 1100 м и к
началу образования ловушек. Нижняя граница палеоглубин проявления КСГН
соответствует предельным или критическим глубинам сохранения кондиционных
значений пористости коллекторов (7 %), которые в зависимости от содержания
пелитовой фракции, по нашим данным, изменяются в пределах от 2500 да 5500 м. На
палеоглубинах погружения горизонта к началу образования ловушек, где кондиционные
значения пористости утрачиваются, накопления УВ не происходит; напротив,
вследствие трансформации емкостного пространства все флюиды, в том числе УВ,
перераспределяются из порового пространства в трещинные резервуары [8].
Следует подчеркнуть,
что указанные выше интервалы палеоглубин проявления выделенных стадий
накопления основной массы УВ различного фазового состояния подтверждаются
соответствующим характером залежей и в других структурных ярусах Западного
Предкавказья, сложенных более молодыми и более древними породами (см. табл.
3). По приводимым в этой таблице примерам, в частности залежам
нефти в майкопских отложениях, оценить начало образования ловушек и
палеоглубины погружения к этому времени горизонтов не представляется возможным.
Однако, учитывая линзовидное строение ловушек, их малый размер и отсутствие у
залежей законтурной области, возможность генерации нефти на глубинах менее 1000
м сомнений не вызывает.
Основные выводы,
которые вытекают из вышеизложенного, сводятся к следующему.
- Накопление основной массы УВ в
постседиментационных ловушках во времени
приурочено к началу образования ловушек.
2. Фазовое состояние УВ в залежи (газ, нефть, газ с конденсатом)
определяется палеоглубиной погружения нефте- и газоматеринских осадков к началу
образования ловушек. Эти выводы предлагается использовать в качестве критериев
прогноза фазового состояния УВ в ловушках.
Условия
для накопления УВ в конседиментационных ловушках по сравнению с
постседиментацнонными более благоприятны. Поэтому приводимые палеоглубины
проявления стадий накопления основной массы УВ в постседиментационных ловушках
могут быть использованы также для прогноза характера залежей в
конседиментационных структурах. Подтверждением этого служат залежи нефти в
отложениях чокрака и газа в карагане, сармате на структурах, осложненных
диапиризмом (Северо-Ахтырская, Северо-Крымская, Джигинская, Благовещенская и
др.). Для фазового состояния УВ в конседиментационных ловушках кроме глубин
погружения пород важное значение имеет характер контакта между пластами,
аккумулирующими УВ и подстилающими их генерирующими отложениями: при наличии
между ними регионального перерыва и несогласия следует ожидать газоконденсатные
залежи. Примером может служить базальный горизонт нижнего мела в Западном
Предкавказье, в котором, по данным И.П. Жабрева и др. [10], залежи образовались
за счет поступления УВ из подстилающих аргиллитов юры и триаса.
Выявленные
палеогеологические закономерности накопления основной массы УВ в ловушках
применительно к одному структурному ярусу не только объясняют современное
пространственное размещение залежей нефти и газа, но и наглядно подтверждают
вертикальную генетическую зональность УВ в осадочной толще, стадийность
процессов газо- и нефтеобразования и др. Однако нельзя не обратить внимание на
малые глубины, на которых проходила генерация нефти - от 600 до 1100 м в
рассматриваемом регионе. Эти данные хорошо согласуются с выводами В.В. Вебера
[4] о достаточности для образования нефти погружением пород на глубину от 600
до 1200 м. В то же время, согласно более распространенной точке зрения других
исследователей [2, 3, 5, 7, 9, 11-13], для образования нефти и проявления ГФН
необходимо погружение пород на значительно большую глубину. Мы не ставим себе
целью объяснить причины столь существенных расхождений, поскольку ответ на этот
вопрос могут дать лишь соответствующие исследования.
Отсутствие
в настоящее время исчерпывающих объяснений отмеченных расхождений не лишает
возможности рассматривать начало образования постседиментационных ловушек как
время накопления основной массы УВ, а палеоглубины погружения коллекторов к
началу образования ловушек - как критерий прогноза фазового состояния УВ;
использование выявленных палеогеологических закономерностей образования залежей
нефти и газа в совокупности с применяемыми для прогноза фазового состояния УВ
на площадях рассмотренного и других регионов будет способствовать дальнейшему
повышению геолого-экономической эффективности бурения на нефть и газ.
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бакиров А.А. Геологические
основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М., Недра, 1973.
2. Вассоевич Н.Б.
Теория осадочно-миграционного происхождения нефти. - Изв. АН СССР. Сер. геол.,
1967, № 11, с. 135-156.
3. Вассоевич Н.Б.
Нефтематеринские свиты и принципы их диагностики. М., Наука, 1979.
4. Вебер В.В. Диагенетическая
стадия образования нефти и газа. М., Недра, 1978.
5. Главная фаза нефтеобразования / Н.Б. Вассоевич,
Ю.И. Корчагина, Н.В. Лопатин, В.В. Чернышев. - Вести. МГУ. Сер. геол., 1969, №
6, с. 3-27.
6. Генерация углеводородов в
процессе литогенеза осадков. - Труды ИГиГ. Новосибирск, 1976, вып. 330, с. 1-198.
7. Конторович А.Э., Трофимук А.А.
Литогенез и нефтегазообразование. Горючие ископаемые. Проблемы геологии и
геохимии нафтидов и битуминозных пород. Матер. XXV сес. Междунар. Геол. конгр.
М., Наука, 1976, с. 19-35.
8. Ляхович П.К. Механизм
преобразования териигенных поровых коллекторов в трещинные. - Геология нефти и газа, 1980, № 3, с. 39-44.
9. Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б.,
Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием. Горючие
ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нафтидов и битуминозных пород. Матер.
XXV сес. Междунар. Геол. конгр. М., Наука, 1976, с. 47-62.
10. О закономерностях
размещения залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западного Предкавказья
/ В.Л. Егоян, И.П. Жабрев, В.С. Котов, К.О. Ростовцев. - Геология нефти и газа,
1962, № 8, с. 20-24.
11. Осадочно-миграционная
теория образования нефти и газа. М., Наука, 1978.
12. Соколов В.А. Процессы
образования и миграции нефти и газа. М., Недра, 1965.
13. Условия образования нефти и газа в осадочных
бассейнах. М., Наука, 1977.
Поступила
11/X 1981 г.
