К оглавлению журнала

 

УДК 553.98(470.40/.43)

© К. Б. Аширов, 1990

О геологическом времени формирования месторождений Урало-Поволжья

К.Б. АШИРОВ (КПтИ)

В настоящее время, когда в “старых” районах нефтедобычи накоплен огромный фактический материал по их геологии и нефтегазоносности, появилась возможность критически пересмотреть прежние представления по основным фундаментальным вопросам, в частности о геологическом времени формирования месторождений нефти и газа. Такая возможность представляется в первую очередь для Урало-Поволжья, где высокая степень изученности связана с длительной разработкой огромного числа месторождений, с освещением продуктивности всего комплекса пород палеозоя вплоть до кристаллического фундамента.

Установление геологического времени формирования месторождений Урало-Поволжья облегчается решением многих фундаментальных проблем, важнейшей из которых является подтверждение генетического единства стратиграфически разновозрастных нефтей палеозоя с привязкой их генерации к нефтепроизводящей доманиковой фации пород в кровле девона – низах турне. Эти выводы убедительно подтверждены исследованиями коллектива геохимиков и геологов ВНИГРИ, выполненными под руководством С.Г. Неручева [5].

В объяснении, как формирования, так и определения геологического времени данного процесса важная роль обычно отводится условиям латеральной миграции нефтей и связанному с ней строению водонапорных бассейнов, а также условиям подземного стока вод.

Как ни парадоксально, но со временем придется учитывать исключительно важные данные, полученные при разработке платформенных нефтяных залежей с законтурным заводнением. При бурении законтурных нагнетательных скважин было установлено, что песчаные толщи в осадочном разрезе присутствуют в виде линзовидных тел на площади каждого структурного поднятия и практически выклиниваются за их пределами на расстоянии первых километров с переходом через фации алевролитов в глины.

Аналогичная закономерность наблюдается и у карбонатных коллекторов, которые за пределами поднятий переходят в плотные известково-глинистые породы.

Естественно, что все это требует пересмотра многих привычных представлений [1].

Важным фундаментальным положением является вопрос о гидрофобности нефтяных и газонефтяных коллекторов, который с предельной обоснованностью разработан И.Л. Мархасиным, показавшим, что при насыщении водоносных пластов нефтью происходило формирование на стенках пор устойчивых граничных слоев из полярных компонентов нефтей – смол, асфальтенов и т. д., гидрофобизовавших поверхность пор [4]. По И.Л. Мархасину, в зависимости от вязкости нефтей и температуры количество нефти, заключенной в пленочных граничных слоях, может составлять от 20 до 60 % от объемов пор.

Устойчивость граничных слоев подтверждается и данными длительной разработки с прокачкой через “промытые” интервалы огромных объемов воды. Так, по данным О. В. Ковалевой, почти за 30 лет разработки с внутриконтурным заводнением Мухановского, Димитриевского и других месторождений Куйбышевской области в “промытых” интервалах пластов осталось 29,5 % заключенной в граничных слоях нефти (от порового объема). Знание этих условий чрезвычайно важно, так как часто многие исследователи утверждают о якобы имевших место переформированиях залежей с перетоком нефтей из одних ловушек в другие. Но при этом не учитывают, что если бы подобные переформирования действительно происходили, то в первичных ловушках должно было оставаться в разрабатываемых пластах от 20 до 60 % нефти в виде граничных слоев, а в связи с обычной неоднородностью коллекторов в отдельных линзах и слабопроницаемых интервалах нефть осталась бы полностью. Такой же гидрофобизованный нефтяной след должен был бы остаться и на путях миграции нефтей, что также необходимо учитывать, утверждая о происходивших переформированиях.

Рассматривая существующие взгляды на возраст месторождений, остановимся на представлениях В.В. Вебера, А.А. Али-Заде, П. Смита и др., считавших, что образование залежей происходило одновременно с захоронением исходной органики в морских илах.

Несостоятельность такой точки зрения подтверждается исключительно слабой “битуминизацией” илов, причем их ОВ чрезвычайно далеко от нефти, в которую при благоприятных условиях оно смогло бы преобразоваться, и то лишь при погружении на глубину первых километров [5]. Ничтожного содержания в илах подобной “нефти” не хватило бы даже на пленочную гидрофобизацию иловых частиц, что предопределило бы ее вечную неподвижность и невозможность перемещения для скопления в залежи.

На основании палеотектонического анализа геологического времени формирования структур в Саратовской области и условий их нефтеносности К.А. Машкович пришел к выводу об образовании нефтяных залежей в терригенных отложениях девона в процессе их начальной литификации и миграции в них нефти. На Советском месторождении формирование залежи в пласте Д1 пашийского горизонта, по К.А. Машковичу, происходило на глубине 149 м. При этом их развитие в каменноугольных отложениях им рассматривалось за счет расформирования девонских залежей.

Более позднее, чем у К.А. Машковича, но относительно раннее по сравнению с нашими представлениями, время формирования принимается А.М. Акрамходжаевым, который считает, что отдача УВ-флюидов нефтепроизводящими толщами глин началась при погружении их на глубины 1200–1500 м, а при последующих погружениях до 3000 м отжатие нефти заканчивалось и формирование залежей прекращалось.

В настоящее время все большее число исследователей приходят к выводу о геологически позднем времени формирования месторождений. Однако в оценке его длительности их мнения расходятся. Так, А. Леворсен утверждает, что продолжительность формирования месторождений обычно не превышала 1 млн. лет, С.Ф. Федоров доказывает, что формирование месторождений Апшеронского п-ова длилось 20–30 млн. лет. С.П. Максимов, В.П. Строганов и Ю.Г. Такаев выдвинули гипотезу формирования месторождений в отложениях девона и карбона Урало-Поволжья в течение 30–60 млн. лет. Н.А. Калинин принимал длительность формирования надсолевых залежей нефти в районе Южной Эмбы 35–100 млн. лет.

Наиболее признанным методом определения времени формирования месторождений является так называемый геологический, в основе которого лежит учет стратиграфического возраста коллекторов и покрывающих их покрышек, а также дополнительное время на образование структурных ловушек. При этом допускается, что формирование последних могло происходить только при определенном их погружении, т. е. с небольшим запаздыванием. Если говорить о времени формирования месторождений, то его нужно увязать с ранним, герцинским, тектогенезом. А это, как будет показано ниже, отрицается фактическими данными, в противоречие с которыми пришлось бы признать возраст палеозойским.

Для определения времени формирования газовых залежей В.В. Белоусов, а затем В.П. Савченко и А.Л. Козлов предложили гелиево-аргоновый метод, основанный на том, что распад радиоактивных элементов, в первую очередь урана, сопровождался поступлением в залежи гелия и аргона. А поскольку аргон более инертен, чем гелий, и дольше остается растворенным в подстилающих залежи пластовых водах, то по соотношению его с гелием и рекомендовалось определять возраст залежей. Однако, учитывая невозможность определения скорости и количества поступления в залежи аргона, а также большие погрешности при определении в залежах аргона и гелия, В.П. Якуцени, А.Н. Воронин, В.В. Тимофеев и В.В. Тихомиров высказались против этого метода.

В.А. Соколов предложил метод определения возраста газовых залежей по величине утечки из них метана (диффузия последнего через породы, покрывающие залежи). Однако такой метод также не может определить время формирования, так как точность коэффициентов диффузионной проницаемости для различных пород весьма относительна и зависит от множества факторов, практически не поддающихся учету.

Канадский ученый В. Гассоу предложил метод определения возраста залежей по давлению насыщения нефти газом. На основании данных, полученных другим канадским ученым, М. Хоскивом, а у нас в стране Е.Л. Пештич, К.А. Машковичем, Л.М. Смеховой и др., было высказано мнение об ограниченной возможности его применения. Однако автор вообще отрицает возможность использования метода из-за трудности условий, определяющих газонасыщенность пластовых нефтей. Известно, что последняя в любой провинции меняется как по площади, так и по разрезу. Например, на месторождениях северо-запада Куйбышевской области и в западных районах Татарии газовый фактор нефтей, а стало быть, и давление насыщения залежей крайне низкие по сравнению с параметрами одновозрастных нефтей в центре и на востоке. Например, нефть пласта нижнего карбона Сызранского месторождения имеет газовый фактор всего 5, в том же пласте Радаевского месторождения в своде залежи 25, а в ее приподошвенной части 5–7 м3/т. Различия можно объяснить тем, что в западных и северо-западных районах генерация газа в нефтепроизводящей доманиковой толще была ослабленной, так как в центре и на востоке газовый фактор в стратиграфически одновозрастных залежах часто в десятки раз выше. Несомненно и то, что эти различия связаны с лучшими нефте- и газопроизводящими качествами доманикитов, а также большими глубинами их залегания, что особенно важно для условий газогенерации.

Кроме того, нашими исследованиями было установлено, что газонасыщенность пластовых нефтей и соответственно давление насыщения строго определяются мощностью и качеством покрышек (таблица).

Если при определении геологического возраста ориентироваться на давление насыщения, то в приведенном примере будут абсурдно выглядеть зависимости газонасыщенности и давления насыщения залежей пластов Д3 и особенно Д2 со столь большими отклонениями от залежей пластов Д1 и Д4

Необходимо признать, что условием для формирования месторождений явилось позднее время завершения генерации нефти в материнской доманиковой толще и восстановление в разрезе пород палеозоя вертикальных дизъюнктивных разломов на крутых крыльях линейных валов, являющихся путями вертикальной миграции нефтей. А это и определило возможность формирования месторождений с ловушками современной емкости. Существующие же представления о многоэтапности формирования месторождений за счет признания генерации нефтей разновозрастными толщами глин, с отжатием из них нефти и латеральной миграцией ее к структурным ловушкам, не подтверждаются обстоятельными геохимическими исследованиями, установившими генетическое единство нефтей во всем разрезе палеозоя [5]. Как отмечалось выше, невозможность признания подобного механизма формирования залежей подтверждается также выклиниванием песчаников и проницаемых карбонатных пластов за пределами залежей, что исключает саму возможность латеральной миграции при отсутствии нефтепроводящих пластов. Кроме того, если бы формирование месторождений и происходило за счет латеральной миграции по нефтепроводящим пластам, то на всем пути миграции в них должны были бы сохраниться интенсивные следы остаточной нефтенасыщенности, которые в реальных условиях отсутствуют. Однако в данном случае могут быть и ошибки: за следы миграции на пологих крыльях структур могут быть приняты так называемые переходные зоны на ВНК, формирующиеся за счет усадки нефтей, когда первоначальные ВНК, расположенные ниже современных, могут вдаваться в законтурную зону и быть достаточно протяженными, тем самым создавать ложное представление о “следах” миграций, которые во всех случаях опровергались скважинами законтурного заводнения.

Формирование залежей за счет поступления нефти по вертикальным линейным разломам в разновозрастные ловушки на поднятых крыльях линейных дислокаций подтверждается понижениями ВНК на крутых приразломных крыльях структур по сравнению с ВНК на пологих: в пласте Д1 на 8–10 м на Ромашкинском и 20–25 м на Бавлинском месторождениях, в залежи пласта С4 на 24–26 м на Димитриевском и пласта Д1 на 7 м на Жигулевском месторождениях.

Интересно отметить, что на Калиновско-Новостепановском газонефтяном месторождении, расположенном на границе Куйбышевской и Оренбургской областей, нефтяная подгазовая залежь целиком смещена на крутое крыло структуры.

Характерно, что на крутых крыльях структур с пониженными ВНК нефть всегда более легкая, имеет меньшие плотность и вязкость, более газонасыщена, чем на пологих крыльях. Это подтверждает позднее формирование, а весьма вероятно, и еще продолжающийся подток нефти в ловушки, которая на крутых крыльях является более свежей, тогда как на пологих она уже начала гипергенно разрушаться.

Известно, что некоторые исследователи, например А.Л. Козлов, В.М. Губницкий и др., отрицая высказанные утверждения, объясняют это сдвиговым воздействием на залежи стока пластовых вод водонапорных бассейнов. Но такое объяснение принять нельзя, так как оно противоречит следующим фактам. Во-первых, можно ли говорить об эффективном напоре пластовых вод, способном сдвинуть залежи с пологих крыльев на крутые, когда, как было отмечено выше, в разрезе пород палеозоя отсутствуют протяженные пласты с необходимой для стока поровой и трещинной проницаемостью. Во-вторых, что же это за сток подземных вод, когда на юге Татарии, например в Ромашкино и др., крутые крылья структур с пониженным ВНК обращены на юг и юго-запад, тогда как на примыкающей с юга к Татарии территории Куйбышевской области, на Мухановском, Коханском, Димитриевском и других месторождениях, крутые крылья структур со смещенным ВНК обращены на север. Но ведь для этого необходимо допустить, что на южной границе Татарии и примыкающей к ней северной территории Куйбышевской области как бы сталкиваются два встречных стока без наличия здесь следов их разгрузки. А это подтверждает полную несостоятельность принимаемых указанными сторонниками причин формирования наклонных контактов.

Далее, длительная разработка месторождений без заводнения показывает, что основные объемы попутной воды, добываемой с нефтью, приходятся на скважины, примыкающие к крутым крыльям структур. Так, практика полувековой разработки Самаролукских месторождений: Сызранского, Заборовского и Губинского, разрабатываемых без поддержания давления, показала, что интенсивное обводнение добываемой продукции (до удвоенных объемов добычи попутной воды) на северных крутых крыльях структур по сравнению с обводненностью скважин на южных, пологих, отмечается с первоначально пониженными ВНК. Так что и данные разработки также опровергают мнение о сдвигах залежей напором вод с пологих крыльев на крутые как причину формирования наклонных контактов.

В случае же существования предполагаемого напора вод обводненность скважин на южных, пологих, крыльях должна была бы быть более высокой, чего не наблюдается.

На позднее время формирования месторождений указывает и факт более высокой (на 1–2°С) пластовой температуры на крутых крыльях структур по сравнению с температурой на пологих крыльях, замеренной на равных приведенных отметках. Это указывает на поступление в залежи глубинных нефтей по разломам на крутых крыльях, а также на то, что процесс заполнения ловушек нефтью, видимо, еще продолжается.

Связь формирования месторождений Урало-Поволжья с единственным поставщиком нефти и газа – нефтематеринскими высокобитуминозными породами доманиковой фации – подтверждается тем, что западная и юго-западная границы нефтеносных земель совпадают с границей присутствия в толще палеозоя доманикитов.

Как установлено исследованиями многих ученых, генерация нефтей в нефтематеринской толще могла происходить исключительно в благоприятных термобарических условиях начиная с глубин 1,5–2 и наиболее эффективно на глубинах 2,5–4,5 км. А отсюда следует невозможность признания раннего времени формирования месторождений.

Произведенными термодинамическими расчетами условий формирования многопластовых Мухановского, Димитриевского и Михайлово-Коханского месторождений установлено, что свободная энергия легких компонентов нефтей зависит как от температуры, так и от интенсивности процессов массообмена с окружающей средой, важнейшим компонентом которой является мощность покрышек над залежами [3].

Благодаря большей крутизне углов, радения крыльев у глубинных девонских структур и относительно более пологим у каменноугольных, емкость первых структур меньше. Например, в Муханово емкости современных ловушек каменноугольных отложений превосходят девонские в 2, в Зольном в 2,5, на Тарханском и Дерюжевском месторождениях в 3 раза и т. д. Эти соотношения подтверждаются и соотношениями балансовых запасов нефти в них. Кроме того, установлено, что первоначальная емкость ловушек, сформированных на первом этапе за счет герцинского тектогенеза, составляла 25–45 % от современной. А поскольку в настоящее время ловушки, деформировавшиеся за счет альпийского тектогенеза до современной их емкости, заполнены нефтью практически полностью, формирование в них залежей могло произойти в самое последнее время, в четвертичном периоде.

Раннему времени формирования месторождений противоречит и характер парафинистости нефтей.

В залежах пермского возраста содержится 2,5–4 % парафина с температурой кристаллизации незначительно выше критической (11 °С). По данным В. М. Николаева, в пласте А4 среднего карбона Покровского месторождения с пластовой температурой 35 °С выпадение парафина из нефти происходит при температурах 30, 22 и 11 °С. Аналогичные данные получены и для нефтей Жигулевского и Кулешовского месторождений, имеющих пластовые температуры 48 и 43 °С. Очевидно, при раннем формировании, когда отложения девона залегали на глубинах, близких современным пермским, и даже каменноугольным, в них не смог бы находиться парафин с современными температурами кристаллизации, так как он должен был бы выпасть на путях миграции нефти к древним ловушкам.

Доказательством позднего формирования залежей во всем разрезе палеозоя является наличие на ВНК практически горизонтальных слоев вторичной цементации.

Исследованиями Л.В. Цивинской и Р.С. Сахибгареева установлено, что в объемах залежей фиксируется множество подобных границ, что указывает на цикличность заполнения ловушек, а главное, на позднее формирование залежей, так как все предшествующие поверхности цементации параллельны современным – горизонтальным. При этом, учитывая, что на Самарской Луке дислоцированы даже отложения акчагыла с амплитудами (между сводами соседних структур и периклиналями между ними) 50 м, наличие практически горизонтальных слоев вторичной цементации у залежей подтверждает послеакчагыльское, т. е. четвертичное, время их формирования.

Исключительно интересен пример формирования в Жигулях Бахиловского асфальтового месторождения, образовавшегося за счет излияния на поверхность нефтей из залежей Зольнинского месторождения. Единство Бахиловских асфальтов с нефтями Зольнинского месторождения – и девонскими, и каменноугольными – подтверждается одинаковым содержанием в водороде УВ его изотопа в количестве 0,023 %. Кроме того, в порфириновых комплексах нефтей и асфальта при различном абсолютном содержании ванадия и никеля, зависящем от смолистости нефтей, постоянно сохраняется их соотношение 3:1, что указывает также на их генетическое единство.

У основной залежи пласта Б2 нижнего карбона Зольнинского месторождения древний ВНК фиксируется на 20 м ниже современного. По данным В.И. Колганова и М.М. Садрисламова, на 20 м выше современного ВНК внутри объема залежи обнаруживается второй древний ВНК. Это дает основание считать, что нижний, древний, ВНК фиксирует первоначальный объем залежи, а верхний образовался после излияния нефти, благодаря чему и образовалось асфальтовое месторождение. Но в результате запечатывания канала излияния нефти нефтяная залежь начала и успела восстановиться до современного уровня ВНК.

Но самое интересное, что линии всех трех выявленных ВНК практически горизонтальны. Это указывает, что все события с формированием Зольнинского нефтяного и Бахиловского асфальтового месторождений, а также последующего восстановления нефтяной залежи происходили в послеакчагыльское время, т. е. в четвертичный, современный, период.

Исключительный интерес представляет факт горизонтальности подошвы Бахиловских асфальтов, где битум пропитывает пески среднеюрских отложений, которая контролируется современным уровнем грунтовых вод, что указывает на ее современный возраст. В асфальтах обнаружены захваченные образовавшей его нефтью споры и пыльца современных сложноцветных растений, что также подтверждает молодой возраст излияния нефтей.

О позднем времени формирования месторождений Урало-Поволжья говорит и то, что в разрезе палеозоя трещины ранней, герцинской, генерации обычно залечены вторичным кальцитом, тогда как секущие их трещины поздней, альпийской, часто заполнены битумом, нефтенасыщены либо смочены нефтью.

Генетическое единство нефтей с асфальтовыми залежами на поверхности подтверждено также исследованиями К.Р. Чепикова и А.М. Медведевой, установивших присутствие в асфальтах палеозойских спор и пыльцы древних растений, включая девонские.

Позднеальпийский цикл на четвертичном этапе формирования месторождений Урало-Поволжья. несомненно, должен был быть связан с активными тектоническими пароксизмами, обновлявшими каналы фильтрации на структурных валах.

Известно, что землетрясения интенсифицируют на какое-то время все виды миграции: водной, газовой и, естественно, углеводородной. Незавершенность же альпийского тектогенеза, возможно, его постумных проявлений фиксируется и в наше время периодическими платформенными землетрясениями, например, одно из них до 5–6 баллов произошло во второй половине 1989 г. в районе Нижней Камы; не исключено, что одним из его последствий могло быть возрождение или ускорение миграционных процессов.

Автор предполагает, что сделанные выводы о позднем формировании месторождений Урало-Поволжья не представляют исключения и могут найти подтверждение в других нефтегазоносных провинциях.

Особенно наглядно “молодость” и высокая скорость формирования залежей наблюдаются на месторождениях Юго-Восточного Азербайджана, где нефтеносность связана с отложениями продуктивной толщи верхнего плиоцена. Это указывает на возможность заполнения сформировавшихся затем ловушек нефтью исключительно в позднечетвертичное, близкое к современному, время.

Аналогично в геологически позднее время сформировались и надсолевые залежи в отложениях мезозоя на Южной Эмбе, дислоцированность которых связана также с позднеальпийским этапом тектогенеза, залежи нефти могли сформироваться только в позднетретично-четвертичное время. Доказательством этого может служить нефтеносность даже четвертичных пород апшеронского яруса на Новобогатинском месторождении.

Таким образом, существуют весьма убедительные свидетельства в пользу “молодого” возраста залежей УВ Урало-Поволжья. Это обстоятельство должно учитываться как при оценке перспектив тех или иных зон и территорий, так и при ведении геологоразведочных работ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Аширов К.Б. Характер строения водонапорных бассейнов в отложениях палеозоя Урало-Поволжья / /Физикохимия и разр-ка нефтегаз. м-ний. – Уфа. – Уфимский нефт. ин-т. – 1989. – С. 25–30.
  2. Аширов К.Б., Гудошников С.С. Некоторые особенности формирования терригенных отложений бобриковского горизонта на территории Куйбышевско-Оренбургского Заволжья / /Геол. и разр-ка нефт. м-ний. Труды Гипровостокнефть. – Куйбышев. – 1974. – Вып. XXIII. – С. 189–198.
  3. К вопросу о геологическом времени формирования месторождений Среднего Поволжья / К.Б. Аширов, В.И. Данилов, Л.М. Абрамова и др. – М.: Наука. – 1976. – С. 241–247.
  4. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.– М.: Недра.– 1977.– С. 216.
  5. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа/С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, Г.М. Парпарова и др. – Л.: Недра. – 1986.

Abstract

Field formation is considered in a wide time range: from early (from the moment of country rock formation) to geologically late (with culmination during the time close to recent period). The conclusions drawn are supported by both the facts of the horizontal pattern of old and present-day oil-water contacts, conditions of 'healing' early generation fractures, geologic environments of asphalt rock occurrence and the facts of refuting the possibility of early formation of pools with their subsequent reformation, etc.

Зависимость газонасыщенности и давления насыщения нефти от мощностей покрышек у залежей пластов Д1–Д4 в терригенной толще девона Мухановского месторождения

Пласты

Плотность дегазированной нефти при 20 °С, г/см3

Средняя проницаемость

коллектора, мкм2

Мощность глинистой покрышки, м

Газовый фактор, м3

Давление насыщения, МПа

Д1

0,823

50

25–30

400

21,0

Д2

0,838

200

4–10

120

12,3

Д3

0,818

200–300

15–22

170

14,5

Д4

0,807

10

15–25

290

20,3