К оглавлению

УДК 553.98.061.15:556.3(574.12-12)

 

© В. В. ЛАРИЧЕВ, 1990

Гидрогеологические условия формирования залежей нефти и газа в доюрском комплексе Южного Мангышлака

В.В. ЛАРИЧЕВ (КазНИПИнефть)

Подземные воды интенсифицируют взаимодействие УВ и горных пород. При этом характер процессов во многом определяется геолого-структурными условиями регионов. Значительная глубина залегания отложений доюрского комплекса Южного Мангышлака и жесткая термобарическая обстановка обусловили довольно сложные гидрогеологические условия комплекса, характеризующиеся рядом особенностей: 1) высокими (как правило, более 100 °С) пластовыми температурами; 2) широким распространением сверхгидростатических пластовых давлений (СГПД); 3) повышенной степенью литификации отложений; 4) наличием в разрезе комплекса инверсионной гидрохимической зональности. Несомненно, что все они не смогли не оказать своего влияния на формирование залежей нефти и газа. Рассмотрим эти особенности.

1. Пластовые температуры доюрского комплекса Южного Мангышлака в интервале рассматриваемых нами глубин (2800-4600 м) изменяются в широких пределах: от 110-118°С (Бектурлы, Южный Жетыбай) до 200 °С (Каунды). Нарастающая температура вызывает изменение физических свойств подземных вод, нейтральная их реакция сменяется кислой и на ряде площадей величина рН снижается до 4,5- 6,2 (Оймаша, Пионерская, Северо-Ракушечное). В глинистых и прочих водосодержащих минералах исчезает физически связанная вода и интенсифицируются термодегидратационные процессы гидроксилсодержащих минералов. Все это приводит к появлению избыточных объемов подземных вод, минерализация которых невысока, что влечет за собой снижение в водных растворах первично-седиментационных хлоридных солей [1] и формирование повышенных пластовых давлений.

Однако масштабы этого явления оценить довольно сложно, поскольку даже в пределах одной структуры величины минерализации в одном и том же горизонте изменяются в 3-8 раз, что свидетельствует о влиянии еще ряда дестабилизирующих факторов.

В высокотемпературных зонах комплекса значительно возрастает агрессивность вод за счет появления в них кислых компонентов газов (СO2, H2S). Например, содержание углекислоты в водорастворенных газах триаса достигает 26-72 % (Северо-Ракушечное, Бектурлы, Западное Тенге), что резко усиливает процессы выщелачивания, приводящие к сравнительно быстрому насыщению вод труднорастворимыми карбонатными и кремнистыми соединениями. При миграции этих флюидов в верхние стратиграфические горизонты в связи с изменением термобарических условий карбонатные и кремнистые соединения выпадают из раствора, самозалечивая пути их разгрузки, подтверждением чему служат следы многочисленных новообразований кальцита, арагонита, ангидрита, а также кварца и повышенные, до 48,8 мг/л (Оймаша), концентрации в водах кремниевой кислоты.

Высокие пластовые температуры стимулируют необратимые процессы гидрослюдизации монтмориллонита, в результате чего глинистые пласты во многом утрачивают свои флюидоупорные свойства, поскольку в них усиливается трещинообразование [1] (однако с гидрогеологической точки зрения эти процессы, в частности влияние гидрохимического состава поровых растворов, пластовых давлений и др., изучены недостаточно). Как установлено исследованиями А.Е. Брауна (1980 г.), в доюрских отложениях лишь 80 % монтмориллонита перешло в гидрослюду, в то время как в вышезалегающих юрских монтмориллонит, практически не встречается. Не исключено, что такими факторами, влияющими на гидрослюдизацию монтмориллонита, являются рН среды, более щелочная в юрских и более кислая в триасовых горизонтах, а также ионно-солевой состав подземных вод (жесткие хлоркальциевые рассолы юрских продуктивных горизонтов и щелочные, опресненные воды в доюрских образованиях). В этой связи процессы перехода монтмориллонита в гидрослюды (иллит и др.) требуют дальнейшего изучения не только с точки зрения влияния пластовых температур.

И, наконец, высокие пластовые температуры способствуют резкому возрастанию упругости водяного пара, в связи с чем подземные воды активно растворяются в глубинных свободных газах. Это заметно повышает миграционную способность газоводяного флюида, перемещение которого вверх по разрезу в связи со сменой термобарических условий приводит к конденсации вод и формированию под залежами УВ отрицательных гидрохимических аномалий [1, 4]. Надо сказать, что эти процессы носят региональный характер, однако влияние их в конкретных термобарических обстановках различное. Для районов Предкавказья, Южно-Каспийской впадины, а также для Южного Мангышлака многие исследователи ведущую роль в формировании гидрохимических аномалий придают конденсационным водам [4]. Однако, как показали наши расчеты на примере Северо-Ракушечного месторождения, доля конденсационных вод в опресненных водах месторождения составляет менее 1 % [2]. В то же время высокие температуры заметно увеличивают растворимость УВ-газов в пластовых водах, что ведет к росту газонасыщенности последних. На ряде площадей Жетыбай-Узеньской тектонической ступени и Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий она достигает 3400-5100 см3/л (Южный Жетыбай, Западный Тасбулат, Северо-Ракушечное и др.).

2. Доюрский комплекс Южного Мангышлака характеризуется широким распространением высоких пластовых давлений (до 62 МПа), значения которых на 10-17 МПа превышают гидростатические (Пионерское, Северное Карагие, Оймаша и др.). Высокие давления, также как и пластовые температуры, оказывают значительное влияние на характер газонасыщенности пластовых вод. Так, по данным А.Ю. Намиота и Р.Г. Султанова, в жестких термобарических условиях глубокопогруженных горизонтов увеличение температуры и давления в 2-3 раза повышает растворимость метана в подземных водах низкой минерализации в 4-5 раз [3]. Характерно, что максимальные значения пластовых давлений отмечаются в присводовых скважинах, где коэффициент негидростатичности (отношение пластового давления к гидростатическому) достигает значений 1,25-1,34, в то время как в крыльевых и периклинальных скважинах он снижается до 1 и менее [2]. При этом также от свода к крыльям происходит уменьшение эффективной толщины нефтегазонасыщенных коллекторов (Южный Жетыбай, Северо-Ракушечное) и за контуром нефтегазоносности пористость коллекторов уменьшается до 3 % и менее. Здесь блоковая проницаемость незатронутых выщелачиванием толщ (матрица) не превышает 0,01*10-3 мкм2 [5], а пластовые давления, как правило, ниже гидростатических. В зонах высоких пластовых давлений затухают процессы литификации коллекторов и флюидоупоров за счет высокого противодавления флюида на стенки пор, в результате периодически происходит «стравливание» пластовой энергии через неуплотненные покрышки. В этих условиях идет «пульсационная литификация» и одновременное самозапечатывание миграционных каналов выпадающими из растворов минералами, которые как бы окружают зону СГПД, что приводит к возникновению высоких гидравлических градиентов, когда величина коэффициента негидростатичности изменяется от 1,22 до 0,94 при расстояниях между скважинами до 3-5 км. Контрастность гидравлических градиентов менее заметна на структурах, этаж нефтегазоносности которых охватывает как триасовую, так и юрскую части разреза, например на Южном Жетыбае (1,14-0,94), Тасбулате (1,02-0,98). Высокие гидравлические градиенты в условиях частой латеральной и вертикальной изолированности локальных флюидальных систем, размеры которых, по нашим данным, не выходят за рамки локальных структур, способствуют преобладанию пульсационного режима движения флюидов в доюрском комплексе, интенсивность которого определяется новейшей тектоникой [2].

3. Влияние термобарических условий сказалось и на степени литификации доюрских образований, которая во многом определила коллекторские свойства продуктивных горизонтов, их проницаемость в латеральном направлении и, как следствие этого, масштабы и скорость латеральной миграции пластовых флюидов. Прогрессивный рост литификации пород доюрского комплекса с глубиной в тех или иных горизонтах имеет различную интенсивность, поскольку во многом зависит от термобарической обстановки и литологического состава пород [1]. Механически прочная карбонатная толща нижнего и среднего триаса (вулканогенно-карбонатный комплекс) подвержена главным образом физико-химической литификации, основными процессами которой являются перекристаллизация, доломитизация, ангидритизация и т. п., в результате чего породы практически утратили свои первичные коллекторские свойства [5]. Менее литифицированы терригенные разности верхнего и нижнего триаса. Причем песчано-алевролитовые породы на глинистом цементе в верхнем триасе являются более уплотненными по сравнению с кварцевыми песчаниками нижнего триаса (Южный Жетыбай) с сохранившейся первичной пористостью 15-18 %.

Как уже отмечалось ранее [5], породы-коллекторы доюрских образований весьма неоднородны по проницаемости в латеральном направлении, что определяется условиями седименто- и диагенеза [1]. Участки широкого распространения песчано-алевритовых толщ на глинистом цементе в зонах катагенетических преобразований в отличие от прослоев кварцевых песчаников с сохранившейся пористостью перешли в неколлекторские (флюидоупорные) латерально-замкнутые системы. Коллекторы приобретают пятнистый (островной) характер с довольно сложной (порой «нулевой») гидродинамической взаимосвязью, реальность чего подтверждается наличием зон распространения в разрезе комплекса СГПД. Размеры этих зон, как мы уже отмечали выше, не выходят за пределы локальных структур (Северо-Ракушечное, Южный Жетыбай), достигая 3-8 км. Отметим, что близкие значения размеров таких зон по материалам гидрохимических исследований отмечаются в работах М.З. Рачинского по западным районам Южно-Каспийской впадины [1]. В этих условиях весьма ограничиваются возможности латеральной миграции как подземных вод, так и УВ и важное значение приобретает восходящая вертикальная миграция, следствием которой являются контрастные гидрохимические аномалии в разрезе доюрского комплекса [2].

4. Важной особенностью доюрского комплекса Южного Мангышлака является развитие инверсионной гидрохимической зональности, проявляющейся в резком (на порядок и выше) снижении минерализации пластовых вод триаса и палеозоя по сравнению с водами горизонтов юрской продуктивной толщи. При этом на одних площадях при гидрокарбонатно-натриевом типе инверсия выражена весьма контрастно и минерализация вод снижается до 1,1-20 г/л (Оймаша, Южный Жетыбай, Пионерская и др.), на других при хлоркальциевом типе вод - менее контрастно (Баканд, Адыр, Ракушечномысское и др.), минерализация снижается до 72-81 и несколько выше, а на ряде площадей (Темирбаба, Каунды, Акпан и др.) в отложениях триаса встречены типичные хлоркальциевые рассолы с минерализацией 157- 215 г/л (рисунок). Таким образом, гидрохимическая инверсия на Южном Мангышлаке носит локальный характер распространения и маломинерализованные глубокозалегающие подземные воды имеют мозаичное (очаговое) проявление [2]. Кроме того, в пределах самих локальных структур установлена довольно четкая плановая гидрохимическая зональность, проявляющаяся в закономерном росте минерализации пластовых вод от свода структуры к крыльям и периклиналям, при этом одновременно происходит уменьшение эффективных нефтегазонасыщенных толщин, выравниваются гидродинамические аномалии (рпл/рг= 1 и менее) и «исчезает» продуктивность. В этих условиях появление в глубоких горизонтах доюрского комплекса маломинерализованных вод не находит объяснения с позиций современной и древней инфильтрации, конденсации, поскольку степень рассоления не зависит от запасов УВ и гидрослюдизации глинистых минералов. Рассматривая генезис маломинерализованных вод [2], мы указывали на ведущую роль парогазожидкостных флюидальных систем, обладающих высокой упругостью, что в свою очередь способствует возникновению СГПД. При этом низкая минерализация способствует увеличению газонасыщенности пластовых вод и служит благоприятным фактором для осуществления процессов выделения больших объемов газа при многократных инверсионных движениях. Как показали расчеты В.П. Якуцени и Е.С. Баркана, при амплитуде миграции газонасыщенных вод 3 км из 1 см3 высокоминераллизованных вод (350 г/л) выделяется не более 4,06 см3 метана, а при снижении минерализации до 100 г/л - 8,3 см3, т.е. практически происходит увеличение в 2 раза [3]. А если учесть, что на многих площадях минерализация вод доюрского комплекса гораздо ниже, то высвобождающиеся объемы метана могут приближаться к объемам, характерным для пресных вод, которые достигают 16-28, а в условиях СГПД до 40 объемов газа на один объем воды [1].

Таким образом, маломинерализованные воды доюрского комплекса играют заметную роль в транспортировке УВ, растворяя в себе огромные их количества. Неслучайно, очевидно, наблюдаются строгие корреляционные связи между залежами УВ и маломинерализованными водами в доюрском комплексе [2] (см. рисунок).

В целом гидрогеологические условия доюрского комплекса Южного Мангышлака находятся в начальной стадии исследования. Дальнейшее их изучение связано с совершенствованием глубинной измерительной аппаратуры и пробоотборников, поскольку на многих разведочных площадях пластовые давления превышают 50-60 МПа. Это необходимо для более достоверного изучения компонентов и характеристик пластовых вод, оказывающих влияние на процессы нефтегазонакопления, коллекторские свойства пород и экранирующие параметры флюидоупоров. В нефтегазогеологическом аспекте поисковое значение приобретают глубинные гидрохимические аномалии. Последние, как правило, сопряжены и с гидродинамическими, что отражает экранирующие свойства глубинной разгрузки опресненных вод, основными путями миграции которых служат глубинные разломы, а также зоны растяжений новейшего времени [5]. Кроме того, гидрохимическим и гидродинамическим аномалиям в доюрском комплексе отвечают зоны развития коллекторов, что позволяет использовать гидрогеологические параметры доюрского комплекса в качестве нефтегазопоисковых критериев при оценке перспектив нефтегазоносности региона.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.   Капченко Л.Н. Гидрогеологические особенности существования нефти и газа на больших глубинах / В кн.: Закономерности размещения и критерии прогноза глубоких и сверхглубоких залежей нефти и газа // Л., Труды ВНИГРИ.- 1982.- С. 133-144.

2.   Ларичев В.В. Генезис опресненных вод триаса и палеозоя Южного Мангышлака // Советская геология. - 1987.- № 6.- С. 114-120.

3.   Максимов С.П., Дикенштейн Г.X., Лоджевская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. - М.: Недра. - 1984.

4.   Никаноров А.М., Тарасов М.Г., Федоров Ю.А. Гидрохимия и формирование подземных вод и рассолов. - Л.: Гидрометеоиздат. - 1983.

5.   Тимурзиев А.И. Строение коллекторов и залежей УВ в низкопроницаемых комплексах и пути совершенствования методики их прогнозирования // Геология нефти и газа. - 1984.- № 11.- с. 49-54.

Abstract

This paper treats the hydrogeological features of the South Mangyshlak pre-Jurassic complex and their influence on the formation of oil and gas pools. The areas of occurrence of the normal and inverse hydrochemical sections are recognized and the relation of hydrocarbon accumulations to zones of hydrochemical inversion and hydrodynamic anomalies are shown.

 

Рисунок Гидрохимическая зональность доюрского комплекса Южного Мангышлака.

Зоны распространения разреза: 1 - инверсионного гидрохимического, 2 - нормального гидрохимического; 3 - зоны гидрогеологически не охарактеризованы; 4 - локальные структуры с установленными гидрогеологическими аномалиями и залежами нефти и газа: а - месторождения, б - промышленные притоки, в - нефтегазопроявления; 5 - локальные структуры, выведенные из глубокого бурения как бесперспективные; 6 - границы тектонических элементов: I - Бекебашкудукский вал, II - Сегендыкская депрессия, III - Карагиинская седловина, IV - Жетыбай-Узеньская ступень, V - Кокумбайская ступень, VI - Песчаномысско-Ракушечный блок, VII - Жазгурлинская депрессия, VIII - Кендырлинская ступень, IX - Карабогазский свод. Локальные структуры и поднятия: 1 - Северное Карагие, 2 - Южный Жетыбай, 3 - Западный Тасбулат, 4 - Пионерское, 5 - Баканд, 6 - Оймаша, 7 - Песчаномысская, 8 - Северо-Ракушечное, 9 - Адыр, 10 - Ракушечномысское, 11 - Акпан, 12 - Каунды, 13 - Темирбаба