К оглавлению

УДК 553.98.061.15(571.5)

Переформирование залежей УВ в неотектонический этап на Сибирской платформе

Ю.Я. БОЛЬШАКОВ, Н.Н. ТАРАКАНОВА (ИГ ЯФ СО АН СССР)

Вопросы преобразования и переформирования залежей нефти и газа на Сибирской платформе в период ее неотектонического развития освещались многими исследователями, которые объясняли перераспределение УВ деформацией и раскрытием антиклинальных ловушек вследствие структурных перестроек зон нефтегазонакопления. По их данным суммарные амплитуды неотектонических движений Сибирской платформы колеблются от 1000 (Усть-Алданская впадина) до 1000-1500 м (отдельные районы Путоранской антеклизы).

Следует отметить, что на обширной части территории платформы в течение продолжительного времени неотектонические преобразования осуществлялись при аномально низких пластовых температурах, что было вызвано охлаждающим действием криолитозоны [4]. Воздействия многолетней мерзлоты на преобразование УВ и вызванный в связи с этим их переход в газогидратное состояние охарактеризованы А.А. Трофимуком, В.П. Царевым, Н.В. Черским и др. Однако гидратообразование является только одной из сторон процесса воздействия многолетнемерзлых пород на преобразование пластовых систем и переформирование скоплений УВ. Геотермическое влияние криолитозоны распространяется за пределы глубин термобарической области гидратообразования. Например, в вендских терригенных коллекторах на глубине 1900 м на Среднеботуобинском меторождении пластовая температура не превышает 15-18 °С, в архейском фундаменте Непского свода - 15-20 °С. Согласно данным А.Б. Фукса [8], температура в ботуобинском горизонте в районе Непско-Ботуобинской антеклизы понизилась под воздействием многолетней мерзлоты на 40 °С.

Тектоническая перестройка регионально нефтегазоносных толщ Сибирской платформы в начале четвертичного периода происходила в условиях аномально низких пластовых температур. УВ, аккумулированные в ловушках до охлаждения, после их раскрытия в таких условиях обладали совершенно иными миграционными способностями. Это обусловлено резким увеличением сил сопротивления миграции УВ. Известно, что главную силу сопротивления миграции УВ представляют капиллярные давления, возникающие на контакте УВ и пластовых вод в поровой среде. Величина капиллярного давления зависит от смачиваемости твердой фазы, радиуса и формы пор, размера межпоровых сужений, свойств жидкой и газовой фаз и существенно определяется межфазовым натяжением. Последнее является функцией температуры и возрастает по мере ее снижения. Так, при изменении температуры от 70 до 20 °С в диапазоне давлений 21-0,1 МПа межфазовое натяжение в системе метан-вода составляет (3,5-7,5)x102 Н/м [3], что приводит к увеличению капиллярного давления более чем в 2 раза. Следствием повышения этого давления за счет снижения температуры могут явиться условия, препятствующие проникновению УВ через водоносные породы, которые в прежней геотермической обстановке не представляли для нефти и газа неопреодолимого препятствия. Это отразилось на характере перераспределения УВ на Сибирской платформе при деформации и раскрытии антиклинальных ловушек. В частности, особенности латерального контроля скоплений УВ в пласте Б1-2 осинского горизонта на Среднеботуобинском поднятии, вероятно, явились следствием рассмотренного явления. Здесь залежь содержится в порово-кавернозных известняках и доломитах. Фильтрационно-емкостные свойства пород, образующих продуктивную часть резервуара, и латеральные экраны не имеют принципиального различия. Керновый материал для их количественной характеристики непредставителен. По данным ГИС пористость нефтегазосодержащих пород составляет до 15 %. Пористость водоносных пород, образующих латеральный экран, достигает этих же значений, а местами увеличивается до 17 % (скв. 15). По-видимому, деформация Среднеботуобинского поднятия в неотектонический период в условиях охлаждающего действия криолитозоны не смогла обеспечить отток УВ из кембрийского резервуара вследствие возросших капиллярных давлений. Гравитационная неупорядоченность воды, нефти и газа в вендских песчаниках этого же месторождения, вероятно, обусловлена искажением первоначальной формы ловушки при возросших капиллярных давлениях в пластовой системе.

По данным И.П. Варламова [2], в пределах Сибирской платформы нефтегазоносными являются преимущественно унаследованные антиклинальные поднятия, не испытавшие существенного переформирования в неотектонический этап. Это Хапчагайский мегавал, Среднетюнгское, Среднеботуобинское, Хотого-Мурбайское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское поднятия и др. Перспективы нефтегазоносности молодых структур пока не установлены, поскольку в условиях пониженных пластовых температур вероятность достижения УВ сводов поднятий существенно ниже в связи с возросшими силами сопротивления миграции УВ. Результатом переформирования скоплений УВ в рассмотренных условиях могут являться неантиклинальные залежи нефти и газа на Непском своде. Это залежи в вендских песчаниках Ярактинского, Аянского, Дулисьминского и Даниловского месторождений. По латерали они экранируются песчаными породами. Амплитуда новейших тектонических движений в этой части антеклизы составляет от 400 до 700 м, снижаясь в северном и северо-восточном направлениях [5]. Очевидно, что такая значительная перестройка структурного плана должна была вызвать раскрытие развитых здесь неконтрастных антиклинальных ловушек, ранее содержавших скопления УВ. По направлению регионального подъема песчаных пластов миграция УВ расформированных залежей должна была осуществляться к северу и северо-западу Непско-Ботуобинской антеклизы. Открытая пористость регионально нефтегазоносных песчаников здесь изменяется от 8 до 15,6 %, проницаемость - от 1,2*10-15до 1,5*10-13 мкм2. Капиллярные давления в системе газ-вода в кернах этих пород при температуре 20 °С и межфазовом натяжении около 7,5*10-2 Н/м колеблются в пределах 0,04-1,0 МПа. Вследствие охлаждающего действия толщи многолетнемерзлых пород температура поверхности фундамента в районе вершины Непского свода понизилась до 20-15 °С. Это удвоило силы сопротивления миграции УВ за счет увеличения межфазовых натяжений. Высокие капиллярные давления в песчаных коллекторах в сочетании с весьма пологим залеганием регионально нефтегазоносных пластов не способствовали продвижению УВ к сводовой части поднятия. Несмотря на значительные силы плавучести, обусловленные сравнительно большими объемами мигрирующих УВ-фаз, нефть и газ были экранированы песчаными породами на юго-восточной периклинали свода.

Максимальная высота УВ-фазы, которую способно удержать капиллярное давление, может быть рассчитана по формуле

где - капиллярные давления в экране и коллекторе:- объемные массы воды и УВ-фазы в пластовых условиях.

Так, при разности капиллярных давлений 0,5 МПа и объемных массах пластовой воды 1,15 и газа 0,15 г/см3 за счет капиллярных сил может быть удержана газовая фаза высотой около 50 м. На основе комплексного анализа неотектонических движений могут быть намечены направления путей миграции УВ на Сибирской платформе в новейший этап ее развития [2]. В качестве центров сосредоточения мигрирующих УВ, вероятно, могут оказаться, в частности, новейшая Путоранская и унаследованная Алданская антеклизы, Якутский обращенный свод и др. По-видимому, в условиях низких пластовых температур достижение УВ вершинных участков антеклиз и сводов вряд ли возможно. Основная масса нефти и газа может быть задержана на периклиналях латеральными капиллярными экранами, представленными водоносными низкопроницаемыми породами. Положение капиллярных экранов наиболее вероятно перед участками выполаживания пластов, где сокращаются величины латеральных составляющих сил плавучести нефти и газа. Повышенные силы сопротивления миграции УВ на Сибирской платформе существенно ограничивают эффективность использования при поисках залежей нефти и газа в этом регионе антиклинальной (гравитационной) теории формирования скоплений УВ. По данным И.А. Верещако и других [6], в Лено-Тунгусской НГП 80-85 % антиклинальных объектов, выявленных геофизиками, оказываются непродуктивными. Вместе с этим следует отметить, что поиски неантиклинальных залежей УВ на Сибирской платформе также не должны базироваться только на принципах гравитационной теории, согласно которой нефть и газ в выклинивающихся пластах занимают головные, т. е. наиболее приподнятые в структурном отношении зоны. Повышенные капиллярные давления не влияют на проникновение УВ в головные участки проницаемых пластов. При этом залежь УВ может сформироваться на участке, значительно удаленном от зоны полного выклинивания. Механизм улавливания УВ капиллярными барьерами обусловливает возможность формирования неактиклинальных капиллярно экранированных залежей нефти и газа также и в невыклинивающихся проницаемых пластах [1]. Поиски их возможны на основе комплексного исследования регионально нефтегазоносных пластов, в состав которого должно входить изучение характера капиллярных давлений. В связи с особенностями перераспределения нефти и газа на Сибирской платформе в условиях аномально низких температур и, как следствие этого, повышенных капиллярных давлений в пластовых системах, следует отметить, что рассмотренное явление также характерно для нефтегазоносных бассейнов не с аномально низкими, а с умеренными температурами продуктивных пластов.

Б.А. Соколовым [7] нефтегазоносные бассейны в зависимости от условий формирования очагов нефтегазообразования подразделены на три типа: пассивные, активные и высокоактивные. Пассивные бассейны характеризуются низкими значениями геотермического градиента, слабыми темпами осадконакопления и незначительной нефтегазоносностью. В аспекте воздействия температуры на межфазовое натяжение в системе УВ-вода и, следовательно, на величину капиллярного давления основная масса УВ может быть сосредоточена в неантиклинальных капиллярно экранированных залежах. Не исключено, что незначительная нефтегазоносность пассивных бассейнов является отчасти кажущейся и обусловлена выбором направлений поиска залежей нефти и газа, ориентированного преимущественно на ловушки антиклинального типа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.      Большаков Ю.Я., Тараканова Н.Н. Капиллярно экранированные залежи УВ в песчаных коллекторах. - Геология нефти и газа, 1986, № 6, с. 21-26.

2.      Варламов И.П. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири.- В кн.: Новейшая тектоника Сибирской платформы и ее влияние на нефтегазоносность. М., 1985, с. 3-14.

3.      Гиматудинов М.K., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1982.

4.      Некрасов И.А. Вечная мерзлота Якутии. Якутск, Изд. ЯФ СО АН СССР, 1984.

5.      Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР. Под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. Новосибирск, Наука, 1986.

6.      Резерв повышения эффективности нефтегазопоисковых работ / И.А. Верещако, В.В. Забалуев, В.В. Самсонов и др.- Геология нефти и газа, 1984, № 12, с. 1-5.

7.      Соколов Б.А. Эволюционно-динамические критерии оценки нефтегазоносности недр. М., Недра, 1985.

8.      Фукс А.Б., Фукс Б.А. Генезис нефтяных оторочек залежей Непско-Ботуобинской антеклизы.- Геология нефти и газа, 1979, № 2, с. 47-50.