|
УДК 553.982:550.84.092.2 |
|
|
|
© А.А. Акимова, 1991 |
Природа газовых аномалий в приповерхностных слоях над залежами нефти (На примере Котовского месторождения Волгоградской области.)
А.А. АКИМОВА (ВолгоградНИПИнефть)
В 1975 г. в зоне западного обрамления Уметовско-Линевской депрессии скв. 5 Западно-Коробковской вскрыта залежь нефти на глубине 2585 м, связанная с погребенной сложнопостроенной ловушкой в евлановско-ливенских отложениях органогенно-карбонатного комплекса верхнего девона. Ловушка линейно вытянута, субмеридионального простирания, ширина ее 300-2000 м. Перекрывающие ловушку слои вверх по вертикали разреза выполаживаются, и с глубины 1500 м до дневной поверхности залегают моноклинально. Моноклиналь наиболее детально изучена по кровле батского репера (глубина залегания 150-300 м). Она полого погружается в северо-западном направлении, осложнена флексурой северо-восточного простирания. Местоположение последней в пространстве сопряжено с южным крылом погребенной органогенно-карбонатной ловушки. Флексура постепенно затухает и в северной части площади переходит в структурную террасу.
Для Волгоградского Правобережья открытие Котовской залежи определило новое поисковое направление, где основные приросты запасов УВ связаны с органогенно-карбонатным комплексом девона. Поиск таких залежей потребовал значительного увеличения объема геологической и геофизической информации. В связи с этим площадь, включающая Котовское месторождение, была определена как опорный полигон, в пределах которого отрабатывали поисковые методы, связанные с повышением эффективности геолого-поисковых работ применительно к данным условиям строения геологического разреза. В их число включен метод газометрического картирования. Его основу составляет бурение структурно-геохимических скважин глубиной до 450 м, по разрезам которых в процессе проводки осуществляется отбор проб буровой промывочной жидкости с последующими дегазацией и хроматографическим анализом десорбированных углеводородных газов (УВГ), в составе которых определяли концентрацию метана и его гомологов до пентана включительно.
Структурно-геохимическим бурением (газометрической съемкой) опорный полигон подготовлен в 1980 г. Пробурено 423 скважины, отобрано и изучено более 35 тыс. проб буровой промывочной жидкости. При этом газометрическое картирование незначительно опережало поисковое бурение, в связи с чем прогнозы на его основе не давались. Цель исследований сводилась к установлению газометрических поисковых показателей, отражающих залежи УВ, связанных с погребенными сложнопостроенными ловушками органогенно-карбонатного комплекса девона.
Газометрические исследования проводились по опорным горизонтам, которые, согласно предъявляемым к ним требованиям (Методические указания, ВНИИЯГГ, 1965 г.), выбраны в отложениях неоген-альбского, аптского, неокомского, келловейского, батского и байосского ярусов. Они выражены терригенными породами и характеризуются литофациальной изменчивостью. При этом наиболее однородны образования келловейского и батского ярусов, сложенные преимущественно глинами. Глубина их залегания в пределах закартированной площади варьирует от 85 до 290 м для келловейского и от 140 до 350 м для батского ярусов.
Обобщение результатов газометрических исследований
показало, что Котовская залежь нефти вблизи дневной поверхности отражена в
ореолах УВГ [2], которые над залежью по вертикали разреза сквозные, что
свидетельствует об их эпигенетической природе. Этот вывод подкреплен
результатами анализа изотопного состава углерода метана из келловейского
опорного горизонта, величина которого колеблется от -26,7 до -38,1 
и близка к изотопному
составу углерода метана, растворенного в нефтях Котовской залежи (В.П. Карпов,
1982 г.). Аномальные эффекты УВГ, отражающие Котовскую залежь, установлены с
помощью факторного анализа [3]. Матрицу факторных весов рассчитывали методом
Варимакс, факторы независимы. Интерпретация ортогональной трехфакторной
структуры дает основание утверждать, что на плане структурно-геохимические
скважины группируются по однородным совокупностям, нахождение которых зависит
от положения залежи.
На рис. 1 показана газовая аномалия, сформированная под воздействием Котовской залежи. Для нее характерно трехэлементное (зональное) строение. Анализ данных глубокого бурения (65 скважин поисковых, разведочных и эксплуатационных) в комплексе с данными распределения вычисленных значений главных факторов позволили определить границы развития этих зон, отличительной особенностью которых является различная структура связи между концентрациями УВГ.
Центральная часть аномалии отражает непосредственно залежь. По периметру ее окаймляет зона шириной до 0,5 км, которая совпадает с положением ВНК. Третий элемент аномалии также имеет концентрическую форму и соответствует периферийной части ореола рассеяния залежи. Ширина этой зоны колеблется от 0,3 до 2,5 км. Характерной особенностью распределения концентраций УВГ центральной зоны являются снижение содержания метана (250-25)*10-4 %, рост концентрации S ТУВ, в том числе пентана (0,5-15)*10-4 %. Для второй зоны, пространственно совпадающей с зоной ВНК, концентрация метана возрастает до 3413*10-4 %, а изомеров пентана резко убывает, так что в основном их присутствие в составе УВГ не зарегистрировано. В плане концентрации метана и его гомологов изменяются пропорционально и убывают по мере удаления от внешнего контура залежи. В пределах зоны ореола рассеяния концентрация метана составляет (100-700)*10-4 %, а изомеров пентана - (0,1-12)*10-4 %. Из рис. 1 видно также, что южная газометрическая аномалия, отражающая основную часть Котовской залежи, неоднородна. Здесь обособляются три участка. Характер установленной неоднородности в пространстве изученных признаков приведен на рис. 2.
Комплексный анализ результатов газометрических исследований и параметров разработки Котовской залежи (если учесть, что к моменту написания статьи эксплуатация месторождения практически завершена) дает основание утверждать, что они связаны между собой. При этом максимальные объемы добытой нефти приходятся на скважины, расположенные ближе к центру локальных участков, установленных по данным газометрических исследований. В процессе разработки месторождения подтвердилось сделанное ранее предположение о прерывистом характере залежи [2].
Аналогичное строение газовых аномалий установлено над Нижнекоробковским, Ломовским и Ключевским месторождениями нефти западного борта и обрамления Уметовско-Линевской депрессии. Залежи связаны с ловушками сложного экранирования органогенно-карбонатного комплекса верхнего и среднего девона на глубинах 2,6-3,6 км. Установленная закономерность в изменениях концентраций метана и его гомологов, насыщающих породы разреза вблизи дневной поверхности, в зависимости от местоположения структурно-геохимических скважин по отношению к залежи дает основание предполагать, что газометрические поля на участках, пространственно совпадающих с положением залежи и ее ВНК, формируются в условиях нестационарного режима. Одна из причин, его обусловливающих, связана с геодинамическими процессами в земной коре. Наблюдения за потоком газов, свободно разгружающимся в атмосферу Земли (включая наблюдения над Котовским месторождением), позволили установить временные вариации интенсивности концентраций метана в общем объеме газов. При этом амплитуда вариаций многолетнего периода в десятки раз превышает амплитуду полугодовых и более коротких периодов. Отмечается четкая дифференциация концентраций метана и изомеров, выраженная в смещении экстремумов во времени, причем первые опережают вторые. Концентрации изомеров пентана в потоке газов, свободно разгружающемся в атмосферу Земли, зарегистрированы только в зонах, сопряженных с нефтеносными разрезами. Из проведенного нами совместного анализа изменений дебитов попутного газа на месторождениях Волгоградского Правобережья, не затронутых вторичными методами разработки, и интенсивности потока концентраций метана, свободно разгружающегося в атмосферу Земли, следует, что с многолетними высокоамплитудными периодами разгрузки концентраций метана совпадает повышение дебитов фонтанных скважин. В периоды, когда разгрузка концентраций метана стремится к минимуму, при интенсивной разработке месторождений большое число скважин обводняется. Основываясь на этом, а также на данных изучения силы тяжести во времени над нефтегазоносными месторождениями [1], можно предположить, что в определенные временные интервалы в пределах ловушки возможно перераспределение объемов флюида, ее наполняющего. За счет этого изменяется плотностная характеристика разреза перекрывающих отложений. Как следствие над залежью, особенно в зоне ВНК, проявляется микросейсмичность. На эти изменения (своеобразное встряхивание) реагируют насыщающие разрез газы. В результате такого механизма дегазации приповерхностных отложении над залежью формируются специфичные газовые аномалии. Картирование их может существенно как повысить эффективность поисковых работ, так и, в какой-то мере, повлиять на выбор технологической схемы разработки месторождения. Основные объемы добытой нефти на Котовском месторождении приходятся на период затухания интенсивности потока метана, свободно разгружающегося в атмосферу Земли. Эксплуатационные скважины, пробуренные в этот промежуток времени, быстро обводнялись, хотя их пространственное местоположение было оптимальным с точки зрения геологического строения ловушки. Большинство этих скважин приходится на пограничные зоны I и II локальных участков (см. рис. 1, 2). Вероятно, в этот период основными проводящими каналами остаются крупные трещины.
Выводы
1. Пространственное положение залежей нефти на глубинах 2,5-3,6 км, связанных со сложнопостроенными ловушками, в органогенно-карбонатном комплексе зафиксировано в виде газовых ореолов вблизи дневной поверхности на глубинах 60-450 м, которые формируются в условиях нестационарного режима полей концентраций метана и его гомологов до пентана включительно.
2. Нестационарный режим формирования полей концентраций УВГ над залежью обусловлен геодинамическими явлениями в земной коре. Одним из методов их изучения служит наблюдение за интенсивностью и составом потока газов, свободно разгружающегося в атмосферу Земли.
3. Газовые ореолы, отражающие пространственное положение залежей УВ, как правило, имеют трехэлементную структуру. Этот признак необходимо учитывать при разбраковке газовых аномалий, картирование которых осуществляется с целью прогноза локальной нефтегазоносности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Волгина А.И., Кононков В.Ф., Сидоров В.А. Особенности изменения силы тяжести во времени над нефтегазоносными месторождениями // Геология и геофизика.- 1987,- № 7.- С. 138-142.
2. Особенности аномалийных эффектов углеводородных газов в поверхностных слоях над погребенными залежами нефти / А.Г. Акимова, Е.Т. Кренделев, В.Н. Михалькова, А.Н. Гусев // Геология нефти и газа.- 1980.- № 2,- С. 35-39.
3. Харман Г. Современный факторный анализ.- М.: Статистика.- 1972.
Combined analysis of the results of gasometric mapping carried out at the early stage of exploration and of data on the development of the Kotovskoye field at the end of this stage allows the conclusion to be made on the three-element structure of anomaly formed in response to the pool. The relationship between hydrocarbon anomalous effects, the volumes of accumulated production and the dynamics of crustal movements is shown.
Рис. 1. Трехэлементное строение газовой аномалии в приповерхностных отложениях над Котовской залежью нефти:
1 - линия геологического профиля; 2 - ВНК по данным глубокого бурения; 3 - центральная часть аномалии, ограничивающая площадь развития залежи; 4 - окаймляющая аномальная зона, совпадающая с ВНК; 5 - периферическая зона ореола рассеяния; А и Н - южная и северная газометрические аномалии соответственно. I - IV однородные локальные участки
Рис. 2. Геолого-геохимический профиль по длинной оси Котовской ловушки.
а - кривые изменения концентраций метана, пентана и объема добытой нефти; 6 - геологический профиль. 1 - глубокая скважина и ее номер; кривые изменения концентраций: 2 - метана, n*10-4 %, 3 - пентана, n*10-4%; 4- кривая накопленной добычи нефти, тыс. т. I - IV - см. рис. 1