СТРАТИГРАФИЧЕСКОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ГЛОБАЛЬНЫХ ПОКРЫШЕК И ИСКУССТВЕННЫЕ ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА

Среди покрышек можно выделить два типа. Первый – реальные покрышки, способные самостоятельно удерживать весь этаж нефтегазоносности [2]. Второй – полупокрышки, проявляющиеся внутри нефтегазоносного резервуара под реальной покрышкой и представленные самыми разнообразными породами.

Свойства пород-покрышек могут быть определены физико-химическими методами, однако отсутствуют способы проверки их непроницаемости во времени. Самым верным показателем хорошего качества покрышек является наличие непосредственно под ними либо на определенном удалении крупных залежей нефти и газа. Некоторые глинистые толщи пород имеют все признаки покрышки и достаточно большую (до 1 км и более) мощность, но в залегающих под ними коллекторах или вовсе не содержится залежей нефти и газа, или они незначительны, что служит признаком их проницаемости для нефти и газа. То же можно сказать и о сульфатно-галогенных покрышках.

Имеются достаточно многочисленные примеры, когда реальные покрышки непосредственно перекрывают кристаллические породы фундамента, что способствует сохранению в них больших и даже гигантских залежей нефти и газа.

Возможно, что среди многочисленных факторов, контролирующих пространственное распространение залежей нефти и газа, наличие реальной покрышки является основным.

Можно отметить определенную закономерность: сочетание надежных покрышек с высокоемкостными коллекторами и, наоборот, связь полупокрышек с плохими коллекторами.

Сравнительный анализ стратиграфического распространения некоторых покрышек и коллекторов, содержащих крупные запасы нефти и газа, в целом ряде НГБ показывает, что они выдержаны стратиграфически и устойчиво сохраняют свои свойства.

Несмотря на кажущуюся простоту, установить распространение реальных покрышек довольно сложно. Реальным критерием их может служить только объем промышленных запасов под (и реже над) ними.

Глобальное распространение одновозрастных пород-резервуаров и покрышек, вероятнее всего, объясняется эвстатическими колебаниями уровня Мирового океана [4]. Начало трансгрессивных и конец регрессивных этапов характеризуются, как правило, формированием надежных покрышек, а конец трансгрессивных и начало регрессивных – коллекторов [3].

Глобальные покрышки только в некоторых НГБ проявляются как очень надежные, способные удержать весь этаж нефтегазоносности. Но и в таких НГБ на периферических участках происходят фациальные замещения и, как правило, ухудшаются их свойства. Некоторые, относительно редкие, покрышки практически непроницаемы для нефти и газа, и выше них залежей нет. Однако чаше встречается тип покрышек, которые удерживают большие, иногда гигантские залежи нефти и газа, но стратиграфически выше них также имеются залежи.

Сравнивая разные НГБ с одновозрастными продуктивными комплексами, можно отметить, что устойчивое распределение коллекторов и покрышек в разрезе сохраняется не только для крупных стратиграфических подразделений, но и для дробных, таких как ярус и подъярус. Некоторые литологические пачки, составляющие только часть подъяруса, сохраняют строго определенную стратиграфическую позицию в далеко отстоящих друг от друга НГБ и содержат огромные ресурсы нефти и газа. Обычно такие продуктивные горизонты перекрываются пачками пород, столь же широко распространенными и являющимися хорошими покрышками.

Позднедевонская покрышка отчетливо проявилась в Днепровско-Припятской провинции. Здесь она представлена соленосными породами, причем проявившимися в два этапа: один из них позднефранский – евлановско-ливенский (ливенский), а другой позднефаменский – даньковско-лебедянский. В Припятской области эта покрышка выступает как самостоятельная, способная удержать залежи нефти. В Днепровско-Донецкой области она выделяется в совокупности с вышележащей внутрипермской покрышкой. Позднедевонская покрышка удерживает залежи газа в относительно небольшом Чу-Сарысуйском НГБ. В Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинциях она является дополнительной внутриэтажной покрышкой.

Внутрипермская (кунгурская) покрышка. В относительно короткое время (около 5 млн лет) в Прикаспийской, Волго-Уральской, на некоторой части Тимано-Печорской и в Днепровско-Донецкой провинциях накапливались соли, которые и являются основной покрышкой, удерживающей весь этаж нефтегазоносности. Именно на этом этапе сформировалась одна из наиболее значимых реальных покрышек в истории Земли.

В мезозое выделяются три этапа, во время которых формировались глобальные покрышки. Один из них относительно слабо проявившийся – внутритриасовый, другой крупнейший в истории – позднеюрский и третий – возможно самый крупный – позднесеноманский.

Судя по концентрации залежей нефти и газа, нижняя мезозойская покрышка сформировалась в конце среднего и начале позднего триаса. Однако в некоторых НГБ залежи триасовых отложений являются следствием перетока из нижележащих отложений через ослабленную внутрипермскую покрышку.

Одна из наиболее надежных покрышек образовалась в конце юрского периода - в кимериджский и титонский века. Во многих НГБ позднеюрская покрышка выступает в роли дополнительной в едином юрско-нижнемеловом этаже нефтегазоносности. Таковы Западно-Сибирский, Амударьинский, Персидского залива и другие НГБ. В них основным флюидоупором являются верхнесеноманские глины. Однако в ряде НГБ, таких как Баренцевоморский, Прикаспийский, Мангышлакский, позднеюрская покрышка является самостоятельной.

В конце сеномана на огромной территории сформировалась глинистая пачка, обладающая уникальными свойствами покрышки. Это темно-серые почти черные бескарбонатные глины с характерной бореальной фауной. Они перекрывают весь юрско-нижнемеловой этаж нефтегазоносности в таких НГБ, как Западно-Сибирский, Амударьинский, Персидского залива, Западно-Канадский, прилегающие к Скалистым горам, Мексиканского залива и др. Эта покрышка удерживает гигантские запасы нефти и газа во всех этих НГБ.

В начале кайнозоя сформировалась классическая пара – песчаники и известняки палеоцена и глины эоцена. Однако, несмотря на значительную мощность и огромную площадь распространения глинистой покрышки эоцена, залежи в подстилающих отложениях относительно скромные в общем балансе запасов. В раннем олигоцене в некоторых НГБ формировались покрышки, удерживавшие залежи всего сенон-палеогенового этажа нефтегазоносности.

Наиболее крупные скопления нефти и газа находятся в среднемиоценовых и нижнеплиоценовых отложениях. Типичным примером НГБ с таким стратиграфическим интервалом продуктивных отложений может служить Южно-Каспийский. В конце раннего и начале позднего плиоцена существовала покрышка, удерживающая весь неогеновый этаж нефтегазоносности.

Вероятно, созрела необходимость использовать для извлечения нефти и газа не только естественные, но и искусственные ловушки, создавая их в наиболее благоприятных местах. Существует устоявшееся представление о том, что залежи нефти и газа сформировались почти одновременно с вмещающими породами. Если следовать этому положению, то их возраст составляет миллионы лет, а их формирование происходило в условиях, уже не существующих в настоящее время. Однако появляется все больше и больше фактов о том, что процессы формирования нефти и газа происходят постоянно.

Вместе с тем вертикальная миграция флюидов признается практически всеми исследователями вне зависимости от их представлений о происхождении нефти и газа – органическом или неорганическом. Вопрос сводится к оценке темпов и масштабов миграционных процессов. Способов определения темпов вертикальной миграции нефти и газа нет, но выявлена устойчивая связь месторождений нефти и газа с разломами [1, 5]. Правда, не все разломы нефте- или газоподводящие. Только некоторые из них обладают такой способностью, причем даже при наличии подтока УВ-флюидов его интенсивность сильно варьирует. Может оказаться, что в некоторых участках скорость подтока достаточно высока для практического использования. Не исключено, что в большинстве разрабатываемых месторождений существует приток нефти и газа из нижележащих пород, чем и обусловлен длительный процесс извлечения этих полезных ископаемых. Традиционно это объясняется разными коэффициентами извлечения, однако не исключен и подток флюидов. При таком варианте естественна длительная устойчивая добыча нефти на мелких месторождениях, эксплуатация которых продолжается около сотни лет. В этом случае можно предполагать, что добыча и подток нефти и газа достигли равновесия.

Если говорить о газопроявлениях, то в большей или меньшей степени они постоянно встречаются в некоторых участках земной коры – в районах с интенсивной тектонической активностью, вулканической деятельностью и др. Не исключено, что для формирования промышленных скоплений газа и нефти в благоприятных условиях с искусственной ловушкой потребуется несколько лет или десятилетие.

Оптимальное место для создания искусственных ловушек газа на начальном этапе может быть определено с помощью газовой съемки.

Искусственные ловушки нефти могут создаваться в районах распространения полей битумов, свидетельствующих о наличии подтока нефти и отсутствии надежной покрышки.

Основными требованиями для искусственной ловушки, так же как и естественной, должны быть: определенная достаточно большая площадь; соответствующий структурный план; расположение в приразломной зоне; наличие хорошо проницаемых коллекторов и непроницаемых покрышек. Подобные благоприятные структуры существуют довольно часто, и среди всего комплекса требований к искусственной ловушке наиболее важным является создание искусственной покрышки.

Вероятно, наиболее благоприятными условиями для сооружения искусственных ловушек будет мелководный шельф.

Литература