|
УДК 552.14(474.26) |
Геофлюидодинамические условия осадочных образований запада Туранской плиты
М.С. КРАЙЧИК (ВНИГРИ)
Осадочные образования западной части Туранской плиты (Мангышлак, Устюрт) представлены двумя структурно-формационными комплексами пород: промежуточным палеозойско-триасовым мощностью до 11 км и типично платформенным юрско-четвертичным - до 5 км. Последний выполняет три крупные платформенные тектонические структуры региона: Северо-Устюртскую впадину, Центрально-Мангышлакско-Устюртскую зону поднятий и Южно-Мангышлакско-Устюртскую зону прогибов (рис. 1).
Современные особенности температурного поля и данные витринитовой палеогеотермии, по данным И.И. Аммосова, А.М. Акрамходжаева, А.В. Жуковой и других, свидетельствуют о том, что в регионе процессами массовой эмиграции жидких УВ из РОВ были охвачены в полном объеме домеловые породы, а формирование месторождений УВ и зон промышленного нефтегазонакопления, по мнению Н.А. Крылова, Б.Ф. Дьякова, В.В. Грибкова и других, происходило на завершающих этапах его геолого-тектонического развития. К таким этапам обычно относят рубеж раннего и среднего миоцена, когда на рассматриваемой территории за все время ее платформенного развития проявились наиболее интенсивные и дифференцированные восходящие движения, и новейший постплиоценовый этап тектонической активизации региона.
В эти периоды происходило раскрытие путей миграции УВ, активизировались разломы в осадочной толще, отмечалось раскрытие большого числа трещин. Равновесное состояние флюидальных систем нарушалось, что приводило к перераспределению пластовых вод и УВ, к формированию и переформированию залежей нефти и газа. Вероятно, в регионе преобладали вертикальные перетоки флюидов, о чем свидетельствует значительное превышение вертикальной компоненты вектора силы фильтрации над горизонтальной [6] в мезозойских водоносных комплексах.
О широком проявлении миграционных процессов в осадочных породах региона свидетельствуют многочисленные данные: несоответствие разведанных запасов УВ в юрско-меловом комплексе отложений нефтепроизводящим возможностям отложений [3], генетическое единство всех нефтей от палеозоя до мела [5], наличие фильтрованных нефтей на западном погружении Бекебашкудукского мегавала и гидрогазохимические аномалии в составе меловых вод на западном погружении Бекебашкудукского мегавала (Дунга, Эспелисай).
На постплиоценовый этап формирования залежей УВ в регионе указывают: зависимость продуктивности от современного гипсометрического положения ловушки [1, 2]; незначительное увеличение концентрации серы и асфальтово-смолистых веществ в зонах ВНК на Узеньском месторождении, по сравнению с другими, более погруженными и удаленными от современной Мангышлакской зоны инфильтрации метеогенных вод [6]; наличие нефтяных и газовых залежей (Дунга, Узень) в меловых коллекторах без каких-либо заметных гипергенных изменений, в условиях их контакта с водами пониженной минерализации, обогащенными сульфатами [6]; присутствие газовых шапок в значительно недонасыщенных газом нефтяных залежах.
В настоящий момент процессы формирования и переформирования флюидальной системы в регионе, за исключением доюрских осадочных образований Жетыбайско-Узеньской тектонической ступени и Песчаномысско-Ракушечного сводового поднятия, практически завершены (стабилизированы). Об этом свидетельствует характер распределения современного поля пластовых давлений во флюидальной системе осадочных пород запада Туранской плиты. Последние весьма близки к нормальным гидростатическим давлениям (рис. 2), что определяет ее равновесный характер.
Детальнее оценку современного состояния пластовых геофлюидодинамических систем удобно проводить посредством анализа величин коэффициента негидростатичности (Кнг), определяемого по отношению фактического давления к нормальному гидростатическому как вес столба воды от поверхности земли до точки замера давления с учетом фактического распределения плотности воды по разрезу. При значениях Кнг, равных или близких единице (отличающихся на 5-10%), современное состояние пластовой системы рассматривается как равновесное; большие отклонения Кнг от единицы свидетельствуют о нарушенном равновесии пластовой системы, о протекании в ней процессов перераспределения флюидов, в частности формировании залежей УВ.
В настоящий момент неравновесные пластовые геофлюидодинамические системы установлены на ограниченных участках изучаемой территории.
В доюрском промежуточном комплексе Жетыбайско-Узеньской тектонической ступени и Песчаномысско-Ракушечном сводовом поднятии (а в пределах последнего и в трещиноватых зонах палеозойского фундамента) возмущение пластовых давлений от нормальных гидростатических фиксируется как в водонасыщенной части (Пионерская площадь, скв. l, Кнг=1,33; Ракушечная площадь, скв. 36, Кнг=1,23...1,28), так и в нефтеносной (Южный Жетыбай, скв. 22, 23, 26, Кнг=1,13...1,19; Оймаша, скв. 9, 12, 20, 25, Кнг=1,13...1,27). На рис. 2 все точки, располагающиеся правее линии гидростатического градиента 0,011 МПа/м, отвечающей равномерному насыщению осадочного разреза пластовой водой плотностью 1,1 г/см3, заведомо отражают развитие неравновесных пластовых систем на отдельных структурах рассматриваемого региона.
Повышенные пластовые давления установлены в трещинных коллекторах с различным флюидонасыщением. Учитывая вторичный характер этих коллекторов, формирование которых связывают [7] с новейшими тектоническими движениями, и весьма ограниченное (до нескольких десятков тысяч лет) время возможного существования неравновесных пластовых систем [4], можно полагать, что в характеризуемой части геологического разреза в настоящее время происходит формирование залежей УВ. Ведущими процессами, приводящими к возмущению нормальных пластовых давлений, очевидно, являются для газовых объектов - пьезоконвекционный эффект поступающего в ловушку газа, а для объектов, заполненных водой или нефтью, - сжатие трещинных коллекторов, вызванное новейшими тектоническими движениями.
Локализация соленых вод (10-50 г/л) в доюрских коллекторах Жетыбайско-Узеньской тектонической ступени и Песчаномысско-Ракушечного сводового поднятия при наличии в них повышенного количества сульфатов и гидрокарбонатов, а в составе водорастворенных газов - углекислоты, по-видимому, свидетельствует об их конденсационном происхождении, связанном с выпадением пресной воды из мигрировавших водонефтегазоконденсатных смесей. Наличие в регионе подобных зон опреснения может рассматриваться в качестве поискового критерия вероятного наличия и соответствующих зон нефтегазонакопления. Отсутствие подобных зон опреснения пластовых вод на Устюрте наряду с единичными замерами пластовых давлений в доюрском комплексе (Восточный Каракудук, Урру, Теренгкудук, Восточный Харой), указывающими на развитие в них равновесных пластовых систем (Кнг=1,00...1,03), вероятно, свидетельствует о том, что в глубокопогруженных палеозойских отложениях Устюрта залежи УВ сохранены и не подверглись переформированию в неоген-четвертичный этап тектонического развития региона.
На Узеньском месторождении и площади Агиныш (см. рис. 1) нарушенные пластовые системы зафиксированы и в меловых отложениях. На Узеньском месторождении Кнг варьирует от 0,88-0,89 в неокомских отложениях до 0,69-0,80 в альб-сеномане; на Агинышской площади - от 0,92 в неокоме до 0,83 в альб-сеноманских отложениях. Видимо, причиной возмущения равновесного состояния пластовых систем на этих структурах является дренаж пластовых вод меловых отложений впадинами (Узеньской и Сарыкамышской), а также и при водоснабжении.
Таким образом, для пластовых систем осадочных пород запада Туранской плиты характерна стабилизированная обстановка, весьма близкая к равновесной (см. рис. 2), что свидетельствует об ограниченных масштабах современных процессов формирования и переформирования залежей УВ. Величина Кнг как в водоносной части системы, так и в нефтяных и газовых залежах близка к единице. На большинстве структур Кнг варьирует в достаточно узких пределах: от 0,96 до 1,02.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аронсон В.Е., Крымгольц Е.Г., Махонин А.К. О формировании некоторых локальных структур Южного Мангышлака.- Геология нефти и газа, 1972, № 7, с. 60-64.
2. Влияние тектонических факторов на характер размещения залежей углеводородов в пределах Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления / А.А. Рабинович, В.Н. Попков, Я.Д. Нугманов и др.- Труды КазНИПИнефть, Казань, вып. 6, 1979, с. 3-9.
3. Грибков В.В. Вопросы формирования зон промышленного нефтегазонакопления на территории Мангышлака. Автореф. дисс. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук. Л., 1970. (ВНИГРИ).
4. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. Л., Недра, 1969.
5. Кордус В.И. Геохимические аспекты миграции углеводородов в газовой фазе и формирование залежей нефти и газа.- В кн.: Теоретические и экспериментальные исследования механизмов миграции углеводородов. Л., 1980, с. 39-53.
6. Крайчик М.С. Гидрогеология Арало-Каспийской территории в связи с нефтегазоносностью. Автореф. дисс. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук. Л., 1973. (ВНИГРИ).
7. Тимурзиев А.И. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах. - Геология нефти и газа, 1985, № 1, с. 9-16.
Рис. 1. Схема проявлений неравновесных пластовых систем в палеозойско-триасовых отложениях Мангышлака н Устюрта.
Контуры платформенных структур: 1 - первого порядка, 2 - второго порядка; 3 - территория распространения неравновесных пластовых систем в палеозойско-триасовых отложениях; 4 - месторождения УВ; 5 - тектонические элементы: I - Северо-Устюртская впадина, II - Центрально-Мангышлакско-Устюртская зона поднятий, III - Южно-Мангышлакско-Устюртская система прогибов. A - Бекебашкудукский мегавал, Б - Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень, В - Песчаномысско-Ракушечное сводовое поднятие, Г - Жазгурлинская депрессия. Площади: а - Дунга, б - Эспелисай, в - Узень, г - Тенге, д - Пионерская, е - Тасбулат, ж - Оймаша, з - Ракушечная, и - Теренгкудук, к - Восточный Харой, л - Восточный Каракудук, м - Урру, к - Агиныш
Рис. 2. График изменения пластовых давлений в осадочном чехле Мангышлака и Устюрта.
Отложения: 1 - юрско-четвертичные платформенные, 2 - палеозойско-триасовые промежуточные; 3 - область неравновесных пластовых систем в палеозойско-триасовых промежуточных отложениях; линии гидростатического градиента: I – условного (0,01 МПа/м), II - нормального (0,011 МПа/м)