К оглавлению

УДК 553.982.2.061.15:553.55

К методике оценки времени формирования залежей нефти в карбонатных отложениях соленосных комплексов

С. П. МАКСИМОВ, Д. А. НАЗАРОВ, Т. Д. ИВАНОВА (ВНИГНИ)

Освоение нефтегазоносных соленоснокарбонатных комплексов солеродных бассейнов - одно из важных направлений поисково-разведочных работ. Эффективность последних в значительной мере зависит от полноты изученности условий формирования залежей УВ в осадочных образованиях подобного типа.

В настоящей статье сделана попытка комплексного подхода к проблеме изучения условий и времени формирования залежей нефти в карбонатных отложениях соленосных комплексов на примере отложений цехштейна центральной части Северо-Западноевропейской нефтегазоносной провинции.

Согласно опубликованным данным [8, 9, 11, 13, 14], эти породы продуктивны в прибортовых зонах древнего цехштейнового бассейна, характеризующихся общими чертами геологического строения, обусловленными сходством геологического развития на протяжении значительной части пермского и триасового периодов.

В этих зонах в разрезе осадочного чехла повсеместно присутствуют соленосные отложения цехштейна и соответственно выделяются подсолевой, соленосный и надсолевой литолого-структурные комплексы. При этом отложения цехштейна подстилаются терригенными породами ротлигендеса (нижняя пермь) и перекрываются терригенными образованиями бунтзандштейна (нижний триас).

В разрезе цехштейна выделяется пять цикличных карбонатно-сульфатно-соленосных пачек (снизу вверх): верра, штассфурт, ляйне, аллер и оре. Основной продуктивный горизонт цехштейна - штассфурт-карбонат, приуроченный к основанию штассфурт-серии, т.е. второй снизу пачки.

Скопления УВ в штассфурт-карбонате располагаются по периферии цехштейнового бассейна в пределах так называемых карбонатных валов - участков повышенной (до 50-100 м) мощности карбонатных отложений. Месторождения связаны с локальными поднятиями, осложняющими карбонатные валы, и приурочены к областям развития относительно мелководных и лагунных фаций, характеризующихся как хемогенным, так и биогенным карбонатообразованием. В них на долю оолитоводорослевых и пелитоморфных разностей карбонатов приходится 50 % разреза и более при мощности последних свыше 20 м [8].

Коллекторские свойства этих отложений обусловлены либо межзерновой пористостью, либо макро- и микротрещиноватостью. Регионально выдержанной покрышкой над продуктивными породами штассфурт-карбоната является каменная соль штассфурт-серии.

Установлено [9], что нефтяные залежи сформировались благодаря генерации УВ в слоистых карбонатных породах штассфурт-серии, расположенных в узкой полосе, проходящей параллельно краю бассейна, а также в лагунных участках, т.е. штассфурт-карбонат является одновременно коллектором и нефтематеринской породой.

Из зоны переслаивания УВ мигрировали в поровые и трещинно-поровые коллекторы, представленные оолитовыми и водорослевыми карбонатными породами.

Некоторые закономерности заполнения этих коллекторов нефтью можно установить в первую очередь на основании постседиментационных преобразований карбонатов. Анализ изменений в составе коллекторов штассфурт-карбоната показал, что последние слагаются тремя литогенетическими типами пород, сформировавшимися в различных участках бассейна седиментации.

Первый тип представлен преимущественно микрозернистыми доломитами, в которых неравномерно распределены разнообразной формы дискретные частицы (Дискретные частицы или зерна - ооиды, онкоиды (с оторочкой), пеллеты, комки, детритовые, органогенные, минеральные (без оторочки).) (более 10 %). Он характеризуется повышенным содержанием терригенной примеси и наличием нитевидной слоистости, которая связана с распределением по разрезу глинистого и органического вещества. По данным некоторых исследователей [5], подобные образования накапливаются в пределах среднеприливного (intertidal) участка приливно-отливной области. Переменная активность придонных вод определила сильную изменчивость пустотного пространства пород этого типа, которое изначально было представлено неравномерно распределенными порами с неодинаковой сообщаемостью.

Ко второму типу нами отнесены микро- и тонкозернистые однородные доломиты, часто темноокрашенные, с содержанием дискретных частиц менее 5 %. Органические остатки в них единичны. Среди тонкозернистой массы видны нитевидные прослои ОВ. Эти породы сформировались в относительно опущенных частях морского мелководья, где спокойный режим способствовал, по Ф. Геккелу [2], осаждению из суспензий тонкозернистого материала. Высокое содержание последнего и незначительный процент дискретных частиц определили неблагоприятные емкостные свойства пород этого типа, поскольку поровое пространство в них, по К.И. Багринцевой [1], представлено тончайшими микропорами.

Третьему типу пород соответствуют разности доломитов, преобладающие в разрезе штассфурт-карбоната. Они состоят из ооидов, онкоидов, обломков карбонатных пород различных размеров, формы и степени сортировки. Породы третьего типа образовались в условиях мелководного бассейна с интенсивным перемешиванием вод, обеспечивающим формирование симметричных каемок вокруг ядер фрагментов. Сформировавшееся в процессе седиментации пустотное пространство этих пород было образовано межзерновыми порами с относительно хорошей сообщаемостью.

В течение длительной геологической истории региона породы-коллекторы штассфурт-карбоната претерпели значительные постседиментационные изменения. К ним следует отнести процессы трещинообразования, растворения и образования аутигенных минералов. Существенно изменился характер пустотного пространства. Так, в породах первого типа оно представлено изолированными, неравномерно расположенными пустотами выщелачивания в ядрах дискретных частиц и в межформенных промежутках, трещинами, расширениями по ходу трещин, редкими унаследованными порами. Для пород второго типа характерны преобладание пустот, связанных с трещинами, и невыдержанность их размеров. Емкость пород третьего типа образуют межзерновые первичные пустоты, часто измененные процессами выщелачивания, полости в ядрах и оболочках дискретных частиц, поры перекристаллизации, каверны и трещины.

В изученных разрезах штассфурт-карбоната основные минералы, цементирующие пустотное пространство,- доломит, ангидрит и галит. Доломит встречается в виде крустификационной корочки, покрывающей почти все дискретные частицы, выполняет пустотное пространство, иногда образуя крупные идиоморфные кристаллы. Ангидрит представлен тонко- и микрозернистыми разностями, иногда перемешан с карбонатом, образует таблитчатые и радиально-лучистые агрегаты в трещинах и кавернах, заполняет остаточное пустотное пространство крупными идиоморфными кристаллами, замещает карбонат. Галит занимает поровое пространство, наблюдается по трещинам и кавернам, замещает карбонат и ангидрит. Структурно-морфологические соотношения цементирующих минералов указывают на полистадийность процессов их образования. Самые ранние их генерации связаны с перераспределением материала и выпадением галита, ангидрита из суперсоленых поровых вод в диагенезе. Перераспределение материала сопровождалось перекристаллизацией зерен и изменением структуры, состава седиментогенных карбонатных материалов. В образовании последующих генераций минералов большое значение имели процессы массопереноса между отложениями штассфурт-карбоната и смежными с ними толщами ангидрита и соли. Таким образом, породы штассфурт-карбоната представляют собой сложно построенный коллектор, неоднократно подвергавшийся процессам растворения и минералообразования. Изучение распределения битума в коллекторах штассфурт-карбоната показало, что он занимает пустоты выщелачивания, поры перекристаллизации, полости, развившиеся по стилолитам (рис. 1) и другие пустоты (трещины, каверны), образовавшиеся в результате постдиагенетического изменения пород. Указанные особенности распределения битума и формы соотношения его с аутогенными минералами свидетельствуют о том, что заполнение коллектора нефтью произошло на относительно поздних стадиях литогенеза.

В связи с вышеизложенным большой интерес представляют данные А.А. Махнача [7], касающиеся роли вторичного минералообразования в формировании коллекторских свойств межсолевой девонской карбонатной толщи Припятского прогиба, и выводы относительно условий заполнения девонских карбонатов нефтью на основании установленных особенностей их постседиментационного изменения. Автор убедительно показал, что заполнение межсолевых ловушек нефтью произошло позднее образования большинства минералов, занимающих пустотное пространство (кальцит, доломит, ангидрит), и примерно соответствовало времени вторичного образования галита в начальной стадии катагенеза.

Таким образом, особенности строения и заполнения нефтью (битумом) карбонатных коллекторов соленосных толщ Припятского прогиба и центральной части Северо-Западноевропейской нефтегазоносной провинции указывают на постдиагенетическую стадию миграции и аккумуляции нефти в карбонатах солеродных бассейнов. Однако это слишком широкий временной интервал, нуждающийся в конкретизации. Фактический материал по отложениям штассфурт-карбоната в определенной степени позволяет это сделать.

Рассмотрим диаграмму распределения УВ в штассфурт-карбонате по фазовому состоянию на ряде месторождений (рис. 2). В термобарической зоне II пластовые температуры 70- 86 °С, а начальные пластовые давления изменяются в широком диапазоне - от 20 до 55 МПа, что соответствует интервалу глубин 1700-2800 м. В термобарической зоне I в интервале глубин 870-1560 м штассфурт-карбонат характеризуется температурой 32-63 °С и начальными пластовыми давлениями 10-20 МПа. Это зона преимущественного развития газовых залежей.

Достаточно четкое распределение УВ по фазам наблюдается в зависимости не только от термобарических условий, но и от глубин. Залежи газа в отложениях штассфурт-карбоната распределяются на рассматриваемой территории главным образом на глубинах 870-1560 м, нефти - на глубинах 1700-2700 м. При этом разность экстремальных гипсометрических отметок заполненных УВ ловушек составляет 1830 м, в том числе заполненных газом 690 м, нефтью 1000 м. Подобное распределение залежей по фазовому состоянию в интервале глубин 870-2700 м независимо от источников поступления УВ могло быть результатом их формирования только в послецехштейновый период, поскольку разность экстремальных гипсометрических отметок ловушек по отложениям штассфурт-карбоната, существовавших в цехштейновое время, не превышала 500 м, исходя из оценки первичных мощностей отложений цехштейна [8].

Теоретически сведения о возможном времени формирования залежей УВ можно получить при сравнении объемов структурной ловушки и залежи на отдельных геологических этапах. Однако Ф.Г. Гурари и Ю.Н. Карогодин [3] считают, что для определения степени заполнения локальных структур нефтью на практике такое сравнение объемов можно заменить более простым методом сравнения высот залежи и ловушки. Выполненные этими авторами на примере локальных структур Западно-Сибирской провинции тем и другим способом расчеты отличаются не более чем на 5-10 %. Поэтому для получения информации о времени формирования залежей нефти в штассфурт-карбонате мы применили метод сравнения высот залежи и ловушки на примере трех структур (обозначим их А, Б, В), по которым имеются сведения о приросте высоты ловушки за некоторые этапы геологического времени (таблица).

Так, на структуре А ловушка могла вместить залежь современной высоты не ранее альба - позднего мела, а на структурах Б и В - не ранее конца триаса - начала юры.

Уточнить можно не только время, но и глубину, соответствующую началу формирования залежей нефти в штассфурт-карбонате. С этой целью рассмотрим изолирующие свойства соленосной покрышки. Геологические данные свидетельствуют о том, что пластичность и герметичность солей увеличиваются с погружением. На небольших глубинах (менее 1000 м) соляные породы могут быть проницаемыми как для воды, так и для УВ, т. е. не обладают надежными изолирующими свойствами. Это убедительно показано на примере соленосных отложений СССР, ГДР и Польши [4]. Оптимальные свойства покрышек, представленных галитами, проявляются на глубинах свыше 1 км [4, 6, 12]. Показателем изолирующих свойств галитовой покрышки могут служить величины коэффициента аномальности начального пластового давления. Проанализируем график зависимости последнего в штассфурт-карбонате от глубины (рис. 3).

Из графика видно, что АВПД наблюдаются уже на глубинах 1050-1200 м, причем с ростом глубин увеличивается и значение коэффициента. Если на глубинах 1050-1200 м оно не превышает 1,25, то на глубинах свыше 2200 м достигает 1,45-2, а для глубин 1800-2700 м, т.е. для нефтеносной зоны, характерны величины 1,3-2.

График (см. рис. 3) подтверждает, что между глубиной залегания и герметичностью галитовых покрышек существует определенная связь. Там, где каменная соль залегает на небольших глубинах, вероятность сохранения пластовой энергии существенно меньше, чем на больших глубинах. Вполне возможно, что возрастание коэффициентов аномальности, характерное для штассфурт-карбоната нефтеносной зоны,- результат проявления следующих факторов: затрудненной связи резервуаров с областями разгрузки ввиду хороших изолирующих свойств соленосной покрышки на глубинах 1800-2700 м и отсутствия широко развитой системы проводящих трещин в коллекторах, а также привноса флюидов (нефти) в резервуар извне. Это говорит об относительной молодости залежей нефти, поскольку длительно действующий фактор времени должен был бы привести к снижению величин коэффициента аномальности.

Таким образом, формирование залежей нефти в штассфурт-карбонате, по-видимому, могло происходить не ранее позднего триаса - ранней юры на глубине не менее 1000-1200 м. Некоторую информацию об условиях формирования залежей нефти может дать подсчет коэффициента заполнения ловушки определяемого как отношение высоты нефтяной залежи к высоте ловушки.

Изучение закономерности изменения степени заполнения большинства локальных структур штассфурт-карбоната центральной части Северо-Западноевропейской нефтегазоносной провинции затруднительно, поскольку они сильно разбиты нарушениями. И все же по семи структурам удалось оценить степень заполнения либо всей ловушки, либо той ее части, где хорошо прослеживаются начальный водонефтяной контакт и структурный замок. Анализ показал, что ни одна из них не заполнена до структурного замка, причем Кз изменяется от 0,3 до 0,89. Структуры расположены на глубинах 1350-2540 м, где изолирующие свойства галитовой покрышки оптимальны. Поэтому в указанном интервале не наблюдается какой-либо зависимости между Кз и глубиной.

Хорошо прослеживается зависимость между Кз и отношением суммарной эффективной мощности штассфурт-карбоната к его общей мощности т. е. коэффициентом эффективной мощности Кэ.м(рис. 4). Эту зависимость можно считать прямой, хотя имеется небольшой разброс точек, не ложащихся на графике точно на прямую линию. Рис. 4 позволяет предположить, что фильтрационно-емкостные свойства штассфурт-карбоната, возможно, являются главным фактором, влияющим на заполнение ловушек нефтью. По-видимому, недозаполненность ловушек нефтью связана с неравномерностью коллекторских свойств, поскольку зоны эффективной трещиноватости штассфурт-карбоната могут иметь значительную или ограниченную протяженность, большую или меньшую мощность, в различных участках сливаться, образуя более крупные зоны, или, наоборот, разделяться на более мелкие изолированные подзоны.

Поскольку коэффициент Кэ.м отражает современную геологическую обстановку, можно сделать вывод, что заполнение ловушек нефтью завершалось в условиях, когда фильтрационно-емкостные свойства штассфурт-карбоната были близки к современным, т.е. в относительно недавнее время. В пользу последнего обстоятельства говорят также большие величины коэффициента аномальности начального пластового давления (см. рис. 3) и приуроченность залежей нефти к интервалу современных температур 70-86 °С, отвечающих главной зоне нефтеобразования (см. рис. 2).

Таким образом, комплексный подход к проблеме изучения условий и времени формирования залежей в карбонатных отложениях солеродных бассейнов позволил по породам цехштейна центральной части Северо-Западноевропейской нефтегазоносной провинции проанализировать материалы, касающиеся особенностей строения коллекторов и распределения в них битума, фазового состояния УВ в зависимости от глубины и пластовых термобарических условий, особенностей заполнения локальных структур нефтью, изолирующих свойств соленосной покрышки.

Рассмотренные материалы свидетельствуют о том, что оптимальные условия для нефтенакопления в штассфурт-карбонате возникли не ранее позднего триаса - ранней юры на глубинах более 1000 м, т. е. при вхождении этих отложений в зону раннего катагенеза. Завершение же процессов аккумуляции нефти происходило, по-видимому, в то время, когда термобарические условия и фильтрационно-емкостные характеристики штассфурт-карбоната были близки к современным.

По нашему мнению, только в катагенезе могли быть условия для одновременного оптимального проявления таких способствующих аккумуляции нефти факторов, как образование коллекторов, покрышек, ловушек и реализация нефтегенерационного потенциала материнских пород, что опровергает разработанную В. Цигенгардтом раннедиагенетическую модель формирования залежей нефти в штассфурт-карбонате [15, 16]. Установление более точного времени формирования залежей нефти в отложениях штассфурт-карбоната - задача дальнейших исследований.

Опыт комплексного изучения отложений штассфурт-карбоната может послужить методической основой оценки времени формирования залежей УВ в карбонатных отложениях других соленосных регионов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М., Недра, 1977.

2. Геккел Ф. Распознавание мелководной морской палеообстановки осадконакопления.- В кн.: Условия древнего осадконакопления и их распознавание. М., 1974, с. 253-317.

3. Гурари Ф.Г., Карогодин Ю.Н. Закономерности изменения степени заполнения локальных структур нефтью и газом в Западно-Сибирской провинции.- Геология нефти и газа, 1970, № 4, с. 15-20.

4. Калинко М К. Соленакопление, образование соляных структур и их влияние на нефтегазоносность.- Труды ВНИГНИ. М., 1973, вып. 127, с. 1 - 132.

5. Лусия Ф. Осадконакопление в обстановке эвапорит-карбонатной береговой зоны,- В кн.: Условия древнего осадконакопления и их распознавание. М., 1974, с. 196-225.

6. Марьенко Ю.И. Нефтегазоносность карбонатных пород. М., Недра, 1978.

7. Махнач А.А. Постседиментационные изменения межсолевых девонских отложений Припятского прогиба. Минск, Наука и техника, 1980.

8. Месторождения нефти и газа Северо-Западноевропейской нефтегазоносной провинции. Под ред. С.П. Максимова, М., Недра, 1975.

9. Мюллер П., Вингольц Р. О генезисе углеводородов в карбонатных отложениях цехштейна (верхняя пермь) на территории Германской Демократической Республики,- Геология нефти и газа, 1968, № 5, с. 56-61.

10. Нефтегазоносность пермских отложений Польской низменности. Под ред. П.В. Анцупова, Г.X. Дикенштейна, С.П. Максимова. Обзор. Сер. Нефтегаз, геол. и геофиз., М., ВНИИОЭНГ, 1983.

11. Результаты геологоразведочных работ на нефть и газ за 1976-1980 гг. в ПНР и дальнейшие задачи / П. Карнковский, С.П. Максимов, К. В. Фомкин и др.- Геология нефти и газа, 1982, № 5, с. 53-58.

12. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. М., Недра, 1977.

13. Geologiczna rejonizacja ropogazonosnosci regionu permskiego Polski / G. H. Dikenstein; S. P. Maksimov; P. W. Ancupow und and.- Nafta, 1980, № 11, 361-367.

14. Gurari F. G., Karnkowski P.I., Maksimow S.P. Perspektiven der Erkundung von Erdol und Erdgaz in der VR Polen.- Z. angew. Geol., 1976, № 8, 357-362.

15. Ziegenhardt W. Charakter und Genese von Erdol / Erdgaskluftlagerstatten im Stassfurt Kar- bonat (Zechstein 2).- Z. angew. Geol. 1974, № 12, 533-540.

16. Ziegenhardt W., Rockel W., Griesbach H. Palaomorphologie und Erdol / Erdgas - Lager- stattenbildung im Stassfurt Karbonat Thuringens.- Z. angew. Geol., 1978, № 9, 353-362.

Таблица

Структура	Современная высота, м		Высота ловушки (м) к началу	Прирост высоты ловушки (м)	Предполагаемое время формирования залежи
	ловушки	залежи
А	200	82	альбского века <=40	Альбский век - позднемеловая эпоха>= 160	Не ранее альба - позднего мела
Б	100	65	рэтского века <50	Рэтский век>50	Не ранее конца триаса - начала юры
В	70	50		Пермский период ~ 25	Не ранее конца триаса - начала юры
			триасового периода ~25	Триасовый периода ~20
			рэтского века ~ 45	Рэтский - аптский века ~25

Рис. 1. Распределение битума в коллекторах штассфурт-карбоната.

а - битум в пустотах выщелачивания между фрагментами; б - поры угловатой и полигональной формы с битумом в перекристаллизованном доломите; в - стилолит, заполненный битумом; 1 -вмещающая порода; 2 - битум

Рис. 2. Диаграмма распределения УВ в штассфурт-карбонате по фазовому состоянию.

Месторождения: 1 - нефтяные, 2 - газонефтяные, 3 - газовые; I, II - поля преимущественного развития месторождений

Рис. 3. График зависимости коэффициента аномальности начального пластового давления в штассфурт-карбонате от глубины.

Уел. обозн. см на рис. 2

Рис. 4. График зависимости коэффициента заполнения ловушек от отношения суммарной эффективной мощности штассфурт-карбоната к его общей мощности.

Уел. обозн. см. на рис. 2