|
УДК 553.98.041:551.763.3/.781.3(477.75) |
Перспективы нефтегазоносности верхнемеловых - палеоценовых отложений Северного Крыма и прилегающих районов
А. Т. БОГАЕЦ (УкрНИГРИ)
Карбонатные и глинисто-карбонатные образования позднемелового - палеоценового возраста являются эпигенетично нефтегазоносными [2]. Следы поступления УВ из нижележащих толщ фиксируются в разных частях комплекса, однако промышленные их скопления связаны преимущественно с его верхами - палеоценовыми отложениями, надежно экранированными в большинстве районов рассматриваемой области достаточно мощной глинистой покрышкой.
В пределах Тарханкутского полуострова и прилегающих районов акватории разрез этого продуктивного горизонта (инкерманский ярус и низы качинского яруса) сложен известняками, представляющими собой коллекторы трещинно-порового типа. Они перекрыты мергелями средней и верхней частей качинского яруса, которые наряду с нижнеэоценовыми глинами ранее рассматривались в качестве экранирующей толщи [3, 5]. При более детальном изучении развитых здесь резервуаров оказалось, что это мнение ошибочно. Реальным нефтегазоупором данного продуктивного горизонта являются только нижнеэоценовые глины, характеризующиеся широким распространением и хорошими экранирующими свойствами [3, 5].
Мергели же верхнего палеоцена из-за трещиноватости не способствуют аккумуляции УВ. В то же время они не обладают достаточной емкостью для обеспечения промышленных их скоплений. Следовательно, эти мергели представляют собой переходную среду, известную в литературе под названием проницаемого неколлектора, псевдопокрышки или промежуточного комплекса [1, 4, 6].
О неспособности верхнепалеоценовых мергелей экранировать залежи газа свидетельствуют газопроявления, наблюдавшиеся при их разбуривании на некоторых площадях Северо-Западного Крыма, небольшие притоки газа, полученные при испытании этих пород на Оленевской структуре, где обводненными оказались нижнепалеоценовые коллекторы, а также повсеместно наблюдаемое на Тарханкутском полуострове близкое соответствие абсолютных отметок ГВК и подошвы нижнеэоценовых глин на участке критической седловины (табл. 1, рис. 1).
Таким образом, истинная высота ловушек по продуктивному горизонту определяется положением подошвы нижнеэоценовых глин, а не верхнепалеоценовых мергелей на участке критической седловины. По этой причине полезная емкость ловушек уменьшается пропорционально увеличению мощности верхнепалеоценовой псевдопокрышки. Если мощность последней превышает высоту антиклинали по кровле продуктивного горизонта, замкнутая структура, экранированная нижнеэоценовымн глинами, содержит только низкопористые мергели верхнего палеоцена, в которых в лучшем случае могли сформироваться лишь непромышленные скопления УВ. Примерами могут служить незначительные залежи газа, обнаруженные в пределах Оленевской и Черноморской площадей [5].
Все случаи обводнения нижнепалеоценовых коллекторов на локальных поднятиях Северо-Западного Крыма и прилегающих районов акватории (структуры Межводненская, Панская, Сельского, Шмидта, Южно-Голицынская) связаны с отсутствием полезных ловушек по продуктивному горизонту из-за большой мощности псевдопокрышки.
Прямая связь между мощностью псевдопокрышки и высотой залежи и близость последней к полезной высоте ловушки (табл. 2) свидетельствуют не только о том, что истинной покрышкой являются нижнеэоценовые глины, но и о высоком качестве этой покрышки.
Некоторое расхождение расчетной полезной высоты ловушки и высоты залежи обусловлено в основном двумя причинами:
1) недостаточной точностью определения абсолютных отметок подошвы покрышки и кровли продуктивного горизонта на участках критических седловин из-за отсутствия там скважин;
2) трудностями определения в некоторых случаях верхней границы псевдопокрышки. На отдельных площадях верхи мергелей качинского яруса мощностью 10-20, местами до 40-50 м, характеризующиеся наибольшей глинистостью, возможно, являются непроницаемыми. Однако могут быть участки, где вследствие незначительной трещиноватости верхнепалеоценовых мергелей или залечивания трещин большая часть их разреза будет обладать неплохими экранирующими свойствами. В данных случаях полезная высота ловушки может оказаться близкой к высоте антиклинали по кровле продуктивного горизонта. Это возможно на Штормовой структуре, где высота газонасыщенной части палеоценовых отложений в скв. 1 соизмерима с высотой ловушки по кровле продуктивного горизонта, несмотря на значительную мощность верхнепалеоценовых мергелей. Следует, однако, отметить, что на данной площади структурные построения, выполненные по данным сейсморазведки, нуждаются еще в уточнении.
Из вышеизложенного следует, что основными факторами, контролирующими продуктивность палеоценовых отложений в Северо-Западном Крыму и прилегающих районах акватории, являются: наличие нижнеэоценовой покрышки, мощность верхнепалеоценовой псевдопокрышки и высота ловушки. Качество коллекторов относим к менее важным факторам, так как литофациальная изменчивость палеоценового продуктивного горизонта сравнительно невелика. Критерий мощности истинной покрышки также играет второстепенную роль в связи с хорошими экранирующими свойствами нижнеэоценовых глин. К тому же мощность этих глин в районе их развития обычно превышает 20 м [3], что вполне достаточно для надежного экранирования газовых залежей. Об этом свидетельствуют, в частности, материалы по Задорненскому месторождению, в пределах которого ловушка заполнена практически до замков при мощности покрышки 20-30 м.
В таких условиях перспективность ловушки определяется, прежде всего, благоприятным соотношением мощности псевдопокрышки и высоты ловушки по кровле продуктивного горизонта, т.е. перспективной следует считать ту ловушку, высота которой больше мощности верхнепалеоценовой псевдопокрышки.
В связи с этим изучение изменения мощности верхнепалеоценовых мергелей, а также их физических параметров является одной из важнейших задач при выяснении перспектив нефтегазоносности палеоценовых отложений, особенно в северо-западной части акватории Черного моря.
Как показывает предпринятая нами первая попытка прогнозирования мощности верхнепалеоценовой псевдопокрышки (рис. 2), перспективными по палеоценовым отложениям являются ловушки, высота которых превышает 20 м по прикаркинитской зоне Северного Причерноморья (30-50 м по северной полосе акватории Черного моря и 100-150 м по районам акватории, расположенным западнее Тарханкутского полуострова).
В толще верхнемеловых карбонатных пород преобладают пелитоморфные известняки. Реже встречающиеся органогенные и органогенно-детритовые разности сложены в основном микрофауной (фораминиферами, сферами, питонеллами) и тонкодетритовым материалом, в связи с чем они мало отличаются от пелитоморфных известняков. Все эти породы плотные, низкопористые и в монолитах непроницаемые [7]. Их фильтрационные свойства связаны с трещиноватостью, которая выражена здесь сильнее, чем в разрезе палеоцена. Основной фактор, обусловливающий ее, тектонический. Литологический состав пород играет второстепенную роль.
В связи с этим в зонах повышенной трещиноватости, благоприятных для развития коллекторов, трудно рассчитывать на наличие таких разностей карбонатных и глинисто-карбонатных пород, которые были бы лишены трещин. Правда, в каких-то частных случаях трещины могут оказаться залеченными. В большинстве же районов открытые трещины наблюдаются по всему разрезу, включая и те его части, которые обычно рассматриваются в качестве покрышек [3, 7].
Отсюда напрашивается вывод о трехслойном строении толщи верхнемеловых пород. Около 70 % выделенных в ней объектов для испытания оказались «сухими» либо дали незначительные притоки флюидов (до 1 м3/сут жидкости или 1-2 тыс. м3/сут газа), это указывает на весьма широкое развитие здесь проницаемых неколлекторов. Удовлетворительные же коллекторы и истинные покрышки распространены зонально, причем благоприятное их сочетание является скорее исключением, чем правилом.
В таких условиях можно рассчитывать только на обнаружение незначительных, преимущественно непромышленных скоплений УВ. Об этом свидетельствуют результаты разведочных работ в Северном Крыму. Глубокое бурение на верхнемеловые отложения проводилось здесь на 19 площадях, причем разбуривались они обычно не единичными скважинами. В результате на семи структурах были получены небольшие, в отдельных скважинах (Серебрянская и Октябрьская площади) промышленные притоки нефти, местами газа из пород сеноманского, туронского, коньяк-сантонского, кампанского и маастрихтского возраста. Однако промышленные скопления не обнаружены. В связи с этим специальное ориентирование поисковых работ на верхнемеловые отложения в Северном Крыму и прилегающих районах представляется нецелесообразным.
Изложенные выше материалы о трехслойном строении природных резервуаров в толще верхнемеловых - палеоценовых пород, несомненно, нуждаются в дальнейшем более углубленном изучении с целью уточнения границ и мощностей выделяемых псевдопокрышек.
Однако и на данном этапе они могут быть учтены при зональном и локальном прогнозе нефтегазоносности этого комплекса, особенно палеоценовой его части. Учитывая мощность верхнепалеоценовой псевдопокрышки, уже сейчас можно прогнозировать степень заполнения ловушек газом, которая раньше определялась чисто условно. Это позволяет повысить достоверность подсчета перспективных запасов по структурам, подготовленным к бурению, и обоснованнее выбирать первоочередные объекты поисковых работ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Амурский Г.И., Соловьев Н.Н., Тимошин А.Н. Некоторые особенности строения карбонатного резервуара и их влияние на морфологию газовых залежей. - Геология нефти и газа, 1981, № 8, с. 1-6.
2. Богаец А.Т., Шестопал Б.А. Изменение состава УВ меловых и палеогеновых отложений Крыма и Присивашья как показатель направления и характера их миграции. - Геология нефти и газа, 1975, № 11, с. 66-71.
3. Вартанова В.А. Характеристика пород-покрышек Равнинного Крыма и прилегающих районов. - В кн.: Прогноз поисков нефти и газа на юге УССР и на прилегающих акваториях. М„ 1981, с. 190-203.
4. Методика локального прогноза нефтегазоносности юрских карбонатных отложений Узбекистана / В.Д. Ильин, В.П. Строганов, Л.Н. Смирнов и др. - Сов. геология, 1981, № 4, с. 15-27.
5. Нефтегазоносность / Н.И. Черняк, А.Т. Богаец, В.А. Гордиевич и др. - В кн.: Геология СССР, т. VIII. Крым. Полезные ископаемые. М., 1974, с. 9-69.
6. Филиппов Б.В. К вопросу об условиях залегания промышленных скоплений газа в Березовском районе. - Труды ВНИГРИ. Л., 1963, вьш. 225, с. 281-284.
7. Характеристика пород-коллекторов/ А.Т. Богаец, Г.В. Бойчук, Б.М. Полухтович, А. А. Савицына. - В кн.: Прогноз поисков нефти и газа на юге УССР и на прилегающих акваториях. М., 1981, с. 143-188.
Поступила 1/X 1982 г.
Таблица 1 Соотношение отметок ГВК и подошвы нижнеэоценовых глин на участке критической седловины, м
|
Месторождение |
Абсолютные отметки, м |
|
|
ГВК |
подошвы нижнеэоценовых глин на участке критической седловины |
|
|
Глебовское |
-1018 |
-1020 |
|
Задорненское |
-523 |
-530 |
|
Кировское |
-934 |
-935 |
|
Карлавское |
-1030 |
-1030 |
|
Краснополянское |
-1026 |
-1020 |
|
Оленевское |
-460 |
-470 |
Таблица 2 Соотношение между высотой антиклинали, мощностью псевдопокрышки, истинной высотой ловушки и высотой залежи
|
Структура |
Высота антиклинали по кровле продуктивного горизонта, м |
Мощность псевдопокрышки на участке критической седловины, м |
Истинная высота ловушки, м |
Высота залежи, м |
|
Глебовская |
200 |
22 |
178 |
171 |
|
Задорненская |
140 |
- |
140 |
133 |
|
Кировская |
75 |
5 |
70 |
70 |
|
Карлавская |
120 |
65 |
55 |
55 |
|
Краснополянская |
80 |
45 |
35 |
42 |
|
Голицынская |
300-400 |
100-150 |
? |
130 |
|
Панская |
50 |
100 |
- |
- |
|
Межводненская |
90 |
100 |
- |
- |
|
Сельского |
80 |
70-100 |
- |
- |
|
Шмидта |
80 |
90 |
- |
- |
|
Южно-Голицинская |
до 60 |
70 |
|
|
Рис. 1. Геологические профили по Задорненской (А), Глебовской (Б), Карлавской (В). Оленевской (Г) и Межводненской (Д) структурам через участки критических седловин.
а - границы стратиграфических подразделений в условиях согласного и несогласного залегания; 6 - глинистая непроницаемая покрышка; в - псевдопокрышка или проницаемый неколлектор (слаботрещиноватые мергели); г - трещинно-поровый карбонатный коллектор; д - газовая залежь; е - непромышленное скопление газа
Рис. 2. Схематическая карта мощностей верхнепалеоценовой псевдопокрышки.
а - изопахиты; б - разрывные нарушения; в - скважины; г - локальные структуры: 1 - Голицынская, 2 - Южно-Голицынская, 3 - Шмидта, 4 - Сельского, 5 - Штормовая, 6 - Черноморская, 7 - Панская, 8 - Межводненская, 9 - Оленевская, 10 - Карлавская. 11 - Краснополянская, 12 - Глебовская, 13 - Октябрьская, 14 - Кировская, 15 - Задорненская, 16 - Серебрянская