К оглавлению	УДК 543.062:(533.98+553.548)
	© Б. П. Кабышев, 1991

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности пород кристаллического фундамента

Б. П. КАБЫШЕВ (УкрНИГРИ)

Существующие методические разработки по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти и газа [2] хотя и являются довольно многочисленными, но касаются только осадочных комплексов и не могут распространяться на породы кристаллического фундамента НГБ, особенно слабоизученных, и невыявленными или с незначительным количеством открытых месторождений. Достаточно большое количество уже выявленных сейчас в породах кристаллического фундамента месторождений как за рубежом, так и в СССР (Днепровско-Донецкая впадина - ДДВ, Мангышлак и др.) выдвигают проблему поисков таких скоплений в одно из важных новых направлений геологоразведочных работ [3, 4]. В этих условиях весьма актуальна задача районирования территорий по степени перспективности пород фундамента и количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа в них. Последнее является наиболее надежной основой разработки направлений геологоразведочных работ.

Принципы оценки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента платформ существенно различаются с позиций неорганического и органического происхождения УВ, хотя для определенных зон и мощности (глубины залегания) разреза выводы о степени их перспективности могут совпадать и это может являться основой разработки согласованных направлений геологоразведочных работ.

С точки зрения глубинного происхождения УВ, перспективны как верхняя выветрелая и трещиноватая, перекрытая флюидоупором осадочного чехла часть фундамента, так и любые более глубокие интервалы разреза в нем, вплоть до разуплотненных глубинных зон континентальной коры, расположенных выше поверхности Конрада. С позиций осадочно-миграционной теории образования УВ, известные в мировой практике скопления их в кристаллических породах находятся во вторичном залегании и образовались за счет миграции из перекрывающих, но залегающих гипсометрически ниже продуктивных комплексов осадочного чехла или контактирующих с фундаментом по крупным разломам. Отсюда следует и основной принцип оценки перспектив нефтегазоносности фундамента: он перспективен там же, где и осадочный чехол, причем степень перспективности изменяется в соответствии с таковой продуктивного комплекса, перекрывающего поверхность фундамента или контактирующего с ним по разломам.

С этих позиций, наибольшие перспективы связаны с верхней выветрелой и трещиноватой зоной фундамента. Промышленные залежи УВ могут быть приурочены и к более глубоким интервалам разреза, где вследствие петрографического состава кристаллических пород и распределения напряжений в них образуются зоны разуплотнения и формируется коллектор. Однако максимальная глубина распространения прогнозируемых залежей при этом не может превышать отметок залегания подошвы осадочного чехла в близлежащих депрессиях. Нередко это немалые глубины.

Таким образом, принципиальные различия двух подходов к оценке перспективности фундамента для практики геологоразведочных работ состоят, во-первых, в разной оценке глубинных (вблизи поверхности Конрада) зон земной коры, что в ближайшее время не может быть реализовано по техническим причинам, так как требует бурения очень глубоких скважин (10-15 км и более). Во-вторых, гипотеза неорганического происхождения УВ, в отличие от осадочно-миграционной, положительно оценивает образования фундамента в бассейнах без промышленной нефтегазоносности осадочного чехла, в неперспективных по осадочному чехлу зонах НГБ с затрудненной латеральной миграцией УВ из перспективных зон, а также в кристаллических щитах. Учет этого фактора может повлиять на направление геологоразведочных работ и расширить теоретические представления о происхождении нефтяных и газовых месторождений.

На оценку нефтегазоносности кристаллических пород фундамента платформ влияют также следующие факторы: 1) флюидоупорные свойства пород в подошве перекрывающего осадочного комплекса; 2) распространение средних по размерам положительных и отрицательных структурных форм по поверхности фундамента; 3) гидрогеологические условия сохранности скоплений нефти и газа (минерализация, сульфатность, степень метаморфизма подземных вод, содержание и упругость водорастворенных газов).

Эти три фактора важны и проявляются независимо от позиции на происхождение УВ, хотя определенные различия имеются и здесь. Так, глубинный генезис УВ, при котором, по представлениям большинства его сторонников, формирование месторождений связано с последними (неоген-четвертичными) этапами диастрофизма, накладывает меньшее ограничение на условия сохранности УВ, в частности гидрогеологическую закрытость недр, чем осадочно-миграционное происхождение. С обеих позиций более перспективными являются валы и выступы фундамента, менее перспективными - моноклинальные участки и малоперспективными - депрессии и мульды. Верхняя выветрелая и трещиноватая часть фундамента наиболее перспективна на участках, где перекрывающий его осадочный чехол в нижней части представлен слабопроницаемыми породами (флюидоупорами).

Принцип оценки перспектив нефтегазоносности пород кристаллического фундамента с позиций осадочно-миграционной теории ниже детализирован на примере ДДВ. В этом регионе в последние годы в породах фундамента открыты Хухрянское нефтяное и Юльевское газоконденсатное месторождения, а ранее были получены непромышленные притоки УВ на ряде других площадей. Строение этих месторождений детально охарактеризовано ранее [1, 3, 4]. Поэтому здесь кратко отметим только, что Хухрянское месторождение расположено в зоне северного краевого разлома ДДВ (рисунок). Фундамент в его пределах сложен плагиогранитами и плагиомигматитами. В продуктивной скв. 1 поверхность кристаллических пород вскрыта на глубине 3200 м, а при испытании интервала 3200-3280 м получены притоки нефти дебитом 69 м³/сут и газа 99 тыс. м³/сут. По данным ГИС и термодебитометрии, поступление УВ происходит из самой верхней выветрелой части фундамента, а также из разуплотненной зоны в 50 м ниже ее.

Юльевское месторождение расположено на северном борту (см. рисунок) и приурочено к поднятию в осадочном чехле, проявляющемуся в виде горста также по поверхности фундамента. Промышленные притоки газа (до 200 тыс. м³/сут) получены в скв. 1-3 как из верхней части фундамента, так и из нескольких интервалов ниже (до 300 м от его поверхности). Коллекторские емкости в кристаллических породах фундамента могут быть связаны как с зонами разуплотнения (дробления, дезинтеграции, выщелачивания), так и с корами выветривания различного типа. Так, на Хухрянском месторождении породы фундамента представлены гранитами, гранодиоритами и мигматитами; наибольшие изменения их в скв. 1 приурочены к самой верхней части фундамента (3199-3209 м), где наблюдаются сильная хлоритизация темноцветных минералов, каолинитизация полевых шпатов и другие вторичные изменения (в основном по трещинам). Обнаружены раскрытые трещины с запахом нефти. Ниже интенсивная трещиноватость проявляется слабее и заканчивается на глубине 3300 м, т. е. в 100 м от поверхности фундамента [1]. В стороне от краевого глубинного разлома, на Юльевской площади, породы фундамента сложены плагиогранитами и амфиболитами, подвергшимися метасоматозу и эпидотизации, широко проявившимися в зонах разрывных нарушений. В породе встречаются открытые поры до 2 мм и трещины шириной 0,2-1 мм, выполненные эпидотом [3]. Промышленно-газоносные зоны улучшенных коллекторов, связанные с разуплотненными породами, выделяются здесь сейсморазведкой на основе пониженных значений псевдоакустических скоростей.

Геологической основой подсчета прогнозных ресурсов УВ в породах кристаллического фундамента является качественная оценка перспективности территории (см. рисунок). В основу этой карты положен принцип соразмерности перспективности фундамента и перекрывающего его осадочного комплекса.

Наиболее перспективной по фундаменту является территория северного борта ДДВ и приразломной зоны северного краевого нарушения, где кристаллические породы контактируют с наиболее перспективной и основной генерирующей частью разреза осадочного чехла - отложениями нижнего карбона. Причем самой перспективной на указанной территории и вообще в ДДВ является выделяемая по данным сейсморазведки КМПВ нриразломная зона шириной 3-6 км, интенсивно нарушенная сбросами системы северного краевого разлома, по которой происходит тектоническое контактирование пород фундамента и нижнекаменноугольных отложений, хотя сверху фундамент перекрывается породами девона. В этой зоне открыто Хухрянское нефтяное месторождение. Аналогичная зона на юге ДДВ выделяется в ранге перспективной вследствие различий в оценке одновозрастных отложений осадочного чехла.

На большей части северного борта фундамент перекрыт отложениями верхнего визе, имеющими наибольшую плотность прогнозных ресурсов, и поэтому по фундаменту выделяется перспективная зона. На северной окраине Донбасса и в восточной части южной прибортовой зоны на фундаменте залегают турнейские образования и здесь докембрийские породы оцениваются ниже, в ранге умеренно перспективных, что обусловлено меньшей плотностью прогнозных ресурсов этого комплекса (по сравнению с верхневизейским) и более песчаным его составом. Поэтому более вероятно, что верхневизейские отложения, перекрывающие фундамент, представлены флюидоупорной частью, а турнейские - песчано-алевролитовыми или карбонатными породами.

На территории Днепровского грабена (за исключением некоторых выступов) фундамент перекрыт отложениями подсолевого девона, менее перспективными по сравнению с нижнекаменноугольными. Все же и здесь образования девона и докембрия дифференцированы по площади. В соответствии с этим в северно-западной части Днепровского грабена фундамент оценивается умеренно перспективным, в средней части северной и южной прибортовых зон (Ахтырский и Зачепиловско-Затышнянский участки) - перспективным, так как последние две зоны представляют наибольший интерес по девонским породам, где выявлены первые промышленные месторождения (Козиевское, Голиковское) и получен промышленный приток газа на Горобцовской площади.

Южный борт ДДВ по осадочному чехлу оценивается отрицательно, в основном вследствие неблагоприятных условий сохранности УВ (гидрогеологической раскрытости). В этом отношении залегающие глубже докембрийские образования находятся в более благоприятных условиях, и на глубинах более 2 км на данном этапе изученности их можно отнести к категории малоперспективных без количественной оценки. К этой же категории следует причислить и периферийную часть северного борта ДДВ с глубинами залегания поверхности фундамента 1,5-2 км.

Охарактеризованная перспективность пород докембрийского фундамента в разных зонах ДДВ находится в соответствии с фактическими результатами бурения. Так, по состоянию на начало 1989 г. фундамент в регионе вскрыт в 272 скважинах, из которых испытывались 58. Из 101 опробованного в этих скважинах объекта промышленные притоки нефти или газа получены в шести, непромышленные - в 14, водоносными оказались 20 и «сухими» - 61 объект.

Впервые нефтегазопроявления (битумы, нефть в трещинах) в породах фундамента в ДДВ были обнаружены в начале 70-х годов на южном борту, в районе Кобелякского синклинория. Позднее на северном борту в скв. 442 Журавненской из трещиноватой части фундамента на контакте с осадочными породами был получен приток нефти дебитом 1,8 м³/сут на 2-мм штуцере. Нефтепроявления из пород фундамента или при совместном испытании их с осадочным чехлом отмечены на ряде площадей северного борта (Тростянецкая, Коробочкинская, Нарижнянская, Прокопенковская, Коломийчихинская, Кудрявская) или в северной прибортовой зоне вблизи краевого разлома (Козиевская площадь). Кроме того, на ряде площадей северного борта (Турутинская, Воскресеновская, Дружелюбовская, Радянская и др.) и грабена (Ловиньская, Чемерская, Колайдинцевская и др.) получены значительные притоки воды, что свидетельствует о положительных ФЕС пород фундамента. Как указано выше, промышленная нефтегазоносность образований фундамента в ДДВ впервые установлена на Хухрянском месторождении в 1985 г. и подтверждена в 1987 г. выявлением Юльевского газоконденсатного месторождения, расположенных соответственно в зоне северного краевого разлома и на борту.

Как видим из изложенного, наблюдается полное соответствие между районированием ДДВ по степени перспективности и результатами испытания скважин в породах фундамента: Хухрянское и Юльевское месторождения находятся соответственно в наиболее перспективной и перспективной зонах, существенные признаки нефти получены на бортах ДДВ, где фундамент контактирует с отложениями нижнего карбона. И наоборот, непосредственно на территории Днепровского грабена, где фундамент перекрывается менее перспективными подсолевыми девонскими отложениями, каких-либо существенных признаков нефти или газа пока не получено, хотя число скважин, вскрывших кристаллический фундамент в грабене, немалое (60 %) по сравнению с их количеством (30 %) на северном борту.

Разрез фундамента глубже приконтактной с осадочным чехлом зоны с позиций органического происхождения УВ теоретически можно считать перспективным только до глубины залегания подошвы осадочного чехла в соседних депрессиях. Это немалая величина. Так, для территории северного борта ДДВ на долготе расположения Юльевского месторождения она составляет 10-13 км, Хухрянского - 9-11, Турутинского - 5-7. Первая цифра интервала является более реальной, так как соответствует глубине залегания поверхности фундамента непосредственно в прибортовых депрессиях грабена, откуда возможна миграция УВ в сторону борта. Вторая цифра интервала показывает глубину залегания докембрия в осевой части грабена, условия миграции УВ откуда менее благоприятны вследствие большего расстояния и наличия на пути миграции прибортовых выступов. Следует отметить, что в целом перспективность верхней выветрелой и трещиноватой зоны фундамента выше, чем более глубоких интервалов разреза, где, как установлено бурением в Татарии, Кольской сверхглубокой скважиной, да и на ряде участков в ДДВ, зоны разуплотнения кристаллических пород и соответствующие определенные перспективы нефтегазоносности имеются, однако промышленных месторождений пока не выявлено.

В основу количественной оценки прогнозных ресурсов УВ в кристаллических породах фундамента положен вывод о тесной взаимосвязи нефтегазоносности с контактирующим осадочным продуктивным комплексом. Несомненно, что обмен УВ между генерирующими отложениями осадочного чехла и фундаментом в разных зонах и условиях происходил в различных количественных соотношениях. Однако в настоящее время труднее предложить более конкретные данные для оценки этого количественного соотношения, чем признать равновесное его значение и, следовательно, принять плотность ресурсов УВ в фундаменте одинаковой с перекрывающим или контактирующим осадочным комплексом, для которого она рассчитана на основе существующих методов [2]. Это будет своего рода модификация метода сравнительных геологических аналогий, но проведенная между разными комплексами одной и той же зоны. В Полученные таким способом плотности ресурсов в образованиях фундамента с помощью коэффициентов аналогии следует вносить коррективы на флюидоупорные свойства пород в подошве осадочного чехла и размещение средних по размерам положительных и отрицательных структур поповерхности фундамента.

На основе охарактеризованных принципов и методики подсчитаны прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата в породах кристаллического фундамента ДДВ. Для этого плотности ресурсов перекрывающих его верхневизейского, турнейского или подсолевого девонского комплексов, подсчитанные в соответствующих зонах методом сравнительных геологических аналогий, перенесены на фундамент. Вместе с тем в приразломных зонах северного и южного краевых нарушений полученные таким образом плотности ресурсов следует удвоить, исходя из того, что в этих зонах миграция УВ в породы фундамента могла происходить как из перекрывающего, так и из контактирующего по разломам осадочного комплекса.

Полученные на основе выполненной оценки прогнозные ресурсы УВ в кристаллических породах фундамента составляют 8,7 % общих по ДДВ (Подсчет прогнозных ресурсов выполнен Б.П. Кабышевым и Т.М. Пригариной.). Половина их приходится на северный борт ДДВ и прибортовую полосу грабена, которые имеют и наиболее высокую качественную оценку. Остальная часть ресурсов с меньшей плотностью рассредоточена на территории центральной, южной и северной прибортовых зон ДДВ.

Величина прогнозных ресурсов УВ фундамента меньше, чем в основных продуктивных комплексах нижнего карбона (серпуховском, верхневизейском и турнейско-нижневизейском), но соизмерима с оставшимися неразведанными ресурсами в нижнепермско-верхнекаменноугольном и среднекаменноугольном комплексах.

Охарактеризованные принципы и методика были также реализованы для оценки прогнозных ресурсов нефти и газа в фундаменте на территории юго-восточного склона Чешского кристаллического массива. Особенностью этой реализации был учет с помощью коэффициентов аналогии имевшихся данных о ФЕС кристаллических пород фундамента и экранирующих способностях перекрывающих его пород (карпатский флиш, неогеновые или девонские образования).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Довжок Е.М., Пономаренко М.И., Клочко В.П. Нефтегазоносность пород кристаллического фундамента ДДВ // Нефтяная и газовая промышленность.- 1987.- № 3.- С. 9-12.

2. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата.- М.: ВНИГНИ.- 1983.

3. Поиски углеводородов в кристаллических породах фундамента на северном борту ДДВ / В.Г. Демьянчук, В.В. Крот, И.И. Чебаненко и др.- Киев: Наукова Думка.- 1989.

4. Структурно-геологические особенности нефтегазопроявлений в Юльевской зоне ДДВ / В.Г. Демьянчук, И.И. Чебаненко, В.В. Крот и др. // Геологический журнал.- 1988.- № 5.- С. 3-12.

Abstract

Principles and methods for the quantitative evaluation of prognostic resources of hydrocarbons in the crystalline basement rocks of platforms are described. It can be concluded that the basement is prospective in the same place where sedimentary cover is. Corrections have been introduced for the screening properties of rocks at the base of the sedimentary cover and the position of positive and negative structures has been defined more precisely.

Рисунок Карта качественной оценки перспектив нефтегазоносности докембрийского фундамента ДДВ.

Границы: 1 - Днепровского грабена, 2 - зон разной перспективности, 3 - зон различного фазового состояния УВ (Н - нефтяная, Г - газовая, КГ - конденсатно-газовая); степень перспективности территории: 4 - наиболее перспективная, 5 - перспективная, 6 - умеренно перспективная, 7 - малоперспективная без количественной оценки, 8 - территория с глубиной залегания поверхности фундамента более 7 км, где перспективы не оценивались; месторождения: 9 - нефтяные, 10 - газоконденсатные; I - Юльевское, II - Хухрянское