|
УДК 552.578.2.061.4 |
Е.С ЛАРСКАЯ, В.С. ПОЛЯНСКАЯ (ВНИГНИ)
Наличие надежной покрышки - необходимое условие образования и сохранения скоплений нефти и газа. На этапе формирования залежей покрышка препятствует рассеиванию УВ из латерально проводящего пласта на пути от источника к залежи. Чем хуже и локальнее покрышки в составе данного одно-формационного нефтегазопродуцирующего комплекса, тем больше вероятность процесса регионально-вертикального дискретного диффузионно-эффузионного и иного перемещения УВ вверх к региональной покрышке, являющейся жесткой границей сингенетично нефтегазоносного комплекса. Наоборот, чем региональнее и надежнее внутренние покрышки, тем вероятнее формирование в комплексе многопластовых месторождений.
Как известно, хорошие покрышки препятствуют удалению из залежи нефтегазовых флюидов, стремящихся переместиться по вертикали в области более низких давлений.
При определении качества покрышек обычно рассматривают физические и физико-механические свойства минеральной матрицы пород. Нами сделана попытка использовать для этого вещественные следы перемещения самих флюидов. При этом учитывали два варианта возможных природных ситуаций. В первом нефтяные флюиды целиком или в основном проходят через покрышку транзитом и не изменяют характеристики сингенетичного битумного фона пород покрышки, вследствие чего применение битуминологических критериев бесперспективно.
Во втором варианте проникшие в покрышку нефтяные флюиды частично или полностью аккумулируются ее породами и земной поверхности достигает лишь незначительное количество диссипирующих из залежи УВ. В данной ситуации для оценки качества покрышек, видимо, нужно использовать такие показатели, как абсолютные (в кг/м3 породы) и относительные (доля в составе битумов, находящихся в породах) количества миграционной битумной примеси, характер изменения параметров состава сингенетичного битумного фона в толщах над залежью.
Чтобы выяснить, какой из рассмотренных вариантов наиболее характерен для условий земной коры, нами были исследованы особенности распределения миграционных битумов в осадочных комплексах на многих месторождениях и пустых структурах в Тимано-Печорской, Прикаспийской, Волго-Уральской, Днепровско-Донецкой и Прибалтийской нефтегазоносных провинциях, а также использованы данные публикаций о результатах прямых методов поисков месторождений нефти и газа.
Анализ показал, что следы субвертикальных перемещений УВ или миграционных битумов ХБАМ в зонах региональной миграции от источников (очагов нефтегенерации) к залежам не фиксируются. Ореол рассеивания, т. е. зона стабильного присутствия ХБАМ в неколлекторах, существует только над залежами и их законтурными частями шириной около 1-2 км. Над коллекторами, содержащими в зонах нефтегазонакопления не более 20 кг/м3 ХБАм со сравнительно невысокой (до 50 %) концентрацией УВ (т. е. над микроскоплениями), ореолы практически отсутствуют. По мнению ряда исследователей в области прямых методов, мощность ореола рассеивания битумов над нефтяными залежами может быть в ряде случаев соизмеримой с расстояниями до земной поверхности. Но О.В. Барташевич (1975, 1980, 1985 гг.) справедливо указывает, что в ненарушенных структурах или при отсутствии явлении прорыва сплошности перекрывающих залежь пород высота ореола ограничена первым же флюидоупором, являющимся покрышкой для аномалии. По мнению того же автора, «битуминологическая аномалия, представляя собой область аккумуляции миграционных компонентов нефтегазовой залежи, унаследованно сохраняет черты вещественного состава нефти и формируется в определенных литологических типах пород и структурных элементах (сводах антиклинальных поднятий, зонах тектонического дробления, приподнятых участках моноклинально залегающих пластов), т. е. имеет локализованный характер» [1, с. 52].
По нашим данным, в пределах покрышки уже в непосредственной близости (1-2 м) от кровли нефтеносного пласта (залежи) концентрация ХБАм сразу же снижается по сравнению с нефтенасыщенными породами-коллекторами в 10-12 раз в карбонатных, алевритовых и глинисто-алевритовых породах и в 20-25 раз в глинистых нетрещиноватых с малой пластической примесью. Вверх по разрезу по мере удаления от кровли продуктивного пласта ХБАм постепенно (глинисто-алевритовая и карбонатная покрышки) или резко (глинистая) уменьшается до нуля. Ореол рассеивания существует и над вторичными газоконденсатными залежами. Скорее всего, он в основном сформировался во время существования здесь нефтяной залежи. Высота ореола, т. е. расстояние между кровлей продуктивного пласта и поверхностью нулевых содержаний ХБАм, варьирует в изученных месторождениях от 30 до 50 м, минимальные значения отмечаются при строго глинистом или карбонатно-сульфатном характере покрышки и максимальные - при петрографически неоднородном разрезе. Расчеты показали, что битумная «емкость» ореола довольно значительна и составляет 70-100 тыс. т/км2 над нефтяными залежами, что только на порядок меньше в плохих покрышках, чем в близком по мощности продуктивном пласте.
Из приведенной выше цитаты следует, что в идеале битум ореола должен быть сходен с нефтями или быть даже легче их. Однако вмешательство вторичных факторов (геохимическая среда покрышки, криптогипергенные явления и др.) в большинстве ореолов значительно ухудшает состав внедрившегося в покрышку флюида, поэтому в ХБА этих пород доля УВ обычно значительно меньше, чем в отбензиненных фракциях нефтей. Различия должны быть тем больше, чем сильнее сингенетичный битумный фон (особенно на невысоких стадиях катагенеза, когда генерированные в нефтегазоматеринских породах битумы еще очень слабо преобразованы и имеют далекий от нефти состав) и меньше объемы массы внедрившихся флюидов. Эти представления были подтверждены на большинстве из изученных нами месторождений. Так, для ореолов рассеивания на месторождении Богданы (северо-западная часть ДДВ) при концентрации ХБАм в алевритовых прослоях около 1-2 кг/м3 в составе ХБА всего 20-40 % УВ (в отбензиненной нефти 75-80 %), среди них не более 20 % приходится на группу с числом атомов углерода 12-18 (в нефти до 60%). Довольно высоко (до 10 %) содержание асфальтенов. Интересно, что в глинистых прослоях этих же ореолов при меньшем содержании ХБАм (до 1 кг/м3) в битуме содержится до 50 % УВ, в том числе до 40 % низкомолекулярных. По-видимому, вторичные факторы отрицательнее проявились в несколько более проницаемых полуколлекторах ореола.
Исследуя покрышки над тяжелыми нефтями артинских залежей вала Сорокина (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция), мы установили, что ХБА глинистых пород содержит около 50-60 % УВ, что равно или даже несколько больше, чем в отбензиненных фракциях нефтей, находящихся под влиянием гипергенных факторов. Возможно, что более «благородный» состав ХБА покрышки указывает, что внедрение в нее флюидов из залежи происходило ранее, до гипергенного этапа. В одном из изученных месторождений (Хыльчую), таком же многопластовом, как и Богдановское, битумы в ореольной зоне над газоконденсатными и нефтяными залежами пермского возраста при одинаковой концентрации ХБАМ содержат около 75 % УВ, среди которых до 80 % метано-нафтеновых. В последних парафинов в 2 раза больше, чем нафтенов. Характерно, что состав битумов над газоконденсатными и нефтяными залежами примерно одинаков.
В качестве предположения укажем, что пример месторождения Богданы иллюстрирует тип битумных ореолов, возникающих при довольно вялом внедрении УВ из залежей в покрышку, которое в настоящее время почти прекратилось. Поэтому маломощные (5-10 м) алеврито-глинистые и глинисто-алевритовые покрышки в московском ярусе с колеблющейся, но ощутимой проницаемостью хорошо сохраняют нефтяные и газоконденсатные скопления. Наоборот, месторождение Хыльчую демонстрирует тип месторождений, находящихся на этапе повышенной аккумуляционной активности или напротив, разрушения при усилении трещиноватости или общей раскрытости структуры. Первое предположение больше соответствует действительности.
Таким образом, количество ХБАМ и состав ХБА в перекрывающих залежи породах служат довольно информативными показателями степени активности аккумуляционных процессов, наличия гипергенного вмешательства в залежь, а самое главное - глубины и интенсивности проникновения во флюидоупор УВ из залежи. Последнее и является характеристикой покрышки.
Эмпирически установлено, что покрышки по битуминологическим показателям в первом приближении можно подразделить на: 1) отличные, для которых характерно отсутствие зоны проникновения УВ из залежи; 2) хорошие - около 1 кг/м3 ХБАМ у кровли залежи и 0 на расстоянии не более 10 м; 3) средние - концентрация ХБАМ колеблется от 0,1 до 5 кг/м3 на расстоянии до 10 м над залежью, ХБАМ прослеживаются на высоту до 50 м; 4) плохие - 1-20 кг/м3 ХБАм, плотность содержания в ореольной зоне немного меньше, чем в продуктивном пласте (в 2-4 раза). Такие покрышки могут быть отнесены к разряду «ложных».
В каждой из групп следует выделять три указанные выше подгруппы по составу ХБА: покрышки на данном этапе закрытые для проникновения флюидов из залежи и раскрытые, покрышки над гипергенно разрушающимися залежами.
В изученных месторождениях над ореолом рассеивания битумов обычно располагается зона, породы которой практически не содержат ХБАМ, а составы ХБА и синбитумов почти идентичны. Мощность этой зоны колеблется от 1-5 до 50-70 м (московский ярус месторождения Богданы, Хыльчуюское месторождение), в случае близости залежей друг к другу эта зона может отсутствовать. Выше рассматриваемой зоны располагаются либо продуктивные пласты (московский ярус Богдановского месторождения), содержащие нефть или конденсат, либо зона, в коллекторах которой в отличие от зоны отсутствия влияния залежи находится от 1 до 30 кг/м3 ХБАМ. Зона названа нами микроаккумуляционной, она заключает как бы несостоявшиеся залежи нефти и сформирована за счет латерального подтока флюидов из очагов генерации, а не из залежей, расположенных ниже. Это обстоятельство следует учитывать при определении мощности ореольной зоны (видимо, аналога «ложной» покрышки) и зоны отсутствия влияния залежи («мертвой» зоны). Нельзя включать зону микроаккумуляции в состав покрышки, так как это может сильно исказить локальный прогноз нефтеносности ловушки.
Поскольку мощность и качество покрышек считаются важными критериями прогноза, предлагаемый метод рекомендуется ввести в практику исследовательских работ при поисках и разведке. Для этого необходимо проводить изучение битуминозности вскрываемого при бурении на водном глинистом растворе разреза.
Выше уже указывалось, что наибольшая мощность ореола рассеивания на изученных объектах не превышала 50-100 м. На примере многопластового месторождения Богданы было показано, что мощность зоны затухания миграционных процессов над залежами варьирует от 5 до 35 м, являясь максимальной там, где над продуктивным пластом залегают каолинитовые глины, расслоенные многочисленными тонкими пропластками песчано-алевритовых и карбонатных пород, и минимальной - при непосредственном налегании на продуктивный пласт тонкоотмученных гидрослюдистых глин.
Мощность зоны отсутствия миграционного битума варьирует в разрезах типа Богданы примерно в тех же пределах, что и мощность ореольной зоны, но все же над крупными залежами она несколько больше, чем в ореоле. Соотношение мощностей нефтеносных пластов и ореола (ложной покрышки) изменяется в таких разрезах от 0,7 до 1,3, над газоконденсатными залежами - от 0,2 до 0,7, а мощностей «мертвой» зоны и нефтеносных пластов (гидродинамически изолированные залежи) колеблется от 2 до 3, над газоконденсатными залежами - от 1 до 4. При гидродинамической сообщаемости содержащих залежи пластов «мертвая» зона в них может отсутствовать или иметь небольшую мощность (менее половины мощности продуктивного пласта).
Таким образом, битуминологические поиски покрышек, а следовательно и залежей, нужно начинать примерно со 100-150-метрового расстояния от опоисковываемого объекта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Барташевич О.В. Геохимические методы поисков нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1980.
2. Ларская Е.С., Полянская В.С., Котельникова Э.Д. Распределение и состав битумов в разрезе многопластовых месторождений - показатели нефтегазоносности недр.- Геология нефти и газа, 1985, № 3, с. 20-26.