|
УДК 553.98.23 (476.2) |
|
|
|
© А. И. Кононов, Е. Т. Балашов, 1991 |
Новый тип залежей нефти в Припятском прогибе
А.И. КОНОНОВ, Е.Т. БАЛАШОВ (БелНИГРИ)
Припятский прогиб, с которым связана одноименная нефтеносная область (ПНО), благодаря относительно небольшим размерам, неглубокому залеганию нефтеносных подсолевых и межсолевых образований и высокой степени геолого-геофизической изученности является природной лабораторией для решения многих сложных проблем нефтяной геологии. Это касается, в частности, таких вопросов, как условия формирования залежей нефти, их типизация в регионах с активным проявлением разрывной и солянокупольной тектоники, с резкими изменениями литолого-фациальной, геохимической и термобарической обстановок в отдельных нефтеносных районах и зонах нефтенакопления.
Существующие многочисленные классификации ловушек и залежей характеризуются большим сходством. В них выделяются разные типы залежей, в основном классические: сводовые, тектонически-экранированные и др. По мере увеличения степени геолого-геофизической изученности количество скоплений нефти таких морфологических типов в последнее время начинает относительно уменьшаться. Этот вывод относится прежде всего к залежам более или менее крупным по объему запасов нефти, связанным с высокоамплитудными поднятиями антиклинального или полуантиклинального типа. Поэтому приходится вести нефтепоисковые работы по выявлению мелких залежей с малоамплитудными структурами и неантиклинальными ловушками.
Один из таких «неклассических» типов залежей установлен в ПНО в последнее время. Его морфогенетические особенности отчетливо вырисовываются по геолого-промысловым материалам детального изучения, например, Казанско-Северо-Домановичского нефтяного месторождения, расположенного в Червонослободско-Малодушинской зоне нефтенакопления северного района ПНО.
Указанное месторождение включает в себя относительно более крупную межсолевую залежь Северо-Домановичской площади и меньшую по запасам подсолевого карбонатного комплекса Казанской. Первая их этих залежей смещена относительно второй на 1-1,5 км к северу, как и соответствующие промышленные скопления нефти в основной Речицко-Вишанской зоне нефтенакопления ПНО.
Небольшая подсолевая залежь приурочена к узкой пологой полуантиклинальной складке, «прижатой» с севера к региональному высокоамплитудному разлому субширотного простирания.
Межсолевое промышленное скопление связано с северо-восточным крылом более крупной антиклинальной структуры (рис. 1). В ее сводовой части породы межсолевого комплекса отсутствуют, образуя довольно широкую зону, в которой верхнесоленосные отложения ложатся непосредственно на нижнесоленосные (рис. 2). В скважинах, расположенных вдоль линии сочленения межсолевых образований с соленосными, верхняя часть разреза первых (межсолевых пород) отсутствует (скв. 35 и др.).
Согласно палеотектоническим реконструкциям межсолевая структура является конседиментационной и унаследованно развивавшейся на протяжении девонского и последующих этапов геологической истории. Межсолевые отложения в пределах залежи сложены карбонатными породами, чередующимися с глинистыми их разностями. По направлению к сводовой части поднятия, т.е. к зоне отсутствия межсолевых отложений, устанавливаются увеличение глинистости пород и, как следствие, ухудшение их ФЕС. Последнее особенно заметно непосредственно в зоне сочленения межсолевых и соленосных образований, что объясняется кольматацией здесь более или менее крупных пор. Это относится и к подсолевым карбонатным отложениям у разлома, где они контактируют с теми же соленосными образованиями.
Таковы основные черты геологического строения под- и межсолевой залежей Казанско-Северо-Домановичского месторождения.
Нефтенасыщенность пород межсолевого комплекса Северо-Домановичской площади зависит от ФЕС пород, которые, в свою очередь, обусловлены их литологическими особенностями. Породы-коллекторы межсолевого комплекса приурочены главным образом к его нижней части и в меньшей мере к верхней в полном соответствии с характером распространения в разрезе вторичных доломитов.
Одной из важнейших нефтепромысловых особенностей межсолевой залежи является получение небольших притоков пластовой воды с нефтью (или без нее) в скважинах, пробуренных вблизи зоны отсутствия межсолевых отложений, причем, что самое главное, на самых высоких отметках вскрытия пород продуктивных горизонтов, например, в скв. 3, 29, 30 и др. (см. рис. 2). Севернее этой зоны, на более погруженных в структурном отношении участках (скв. 4, 25, 27), установлены притоки безводной нефти из тех же частей разреза межсолевого комплекса. Эта особенность распределения воды и нефти в структурной ловушке характерна не только для Северо-Домановичской межсолевой залежи, но и для подсолевой залежи этого месторождения, а также для скоплений нефти других продуктивных площадей северного района ПНО (Южно-Оземлинская, Березинская). Элементы подобного распределения флюидов отмечены также на Каменской, Золотухинской и Восточно-Выступовичской продуктивных площадях, расположенных в других районах и зонах ПНО.
Указанный выше характер распределения водо- и нефтенасыщенных пород в пределах локальной структуры, не подчиняющийся, на первый взгляд, классической схеме, приводит иногда к тому, что единая залежь разбивается на отдельные блоки с разными ВНК, что вносит погрешности при подсчете запасов нефти.
Кроме того, получение пластовой воды из пород - аналогов продуктивных горизонтов - в скважинах, пробуренных в благоприятных структурных условиях (в своде или присводовой части, у разломов) на новых площадях, может привести к неправильному выводу об их бесперспективности со всеми вытекающими отсюда последствиями для дальнейшего опоисковывания соответствующей структуры.
Каковы же причины описанного выше «нарушения» классических закономерностей распределения нефти и пластовой воды в пределах структурной ловушки, а отсюда - и классификационной принадлежности нового морфогенетического типа нефтяных скоплений.
Г.Н. Чепаком (Чепак Г.H. Причины низкой эффективности разведки залежей, приуроченных к литологически экранированным ловушкам в платформенных условиях // Геология нефти и газа.- 1987.- № 3.- С. 12-14.) охарактеризован подобный тип распределения нефти и воды в литологически экранированных ловушках, развитых в терригенных отложениях Прикумского нефтедобывающего региона, делается попытка теоретически обосновать механизм возникновения такого типа распределения флюидов.
Несмотря на внешнее сходство описанных выше нетрадиционных ловушек нефти в Припятском и Прикумском регионах, устанавливаются существенные различия в их генезисе. Так, если соответствующие ловушки в Прикумском регионе образовались, как указывалось, в терригенных альбских отложениях, то в ПНО они возникли в карбонатных верхнедевонских.
В Прикумском регионе описываемые ловушки связаны с литологическим замещением песчаников вверх по восстанию слабопроницаемыми глинистыми образованиями, в Припятском прогибе нефтеводонасыщенная зона, выделяемая в сводовой (осевой) части полуантиклинальной структуры, контактирует с соляными породами. Последние создают тектонический экран, образованный в результате разрыва межсолевых отложений при проявлении соляно-тектонических процессов в нижней и верхней соленосных толщах.
В связи с ухудшением к своду структуры коллекторских свойств пород за счет увеличения в разрезе глинистых разностей, кольматации более или менее крупных пор солью возникла узкая зона, в которой в мелких порах сохранилась остаточная вода, не вытесненная нефтью в процессе формирования залежи. Образованию водонефтяной зоны способствовало, видимо, проявление адсорбционных сил в соляных массах экрана.
В этих условиях в ПНО образовался новый морфогенетический тип залежей нефти, который можно было бы назвать в первом приближении структурным с гидротектоническим экраном.
Выводы
1. В ПНО в межсолевом комплексе пород выявлен новый морфогенетический тип нефтяных залежей - структурный с гидротектоническим экраном, образование которого связано с антиклинальными или полуантиклинальными структурами и с водонефтяной зоной в приподнятой части структуры, в приконтактной области соляного купола и зоны отсутствия межсолевых отложений, возникшей в результате проявления солянотектонических процессов.
2. Образование водонефтяной зоны в приподнятых частях продуктивных структур вблизи соляных экранов не имеет ничего общего с ВНК, а обусловлено низкими коллекторскими свойствами пород и наличием соляного экрана, что следует иметь в виду при подсчете запасов нефти соответствующих залежей.
3. Установление водонефтяной зоны в своде структур, осложненных соляным тектогенезом и разрывными нарушениями, указывает на вероятность обнаружения залежи нефти в более погруженных частях поднятий.
4. Новый тип залежей, выявленный в межсолевый отложениях ПНО,- важный резерв для повышения геолого-экономической эффективности нефтепоисковых работ в рассматриваемом и других регионах с аналогичным геологическим строением.
The existing classification of oil pools in the Pripyat depression include mainly traditional types: crestal, tectonically or lithologically screened, and combination. A detailed analysis of geological data on certain fields of this region allows us to identify a new inconventional type of pools: structural with hydrotectonic screening. Accumulations of such a type can de related to semi-anticlines which are restricted in crestal parts to salt screens formed as a result of manifestation of plastic deformations in salt-bearing strata. Because of worsening the capacity properties of producing beds, caused by colmatation of large pores, water in a narrow zone at the salt screen was found to be 'jammed' in the course of pool formation. In this case, the low-rate inflows of water with oil and below, on the flank, of water-free oil are being established in wells drilled even on arches. The discovery of the new, unconventional, type of pools is an important potential for increasing commercial oil reserves in the Pripyat depression.
Рис. 1. Структурная карта по кровле основного резервуара в межсолевых отложениях Северо-Домановичской площади:
1 - изогипсы, м; 2 - зона отсутствия межсолевых отложений (зона контакта нижне- и верхнесоленосных пород); 3- залежь нефти с контуром нефтеносности; 4 - водонефтяная зона, контактирующая с солью зона отсутствия межсолевого комплекса; 5 - скважина; 6 - профиль
Рис. 2. Профильный геологический разрез нефтяной залежи в межсолевых отложениях Северо-Домановичской площади:
1 - каменная соль, 2 - карбонатно-глинистые породы, 3 - нефтяная залежь, 4 - скважина