|
УДК 553.98:550.4(575.1-14) |
Связь фазового состава залежей с типами ловушек в верхнеюрских отложениях Юго-Западного Узбекистана
В.В. КОРСУНЬ, В.В. КУШНИРОВ (ИГИРНИГМ)
Принципиальная схема формирования залежей разного фазового состава в верхнеюрской карбонатной формации, представляющей собой региональный нефтегазоносный объект в пределах всей Амударьинской впадины, была сформулирована А.М. Акрамходжаевым [1] в 1975 г. Механизм формирования залежей с позиции этой схемы представляется как процесс смешивания и физико-химического взаимодействия сингенетичной для карбонатной толщи свободной нефти со сжатым газом, проникшим из подстилающих терригенных образований юрского возраста. Проникновение газа произошло на этапе проявления новейших тектонических движений.
Рассматриваемая схема оказалась в известной мере универсальной, так как увязывает между собой все знания по вопросам образования исходных продуктов залежей и одновременно объясняет фактическое многообразие их фазовых состояний. В этой связи представляются особенно актуальными исследования, устанавливающие зависимость между типом локальных структур и преимущественно их нефте- или газоносностью (А.М. Акрамходжаев и др., 1981; А.Г. Бабаев, 1983; А.Э. Конторович и др., 1981). Новый фактический материал по территории Юго-Западного Узбекистана позволяет еще раз обратиться к этому вопросу.
Рассматриваемая территория расположена в зоне сочленения подвижной орогенической области Юго-Западного Гиссара с частично переработанными новейшими движениями районами равнинной части Туранской плиты. Поэтому современный структурный план региона, особенно в его восточной части, в значительной степени определяется горизонтальными или блоковыми перемещениями по поверхности надвигов, сдвигов и взбросов. В западном направлении интенсивность проявления надвигово-складчатых процессов ослабевает.
Региональная нефтегазовая продуктивность Юго-Западного Узбекистана связана с верхнеюрской карбонатной формацией (КФ). В соответствии с моделью геологического строения в верхней (горизонты XV и XVa) и средней (горизонт XVб) частях КФ выделены барово-рифовая и барьерно-рифовая системы, а также локальные органогенные постройки. Положение более древней барово-рифовой системы определено в узкой полосе от площади Кокчи на западе до Шуртана на востоке. Ее образуют породы-коллекторы порового и порово-кавернозного типов мощностью 60-100 м (пористость 8-10%, проницаемость 1...5*10-12м2). Барьерно-рифовая система на некоторых участках в плане почти совпадает с нижележащей барово-рифовой, на большей же части территории региона она удалена от береговой линии в глубь палеобассейна и вытянута узкой полукольцевой полосой от площади Южный Уртабулак на западе региона до поднятия Гаурдак на востоке. Образующие ее породы-коллекторы характеризуются наиболее высокими в объеме КФ емкостными свойствами (пористость 14-17 %, проницаемость 0,05...1*10-12 м2).
Вдоль зон разломов и на палеоподнятиях относительно глубоководной части палеобассейна установлены локальные рельефно выраженные органогенные постройки. Породы-коллекторы развиты только в их пределах, по их периферии они заключены в толще плохопроницаемых отложений. На значительном протяжении барьерно-рифовой системы (от Южного Уртабулака до Рудаксая), а также на ряде одиночных рифовых массивов (Зеварды, Южный Памук) подстилающие их цокольные слои также представлены плохопроницаемыми породами.
Таким образом, в КФ Юго-Западного Узбекистана по степени однородности коллекторов и форме образуемых ими тел выделяются главным образом зональные (в полосовых зонах развития барово- и барьерно-рифовой систем) и локальные (с коллекторами ограниченного развития в пределах одиночных органогенных построек) литологически экранированные природные резервуары (ПР). Соотношение коллекторов с плохопроницаемыми породами в различных типах органогенных тел существенно различно.
Барово-рифовая система по условиям перемещения флюидов образует природный резервуар, экранированный со стороны относительно глубоководной части палеобассейна. Продуктивные ловушки в зоне этой системы установлены в пределах надвиговых зон Юго-Западного Гиссара и на территории смежных с ним районов. Положительная форма изгиба кровли резервуара в этих зонах вызвана новейшими складчато-надвиговыми процессами в пределах мобильных зон (Гумбулак, Адамташ и др.) и блоковыми подвижками в районах жестких блоков домезозойского основания (Карактай, Сарыча и др.).
Породы-коллекторы барьерно-рифовой системы латерально экранированы на различных участках ее полосы по-разному. Вдоль бассейнового края они экранируются на всем более чем 500-км протяжении. Двухстороннее - фронтальное и тыловое (со стороны области зарифового прибрежья) - экранирование резервуара фиксируется на Северо-Денгизкульском, Денгизкуль-Хаузакском и частично Шуртанском участках. Все продуктивные ловушки в этой зоне связаны либо со структурно-приподнятыми сводами, крыльями или периклиналями постседиментационных поднятий (Уртабулак, Денгизкульская группа, Северный Майманак, Каракум и др.), либо с положительными формами изгиба кровли резервуара в зоне экрана, образованного тангенциальными перемещениями пород КФ по поверхности надвигов и сдвигов (Южная Тандырча).
Всестороннее экранирование пород-коллекторов в одиночных органогенных постройках существенно затрудняет движение фильтрационного потока, а в ряде случаев и полностью ограничивает его проявление. Часть таких построек, формировавшихся в наиболее погруженной части палеобассейна (площади Зеварды, Алан, Култак и др.) и существенно не изменивших своего первоначального положения на этапе новейшей тектонической активизации региона, характеризуется практически полным заполнением УВ полезной емкости резервуара и наличием АВПД.
В органогенных постройках, расположенных на клиноформе в непосредственной близости от бассейнового края барьерно-рифовой системы (Южные Кемачи-Кенжа, Умид и др.) и в новейшее время претерпевших значительные изменения по отношению к своему первоначальному положению, природные резервуара экранированы частично. В них заполнены УВ лишь гипсометрически наиболее приподнятые части построек, а пластовые давления обычно лишь незначительно превышают гидростатическое или близки к его значениям.
Таким образом, все ловушки, сосредоточенные в объеме формации, можно подразделить на два основных класса: 1) ловушки в одиночных органогенных постройках, 2) ловушки в зоне барово- и барьерно-рифовой систем. К первому из них отнесены три группы ловушек: а) всесторонне экранированные (Алан, Зеварды, Южный Памук и др.), б) с частично проницаемым экраном (Южные Кемачи - Кенжа, Пирназар, Северный Памук и др.), в) осложненные тектоническими разрывами (Бешкент, Камаши, Сардоб и др.). Второй класс включает две группы ловушек: а) образованные сочетанием полосы высокопористых известняков барьерно-рифовой системы с молодыми антиклиналями относительно простого строения (Уртабулак, Денгизкуль, Северный Денгизкуль, Каракум, Шуртан, Расылкудук, Северный Майманак), б) пересеченные дизъюнктивными дислокациями (Адамташ, Гумбулак, Пачкамар, Кизилбайрак, Ананата, Джаркудук).
Выявленные различия в строении и происхождении ловушек отражаются и в фазовом составе сосредоточенных в них углеводородных скоплений. Интересен в этом плане детальный анализ фазового состава ретроградных газожидкостных систем (РГЖС), сосредоточенных в ловушках разного типа, и физико-химических свойств составляющих их углеводородных флюидов (таблица).
Первое, что обращает внимание, - это значительная обогащенность тяжелыми УВ (до 17 %) пластовых газов РГЖС в ловушках, осложненных тектоническими нарушениями, независимо от их класса. Вследствие этого конденсатосодержание в них, как правило, на порядок выше его значений в залежах, приуроченных к другим группам ловушек, даже при наличии в некоторых из них (Гирсан, Северный Нишан, Култак и др.) АВПД.
Аналогичная картина наблюдается и по физико-химическим свойствам жидких УВ. В частности, конденсаты группы ловушек, осложненных взбросами и надвигами, - метановые (по классификации И.С. Старобинца, 1974), с содержанием алканов до 70 % (фракция н.к. 200 °С). Отношение ароматических УВ к метановым (Ar/Мn) изменяется от 0,2 (Сардоб) до 0,5 (Аманата), а плотность конденсатов, особенно в залежах, приуроченных к ловушкам, осложненным не только взбросами, но и надвигами, не превышает 0,763 г/см3 (таблица). Нефти этих залежей также метановые, легкие, низкосмолистые, плотностью от 0,823 (Северный Шуртан) до 0,864 г/см3 (Сардоб). Содержание аренов (фракция н. к. 200 °С) не превышает 20 %, а отношение Ar/Мn колеблется в диапазоне от 0,27 (Северный Шуртан) до 0,35 (Адамташ). В отличие от них конденсаты в ловушках всестороннего экранирования исключительно метаново-ароматические при значительно больших величинах отношения Аr/Мn (Гирсан, Култак, Алан, Зеварды и др.).
Промежуточное положение по перечисленным признакам занимают жидкие УВ залежей в одиночных органогенных постройках с частично проницаемым экраном и в полосе барьерного рифа, деформированного молодыми антиклиналями простого строения. Тип конденсата в них изменяется от метанового (Северный Мубарек, Карим, Марковское и др.) до ароматико-метанового (Уртабулак), а отношение аренов к алканам колеблется от 0,38 (Каракум) до 1,23 (Уртабулак). Нефти столь же разнообразны по составу: от легких метановых (Северный Майманак) до предельно тяжелых, высокосмолистых, обогащенных ароматикой (Уртабулак).
Примечательна в ловушках второй группы второго класса и предельная насыщенность пластового газа высококипящими УВ, что связано с растворяющей способностью газа, обогащенного тяжелыми УВ. В такой ситуации, несмотря на повышенные (Сардоб, Северный Шуртан) или аномальные (Бешкент, Камаши, Зафар) барические условия, давление начала конденсации (Рпк) близко или равно Рпл.
Предполагая вторичную природу рассматриваемых газоконденсатных систем (за счет обратного испарения свободной нефти в газовой среде), следует признать, что начальное (исходное) соотношение между объемами газовых и жидких УВ, наряду с термобарическим режимом недр, в конечном итоге определило их фазовое состояние и состав и физико-химические свойства флюидов [4].
По показателю исходного соотношения газовых и жидких УВ изученные скопления разделяются достаточно контрастно. Первая группа залежей, выделяющаяся его невысокими значениями, приурочена к ловушкам, осложненным надвигами, сбросами и взбросами (см. таблицу), в то время как залежи, сосредоточенные в ловушках всестороннего экранирования, отличаются значительными его величинами. Немаловажную роль в процессе формирования залежей сыграла структурно-морфологическая выраженность ловушек. В частности, в высокоамплитудных (>200 м) ловушках имели место оптимальные условия для всплывания газового «пузыря» и вытеснения нефти.
Некоторая затрудненность для перемещения нефтяных УВ, проникших в одиночные органогенные постройки с частично проницаемым экраном и в ловушки в зоне барьерно-рифовой системы, в сочетании с относительно небольшой их амплитудой создала благоприятные условия для сохранности консолидированных нефтяных скоплений. Вместе с тем внутри этой зоны наиболее приподнятые структуры (Уртабулак, Шуртан) также отличаются заметным преобладанием свободного газа в системе.
Максимальная реализация процесса обратного испарения нефти в газовой среде достигнута в ловушках, осложненных тектоническими нарушениями, за счет относительно большого начального количества нефти в РГЖС и ее эффективного перемешивания с газовыми УВ. Поэтому в таких ловушках сложились благоприятные условия для возникновения высококонденсатных РГЖС. В отдельных случаях разрывные нарушения могли привести к разгерметизации ловушек и уходу из них свободных газовых УВ, место которых занимала подтягивающаяся нефть.
Обращают на себя внимание неодинаковые масштабы нефтепродуктивности ловушек различного типа. В частности, в ловушках всестороннего экранирования промышленная нефтеносность, как правило, отсутствует, тогда как структуры с частично проницаемым экраном содержат не только подгазовые нефтяные скопления (Умид, Южные Кемачи-Кенжа, Марковское), но также нефтегазовые и чисто нефтяные (Южные Зекры, Северный Памук).
Приуроченность РГЖС различного фазового состава к определенным группам ловушек позволяет предполагать, что верхнеюрские органогенные постройки, будучи погружены на глубины, достаточные для реализации ГФН (вероятно в меловое время), оказались в разной степени заполненными свободной нефтью. Последующее интенсивное проникновение газовых струй из подстилающих отложений, вызванное новейшей тектонической активизацией региона, привело к разбавлению газом первичных нефтяных скоплений. При этом в зависимости от величины объемов рифовых массивов, их морфологической выраженности и положения в современной структуре региона, степени экранированности пород-коллекторов плохопроницаемыми образованиями, нарушенности дизъюнктивами, сформировалась мозаичная система газожидкостных скоплений с различными соотношением и свойствами составляющих их углеводородных флюидов.
Сложившийся в каждой ловушке фазовый состав залежей УВ зависел от количества накопленной нефти, объема проникшего свободного газа и термобарических условий. Перечисленные факторы определили обстановку, когда на относительно небольших глубинах и в сравнительно близких термобарических условиях в толще пород с преимущественно сапропелевым ОВ возникли газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные, нефтегазоконденсатные и небольшие и средние по размеру нефтяные залежи. Это обстоятельство не исключает возможность обнаружения РГЖС с признаками, характерными сразу для нескольких групп ловушек. В частности, при благоприятном сочетании исходного соотношения газа и нефти и термобарических условий могут быть выявлены газоконденсатнонефтяные залежи с высоким конденсатосодержанием пластовых газов и при АВПД.
Перечисленное в совокупности позволяет дифференцировать ловушки, размещающиеся в КФ Юго-Западного Узбекистана, по перспективам их нефтеносности (рисунок). На схеме очерчено наиболее вероятное положение барьерно-рифовой системы в пределах восточного, пока слабо изученного борта палеовпадины, где ее протяженность составляет более 250 км. Всюду вдоль внешнего края этой системы на клиноформе могут быть выявлены ловушки с частично проницаемым экраном и в одиночных органогенных постройках [2], особенно на участках заливов между ее мысами (Бердыкудукский, Янгикентский, Дехканабадский заливы). Общая перспективная площадь вероятного обнаружения таких ловушек превышает 1000 км2. Очевидно, что ловушки в зоне барьерно-рифовой системы и в примыкающих к ней одиночных рифах являются наиболее перспективными для выявления самостоятельных нефтяных залежей, подгазовых нефтяных скоплений и оторочек. Надвиговые зоны мегантиклинали Юго-Западного Гиссара и Бешкентского прогиба благоприятны для выявления ловушек, содержащих газоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи в объеме карбонатной формации и нижележащих образованиях. Границы этих районов в настоящее время выделяются по данным геолого-геофизических исследований и глубокого бурения [3].
Выводы.
1. В пределах Юго-Западного Узбекистана в верхнеюрской КФ выделяются ловушки, обладающие специфическими особенностями строения.
2. Существующие отличия между разными типами ловушек заметно отражаются на фазовом составе сосредоточенных в них залежей и физико-химических показателях углеводородных флюидов.
3. Основные перспективы нефтеносности КФ следует связывать в первую очередь с ловушками полосы барьерно-рифовой системы и с примыкающими к ней одиночными органогенными постройками. Надвиговые структуры орогенной части Юго-Западного Гиссара и прилегающей территории Бешкентского прогиба могут рассматриваться как благоприятные для открытия высоко-конденсатных газов и нефтяных скоплений. В одиночных всесторонне экранированных органогенных постройках следует ожидать обнаружение чисто газоконденсатных скоплений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Акрамходжаев А.М. Процессы миграции нефтегазовых углеводородов и формирование их залежей.- Узбек, геол. журнал, 1975, № 6,с. 3-14.
2. Корсунь В.В. Верхнеюрские рифогенные ловушки Юго-Западного Узбекистана и перспективы открытия в них новых месторождений нефти и газа.- Нефтегаз. геол. и геофиз. 1975, № 1, с. 21-26.
3. Корсунь В.В. Влияние домезозойских жестких блоков на формирование и размещение мезозойско-кайнозойских структур и ископаемых рифов в Юго-Западном Узбекистане.- ЭИ ВИЭМС. Сер. Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа, 1982, вып. 9, с. 1 - 11.
4. Кушниров В.В. Некоторые особенности формирования газоконденсатно-нефтяных скоплений и диагностика их нефтеносности. - Геология нефти и газа, 1982, № 8, с. 26-30.
5. Принципы фациального контроля зон нефтегазонакопления/ Э.Б. Мовшович, М.Н. Кнепель, Л.И. Несмеянова, Л.А. Польстер. М.,Недра, 1981.
Таблица Физические и физико-химические параметры РГЖС, сосредоточенных в ловушках различных групп в объеме верхнеюрской КФ Юго-Западного Узбекистана
|
Месторождение |
Термодинамические условия залежи |
Содержание С2Н6+ высш. в пластовом газе, % |
Конденсат |
Нефть |
|
||||
|
Потенциальное содержание в пластовом газе, см3/м3 |
Плотность, г/см3 |
Аr/Мn (фракция 200 °С) |
Плотность, г/см3 |
Аr/Мn (фракция н. к. 200 °С) |
|||||
|
Рпл, МПа |
Тпл,°С |
|
|||||||
|
1. Ловушки в одиночных органогенных постройках |
|
||||||||
|
а) всестороннего экранирования |
|
||||||||
|
Култак |
58,3 |
110 |
5,56 |
67,0 |
0,825 |
0,91 |
- |
- |
|
|
Гирсан |
63,5 |
127 |
3,38 |
35,0 |
0,809 |
0,84 |
- |
- |
|
|
Новый Алан |
58,1 |
118 |
5,67 |
73,0 |
0,814 |
0,60 |
- |
- |
|
|
Северный Нишан |
59,7 |
125 |
6,02 |
68,0 |
0,816 |
0,72 |
- |
- |
|
|
Зеварды |
50,0 |
109 |
5,90 |
96,0 |
0,804 |
0,63 |
0,942 |
0,62 |
|
|
Алан |
57,6 |
110 |
5,14 |
70,0 |
0,821 |
0,78 |
- |
- |
|
|
Южный Памук |
49,7 |
104 |
7,00 |
94,0 |
0,806 |
0,61 |
- |
- |
|
|
б) с частично проницаемым экраном |
|
||||||||
|
Умид |
27,3 |
103 |
8,57 |
68,0 |
0,784 |
0,57 |
0,891 |
0,77 |
|
|
Южные Кемачи-Кенжа |
24,6 |
100 |
4,98 |
56,0 |
0,778 |
0,65 |
0,885 |
0,75 |
|
|
Пирназар |
28,3 |
108 |
5,72 |
68,0 |
0,789 |
0,67 |
0,884 |
0,72 |
|
|
Марковское |
28,4 |
105 |
6,19 |
86,0 |
0,785 |
0,57 |
0,878 |
0,78 |
|
|
Джарчи |
28,2 |
101 |
5,40 |
64,0 |
0,778 |
0,57 |
- |
- |
|
|
в) осложненные тектоническими разрывами (взбросами) |
|
||||||||
|
Бешкент |
57,1 |
118 |
8,22 |
210,0 |
0,797 |
0,43 |
- |
- |
|
|
Камаши |
56,8 |
120 |
7,65 |
184,0 |
0,803 |
0,40 |
- |
- |
|
|
Сардоб |
37,0 |
103 |
9,87 |
278,0 |
0,750 |
0,20 |
0,864 |
0,30 |
|
|
Зафар |
43,1 |
131 |
16,85 |
370,0 |
0,780 |
0,28 |
- |
- |
|
|
2. Ловушки в зоне барово- и барьерно-рифовой систем с односторонним и двусторонним экранированием |
|
||||||||
|
а) на участках пересечения этих зон молодыми антиклиналями относительно простого строения |
|
||||||||
|
Уртабулак |
26,8 |
96 |
2,41 |
30,0 |
0,825 |
1,23 |
0,920 |
0,75 |
|
|
Денгизкуль |
25,6 |
106 |
2,32 |
43,0 |
0,800 |
0,92 |
- |
- |
|
|
Северный Денгизкуль |
27,4 |
102 |
2,76 |
29,0 |
0,820 |
0,97 |
- |
- |
|
|
Восточный Денгизкуль |
27,8 |
97 |
4,03 |
50,0 |
0,784 |
0,52 |
- |
- |
|
|
Шуртан |
36,0 |
113 |
6,54 |
73,0 |
0,796 |
0,67 |
0,876 |
0,64 |
|
|
Карим |
22,1 |
91 |
6,98 |
68,0 |
0,786 |
0,48 |
0,875 |
0,57 |
|
|
Северный Мубарек |
20,0 |
82 |
6,70 |
71,0 |
0,756 |
0,35 |
0,862 |
0,44 |
|
|
Расылкудук |
20,3 |
92 |
7,22 |
58,0 |
0,774 |
0,79 |
- |
- |
|
|
Северный Майманак |
20,7 |
87 |
7,21 |
67,0 |
0,756 |
0,42 |
0,893 |
0,48 |
|
|
Каракум |
21,4 |
88 |
5,81 |
65,0 |
0,753 |
0,38 |
0,896 |
0,54 |
|
|
б) осложненные тектоническими нарушениями (взбросами и надвигами) |
|
||||||||
|
Северный Шуртан |
38,7 |
128 |
15,37 |
365,0 |
0,761 |
0,22 |
0,823 |
0,27 |
|
|
Гумбулак |
28,7 |
90 |
7,63 |
100,0 |
0,763 |
0,30 |
- |
- |
|
|
Адамташ |
17,7 |
62 |
17,60 |
178,0 |
0,717 |
0,17 |
0,830 |
0,35 |
|
|
Джаркудук |
30,3 |
96 |
17,35 |
104,0 |
0,750 |
0,22 |
- |
-. |
|
|
Пачкамар |
22,8 |
78 |
16,71 |
119,0 |
0,760 |
0,44 |
- |
- |
|
|
Кызылбайрак |
25,5 |
86 |
12,74 |
147,0 |
0,754 |
0,27 |
- |
- |
|
|
Аманата |
20,2 |
71 |
7,06 |
46,0 |
0,756 |
0,50 |
- |
- |
|
Примечание: Состав пластового газа - по данным ОМП ИГИРНИГМ, конденсата и нефти - по данным ОМП ИГИРНИГМ и отдела геохимии и нефти и газа ИГИРНИГМ.
Рисунок Схема перспектив выявления нефтяных, подгазовых нефтяных скоплений, оторочек и высококонденсатных газов в ловушках верхнеюрской карбонатной формации Юго-Западного Узбекистана.
Выходы на поверхность пород: а - домезозойского комплекса, б - юры; в - барьерно-рифовая система, г - одиночные органогенные постройки (г1 - в верхней части КФ, г2 - в средней части КФ); д - дизъюнктивные дислокации (д1 - надвиги, д2 - взбросы); е - продуктивные ловушки; перспективные зоны для обнаружения ловушек: ж - в полосе барьерно-рифовой системы (на выявление подгазовых нефтяных скоплений и оторочек), з - в одиночных органогенных постройках (на выявление нефтяных и подгазовых нефтяных скоплений), и - в области развития надвигов и взбросов (на выявление высококонденсатных газов, подгазовых нефтяных скоплений, а также нефтяных залежей в нижележащих отложениях). Зоны развития надвигов и взбросов: I - Майманактау-Шорбулакская, II - Бешкент-Камашинская, III - Аляудинская, IV - Ташгиссар-Сибатлинская. Месторождения: 1 - Уртабулак, 2 - Денгизкуль, 3 - Северный Денгизкуль, 4 - Восточный Денгизкуль, 5 - Карим, 6 - Северный Мубарек, 7 - Расылкудук, 8 - Южный Мубарек, 9 - Северный Майманак, 10 - Каракум, 11 - Северный Шуртан, 12 - Шуртан, 13 - Южная Тандырча, 14 - Умид, 15 - Джарчи, 16 - Южные Кемачи-Кенджа, 17 - Южные Зекры, 18 Пирназар-Марковская, 19 - Зеварды, 20 - Алан, 21 - Северный Памук, 22 - Южный Памук, 23 - Сардоб, 24 - Култак, 25 - Новый Алан, 26 - Камаши, 27- Бешкент, 28 - Северный Нишан, 29 - Гирсан, 30 - Зафар, 31 - Джаркудук, 32 - Гумбулак, 33 - Кызыл байрак, 34 - Адамташ, 35 - Пачкамар, 36 - Аманата, 37 - Северный Уртабулак