К оглавлению

УДК 553.98.061.15(470.43/.43)

Условия раздельного формирования залежей нефти и газа северо-востока Волго-Уральской провинции

С. П. МАКСИМОВ, М. М. БОГДАНОВ (ВНИГНИ)

В настоящее время из-за высокой освоенности нефтяных ресурсов в добывающих районах Волго-Уральской провинции значительно снизилась эффективность поискового бурения. Основные объемы его сосредоточены теперь в Предуральском прогибе, характеризующемся увеличением доли свободного газа в структуре ресурсов УВ региона и неопределенностью прогноза фазового состояния залежей. В последнее время наметилась возможность использования в народном хозяйстве не только углеводородного, но и азотного газа (для увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, при хранении скоропортящихся продуктов, в сельском хозяйстве), наиболее крупные запасы которого сосредоточены в Волго-Уральской провинции.

Высокоэффективное освоение ресурсов нефти и газа в данном случае возможно на базе раздельного прогноза нефте- и газоносности и выделения первоочередных объектов поискового бурения.

К настоящему времени создана общая теоретическая схема, в которой выделяются генетические (тип ОВ, способности нефтей и газов к растворению в пластовых водах и выделению из них, миграционные и аккумуляционные возможности жидких и газообразных УВ, их подверженность к рассеиванию из ловушек) и региональные (палео- и неотектонические особенности развития региона, соотношение времени генерации УВ и образования ловушек, термобарический режим существования залежей, газогидрогеохимическая обстановка продуктивных комплексов и др.) причины, обусловливающие раздельное образование залежей нефти и газа [6]. С этих позиций авторами проведен анализ условий формирования месторождений в пределах Камской моноклинали, Пермско-Башкирского свода, Соликамской и Юрюзано-Сылвенской впадин Предуральского прогиба и Западно-Уральской зоны складчатости.

Залежи жидких УВ приурочены к толщам, содержащим по данным геохимических исследований [4, 10] сапропелевое и сапропелево-гумусовое неокисленное ОВ, катагенетическая превращенность которого отвечает градациям ПК₃-МК₄. Концентрация залежей нефти (85 % начальных геологических запасов) фиксируется в отложениях, где ОВ преобразовано до стадии МК₁-МК₃, т. е. в том пространстве, где достигается «углефикационный скачок» в главной зоне нефтеобразования (ГЗН). К этому же интервалу катагенеза ОВ приурочено и максимальное количество сингенетичных битумов [3]. В отдельных случаях мелкие залежи нефти локализуются в отложениях с окисленным сапропелевым и сапропелево-гумусовым ОВ (терригенный девон, средний карбон Башкирской вершины), что объясняется процессом латеральной миграции жидких УВ из очагов их генерации на расстояние до 100 км.

Процесс латеральной миграции обусловил распределение нефтей в системе ловушек по принципу дифференциального улавливания. В пределах структур II порядка по восстанию пластов фиксируется возрастание значений плотности нефти, отношения С₂Н₆ + высшие к СН₄ в нефтяных газах, цикланов к алканам в бензиновых фракциях нефтей и уменьшение их газонасыщенности, что отвечает безусловным критериям, определяющим направленность латеральной миграции [5]. Разгазирования жидких флюидов на изучаемой территории в процессе их латеральной миграции при режиме нисходящих тектонических движений не происходило. Как показал анализ, при скорости движения воды 1 см/год в условиях застойного режима на расстояние до 100 км, слабой расчлененности рельефа проводящих толщ (2,5 м/км) и градиенте температур 3°С/100 м перепады давлений (2,5 МПа) и температур (7,5 °С) между очагами генерации и зонами нефтенакопления за время миграции длительностью в 10 млн. лет были компенсированы осадконакоплением, происходившем в позднепалеозойскую эру со скоростью 250 м/10 млн. лет [7].

Отсутствие залежей жидких УВ во всех продуктивных комплексах наблюдается при любом неокисленном ОВ, достигшем катагенетической превращенности МК₅-АК, что обусловливалось деструкцией нефтей при воздействии палеотемператур 180 °С и выше. Об этом свидетельствует появление битумов, имеющих, по-видимому, термокаталитический генезис.

Скопления газа приурочены к отложениям, где преобразованность ОВ отвечает стадиям катагенеза от ПК₃ до АК. При катагенезе неокисленного сапропелевого и сапропелево-гумусового ОВ, соответствующего градациям ПК₃-МК_1-4, газовые скопления локализуются в виде шапок над залежами жидких УВ, а при МК₅-АК - в виде чисто газовых скоплений. Газовые залежи встречены и в толщах с окисленным сапропелево-гумусовым ОВ, находящемся на невысоких (МК_1-2) стадиях углефикации (средний карбон юга Башкирской вершины).

Для оценки влияния режима тектонических движений на фазовое состояние залежей УВ применена комплексация палеогеохимического и палеоструктурного методов определения времени формирования залежей нефти и газа. По данным изучения отражательной способности витринита [9] с поправкой на размыв отложений в позднепалеозойскую эру положение палеоглубинных уровней ГЗН и НЗГ менялось по площади от 1200 до 600 и от 4500 до 2000 м соответственно от Пермско-Башкирского свода и Камской моноклинали к Складчатому Уралу (рис. 1). Время нахождения НГМТ в ГЗН составляло 30-50 млн. лет.

Применение информации, полученной палеоструктурным методом, дало возможность разделить ловушки, контролирующие скопления УВ, по времени их образования относительно времени вступления, нахождения и выхода НГМТ из ГЗН на три типа: 1) догенерационные; 2) сингенерационные; 3) постгенерационные. Постгенерационные ловушки подразделены на сформированные при режиме как нисходящих, так и восходящих движений.

Залежи жидких УВ приурочены к ловушкам до- и сингенерационного заложения. Газовые залежи локализуются в ловушках независимо от относительного времени их образования. В ловушках до- и сингенерационного заложения скопления газа встречаются в виде шапок над нефтяными залежами. В газоносных частях пластов этих ловушек по керну отмечается остаточная нефтенасыщенность.

Залежи свободных газов контролируются ловушками до-, син- и постгенерационного заложения. Наиболее крупные запасы газа отмечаются в ловушках постгенерационного заложения, образованных при режиме восходящих движений.

Сопоставление экспериментальных данных показывает различие растворимостей жидких [12] и газообразных [2] УВ в воде. В диапазоне температур 25-200 °С растворимость метана (330-1100 см³/л) в 360-1600 раз выше растворимости жидких УВ (0,2- 3 см³/л). Растворимость в воде жидких УВ в присутствии газа значительно меньше. Следовательно, при режиме нисходящих движений в пластовых водах будет накапливаться преимущественно газ. Для выделения накопившегося газа из пластовых вод требуется смена знака тектонических движений.

В изучаемом регионе выделяются два максимума региональных воздыманий: в конце позднепермской эпохи - начале мезозойской эры в заключительную фазу герцинской складчатости и в палеоген-четвертичный периоды - в альпийскую. Концентрация газовых залежей отмечается в контуре изобазы новейших движений 320 м и более. Нефтяные залежи находятся в зонах с амплитудами новейших движений менее 200 м и 200-280 м.

Вследствие новейшего воздымания пластовые давления в продуктивных комплексах снизились на 2-4 МПа. Суммарная мощность размытых за время регионального подъема территории отложений составила 500-1000 м, а снижение пластовых давлений 5-10 МПа. Воздымание территории и размыв отложений вызвали снижение температур в продуктивных комплексах, достигшее на стратиграфическом уровне C₁ тер. 60-160 °С. Снижение давлений и температур продуктивных комплексов отразилось на растворимости газов в пластовых водах и привело к их выделению в свободную фазу. В пользу дегазации пластовых вод свидетельствует близкий состав свободных и водорастворенных газов.

На графике изменения предельной растворимости метана в минерализованной воде (раствор NaCl 300 г/л), составленном по экспериментальным и расчетным данным [2], был проанализирован темп снижения давления и температуры в отложениях нижнего карбона. Кривая, характеризующая темп снижения давления и температуры, имеет два максимума и один минимум. Форма кривой обусловлена тем, что растворимость углеводородных и азотных газов в воде связана с давлением прямой зависимостью. Влияние термического фактора проявляется неоднозначно. При понижении температуры до 80-90 °С растворимость газов снижается. Дальнейшее понижение температуры приводит к увеличению растворимости газов. Следовательно, после снижения температуры ниже критической точки (80-90 ⁰С) растворимости газов должен возникнуть некоторый дефицит газонасыщенности пластовых вод, достигающий, как показал анализ, 15-30 %. Этот дефицит маскирует процесс выделения газа из пластовых вод и не может рассматриваться как отрицательный показатель газопродуктивности недр. В конкретной тектоно-тепловой истории региона палеотемпературы были выше критической точки растворимости газа, а современные стали меньше, поэтому недонасыщение пластовых вод должно быть обязательным.

Источником газа в двухфазных (газонефтяных и нефтегазовых) системах могли быть нефти, дегазировавшиеся в результате снижения давления и температуры. Расчеты показали, что из нефтей могли выделиться 6-25 % современного количества газа газовых шапок.

Изменение термобарических условий недр при режиме восходящих тектонических движений не только замаскировало процесс выделения газа из пластовых вод, но и определило современную газогидрогеохимическую обстановку нахождения залежей УВ различного фазового состояния в продуктивных комплексах.

В обстановке значительно смещенного фазового равновесия находятся только нефтяные залежи. Эта обстановка характеризуется величинами упругости водорастворенного газа значительно более низкими, чем пластовые давления. С обстановкой смещенного фазового равновесия  связаны как нефтяные, так и газонефтяные, нефтегазовые и газовые залежи. В обстановке незначительно смещенного фазового равновесиянефтяные залежи отсутствуют и встречаются только газонефтяные, нефтегазовые и газовые скопления.

Проведенный анализ генетических и региональных причин, приводящих к формированию скоплений УВ различного фазового состояния, позволяет сформулировать комплекс критериев раздельного прогноза нефте- и газоносности в отложениях, содержащих сапропелевое и сапропелево-гумусовое ОВ.

Составляющими комплекса критериев зон распространения залежей нефти являются: 1) позднебуроугольная (ПК₃) - средне-позднекаменноугольная (МК_2-4) стадии углефикации ОВ; 2) до- и сингенерационное время образования ловушек относительно времени вступления, нахождения и выхода НГМТ из ГЗН; 3) низкие (менее 200 м) и средние значения (200-280 м) амплитуд новейших положительных движений; 4) значительно смещенное (0,3-0,7) и смещенное (0,7-0,85) фазовое равновесие между залежами УВ и пластовыми водами; 5) наличие сингенетичных битумов.

Не исключено, что толщи с окисленным ОВ могут содержать залежи жидких УВ, которые образовались при латеральной миграции нефти из очагов ее генерации. Такие толщи должны характеризоваться присутствием эмиграционного эпигенетического битума, а ловушки в них незначительно (до 100 км) удалены от очагов генерации УВ.

Составляющие комплекса критериев зон распространения залежей свободного газа подразделяются на две группы. Первая группа критериев показывает, что имелись предпосылки для формирования залежей только свободного газа, а нефтяные скопления образоваться или сохраниться не могли. По второй группе критериев можно судить о возможности образования залежей свободного газа.

К первой группе критериев относятся: 1) позднекаменноугольная (MK₅) и более высокие стадии (АК) углефикации сапропелевого и сапропелево-гумусового неокисленного ОВ, для окисленных их разностей - любая стадия катагенеза; 2) постгенерационное время образования ловушек относительно времени вступления, нахождения и выхода НГМТ из ГЗН; 3) удаленность ловушек более чем на 100 км от очагов генерации жидких УВ; 4) отсутствие эмиграционного эпигенетичного битума; 5) наличие битумов термокаталитического генезиса в до- и сингенерационных ловушках, приуроченных к отложениям, где неокисленное сапропелевое и сапропелево-гумусовое ОВ преобразовано до стадии MK₅ и выше.

Вторая группа критериев включает: 1)средние (200-280 м) и высокие (более 280 м) значения амплитуд новейших положительных движений; 2) палеогазонасыщенность пластовых вод больше современной; 3) прогрев отложений выше критической точки (80-90 °С) растворимости газа в воде; 4) современные температуры ниже палеотемператур; 5) смещенное =0,7-0,85) и незначительно смещенное>0,85) фазовое равновесие между залежами УВ и пластовыми водами.

Выделенный комплекс критериев (каждый из которых рассматривается как необходимый, но недостаточный для суждения о фазовом состоянии залежей) в сочетании с общими региональными закономерностями распространения скоплений УВ любого фазового состояния в регионе, условиями существования) двухфазных (газонефтяных и нефтегазовых) систем, фактическим распределением промышленной нефтегазоносности, проявлений жидких и газообразных УВ явились основой для раздельного прогноза нефте- и газоносности (рис. 2).

В результате раздельного регионального прогноза установлена преимущественная газоносность отложений силура - нижнего девона (грязнушинская свита) и подтверждена нефтеносность терригенных отложений среднего - верхнего девона (рис. 2, А).

В карбонатных отложениях верхнего девона - нижнего карбона, терригенных нижнего карбона, карбонатных среднего карбона и терригенно-карбонатных верхнего карбона - нижней перми выделены и детализированы зоны распространения нефтяных, газонефтяных и нефтегазовых, газовых залежей (рис. 2, Б-Д). Площади, перспективных на нефть земель, в этих отложениях в результате ограничения газоносных зон на основных направлениях поискового бурения (Соликамская впадина, Башкирская вершина) расширились. Это позволяет увеличить начальные потенциальные ресурсы жидких УВ (согласно их плотности, принятой при прогнозной оценке территории) на 15 %.

Установлено, что зоны распространения залежей свободного газа в карбонатных отложениях среднего карбона и терригенно-карбонатных верхнего карбона - нижней перми в Соликамской впадине отсутствуют (рис. 2, Г-Д). Впервые выявлена преимущественная газоносность отложений среднего карбона на Камской моноклинали и на юге Башкирской вершины. Установлено, что зоны распространения двухфазных (газонефтяных и нефтегазовых) систем не являются переходными между газовыми и нефтяными, а осложняют поля распространения последних.

Корректность проведенного раздельного прогноза нефте- и газоносности подтверждена сопоставлением с результатами поискового бурения в 1982-1983 гг. Во всех случаях (на девяти структурах) нефть и газ были получены в результате бурения. На двух структурах (Кольчугинская, Маговская) этот прогноз не соответствовал оценке по балансу запасов нефти и газа.

С целью прогноза залежей углеводородных и азотных газов проведена оценка их начальных потенциальных ресурсов и построены соответствующие карты (рис. 3, А-Б). Оценка начальных потенциальных ресурсов углеводородных и азотных газов проводилась по усовершенствованной методике определения масштабов дегазации пластовых вод [1] с поправкой на рассеивание газа за счет диффузии из залежей [11]. Проведенные исследования показали, что начальные потенциальные ресурсы углеводородных и азотных газов в регионе соотносятся как 8:1.

Количественный анализ позволил выделить зоны распространения залежей углеводородных и азотных газов. Зоны распространения залежей свободного газа углеводородного состава связаны с восточными районами Соликамской, Юрюзано-Сылвенской впадин и передовыми складками Урала, характеризующимися широким стратиграфическим этажом продуктивности (см. рис. 2, Б-Д, рис. 3, А). Залежи азотного и углеводородно-азотного состава прогнозируются в среднекаменноугольных отложениях на Камской моноклинали и на юге Башкирской вершины (см. рис. 2, Г, рис. 3, Б).

Производственным организациям прирост запасов УВ на изучаемой территории планируется только по нефти. В связи с этим к категории объектов поискового бурения относились перспективные структуры (по состоянию на 1/1 1984 г.), в которых по результатам проведенного раздельного прогноза нефте- и газоносности предполагаются скопления нефти. Попутно в объектах наряду с залежами нефти должны осуществляться поиски скоплений газа углеводородного и азотного состава. Критерии очередности ввода объектов в стадию поиска месторождений нефти выбраны согласно методическим указаниям по анализу фонда структур и уточнению оценки их нефтегазоносности [8]. В Соликамской впадине первоочередными объектами поискового бурения в зоне развития калийных солей являются подготовленные высокоамплитудные Логовская, Осокинская, Ростовицкая, Северо-Логовская структуры. В них над нефтяными залежами в среднекаменноугольных отложениях прогнозируются газовые шапки. Состав газа углеводородный. Вне зоны развития калийных солей выделяются два объекта первой очереди - Мысьинская и Амборская структуры. На Мысьинской структуре над нефтяными залежами в карбонатных отложениях верхнего девона - нижнего карбона и среднего карбона предполагаются газовые шапки. На Амборской структуре двухфазная система может быть открыта в среднекаменноугольных отложениях. Состав газа азотный.

На Башкирской вершине и в Бабкинской седловине объекты первой очереди - Курашимская, Телесская, Западно-Казаковская, Черчинская, Джигатляровская, Западно-Орьебашская структуры. Здесь прогнозируются нефтяные залежи.

На Камской моноклинали к объектам первой очереди относятся Ужгинская, Бондюжская, Гаринская, Сивковская и Назаровская структуры. В среднекаменноугольных отложениях Ужгинской, Бондюжской структур предполагаются залежи с двухфазной системой. Состав газа азотный. Гаринская, Сивковская и Назаровская структуры прогнозируются нефтеносными.

В зоне передовых складок Урала объектом первой очереди может рассматриваться высокоамплитудная Северо-Мальцевская структура, осложненная надвигом. В автохтонных среднекаменноугольных отложениях этой структуры предполагается залежь нефти, а в верхнедевонских - нижнекаменноугольных - скопление газа. Аллохтонные отложения прогнозируются газоносными. Состав газа углеводородный.

Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы.

1. Современное распределение в регионе залежей УВ по их фазовому состоянию обусловлено характером и особенностями его геологического развития.

2. Предпосылки для раздельного размещения залежей нефти и свободного газа закладываются при режиме нисходящих тектонических движений, когда в зависимости от генетических и региональных причин формируются только нефтяные залежи и возникают зоны, в ловушках которых отсутствуют скопления каких-либо УВ.

3. При восходящем режиме тектонических движений, сменившем нисходящий, в зонах неблагоприятных для формирования и сохранения скоплений нефти образуются залежи свободного газа, а существовавшие нефтяные залежи переформировываются в двухфазные (газонефтяные и нефтегазовые) системы.

4. Выделение первоочередных объектов обеспечивает целенаправленный поиск месторождений УВ в северо-восточных районах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Богданов М. М. Оценка масштабов дегазации пластовых вод палеозойских отложений северо-востока Волго-Уральской провинции. - ЭИ ВНИИЭГазпром. Геол., бур. и разраб. газ. м-ний. М., 1983, № 4, с. 6-9.

2. Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. М., Недра, 1976.

3. Кутуков А.В. Условия проявления процесса нефтеобразования в вендской, девонской и визейской терригенных формациях Пермского Прикамья.- Геология нефти и газа, 1981, № 2, с. 35-39.

4. Ларская Е.С., Диагностика и методы изучения нефтегазоматеринских толщ. М., Недра, 1983.

5. Максимов С.П., Чахмахчев В.А., Большаков Ю.Я. Геохимические аспекты принципа дифференциального улавливания нефти и газа и газоконденсатные месторождения.- Геология нефти и газа, 1976, № 3, с. 37-47.

6. Максимов С.П., Строганов В.П. Условия раздельного формирования зон нефте- и газонакопления в земной коре.- Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978, вып. 137, с. 5-19.

7. Максимов С.П., Добрида Э.Д. Цикличность геотектоно-теплового режима пород и ее влияние на условия генерации и миграции углеводородов в палеозойских отложениях севера Урало-Поволжья.- Геология нефти и газа, 1980, № 10, с. 17-23.

8. Методические указания по анализу фонда структур и уточнению оценки их нефтегазоносности. М., изд. ВНИГНИ, 1983.

9. Палеогеотермические критерии размещения нефтяных залежей / И.И. Аммосов, В.И. Горшков, Н.П. Гречишников, Г.С. Калмыков, М„ Недра, 1977.

10. Родионова К.Ф., Максимов С.П. Геохимия органического вещества и нефтематеринские породы фанерозоя. М., Недра, 1981.

11. Соколов В.А. Геохимия природных газов. М„ Недра, 1971.

12. Физико-химические особенности и гидрогеологические факторы миграции природных растворов / Л.А. Польстер, Ю.А. Висковский, А.М. Гусев и др. Л., Недра, 1967.

Поступила 21/1 1985 г.

Рис. 1. Карта палеоглубинного уровня ГЗН (А) и НЗГ (Б) северо-востока Волго-Уральской провинции.

1 - изолинии палеоглубинных уровней ГЗН, НЗГ, м; 2 - точки замеров палеоглубин ГЗН, НЗГ; 3 - границы Предуральского прогиба; 4 - .восточная граница распространения нижнепермских отложений; 5 - границы сводов, впадин, седловин. Тектонические элементы: I - Камская моноклиналь, II - Чермозская седловина, III - Верхнекамская впадина, IV - Бирская седловина, V - Пермско-Башкирский свод, VI - Колвинская седловина, VII - Соликамская впадина, VIII - Косьвинско-Чусовская седловина, IX - Юрюзано-Сылвенская впадина

Рис. 2. Карта раздельного прогноза нефте- и газоносности северо-востока Волго-Уральской провинции.

Отложения: А - терригенные силура-девона; Б - карбонатные верхнего девона - нижнего карбона; В - терригенные нижнего карбона; Г- карбонатные среднего карбона; Д - терригенно-карбонатные верхнего карбона - нижней перми. Зоны распространения залежей УВ различного фазового состояния (а - установленные, б - предполагаемые): 1 - газовые, 2 - газонефтяные и нефтегазовые, 3 - нефтяные; 4 - зоны малоперспективные на нефть и бесперспективные на газ; 5 - зоны бесперспективные; 6 - граница Камско-Кинельской системы прогибов; 7 - граница распространения отложений силура - нижнего девона (грязнушинская свита); месторождения нефти и газа: 8 - нефтяные, 9 - газонефтяные и нефтегазовые, 10 - газовые; 11 - непромышленные притоки и проявления нефти; 12 - непромышленные притоки и проявления газа; 13 - битумы; состав залежей свободного газа и газовых шапок (а - установленный, б - предполагаемый): 14 - метановый, 15 - азотно-метановый, 16 - метаново-азотный, 17 - углеводородный, 18 - азотный, 19 - предполагаемое фазовое состояние залежей УВ в локальных структурах - нефтяное. Ост. уел. обозн. см. на рис. 1

Рис. 3. Карта начальных потенциальных ресурсов газа северо-востока Волго-Уральской провинции.

Карта ресурсов газа: А - УВ, Б - азота. Плотность ресурсов газа (уел. ед. от начальных потенциальных ресурсов северо-востока Волго-Уральской провинции на 1 км²): 1 - более 50, 2 - 50-40, 3 - 40-30, 4 - 30-20,1, 5 - 20-10,1, 6 - 10-5,1, 7 - 5-1,1, 8 - 1-0,5, 9 - менее 0,5; 10 - зоны бесперспективные; 11 - в числителе - плотность ресурсов газа, в знаменателе - газ; 12 - распределение по разрезу начальных потенциальных ресурсов газа: а - запасов А+B+C₁+С₂ и накопленной добычи от начальных потенциальных ресурсов продуктивного комплекса в масштабе, б - доля начальных потенциальных ресурсов продуктивного комплекса от начальных потенциальных ресурсов нефтегазоносной области, %, в - доля перспективных (С₃) и прогнозных (Д) ресурсов от начальных потенциальных ресурсов продуктивного комплекса в масштабе, %, е - индекс продуктивного комплекса; 13 - границы нефтегазоносных областей; 14 - границы нефтегазоносных районов; 15 - границы территорий с различными плотностями ресурсов. Нефтегазоносные области (нефтегазоносные районы): ПБ - Пермско-Башкирская, а - Камский, б - Чермозский, в - Пермский, г - Башкирский; П - Предуральская (а - Соликамский, б - Косьвинско-Чусовский, в - Юрюзано-Сылвенский). Ост. уел. обозн. см. на рис. 1, 2.