|
УДК 553.98(47+57) |
Доклад зачитан на XXVII Международном геологическом конгрессе 6/VIII 1984 г.
В.В. СЕМЕНОВИЧ (Мингео СССР), А.Н. ЗОЛОТОВ (ВНИГНИ)
За последние 20 лет коренным образом изменилась изученность НГБ страны (Авторы придерживаются районирования нефтегазоносной территории СССР на провинции и самостоятельные области, которые они рассматривают как синонимы НГБ.). Были исследованы Западная Сибирь, районы эпипалеозойской платформы Средней Азии и Западного Казахстана, северная часть Тимано-Печорского бассейна. Открыты нефтяные месторождения Удмуртии, Белоруссии, нефтегазовые месторождения в бассейне Южного Каспия. Проведены региональные и поисковые геофизические и буровые работы в Восточной Сибири. Получены многочисленные данные о структуре и нефтегазоносности подсолевых отложений прибортовой зоны Прикаспийского бассейна. В открытых за последние 20-25 лет регионах в настоящее время добывается 70 % нефти и 90 % газа.
Геологоразведочные работы, охватившие все основные НГБ, проводятся сотнями геологических и геофизических экспедиций и отрядов, буровых бригад. Теоретическое обобщение материалов ведут десятки научных институтов и высших учебных заведений. Для нормального функционирования этих организаций построены многочисленные производственные базы, лаборатории, транспортные системы и т. д.
Важнейшими условиями успешного и эффективного проведения поисков и разведки служат теоретическое обоснование их направлений и взаимосвязанная программа. Такая программа существует и является составной частью планов экономического и социального развития СССР, частью Энергетической программы СССР. Она учитывает, что в последние годы проявляются факторы, затрудняющие геологоразведочные работы: 1) увеличение доли залежей в известняках, в том числе рифогенных, сложных залежей в зонах литологического и стратиграфического экранирования; 2) увеличение глубины поисковых скважин до 4500- 6000 м и открытие на этой глубине газожидкостных систем с высоким содержанием жидких УВ, сероводорода и углекислоты; 3) более сложные условия картирования перспективных структур и др. Поэтому необходимо расширить объем исследований по ряду теоретических и научно-практических проблем. Мы хотим остановиться на некоторых наиболее важных.
Нефтегазоносные бассейны, занимающие половину площади СССР, весьма индивидуальны по строению, истории геологического развития, возрасту нефтегазоносных комплексов, условиям формирования и размещения месторождений. Сравнительная оценка их перспектив и выбор главных направлений поисков возможен только на основе широких обобщений. Поэтому теоретической базой геологоразведочных работ являются обобщающие карты и другие графические документы, характеризующие строение и нефтегазоносность бассейнов и их крупных структурных элементов. В настоящее время составлены и изданы геологическая карта, карта нефтегазоносности, тектоническая карта нефтегазоносных территорий, структурные карты поверхности фундамента и осадочного чехла СССР. Каждая карта составлена на основе обобщения фактического материала, полученного множеством буровых, геофизических, геологических и научных организаций. Картам, охватывающим всю страну, предшествовало построение карт, профильных разрезов по каждому НГБ.
Для отдельных НГБ по единой легенде составлены комплекты карт, профильных разрезов, корреляционных схем и других графических документов, которые характеризуют условия залегания нефти и газа. В них, естественно, отражены разнообразные, нередко противоречивые, общетеоретические представления и взгляды на взаимоотношения и генезис структурных форм. Поэтому создание каждого сводного документа является крупным научным обобщением. Совокупность обобщающих карт и карт отдельных НГБ служит теоретической основой оценки перспектив нефтегазоносности и планирования геологоразведочных работ на 10-20 лет.
Обобщающие (итоговые) карты и другие графические документы (профильные разрезы и т. п.) особенно важны сейчас, когда нефтегазоносность страны изучена сравнительно полно и дальнейшие поиски, разведка и разработка направлены на открытие сложных и глубокозалегающих месторождений.
В последние 10 лет неантиклинальные ловушки (НАЛ) занимают все большее место при поисках нефти и газа. Это обусловлено ростом изученности нефтегазоносных бассейнов и выявлением большого количества залежей в НАЛ, расширением возможностей сейсморазведки для выявления и картирования сложных структур и накоплением обширных данных об истории развития, строении, составе осадочного чехла нефтегазоносных бассейнов и условиях формирования НАЛ.
Наиболее важными зонами НАЛ являются зоны выклинивания или глинизации коллекторов на склонах поднятий, зоны стратиграфического экранирования, зоны рифов и др.
Зоны выклинивания или глинизации коллекторов характерны для юры и низов неокома Западно-Сибирского бассейна. Выклинивание наблюдается повсеместно - на антиклинальных складках и их крыльях. Глинизация песчаных коллекторов по простиранию наиболее характерна для юрских пород этого бассейна. Постепенная глинизация коллектора по простиранию и восстанию пласта была видимо, основным фактором формирования ловушки на Даулетабад-Донмезском газовом месторождении в Восточной Туркмении. Эти явления широко распространены в Южно-Мангышлакском прогибе.
Стратиграфическое экранирование очень отчетливо проявилось в Тимано-Печорской НГБ в среднедевонских песчаниках, перекрытых несогласно породами верхнего девона. Крупные ловушки встречены в эрозионных врезах, заполненных терригенными породами. Примером в Западно-Сибирском НГБ служат шеркалинские слои тюменской свиты (нижняя юра), заполняющие эрозионный врез на поверхности палеозойского фундамента.
Рифы - основной тип ловушек в породах верхней юры Амударьинского НГБ, в Тимано-Печорском НГБ - в породах силура, верхнего девона, верхнего карбона, нижней перми. Особенно крупные ловушки этого типа встречены в Прикаспийском НГБ. На месторождении Карачаганак, расположенном вблизи северного борта Прикаспийской синеклизы, высота нижнепермско-каменноугольного рифа около 1000 м.
НАЛ давно изучаются и широко освещены в литературе. Условия формирования того или другого типа НАЛ в геологической истории развития осадочного чехла возникали повсеместно: они свойственны любому седиментационному бассейну. Необходимо определить районы, в которых возможно обнаружение крупных зон НАЛ. Для этого во всех НГБ ведут региональные работы, включающие геофизические методы (сейсморазведка и др.) и параметрическое бурение.
Картирование НАЛ - одна из наиболее тонких и сложных задач нефтегазовой геологии. Ее решение особенно затруднено в солянокупольных областях (Прикаспийская синеклиза). Например, на Карачаганаке над наиболее приподнятой частью рифа нет соли, а над другими частями этого огромного массива известняков возвышаются три соляных штока высотой до 2500 м. Резко меняются свойства пород и по объему массива.
Картировать НАЛ в зонах выклинивания в Западно-Сибирском НГБ трудно из-за малой мощности выклинивающихся пластов и слабой дифференцированности физических свойств разреза. Трудности картирования стратиграфических ловушек известны на всех платформах, где различие структуры под поверхностью несогласия и над ней очень незначительно.
Комплексные региональные исследования (сейсморазведка и параметрические скважины) позволяют решать сложные задачи обнаружения зон распространения НАЛ и намечать методику дальнейших поисков в них залежей нефти и газа. Большая роль в этом принадлежит теоретическому обобщению материала и составлению карт прогноза НАЛ для бассейнов и их частей. Такие карты позволяют более целеустремленно вести поиски в конкретных тектонических районах и стратиграфических комплексах.
В Советском Союзе в последние годы открыты газовые месторождения с высоким содержанием конденсата. Газоконденсатные залежи установлены на глубине 2500-6000 м практически во всех стратиграфических комплексах от плиоцена (Южно-Каспийский бассейн) до венда (Лено-Тунгусский бассейн). До 80-х годов газовые залежи с высоким содержанием жидких УВ не привлекали особого внимания, поскольку они не имели большого значения в общих запасах УВ и их добыче. Положение существенно изменилось после открытия таких залежей в неогеновой толще Южно-Каспийского бассейна и в подсолевом палеозое (нижняя пермь - нижний карбон) Прикаспийского бассейна, где содержание пентана и более тяжелых УВ достигает 1 кг/м3 газа. В жидкой фазе многих месторождений содержатся не только легкие гомологи метана, но и цикланы, арены, смолы и даже асфальтены. Плотность конденсатов иногда превышает 0,8 г/см3. Пластовые системы с большим количеством высокомолекулярных компонентов занимают промежуточное положение между нефтями и газоконденсатными парогазовыми смесями. Они требуют тщательного изучения для выбора систем поисков, разведки и разработки, а также в теоретическом плане для понимания условий формирования и существования углеводородных систем в земной коре.
Газоконденсатные месторождения Прикаспийского бассейна приурочены к отложениям карбона (от нижнего до верхнего) и нижней перми, перекрытым мощной толщей соли и ангидритов нижней перми (кунгурский ярус). Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе изменяется от 300 до 730 г/м3, плотность конденсата - от 0,782 до 0,812 г/см3; в залежах, высота которых составляет сотни метров, плотность конденсата растет с глубиной. Температура в залежах от 70 до 120 °С. Увеличение плотности конденсата с глубиной свидетельствует о постепенном переходе газоконденсатной системы в нефтегазовую.
Месторождения содержат от 3,5 до 25 % сероводорода, иногда большое количество углекислоты и другие компоненты. При их эксплуатации необходимо применять системы разработки, которые обеспечат максимальное извлечение и использование всех компонентов.
Газоконденсатные месторождения с высоким содержанием жидких УВ (300-1200 г/м3), нередко с нефтяными оторочками, выявлены в Днепровско-Донецкой впадине, Предуральском прогибе, Терско-Каспийском и Индоло-Кубанском прогибах, северных районах Западной Сибири и на Сибирской платформе. Горизонты с наиболее высоким содержанием жидких УВ обычно залегают на глубине 4-6 км (ДДВ, Прикаспийская синеклиза). Это дает основание прогнозировать такие залежи в других глубоких прогибах, нижние горизонты которых еще практически не изучены.
В СССР разработана долгосрочная целевая программа изучения недр геофизическими методами и сверхглубокими скважинами (до 7-12 км). Ее реализация позволит существенно увеличить ресурсы жидких УВ в европейской части страны. Эти работы имеют и важное научное значение. Обобщение результатов изучения больших глубин НГБ позволит расширить представления о процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления, термобарических пределах существования в недрах жидких УВ, закономерностях формирования нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений. Имеющиеся материалы дают основание предполагать широкие масштабы миграции высокомолекулярных УВ в газоконденсатной фазе на значительные расстояния и создание в ловушках первичных газоконденсатных и нефтегазовых систем. При изменении термобарических условий из предельно насыщенных газоконденсатных систем часть жидких УВ могла выпадать, образуя нефтяные подушки или оторочки (Карачаганакское месторождение и др.), а иногда и залежи легкой нефти. Видимо, высокожидкостные системы могли формироваться и при внедрении газов в нефтяную залежь за счет растворения в газе легкокипящих фракций нефти.
Огромное пространство между Енисеем и Леной - Сибирская платформа - наименее изученный нефтегазоносный регион СССР.
Поверхность этого региона расчленена долинами рек, а в северо-западной части - глубокими каньонами с крутыми склонами, что затрудняет передвижение и ведение геофизических и буровых работ. Большая часть его характеризуется наличием зоны многолетней мерзлоты, толщина которой достигает 1200 м, а площадь простирается от Северного Ледовитого океана до оз. Байкал.
В осадочном чехле в отложениях палеозоя и триаса широко распространены пластовые и секущие интрузии - траппы, в связи с чем породы имеют высокую скорость распространения упругих колебаний, что затрудняет проведение сейсмических исследований. Особенно широко траппы распространены в Тунгусской синеклизе. В разрезе кембрия присутствуют пласты соли и ангидритов, общая толщина которых 500-1500 м. Они создают пластические деформации пород. Антиклинальные формы, с которыми связаны залежи нефти и газа, очень пологие и высота их обычно измеряется десятками метров. Низкая точность сейсмического картирования таких структур в сложном разрезе требует бурения специальных скважин (опорных и параметрических).
Изучение осадочного чехла показало, что породы (коллекторы и покрышки) подверглись значительным эпигенетическим изменениям - вторичным заполнениям порового пространства галитом, гипсом, кварцем.
На Сибирской платформе прослежены все виды углеводородных скоплений: от твердых битумов до легких светлых близких к конденсатам нефтей и сухих газов. Целенаправленное изучение геологических условий преобразования нефтей имеет решающее значение для прогноза наиболее благоприятных районов поисков.
Залежи нефти и газа на Сибирской платформе находятся в своеобразных условиях низких температур. До глубины 2000 м температура обычно не превышает 20 °С, а на меньшей глубине 3-4 °С. В этих условиях в пластах образуются газогидраты. Это явление, видимо, оказывает существенное влияние на условия залегания газа и параметры залежей. Наблюдаемое на Сибирской платформе в газовых залежах низкое пластовое давление (ниже давления столба воды на данной глубине) может быть объяснено связанностью части газа с водой и переводом его в форму газогидрата. Видимо, в этом регионе в газогидратной форме находится значительное количество газа. При этом газогидраты могут заполнять поры и лишать коллектор проницаемости полностью или частично, т.е. ухудшать проницаемость. С этим связан следующий вопрос, может ли пласт, заполненный газогидратом, быть покрышкой? Если это так, то при отсутствии в разрезе региональных покрышек, как, например, в Вилюйской синеклизе, могут ли залежи газа контролироваться песчаниками, заполненными газогидратами?
Второй очень важный в практическом и теоретическом смысле вопрос - какова роль пород зоны многолетней мерзлоты в экранировании УВ? Может быть, следует искать НАЛ под поверхностью зоны многолетней мерзлоты. Решение этой проблемы может дать интересные результаты. Для ее реализации необходимо составить детальные карты рельефа подошвы многолетнемерзлых пород, выделить возможные ловушки для скопления УВ, в том числе и в газогидратной форме, и проверить их глубоким бурением. Весьма интересна, хотя и слабо разработана проблема оценки и использования твердых битумов, проявления которых охватывают огромные территории.
Поступила 6/IX 1984 г.