К оглавлению журнала

  

УДК 532.5:553.98(571.64)

©Г.П. Вахтеров, И.Е. Николаев, 1990

Гидродинамические аномалии и нефтегазоносность субаквальной части Северо-Сахалинского НГБ

Г.П. ВАХТЕРОВ, И.Е. НИКОЛАЕВ (СахалинНИПИморнефть)

В субаквальной части Северо-Сахалинского НГБ за последние годы открыты крупные скопления УВ, характеризующиеся сверхгидростатическими пластовыми давлениями (СГПД)*. Тесная связь последних с нефтегазоносностью недр отмечена для многих терригенно-осадочных бассейнов кайнозойского возраста [1, 2], что выдвигает проблему аномальности гидродинамических полей рассматриваемого региона в число актуальных, заслуживающих специального рассмотрения.

Инфильтрационная водонапорная система Северо-Сахалинского бассейна охватывает среднемиоцен-плиоценовые терригенные отложения. Она характеризуется гидростатическим уровнем пластовой энергии и повсеместным распространением солоноватых и слабосоленых вод гидрокарбонатно-натриевого типа (по В.А. Сулину) с нормальной гидрохимической зональностью. Исключение в энергетическом отношении составляют отдельные участки разреза Паромайской антиклинальной зоны, представленные мощной толщей верхнемиоценовых глин, где формируются АВПД с коэффициентом аномальности 1,3–2.

Проявления элизионного режима фильтрации встречены в окобыкайско-нижненутовском нефтегазоносном комплексе (верхний миоцен) Эспенбергской и Охино-Эхабинской зон поднятий, расположенных в прибрежной части северо-востока Сахалина, где в значительной мере снижается влияние инфильтрационных вод (рис. 1).

Для зоны контакта противоположно действующих режимов (месторождения Северное Колендо, Колендо, Северная Оха, Кеуту, Восточное Эхаби, Одопту-суша) характерны наличие пластовых вод с минерализацией более 20 г/л хлоркальциевого типа и смещение нефтяных залежей в западном направлении на ряде месторождений (Б.К. Остистый, 1966 г., О.В. Равдоникас, 1975 г.). Здесь же на участках, имеющих повышенные пластовые давления относительно условных гидростатических, отмечено снижение минерализации пластовых вод.

Гидродинамические особенности элизионной водонапорной системы бассейна более полно изучены в процессе разведочных работ на морских структурах Одоптинской антиклинальной зоны, где открыты Одоптинское и Пильтун-Астохское месторождения нефти и газа. В горизонтах верхнемиоценового комплекса, к которым приурочены наиболее крупные залежи УВ, фиксируются СГПД с коэффициентом аномальности пластового давления (КАПД)** 1,03–1,1. Вскрытый на них бурением разрез до глубины 2500 м сложен песчано-глинистыми прибрежно-морскими и морскими отложениями верхнего миоцена – плиоцена. Основная нефтегазосодержащая толща представлена чередованием глинистых пород преимущественно монтмориллонитового состава с пластами песчаников (XIX–XXIV), выклинивающихся в восточном направлении. Залежи УВ смещены в западном направлении с максимальным (до 160 м) наклоном поверхности нефть – вода в XXI–XXII пластах. Среди причин, приводящих к наклону ВНК,– различие литолого-физических свойств пород пласта по площади, изменение плотности нефти и движение подземных вод.

По материалам бурения, детальной высокоточной сейсморазведки МОГТ и лабораторных исследований нефти и керна не наблюдаются изменения свойств нефти, тектонических и литологических экранов и линзовидного строения природных резервуаров. Вместе с тем на месторождениях установлено наличие перепада напора с востока на запад. Совпадение направления смещения залежей УВ и перепада напоров показывает, что причиной наклона ВНК является динамическая активность подземных вод.

На начальном этапе исследований рассматриваемого района при недостаточном знании гидродинамических особенностей территории роль перепада напора с востока на запад в смещении залежей УВ ставилась под сомнение. Это связано с традиционными представлениями о северо-восточном направлении движения подземных вод (совпадающем с региональным направлением движения инфильтрационных вод), отжимаемых из расположенной вблизи от месторождений крупной Пильтунской синклинали с толщиной осадочных неогеновых отложений более 8000 м.

В продуктивном разрезе открытых месторождений выделяются два водоносных комплекса, различающихся своими гидродинамическими и гидрохимическими особенностями: верхний (по XVIII пласт) и нижний (XIX пласт и ниже). В песчаниках верхнего (газоносного) комплекса встречены хлор-кальциевые воды соленостью 20–27 г/л, приведенные давления которых не превышают условные гидростатические. Подземные воды нижнего (преимущественно нефтеносного) комплекса залегают в зоне СГПД и гидрохимической инверсии.

Обособленность водонапорной системы подчеркивается также значениями КАПД, составляющими 1,05–1,09 в скважинах восточного крыла структуры и снижающимися к западу до 1,03–1,04. Различие значений КАПД в кровельных частях пластов (XIX – 1,05, XXI – 1,08, ХХI2 – 1,09, XXII – 1,07, XXIV – 1,05) свидетельствует об их изолированности друг от друга даже при малой толщине флюидоупоров.

Гидродинамика внутрипластовой флюидальной системы рассматриваемой территории более контрастно отражается в своеобразной дифференциации приведенных напоров (рис. 2). Верхняя часть комплекса отличается резким повышением напоров в XIX пласте (до +82 м). С глубиной рост напоров продолжается и достигает максимального значения (+139 м) в ХХЬ пласте. Наряду с этим наблюдается снижение напряженности гидродинамических полей в западном направлении по каждому пласту-коллектору. Так, для XIX пласта падение напоров составило от +82 до +46 м, XXII – от +119 до + 85, XXIV – от +95 до +74. Максимальные перепады напоров (80,5 и 92 м) встречены в XXI1 и ХХI2 пластах. Эти данные показывают, что природные резервуары характеризуются индивидуальными наклонами пьезоповерхности в условиях единой природы гидродинамического напора. Пьезометрический уклон изменяется по разрезу в широких пределах, но повсеместно остается выше фоновых, характерных для инфильтрационных потоков субаэральной части бассейна.

Для южного купола Одоптинской структуры градиент наклона пьезоповерхности с востока на запад равен в XIX пласте 6,1 м/км, XXI1 – 11, ХХI2 – 13,5, XXII – 6,5, XXIV – 4,4. В этих же пластах-коллекторах имеют место значительные смещения залежей УВ (рис. 3).

Гидрохимический облик зоны СГПД в нижнем комплексе определяется снижением минерализации вод с глубиной от 24 (XIX пласт) до 13,4 г/л (XXIV пласт), сопровождающимся не только опреснение разреза, но и сдвигом метаморфизации вод в обратном направлении, т. е. повышением отношения натрия к хлору вплоть до перевода их из хлоркальциевого в гидрокарбонатнонатриевый тип. Установленная обращенная гидрохимическая зональность согласуется с аномальностью гидродинамической зоны, что нашло свое отражение на сводном графике в виде соответствующих кривых 1 и 4.

Сопоставление значений открытой пористости флюидоупоров зоны СГПД с кривой нормального уплотнения глинистых пород Северного Сахалина (см. рис. 2) выявило значительную недоуплотнен-ность глин восточных частей месторождений, снижающуюся в западном направлении до нормальной. Интервал наибольших отклонений пористости глин от кривой нормального уплотнения соответствует максимальным значениям СГПД в пластах-коллекторах, что, как и для других орогенных бассейнов [2, 3], свидетельствует о закономерной генетической связи повышенной пористости флюидоупоров и СГПД в смежных проницаемых пластах.

Рассматриваемая территория характеризуется рядом геологических особенностей, оказавших влияние на формирование СГПД, к которым относятся: 1) инверсия осадочной толщи в позднеплиоценовое время (сахалинская фаза складчатости) с амплитудой около 1000 м; 2) преобладание глинистых слоев в нефтегазоносной части разреза и замещение пластов-коллекторов непроницаемыми породами в восточном направлении; 3) наличие в разрезе нефтегазоносного комплекса интервалов с нормально уплотненными и недоуплотненными пластичными глинами.

Предложено множество объяснений природы повышенной пористости глин и СГПД.

По материалам бурения и геолого-геофизических исследований верхнемиоценовый комплекс субаквальной части Северо-Сахалинского НГБ характеризуется слабой интенсивностью тектонических движений. Здесь отсутствуют разрывные нарушения и другие признаки тектонической напряженности, что не позволяет отнести их к числу существенных факторов формирования СГПД.

По оценке темпа заполнения бассейна (Г.С. Мишаков, 1981 г.), скорость накопления осадков в позднемиоценовое время определяется значениями 500–800 м/млн. лет. Быстрое накопление глинистых пород привело к отставанию оттока флюида из них, способствовавшему возникновению АВПоД в глинах и сохранению повышенной пористости.

Образовавшиеся недоуплотненные глины с пониженной теплопроводностью представляли собой тепловой барьер на пути потока, движущегося из земных недр. В результате сформировалось напряженное геотемпературное поле с повышенным градиентом (36 °С/км) в зонах СГПД. Скорость увеличения давления при таком геотемпературном режиме превышает 0,042 МПа/м [2]. Более низкие фактические величины (0,011 МПа/м) на рассматриваемых месторождениях свидетельствуют о релаксации повышенных давлений, возникших под воздействием температуры.

Высокое содержание иллитов (20 %) в глинах является показателем интенсивных процессов дегидратации монтмориллонита, сопровождающихся резким увеличением количества опресненной свободной воды в глинистой толще и повышением внутрипоровых давлений.

Позднеплиоценовая инверсия осадочной толщи бассейна способствовала не только сохранению повышенной пористости глин, но и ее увеличению за счет упругого разуплотнения пород при снятии части геостатической нагрузки.

Аномальные внутрипоровые давления глин, возникшие из-за больших скоростей осадконакопления и дегидратации монтмориллонита, вызвали активную ионную фильтрацию и отжатие опресненных растворов в прилегающие песчаные тела. Привнес дополнительных объемов опресненных вод в сочетании с относительной изолированностью резервуаров привел к формированию в них повышенной пластовой энергии (первичных СГПД) и снижению минерализации подземных вод. При этом наибольшие величины избыточных давлений образовались в восточных частях продуктивных пластов, расположенных вблизи от источников потенциальной энергии (глин с АВПоД). Различие приведенных давлений (напоров) в восточной и западной частях месторождений явилось причиной возникновения перепада напоров в резервуарах нижнего комплекса и, как следствие, смещения залежей УВ.

Изучение динамики элизионных вод субаквальной части Северо-Сахалинского НГБ показало, что их активность в регионе носит локальный и реже зональный характер (локальный активный режим). Направление их движения на современном этапе не всегда совпадает с региональным течением седиментогенных вод, отжимаемых из областей максимального прогибания осадочного чехла (региональный пассивный режим).

В пределах рассматриваемой территории именно с проявлениями локального активного режима элизионных вод связано формирование крупных нефтегазовых залежей. Наиболее благоприятными для этого являются условия, когда резервуары, имеющие затрудненную связь с областью разгрузки (структуры Одоптинской антиклинальной зоны и прилегающие участки), перекрываются и латерально замещаются глинистыми породами с АВПоД, которые выполняют роль источника пластовой энергии и барьеров давления, ограничивающих вертикальную миграцию флюидов, что способствует более полному заполнению УВ природных резервуаров и формированию собственных аномальных гидродинамических зон. Изучение процессов образования СГПД и гидрохимической инверсии с учетом их масштабности в элизионной системе бассейна приобретает особое значение для повышения эффективности последующих нефтепоисковых работ.

Выводы

  1. Присутствие в разрезах терригенных НГБ недоуплотненных глин приводит к формированию гидродинамических и гидрохимических аномалий в смежных пластах-коллекторах.
  2. Гидродинамические аномалии орогенных НГБ служат благоприятным фактором образования крупных скоплений УВ.
  3. Для поисков залежей УВ в зонах с элизионным режимом фильтрации наиболее перспективными являются участки с проявлениями локального активного режима и зоны контакта инфильтрационных и элизионных вод.
  4. СГПД в гидродинамических системах сопровождаются смещением залежей УВ, что следует учитывать при выборе местоположения поисково-разведочных скважин.
  5. Для интервалов разреза с проявлением СГПД характерно преобладание нефти в составе УВ.

* Пластовые давления подземных вод с коэффициентом аномальности 1,01 - 1,2 отнесены к сверхгидростатическим (полуизолированная гидродинамическая система), а более 1,2 — к АВПД (изолированная гидродинамическая система).

** На море при “плоском” рельефе, как и на суше, с учетом альтитуд и поправок на кривизну скважин использование КАПД правомерно и его вариации имеют энергетический смысл.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Колодий В.В. Сверхгидростатические пластовые давления и нефтегазоносность // Советская геология.– 1981.– № 6.– С. 21–30.
  2. Магара К. Уплотнение пород и миграция флюидов.– М.: Недра.– 1982.
  3. Мелик-Пашаев В.С., Холимов Э.М., Серегина В.Н. Аномально высокие пластовые давления на нефтяных и газовых месторождениях.– М.: Недра.– 1983.

Abstract

Features of the hydrodynamic system of the subaqueous part of the northern Sakhalin petroliferous basin are considered and analysed in relation to forming anomalous zones and to petroleum potential. The largest hydrocarbon accumulations are recognized within the intervals of the section characterized by the presence of superhydrostatic reservoir pressures and undercompacted clays with abnormally high pore pressures and hydrochemical inversion.

Рис.1

Рис. 2. Графики изменения с глубиной показателей зон СГПД приведенного давления (а), минерализации вод (б) и пористости глин (в)

Кривые: 1 – приведенного давления, 2 – приведенного напора, 3 – гидростатического давления, 4 – нормального роста минерализации, 5 – инверсионной минерализации, 6 – коэффициента метаморфизации подземных вод, 7 – пористости глин недоуплотненной зоны, 8 – нормальной тенденции уплотнения глин точки пористости: I – восточного крыла, II – присводовой части, III – западного погружения

Рис 3. Пьезометрическая карта пласта зоны СГПД (а) и лито-фациальный разрез по линии I-I (б)

1 – скважины; 2 – изогипсы поверхности нижнего водоносного комплекса, м; 3 – гидроизопьезы продуктивного пласта, м; 4 – направление локального движения элизионных вод; 5 – контур нефтегазоносности; 6 – песчаные фации глинистые фации; 7 – недоуплотненные; 8 – промежуточные; 9 – нормального уплотнения; 10 – газ; 11 – нефть.