К оглавлению

УДК 553.98:55

Влияние неотектонических движений на современное состояние залежей углеводородов

В.М. ПРОВОРОВ, И.И. НАБОРЩИКОВА, Л.Ю. ДАНИЛОВА, Е.И. ВОХМЯНИНА, Ю.А. ИЛЬИНЫХ, Т.Н. ПРЯХИНА (КО ВНИГНИ)

Разработке основных неотектонических критериев образования и размещения скоплений УВ посвящено много работ по различным нефтегазоносным регионам СССР (Г.В. Вахрушев, 1959 г., Н.Г. Волков, 1964 г., 1981 г., С.К. Горелов, Л.Н. Розанов, 1970 г., 1972 г.; К.Н. Кравченко, М.В. Муратов, Л.Б. Вонгаз, Н.И. Кошелев, Л.П. Полканова и др., 1973 г.; В.Д. Наливкин, 1964 г., 1971 г.; А.П. Рождественский, 1971 г., М.Я. Рудкевич и др. 1960 г., 1971 г., Л.И. Фердман, 1965 г., 1977 г. и др.). С неотектоническими движениями связывают процессы переформирования и разрушения залежей [2, 3, 5]. Обычно они разрушаются вследствие потери легких фракций (дегазации), окисления УВ у поверхности, окисления, связанного с размывом залежи пластовыми водами [1]. Неотектонические движения приводят к изменению геологического строения локальных поднятий, усилению трещиноватости горных пород, нарушению герметичности покрышек, тем самым способствуя рассеиванию газообразных и легких жидких компонентов углеводородных флюидов [1, 5]. В данной статье рассмотрено влияние неотектоники на современное состояние залежей нефти и газа на примере Зуринской и Красногорской групп многопластовых месторождений Удмуртской АССР.

Первая из них расположена на одноименном валу Верхнекамской впадины, западное крыло которого круче, чем восточное (рис. 1, А). Вал связан с системой разломов фундамента. Залежи УВ открыты на Лозолюкском, Зуринском и Новоглазовском локальных поднятиях. Нефтегазонасыщенность пород на месторождениях приурочена к пластам В₃, В₄ верейского горизонта и Бш₁ башкирского яруса (по номенклатуре продуктивных пластов Пермской области). Мощность их изменяется от единиц до 16-18 м. Пласты разобщены глинистыми пачками, выполняющими роль флюидоупоров. Мощность их над пластами В₃, В₄, Бш₁ составляет соответственно 8-11; 1,6-3,2; 1,4-2,2 м.

Своды Лозолюкского и Зуринского поднятий по кровле продуктивного пласта В₃ находятся на одинаковых абсолютных отметках, на Новоглазовском - на 28 м ниже. На Лозолюкском поднятии пласты В₃ и В₄ содержат залежи нефти и скопления азотного газа, Бш₁ - нефти. ГНК в верхнем нефтегазонасыщенном пласте В₃ расположен на 2,6 м ниже, чем в пласте В₄. Высота газовой шапки в них соответственно 38,7 и 24,3 м. Абсолютная отметка ВНК понижается от пласта В₃ к пластам В₄ и Бш₁ от -1088 до -1096 м. Общая высота залежей нефти и газа в пластах В₃ и В₄ практически однозначна. Коэффициент заполнения ловушек в пласте В₃ превышает 90 %, в пласте В₄ равен 83 %.

На Зуринском и Новоглазовском поднятиях пласты содержат только залежи нефти. В пласте В₃ существует, по-видимому, единая залежь с ВНК на отметке -1088 м. Скопления нефти в пластах В₄ и Бш₁ на поднятиях дифференцированы. На Зуринском месторождении абсолютная отметка ВНК ступенчато повышается сверху вниз в такой последовательности: В₃ -1088 м, В₄ -1078 м, Бш₁ -1076 м. Коэффициент заполнения ловушек резко уменьшается от верхнего к нижнему пласту от 0,9 до 0,4 и 0,2. На Новоглазовском месторождении пласт В₄ водонасыщенный, в пласте Бш₁ имеется небольшая по размерам нефтяная залежь с подошвой на абсолютной отметке -1101 м, высота ее 4 м, коэффициент заполнения 0,18.

На описываемой территории выполнен комплекс структурно-геоморфологических исследований. Составлены карты порядков долин (В.П. Философов, 1960 г.), густоты мегатрещиноватости (И. Г. Гольбрайх и др., 1968 г.), изодеф - деформаций топографических профилей и их относительной деформированности (Г.Н. Волков, 1964 г.), изоврезов речных долин (С.К. Горелов, 1970 г.), линеаментов ландшафта (М.Н. Петрусевич, 1962 г.), структурно-ландшафтных аномалий (Е.И. Вохмянина, 1969 г.). В полевых условиях изучался литолого-фациальный состав аллювия и типов речных долин (Ю.А. Мещеряков, 1955 г.). Анализ этих материалов позволил выявить характер неотектонических условий локальных структур Зуринской группы месторождений.

Древним структурам соответствуют структурно-ландшафтные аномалии, осложненные системами линеаментов северо-северо-западного, северо-восточного и субширотного простираний. Один из линеаментов первой системы прослежен по западному крылу Лозолюкского и Зуринского поднятий, в плане он совпадает с разломом фундамента и пересекает контур нефтеносности. Преобладают на поднятиях линеаменты субширотного простирания, ограничивающие и рассекающие локальные поднятия и приуроченные к ним залежи УВ. Видимо, каждому локальному поднятию отвечает неотектонический блок (см. рис. 1, А).

Интенсивность неотектонических движений на локальных структурах описываемой зоны различная (см. рис. 1, Б). Лозолюкскому поднятию в рельефе соответствует прямая морфоструктура, характерны повышенные значения густоты мегатрещиноватости, изменение величины деформаций топографических продольных профилей русл с севера на юг с 2 до 4 м (см. рис. 1, Г); в этом же направлении увеличиваются глубины врезов речных долин с 50 до 80 м и значения относительной деформированности территории (см. рис. 1, В, Г).

Расположенным южнее Зуринскому и Новоглазовскому поднятиям в рельефе соответствуют обращенные морфоструктуры, на периклиналях которых отмечаются повышенные значения густоты мегатрещиноватости. Деформации топографических продольных профилей рек в пределах Зуринской структуры 3,5 м на северном крыле, 4 м на своде и 5,5 м на южной периклинали. Вдоль сводовой части наблюдается зона сгущения изолиний относительной деформированности, тяготеющая к разлому в фундаменте, дугообразно продолжающаяся на Новоглазовскую структуру. Глубина врезов речных долин в пределах сводов этих структур 80-90 м.

Наибольшей неотектонической активностью характеризуется район Зуринского поднятия. Условно определенная по карте изодеф (см. рис. 1, Г) величина относительной неотектонической деформированности исследуемой зоны в его пределах больше, чем для Лозолюкского, а врезы современных речных долин глубже на 30-40 м (см. рис. 1, В). Изучение материалов инклинометрии в карбонатных отложениях башкирского возраста на локальных поднятиях Зуринского вала, проведенное по каждой скважине, показала, что азимуты искривлений стволов скважин совпадают с системами линеаментов ландшафта и, как следствие, с простиранием зон повышенной тектонической трещиноватости.

Современный ВНК в пласте Бш₁ на Новоглазовском поднятии, возможно, был начальным для существовавшей ранее залежи нефти в этом пласте и на Зуринском поднятии. Разница между древним и современным положениями ВНК на последнем объясняется интенсивной вертикальной миграцией УВ и находится в соответствии с повышенной величиной относительной неотектонической деформированности Зуринской морфоструктуры. Подтверждением этого предположения служит наличие переходной зоны от нефти к воде в отложениях башкирского пласта на Зуринской структуре, установленной по результатам геофизических исследований скважин. Подошва переходной зоны находится на различных гипсометрических уровнях, что свидетельствует о неравномерной неотектонической активности разных участков поднятия.

На Лозолюкском месторождении, расположенном в районе менее интенсивных неотектонических движений (см. рис. 1), встречены нефтяная (пласт Бш₁) и газонефтяные (пласты В₄, В₃) залежи. Вверх по разрезу от башкирских к верейским (пласт В₄) отложениям уменьшаются плотность нефти и содержание в ней асфальтеновых компонентов и серы, увеличивается количество бензиновых фракций (см. таблицу). В этом же направлении понижается температура плавления твердых парафиновых УВ и возрастает величина отношения смол к асфальтенам. При сравнении составов нефтей из отложений верейского горизонта (В₃) и башкирского яруса (Бш₁) установлено, что в более легкой нефти вышележащей залежи уменьшается количество асфальтенов, но увеличивается содержание смол (возрастает величина отношения смол к асфальтенам), незначительно сокращается выход бензиновых фракций и существенно понижается температура плавления парафина. Однако нефть из продуктивного пласта В₃ тяжелее, смолистее, с меньшим выходом бензиновых фракций, чем нефть пласта В₄.

Указанные изменения в составе нефтей свидетельствуют о миграции углеводородных флюидов из башкирских в верейские отложения [1, 4, 6]. Вместе с тем характеристика нефти из отложений пласта В₃ говорит о возможности вторичных изменений в ее составе, связанных с частичной дегазацией. Небольшие колебания параметров нефтей из пластов В₃ и В₄ позволяют предполагать незначительные масштабы дегазации углеводородных флюидов, приводящей к разрушению залежи пласта В₃.

В пределах Зуринского месторождения, расположенного в зоне наиболее интенсивных неотектонических движений, выявлены только нефтяные залежи. Особенности их строения и развития четко сказались на закономерности изменения свойств и состава нефтей: вверх по разрезу (Бш₁, В₄, В₃) увеличиваются плотность нефтей, содержание в них смол и асфальтенов, уменьшаются выход бензиновых фракций и величина отношения смол к асфальтенам, понижается температура плавления парафина. Уменьшение температуры плавления твердых парафиновых УВ определенно указывает на возможность вертикальной миграции углеводородных флюидов из башкирских в верейские отложения. Остальные критерии подтверждают наличие существенных гипергенных изменений состава нефтей из пластов В₃ и В₄ вследствие потери легких компонентов.

Интенсивные неотектонические движения в районе Зуринского поднятия обусловили более значительные разрушения залежей в пластах В₄ и В₃ на Зуринском месторождении, чем на Лозолюкском. Это, вероятно, явилось причиной отсутствия газонефтяных залежей на Зуринском месторождении, где существенным вторичным изменениям подвергались нефти как пласта В₃, так и пласта В₄. На Лозолюкском месторождении слабая дегазация нефти наблюдается только в пласте В₃.

Новоглазовское месторождение приурочено к зоне, сходной по неотектонической активности с районом Зуринского. В его пределах также установлены только нефтяные залежи (В₃ и Бш₁). Аналогичная неотектоника этих поднятий определила, очевидно, одинаковую степень гипергенных преобразований нефтей и единую направленность изменения параметров по разрезу, что обусловило близость характеристик нефтей в одновозрастных скоплениях.

На Новоглазовском и Лозолюкском поднятиях с неодинаковой неотектонической активностью в одних и тех же продуктивных пластах обнаружены не только залежи различного типа (газонефтяные и нефтяные), но и нефти, значительно отличающиеся по составу.

В верейских залежах более легкие нефти с большим выходом бензиновых фракций установлены на Лозолюкском месторождении, в башкирских - на Новоглазовском. Резкая контрастность наблюдается и в изменении характеристик нефтей по разрезу: на Лозолюкском - от башкирских к верейским отложениям отмечается уменьшение плотности нефтей, на Новоглазовском - ее увеличение. По составу и дифференциации углеводородных флюидов по разрезу можно предполагать более значительные гипергенные изменения нефтей из верейской залежи Новоглазовского поднятия. Неодинаковый состав углеводородных флюидов объясняется, по-видимому, различной интенсивностью неотектонических движений в этих районах, что способствовало значительному разрушению залежей на Новоглазовском месторождении. Подобная зависимость наблюдается и при сравнении характеристик нефтей Лозолюкского и Зуринского месторождений.

Выявленные закономерности изменения состава нефтей на Лозолюкском, Зуринском и Новоглазовском месторождениях связаны с миграцией углеводородных флюидов из ниже- в вышележащие отложения и с гипергенными преобразованиями нефтей в залежах. Один из факторов, контролирующих процессы миграции и гипергенеза УВ в рассматриваемом районе, - неотектонические движения. Неотектоническая активность повлияла на геологическое строение поднятий и степень их нарушенности, определив фазовое состояние и качество углеводородных флюидов в залежах, а также на площадь нефтеносности, от которой зависит система эксплуатационного бурения. Последнее рассмотрено на примере Красногорского вала.

Красногорская группа месторождений приурочена к одноименному валу северо-западного простирания, расположенному в западной части Верхнекамской впадины. Его юго-восточный край примыкает к Можгинской впадине Камско-Кинельской системы. Залежи нефти Красногорского и Зотовского месторождений находятся в пластах верейского горизонта (В₃ и В₄) и башкирского яруса (Бш₁). В первых двух установлены мощные шапки азотного газа. Разобщенные залежи сосредоточены в осложняющих вал локальных поднятиях. Своды их погружаются с юго-востока на северо-запад от -1048 м на Красногорском поднятии, до - 1100 м на Нефедовском и -1110 м на Потаповском. В этом же направлении ступенчато погружаются ВНК от -1075-1085 м на Красногорском, до -1120,8 м на Нефедовском (южный купол), -1115 м (северный купол) и -1128,5 м на Потаповском поднятиях (башкирская залежь, рис. 2, А). На Красногорском и Нефедовском месторождениях башкирская залежь нефтяная, на остальных - с небольшими газовыми шапками; в пластах В₃ и В₄, наоборот, наиболее мощная газовая шапка на Красногорском (высота 21 м), заметно уменьшающаяся на Нефедовском (7 м) и Потаповском (13 м) поднятиях.

В результате дешифрирования космических снимков в районе Красногорской группы выявлена сеть региональных линеаментов северо-восточного, северо-западного и широтного простираний, отражающих предположительно разломы земной коры новейшей активизации. Они ограничивают блоки земной поверхности, заметно отличающиеся степенью и характером эрозионной расчлененности и гипсометрическими уровнями, т. е. обладают различной интенсивностью новейших тектонических движений на фоне общего слабого поднятия территории. При структурном дешифрировании аэрофотоснимков установлено, что всем локальным поднятиям в плане соответствуют соразмерные ландшафтные аномалии.

Интерпретация материалов бурения и дистанционных исследований позволила построить модель поверхности пласта Бш₁ отличающуюся принципиально новым освещением некоторых деталей локальных структур и залежей нефти на Красногорском и Зотовском месторождениях (см. рис. 2, Б). В зоне выявленных линеаментов в толще среднего карбона предполагаются сбросы северо-восточного простирания амплитудой от 5 до 30 м с опущенными северо-западными блоками. Они вызвали экранирование залежей нефти на Красногорском и резкую гипсометрическую разницу ВНК Красногорского и Зотовского месторождений. Предполагается также, что линеамент северо-западного простирания, выявленный на слабо изученном северо-восточном крыле Красногорского поднятия, отражает сброс в толще среднего карбона амплитудой более 15 м (см. рис. 2, В). Наличие экранированного блока и понижение ВНК в северной части структуры изменяют представление о строении и размерах залежи в целом и должны учитываться при ее разработке.

Выводы

1. Рассмотренным месторождениям соответствуют определенные типы морфоструктур. Неотектонические движения локальных поднятий обусловливают вертикальную миграцию и современное переформирование залежей УВ, а также их гипергенез, выразившийся в потере легких фракций и газов.

2. Взаимосвязанное проявление неотектонических движений и вертикальной миграции УВ на локальных структурах и даже на их разных участках происходит дифференцированно, что приводит к различиям в строении залежей, а также в составе содержащихся в них УВ.

3. Влияние неотектонических движений на современное состояние залежей УВ необходимо учитывать не только при разведке, но и при их разработке.

4. В целом проведенный анализ еще раз подтвердил выводы о связи неотектонических движений земной коры и ее структур с современным состоянием месторождений УВ, сделанные ранее другими исследователями.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ботнева Т.А. Основные этапы цикла нефтегазообразования. - Труды ВНИГНИ. М., 1973, вып. 139, с. 5-34.

2. Ботнева Т.А. Влияние геологических условий на формирование состава нефтей. -- Труды ВНИГНИ. М„ 1981, вып. 230, с. 56- 70.

3. Калинко М.К. Основные закономерности распределения нефти и газа в земной коре. М., Недра, 1964.

4. Калинко М.К., Милешина А.Г., Сафонова Г.И. Изменение состава нефтей при миграции. - Труды ВНИГНИ. М„ 1975, вып. 178, с. 64-78.

5. Максимов С.П., Лоджевская М.И. Влияние истории геологического развития нефтегазоносных бассейнов на формирование залежей нефти и газа. -Труды ВНИГНИ. М., 1981, вып. 230, с. 3-27.

6. Старобинец И.С., Сагидова Ф.З. О геохимических закономерностях изменения свойств нефти и газа в связи с условиями формирования залежей и нефтегазоносностью (Киргизская ССР). - Труды ВНИГНИ. М., 1964, вып. 39, с. 54-58.

7. Тектоника нефтегазоносных областей юга СССР / К.Н. Кравченко, М.В. Муратов, Л.Б. Вонгаз и др. - Труды ВНИГНИ. М., 1973, вып. 141, с. 1-224.

Поступила 14/XI 1983 г.

Таблица Свойства и состав нефтей месторождений Зуринского вала

Параметры нефти	Месторождения
	Лозолюкское			Зуринское			Новоглазовское
	верейский горизонт		башкирски й ярус	верейский горизонт		башкирский ярус	верейский горизонт	башкирский ярус
	В3	В4	Бш1	В3	В4	Бш1	В3	Бш1
Плотность, г/см^3	0,865	0,859	0,874	0,883	0,882	0,845	0,872	0,856
Содержание (%):
серы	1,20	1,20	1,32	1,33	1,66	0,69	1,64	0,84
смол	12,84	11,95	11,61	15,85	12,50	9,50	-	10,91
асфальтенов	3,06	2,03	3,66	4,24	3,10	1,65	-	3,42
бензиновых фракций
(н. к. 200 °С)	23,5	25	24	20,5	22	28	22	26
Смолы/асфальтены	4,20	5,89	3,17	3,74	4,01	5,76	-	3,19
Температура плавления парафина, °С	51,5	53	55,5	51	51	56,5	-	50

Рис. 1. Сопоставление структурно-геоморфологических неотектонических и геологических данных по Лозолюкской группе месторождений Удмуртской АССР.

А - структурная схема Зуринского вала; 1 - стратоизогипсы по кровле пласта Бш₁ м; 2 - линия ВНК; поля вертикальной миграции УВ: 3 - газообразных; 4 - газообразных и жидких; 5 - линеаменты ландшафта; 6 - линия топографического профиля; Б - карта густоты мегатрещиноватости; 7 - изолинии густоты мегатрещиноватости; 8 - изогипсы по кровле пород нижней перми, м (Б, В, Г); В - карта вреза долин; 9 - изолинии вреза долин, м; Г - карта изодеф; 10 - изодефы (линии одинаковых значений относительной деформированности), м; 11 - русла рек (цифра - высота относительной деформации, выявленной при выравнивании топографического продольного профиля); 12 - русла рек, по которым приведены продольные профили (Е); Д - распределение залежей УВ на поднятиях Зуринского вала; 13 - залежи нефти; 14 - скопления газа; 15 - начальное положение ВНК в пласте Бш₁ на Зуринском поднятии; Е - продольные профили; 16 - линия топографического профиля; 17 - геометрический аналог топографического профиля до введения поправки ±d₀; 18 - геометрический аналог после введения поправки; 19 – выровненный топографический профиль; 20 - относительная деформация профиля, м; 21 - отношение превышения топографического устья притока над геометрическим аналогом, м; 22 - антиклинальная структура (по кровле пород нижней перми); поднятия: I - Лозолюкское, II-Зуринское, III -Новоглазовское

Рис. 2. Строение Красногорской группы месторождений Удмуртской АССР.

1 - стратоизогипсы поверхности пласта Бш₁ м; 2 - ВНК; 3- ГНК; 4 - поисковые и разведочные скважины; 5 - предполагаемые разломы по космическим снимкам; 6 - линейные зоны интенсивной неотектонической трещиноватости; 7 - линии геологических профилей; 8 - поверхность пласта Бш₁ и ВНК по результатам поискового и разведочного бурения на профилях; А - структурная карта по кровле пласта Бш₁ по результатам поискового и разведочного бурения; поднятия (цифры в кружочках): 1 - Потаповское, 2 - Нефедовское, 3 - Южно-Нефедовское, 4 - Красногорское; Б - структурная карта по кровле пласта Бш₁ скорректированная по результатам космоаэрогеологических исследований; поднятия: 5 - Потаповское, 6 - Ефремовское, 7 - Нефедовское, 8 - Южно- Нефедовское, 9 - Сазонтовское, 10 - Красногорское, 11 - Кепское, 12 - Кулеминское