УДК 556.3:550.4:551.763.3/.781 (470.62-15)

РОВ глубокопогруженных зон верхнемеловых и майкопских отложений Таманского полуострова

С.А. ФЕДОТОВА, Т.Б. МИКЕРИНА (ВНИПИтермнефть)

Гидрогеологические и геохимические особенности глубокопогруженных зон верхнемеловых и майкопских отложений Таманского полуострова изучены по разведочным площадям Кучугуры, Фонталовская, Таманская, Запорожская. Водовмещающими являются мергельно-известняковые породы, трещинная емкость которых неравномерна по площади и приурочена главным образом к структурам, испытавшим наибольшие тектонические напряжения (Кучугуры). Исследуемые воды - высоконапорные, термальные, регионально трещинного типа - установлены в интервале глубин 3285-5215 м.

Верхним региональным водоупором служит толща майкопских глин мощностью 1820-2774 м и глинисто-мергельные отложения палеоцен-эоцена мощностью до 200 м. Мощность нижнего водоупора полностью не вскрыта.

Водообильность коллекторов находится в прямой зависимости от степени их трещиноватости. Наряду с водообильными участками с высокой гидропроводностью достигающей 423-953,5 мкм²*см/МПа-с встречаются слабопроницаемые зоны с низкими фильтрационными свойствами (К= (0,013...14)*10^{-15 м2}; =2,9 мкм²*см/МПа-с).

Наиболее водообильная зона отмечается в верхней части турона - коньяка - нижнего сантона (скв. 1 Кучугуры, интервал глубин 3401-3665 м). Она характеризуется высокими фильтрационными свойствами коллекторов, о чем свидетельствуют мгновенное восстановление пластового давления до статического и высокие дебиты при самоизливе, достигающие 2200 м³/сут, с =953,5 мкм²-см/МПа*с. Высокопроницаемые коллекторы мощностью 264 м представляют собой единый резервуар, где все части разреза имеют вертикальную гидродинамическую связь. Приведенные напоры по шести объектам опробования близки по абсолютной величине (+3022 м).

При опробовании отложений верхнего мела отмечаются гидродинамические аномалии, приуроченные, как правило, к структурным поднятиям. На рис. 1 верхнемеловые породы находятся в области наиболее интенсивных проявлений АВПД в интервале лучей с градиентом давлений 0,016- 0,02 МПа. Изменение Ка с глубиной в условиях высокой тектонической напряженности горных пород показало отсутствие линейной зависимости между этими параметрами. Например, на глубине 3200 м Ка = 1,93, а на глубине 4400 м - 1,76, или на глубине 4000 м он такой же, как и на глубине 3000 м. Нарушение линейной зависимости в мергельно-известковой толще следует связывать с активным тектоническим режимом, влияющим на смыкание или возрождение трещин в жестких карбонатных породах, образующих резервуары с АВПД различной интенсивности. В небольших по площади зонах с локально ограниченной трещиноватостью АВПД проявляются весьма интенсивно (1,95), достигая почти геостатического уровня (2,15 г/см³).

Движение подземных вод в трещиноватых породах с неравномерными коллекторскими свойствами регионально ограничено. Так, между площадями Кучугуры и Фонталовской латеральная гидродинамическая связь затруднена, в то же время интервал высокопроницаемых коллекторов, как отмечалось выше, на площади Кучугуры представляет собой единый резервуар гидродинамически сообщающийся по вертикали.

Таким образом, гидродинамические параметры и сильнодифференцированная пьезометрическая поверхность свидетельствуют о том, что верхнемеловая водонапорная система Таманского полуострова образует сложный гидродинамический бассейн, разобщенный на отдельные слабосообщающиеся резервуары с АВПД, локализующиеся в зонах повышенной трещиноватости мергельно-известковых пород:

В отложениях верхнего мела повсеместно распространены гидрокарбонатнонатриевые воды с минерализацией 202-254 мг-экв/л. Являясь щелочными (модальное значение НСО₃^--50 мг-экв/л), они относятся к типу содовых, характеризующихся соотношением rHCO₃^->Ca²⁺+rMg²⁺. Региональное отсутствие сульфатов в них свидетельствует о восстановительной обстановке недр, наступившей с момента их захоронения под мощной толщей майкопских глин. В пластовых водах обнаружен сероводород, образовавшийся в результате восстановления сульфатов. Маломинерализованные воды на больших глубинах, как правило, приурочены к зонам развития АВПД. Тесная связь вод пониженной минерализации многими авторами рассматривается как положительный признак при прогнозе нефтегазоносности на больших глубинах. Однако такой прогноз оправдывает себя лишь в том случае, когда эти критерии выявлены в нефтематеринских породах с высоким содержанием ОВ.

Водорастворенное ОВ, присутствующее в небольшом количестве в подземных водах верхнемеловых отложений, представлено (мг/л): фенолом (0,553), бензолом (0,14) и толуолом (0,22).

В разрезе отложений верхнего мела в процессе обработки скважин величины газового фактора изменялись от 5 до 67,5 м³/м³. Газ метановый, содержит углекислый газ до 18 %. Достигая предела растворимости в воде, на пути миграции в водорастворенном состоянии он может выделяться в зоне пьезоминимумом в свободную фазу. Однако в локально изолированных резервуарах латеральная миграция флюидов ограничена и, следовательно, образование обширных зон нефтегазонакопления тоже будет ограниченным.

Развитие в глубокопогруженных зонах резервуаров локального типа с АВПД и высокими пластовыми температурами (160 °С) обеспечивает нахождение значительных объемов УВ в водорастворенном однофазном состоянии. В резервуарах подобного типа могут формироваться небольшие по запасам газообразные скопления сингенетичных УВ. Такая залежь газа была обнаружена на Фонталовской площади.

Изучение РОВ и его битуминозных компонентов в верхнемеловых отложениях проводилось по профилю Запорожская - Таманская - Фонталовская - Кучугуры. Образцы отбирали из интервала глубин 3140-5060 м при пластовых температурах 116-156 °С. Породы обеднены ОВ и его битуминозными компонентами. Содержание Сорг не превышает 0,16 %. Столь же низка и концентрация ХБА (0,01 %), что на порядок ниже среднего содержания ХБА в майкопских глинах. Степень битуминизации меняется от 2 до 8 %, повышенные значения битумного коэффициента, как правило, во многих образцах карбонатных пород объясняются не обогащенностью этих образцов миграционным битумоидом, а крайне низким содержанием в них Сорг - так называемым «эффектом малых чисел». Групповой состав хлороформенных битумоидов отличается большим разбросом максимальных и минимальных значений: содержание масел - 29,2-64,2 % (при среднем 45,3 %), смол - 29,6-65,1% (42,5%), асфальтенов - 1,7-21,8% (10,5%).

Элементные составы ХБА верхнемеловых и майкопских отложений близки, а высокое содержание водорода (10-11 %) и отношение С/Н так же, как и в майкопской толще, позволяет предполагать сапропелевый генетический тип РОВ.

Специальных замеров для определения степени катагенетической измененности верхнемеловых пород не делалось, но по нашим данным о групповом составе ХБА они находятся на стадии катагенеза МК₂-МК₃.

По данным ИКС в толще в основном присутствуют рассеянные сингенетические битумоиды, в различной степени окисленные и ароматизированные. Битумоид миграционный, в значительной степени окисленный, выделен в единственном образце из пород маастрихтского возраста, но количество его крайне мало.

Таким образом, можно сделать вывод, что из-за обедненности верхнемеловых отложений РОВ процессы новообразования жидких УВ не получили широкого распространения. Следовательно, эти породы нельзя считать нефтематеринскими.

Особый интерес представляет продуктивная глинистая толща Майкопа, которая, как отмечалось, одновременно является верхним флюидоупором для верхнемелового водонапорного комплекса и в пределах Таманского полуострова в зоне развития грязевого вулканизма лишена пластов-коллекторов. Толща содержит огромное количество остаточной, сильнометаморфизованной седиментационной воды, газообразных и жидких УВ. В грязевулканических районах она обогащена РОВ, поэтому служит поставщиком газа (Шаулов М.А. Условия образования диапировых складок и грязевых вулканов Западной Кубани и таманского полуострова в связи с формированием залежей нефти и газа. // Автореф. дис. на соискание учен, степени канд. геол.-минер, наук.- Грозный.- 1969.- (Грозн. нефт. ин-т).).

Процесс отжатия флюидов из майкопских глин вследствие АВПоД может быть не только восходящим, но и нисходящим. Поэтому особый интерес представляют условия, когда глинистая толща перекрывает трещинный карбонатный коллектор. Диапазон нисходящего перетока флюидов, образование зон нефтегазонакопления и аккумуляции в них эпигенетичных УВ определяются глубиной и масштабами развития трещин в мергельно-известняковой толще.

Итак, в карбонатных ненефтематеринских породах верхнего мела в условиях АВПД могут формироваться ограниченные по запасам сингенетичные залежи газообразных УВ. Формирование эпигенетичных залежей УВ за счет нисходящих перетоков флюидов из продуктивной толщи майкопа в ненефтематеринские карбонатные породы верхнего мела возможно только при наличии трещинной емкости в последних.

Изучение РОВ и его битуминозных компонентов в майкопских глинах проводилось в широком интервале глубин - 1900-5500 м. По сравнению с верхнемеловыми породами здесь резко (в 5 раз) возрастает обогащенность ОВ, хотя среднее содержание Сорг не превышает кларковое значение (0,9 %). Особенно заметно (примерно в 15 раз) повышается битуминозность пород. Количество ХБА в майкопских глинах меняется от сотых до десятых долей процента, в среднем составляя 0,15 %. Соответственно возрастает и степень битуминизации ОВ. Если среднее значение битумоидного коэффициента в верхнемеловых отложениях составляет 4,5 %, то в майкопских оно достигает 12 %. В ХБА увеличивается доля масел (62,22 % в среднем) и снижается смол и асфальтенов (соответственно 30,91 % и 6,08 %). Для майкопских глин характерно уменьшение среднего значения Сорг с глубиной по профилю: Кучугуры (1900-2800 м-1,05%), Фонталовская (3000-3500 м -0,93%), Таманская (3000-5500 м -0,87%). Одновременно в зоне наибольшего прогибания (площадь Таманская) возрастает битуминозность пород. Неравномерное распределение ее по разрезу связано с новообразованием УВ и их перераспределением внутри толщи. Начало ГФН здесь фиксируется на глубине 3,5-4 км, ее завершение - 5,5 км (рис. 2).

Анализ корреляционных зависимостей между параметрами ХБА и температурой показал на наличие связи между компонентами группового состава ХБА и термическими условиями в недрах. При такой большой мощности майкопских глин РОВ претерпевает заметные изменения под воздействием температур 80-140 °С, поэтому ИКС-характеристика ХБА здесь отличается большим разнообразием. Как правило, состав ХБА варьирует в значительных пределах по каждой площади, являясь специфическим для каждой из них. Так, для отложений Запорожской площади характерны битумоиды с большим содержанием ароматики и малым - длинных парафиновых цепей, умеренно окисленные.

На Фонталовской площади в верхней части толщи майкопа рассеяны сингенетические битумоиды, содержащие в своей основе парафино-нафтеновые структуры с длинными парафиновыми цепями, заметную роль играют замещенные ароматические структуры. И только в одном образце отмечается вторичный битумоид, инфракрасный спектр которого очень схож с ИК-спектром нефти. На площади Кучугуры вторичный битумоид также зафиксирован в единичном образце с высоким содержанием Сорг и ХБА. Однако на Таманской площади, в центре профиля, вся майкопская толща в интервале глубин 3500-5500 м насыщена вторичными миграционно-способными битумоидами с большим содержанием УВ в групповом составе ХБА, в разной степени окисленных, т. е. здесь интенсивно происходило или происходит новообразование УВ и их отрыв от породы, фиксируются следы их перемещения.

Таким образом, нефтематеринский потенциал майкопских отложений на Таманском полуострове довольно высок, причем только в центральной его части процессы перемещения жидких УВ менее затруднены.

Выводы

1. Водонапорная система верхнемеловых отложений Тамани разобщена на локальные гидродинамически изолированные резервуары, в которых установлены АВПД и слабоминерализованные гидрокарбонатнонатриевые воды, свидетельствующие о замкнутости природных резервуаров.

2. Локально ограниченные резервуары, приуроченные к зонам повышенной трещиноватости пород, находятся в обстановке высокой гидрогеологической закрытости, благоприятной для сохранения АВПД и УВ в водорастворенном состоянии.

3. Тесную связь пластовых вод пониженной минерализации с зонами АВПД следует также относить к положительным глубинным показателям для сохранения УВ, однако в оценке перспектив нефтегазоносности определяющим фактором является обогащенность вмещающих пород РОВ.

4. Минимальное содержание водорастворенных ОВ и РОВ в породах предопределяет низкие перспективы нефтегазоносности мергельно-известняковой толщи верхнего мела.

5. В локальных резервуарах трещинного типа латеральная миграция флюидов ограничена, следовательно, выделение УВ в свободную фазу в условиях АВПД и образование зон газонакопления будет тоже локально ограниченным.

6. УВ-залежи эпигенетичного происхождения могут локализоваться в трещиноватых зонах верхнемеловых отложений за счет нисходящих перетоков флюидов из нефтематеринской майкопской толщи.

Рис. 1. График изменения пластового давления в верхнемеловых отложениях с глубиной.

Площади: 1 - Кучугуры. 2 - Фонталовская, 3 - Таманская, 4 - Запорожская

Рис. 2. График изменения величины бутимоидного коэффициента майкопских отложений с глубиной