|
©О.А. Шнип, 2005 |
МЕТОДИКА ПОИСКОВ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ПОРОДАХ ФУНДАМЕНТА
О.А.Шнип (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
В фундаменте различных регионов планеты насчитывается несколько сотен промышленных скоплений УВ. По подсчетам И.И. Мартынова (2002), среди них 39 уникальных и крупных, суммарные начальные запасы которых составляют почти 15 % мировых доказанных запасов. Первые месторождения были открыты случайно при бурении на осадочный чехол, когда фундамент рассматривался лишь как фиксатор окончания осадочного разреза. Затем началось целенаправленное изучение этого этажа разреза геофизическими методами и бурением, что привело к открытию газонефтеносных провинций разной величины. Так, на севере Днепровско-Донецкой впадины первые притоки нефти (69 м3/сут) и газа (99 тыс. м3/сут) были получены из докембрийских гнейсов скв. 1-Хухринская в 1985 г. (Чебаненко И.И. и др., 2004). В Меконгской впадине Зондского шельфа в 1988 г. скв. МСП-1-1 на структуре Белый Тигр дала фонтан нефти (более 600 м3/сут) из гранитоидов мелового возраста. В 1971 г. был получен первый приток нефти (120 т/сут) из палеозойских известняков площади Верх-Тарская Нюрольской впадины Западной Сибири (Н.П. Запивалов и др.).
Такие открытия привлекли внимание нефтяников и газовиков к фундаменту как к перспективному объекту и послужили толчком к началу целенаправленных работ по поиску в нем скоплений УВ. В результате выяснилось, что фундамент северного борта Днепровско-Донецкой, Меконгской и Нюрольской впадин регионально нефтеносен. Однако работы по фундаменту связаны со значительными трудностями, поскольку приемы и методики поисков, разведки, разработки залежей УВ отработаны для осадочного чехла и зачастую неприменимы для фундамента. В то же время в последние годы появились новые данные по фундаменту многих нефтегазоносных территорий, намечены некоторые закономерности размещения в нем скоплений УВ, выявлены коллекторообразующие процессы в магматических и метаморфических породах, предложены и опробованы наиболее информативные методы полевой и скважинной геофизики. Появились публикации методического плана, предлагающие классификацию поисковых объектов в фундаменте, намечающие предпосылки оценки его перспектив, дающие варианты последовательности работ при поисках и разведке залежей нефти и газа (Крот В.В., Чебаненко И.И. и др., 1991; Шустер В.Л., Такаев Ю.Г., 1997; Поспелов В.В. и др., 2001; Клещев К.А., Шеин В.С., 2004; Кукуруза В.Д. и др., 2004).
Эти материалы позволяют прежде всего выделить критерии, которыми можно руководствоваться при оценке перспектив нефтегазоносности фундамента и принятии решения относительно постановки поисково-разведочных работ.
Скопления УВ в породах чехла. Промышленные скопления нефти и газа в фундаменте найдены пока лишь в регионах, где он перекрыт толщами осадочных или вулканогенно-осадочных пород, также содержащих залежи УВ. Так, гранитоиды основания Меконгской впадины перекрыты породами олигоцен-миоцена, дебиты нефти из которых могут превышать 400 т/сут. Гранитоиды и сланцы Маракаибского бассейна Венесуэлы с месторождениями Консепсьон, Ла-Паз, Мара и другими перекрыты песчаниками и известняками палеоцена и мела, залежи УВ в которых разрабатывались до открытия скоплений нефти в фундаменте. Докембрийские отложения основания Сиртского бассейна Ливии с месторождениями Амаль, Нафора-Ауджила, Сарир и другими перекрыты песчаниками кембрия-ордовика и осадочно-вулканогенными породами мела, содержащими промышленные скопления УВ. Подобных примеров можно привести много.
Возможно, это связано с тем, что именно в таких регионах велось и ведется поисковое и разведочное бурение. Однако до появления новых данных наличие нефтегазосодержащих комплексов, перекрывающих фундамент (происхождение скоплений нефти и газа в этих комплексах здесь не обсуждается), может считаться одним из условий его перспективности. При этом поиски и разведка залежей УВ в осадочном чехле и в фундаменте должны вестись раздельно.
Выступы кровли фундамента. Как показывает опыт и это не раз отмечалось в работах Е.Р. Алиева и др. (1987), В.Л. Шустера, Ю.Г. Такаева и др. (1997), промышленные скопления УВ в фундаменте найдены в эрозионно-тектонических выступах кровли вне зависимости от состава пород. Таковы упомянутые залежи, таково крупнейшее в мире скопление тяжелой и вязкой нефти Пис-Ривер (провинция Альберта, Канада), таковы месторождения Оймаша (Мангышлак), Хьюгтон-Панхендл (штат Техас), Хургада и Гемза (Египет), скопления УВ в фундаменте Шаимского свода и многие другие.
Состав пород фундамента. Промышленные скопления нефти и газа встречены в породах разного состава. По подсчетам В.В. Поспелова [1], к гранитоидам и их корам выветривания приурочено около 40 % открытых в фундаменте промышленных залежей УВ, к метаморфическим породам - 29 %, к карбонатам - 14 %, к вулканогенным породам - 13 %, к интрузивным образованиям основного и ультраосновного составов - 2%. Если же учесть объемы залежей, то окажется, что в гранитоидах (в них встречены наиболее крупные залежи) содержится более трех четвертей запасов УВ в фундаменте. Таковы месторождения Белый Тигр, Ла-Паз, Нафора-Ауджила, Оймаша, Пис-Ривер и многие другие. Таким образом, гранитоиды можно считать наиболее перспективным объектом для поисков нефти и газа в фундаменте. Следует отметить, что гранитоиды обнаружены в основании почти всех платформ, шельфовых зон, межгорных впадин и прогибов, в формировании которых они принимают участие, а в некоторых областях они почти целиком слагают фундамент (Меконгская впадина).
Геодинамические показатели. Как известно, геодинамический режим развития областей определяет их современное структурное положение, степень нарушенности комплексов пород процессами разрывной тектоники. По К.А. Клещеву и В.С. Шеину, “Важнейшей геодинамической предпосылкой нефтегазоносности комплексов доюрского основания (речь идет о Западной Сибири) является образование в их составе резервуаров с трещинными и сложными типами коллекторов...” [2, с. 189]. Почти все известные скопления УВ в фундаменте расположены вблизи крупных разломов и связаны с зонами трещиноватости. Разломы являются структурообразующим фактором. Трещины определяют пути миграции флюидов и создают большую часть пустотного пространства в породах. Из пород фундамента наиболее хрупкими являются гранитоиды. Видимо, поэтому наибольшие дебиты нефти получены именно из таких пород. На месторождении Белый Тигр максимальные притоки нефти отмечаются из наиболее кислых гранитоидов - лейкократовых и мусковитовых гранитов, более хрупких, чем гранодиориты и диориты, причем из гранитов с несколькими генерациями трещин. Геодинамический режим создает благоприятные или неблагоприятные условия для образования, миграции и скопления УВ. В частности, наличие зон субдукции в районе поисков является благоприятным фактором, поскольку массы осадочного материала, богатого органикой, поглощаются и перерабатываются в этих зонах (Гаврилов В.П., 1985; 2003).
Таким образом, изучение и учет геодинамических предпосылок на рассматриваемой стадии изучения фундамента являются обязательными.
Наличие покрышек. Чаще всего покрышками для скоплений УВ в фундаменте служат непроницаемые горизонты осадочного чехла (аргиллиты, вулканогенные породы и др.), которые залегают непосредственно на фундаменте или выше - на породах базального горизонта. В последнем случае породы фундамента и базального горизонта образуют единый промысловый объект. Покрышками, или экранами на пути миграции флюидов, могут служить и непроницаемые монолитные массивы в глубинах фундамента или близ его кровли, зачастую сложенные теми же по составу породами, что и зоны с повышенной пустотностью.
Глубина залегания продуктивных пород. Анализ имеющегося материала показывает, что в подавляющем большинстве случаев значительные притоки из фундамента с глубины, превышающей 4,6 км, не получены. Анализ крупных залежей УВ показывает, что на структурах Мара и Ла-Паз глубина залегания продуктивных образований фундамента не превышает 3350 м (глубина водонефтяного контакта), на структуре Нафора-Ауджила - 3 км, на месторождении Оймаша - 3800 м, на месторождениях фундамента Днепровско-Донецкой впадины - 4040 м (в одном случае в скв. 591-Островерховская получен приток газа дебитом 38 тыс. м3/сут из интервала глубин 4433-4605 м) [4]. Материалы по месторождению Белый Тигр показывают, что характер признаков нефтеносности в керне фундамента зависит от глубины отбора образцов. На глубине 3,0-4,2 км это пропитка породы нефтью, бурые пятна, запах УВ. На глубине 4,5-4,6 км и более признаки нефтеносности представлены черными сажистыми примазками на стенках трещин, сгустками асфальтоподобного вещества; запаха УВ не отмечено. Таким образом, даже визуально фиксируется, что мобильная извлекаемая нефть здесь содержится на глубине не более 4,6 км. Это подтверждает и анализ дебитов нефти из пород фундамента. Так, на Центральном блоке месторождения Белый Тигр дебиты нефти из гранитов с глубины 3,0-4,3 км в среднем близки 700 т/сут. С больших глубин значительных притоков не получено, хотя испытания проводились и были выявлены трещиноватые зоны. В одной из скважин Северного блока месторождения Белый Тигр, где фундамент сложен преимущественно гранодиоритами, испытание интервала 4604-5014 м (абсолютная отметка) притока не дало, а из интервала глубин 4004-4344 м получен приток нефти дебитом 20 т/сут. В соседней скважине из таких же гранодиоритов при испытании интервала глубин 3620-4069 м получен приток нефти дебитом 552 т/сут.
Приведенные факты пока не находят уверенного объяснения. Ведь известно, что при испытаниях осадочного разреза получены значительные притоки УВ с глубины 7 км и более. Можно предположить, что в глубинах фундамента в присутствии гидротермальных цеолитов происходит деструкция нефти.
Породы фундамента, особенно гранитоиды, обычно сильно изменены гидротермальными процессами. Среди образующихся при этом вторичных минералов часто отмечаются цеолиты. Так, в измененных породах фундамента месторождения Белый Тигр содержание цеолитов иногда достигает 40 % объема породы [1]. Как известно, минералы группы цеолитов широко используются в промышленности в качестве катализаторов при всех процессах переработки нефти. Нельзя исключать их каталитического воздействия и в пластовых условиях, которое приводит как минимум к некоторому изменению состава нефти. При этом газообразные УВ выделяются и рассеиваются в результате диффузии или миграции по трещинам, а также поглощаются теми же цеолитами, капсулируясь в каналах их трубчатой структуры. Нефть обогащается тяжелыми фракциями и частично теряет мобильность [3].
Впрочем, отмечены случаи, когда из нижнего структурного этажа разреза получены большие притоки УВ с большой глубины. Так, на месторождении Эль-Сегандо (Калифорния) из трещиноватых сланцев, относимых к фундаменту, получены притоки нефти с дебитом около 700 т/сут с глубины более 7 км (P’An Chung-Hsiang, 1982). На месторождении Малосса (шельф Италии) основные запасы нефти приурочены к нижнемеловым известнякам, входящим в состав мезо-палеозойского эпиплатформенного основания неогенового прогиба. Глубина продуктивных горизонтов составляет здесь 6,0-6,1 км, суммарные извлекаемые запасы - 93,7 млн т.
Учитывая перечисленные критерии, можно предложить следующую последовательность работ при поисках залежей УВ в фундаменте.
1. Изучение всех геологических, геофизических, геохимических, тектонофизических материалов, палеогеодинамические реконструкции. Обработка результатов аэрокосмических исследований, включая дешифрирование специализированных космических фотоснимков, полученных в оптическом и инфракрасном диапазонах. Как показывают работы В.Б. Соколова (2001), В.И. Гридина (2004) и других, на построенных при этой обработке картах выделяются глубинные разломы, зоны разломов, участки их пересечения и сочленения, другие особенности строения фундамента на глубине до 10 км.
В результате на изучаемой территории выделяются наиболее перспективные районы, создается представление о глубине и строении фундамента. Петрографическое изучение обломочного материала нижних горизонтов осадочного разреза (если они вскрыты скважинами), а также исследование выходов пород фундамента на дневную поверхность в соседних районах позволяют судить о его составе.
2. Постановка полевых геофизических работ, в том числе региональных (аэрогравимагниторазведка, электроразведка ГМТЗ, МТЗ, ЗСБЗ; сейсморазведка МОГТ, КМПВ, точечное сейсмозондирование) и детальных (сейсморазведка 3D и анализ динамических характеристик волнового поля, сейсмолокация бокового обзора, корреляционный анализ гравитационного поля с разрезами ОГТ, высокоточная гравиразведка, дифференциально-нормированные методы геоэлектроразведки) (В.В. Поспелов и ДР-, 2001).
Разумеется, весь набор предложенных методов не используется на одном участке. Наиболее информативной для фундамента является сейсморазведка 3D, которая позволяет описать структуру его поверхности, судить о составе слагающих пород, выявить на глубине разломы и зоны трещиноватости. По данным В.Б. Левянта с соавторами (2002, 2003) для получения сейсмического изображения кровли и внутреннего строения фундамента необходимо использовать процедуру глубинной миграции по сейсмограммам до суммирования (PSDM) с детальным определением скоростной модели среды для учета преломления на промежуточных границах. При этом существенными моментами являются выбор частотного диапазона и подавление волн-помех. В последние годы группа ученых во главе с О.Л. Кузнецовым предложила использовать инфранизкочастотные и рассеянные сейсмические волны для изучения трещиноватости и нефтегазонасыщенности пород.
Геолого-геофизические материалы дают возможность построить вариант модели нефтегазоносных объектов в фундаменте, определить очередность ввода в бурение локальных участков.
3. Бурение поисковых скважин должно сопровождаться изучением карт отработки долот, результатов механического каротажа, скорости и другой информации по бурению для уточнения особенностей состава, строения, свойств пород фундамента. Весьма важен правильный выбор интервала и технологии опробования. В первых скважинах наиболее целесообразно опробование фундамента открытым стволом. Рекомендуется максимально возможный отбор керна.
4. Скважинные методы геофизических исследований, среди которых для фундамента наиболее информативными являются вертикальное сейсмическое профилирование, широкополосная акустика, геохимический каротаж, плотностные и нейтронные методы, межскважинная томография; факторный, кластерный, дискриминантный анализы и другие статистические и вероятностные методы обработки данных ГИС. Наиболее полную информацию о пространственном положении зон трещиноватости в фундаменте можно получить по результатам исследования скважин, выполненного геофизическими методами сканирования (FMI, ARI, DSI). Каротаж продуктивности (потокометрия) характеризует состав и особенности потока флюида в стволе скважины (Кошляк В.А., 2000). Геотермические исследования в фундаменте показывают наличие в нем температурных аномалий, большая часть которых связана с наличием разуплотненных проницаемых зон (Христофорова Н.Н. и др., 1999). Для выявления флюидонасыщенных зон в фундаменте Ю.Н. Федоров с соавторами (2004) предлагают проводить магнитотеллурическое зондирование.
5. Параллельно со скважинными методами необходимо проводить изучение керна и шлама пород фундамента и налегающих на него горизонтов осадочного чехла, включая микроскопический, силикатный, спектральный, рентгеноструктурный, рентгенофазовый анализы, определение фильтрационно-емкостных свойств, упругих характеристик пород; геохимический анализ рассеянного ОВ; анализ пластовых флюидов; при необходимости - определение абсолютного возраста.
Результаты перечисленных исследований позволяют построить первый вариант фильтрационно-емкостной модели коллектора, оценить запасы по категориям С1 и С2, определить стратегию дальнейших работ.
Литература
1. Арешев Е.Г. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, Ч.Л. Донг и др. - М.: Нефть и газ, 1997.
2. Клещев К.А. Перспективы нефтегазоносности фундамента Западной Сибири / К.А. Клещев, В.С. Шеин. - М.: ВНИГНИ, 2004.
3. Поспелов В.В. Цеолиты нефтесодержащих пород шельфа Южного Вьетнама / В.В. Поспелов, О.А. Шнип // Геология нефти и газа. - 1995. - № 7.
4. Чебаненко И.И. Нефть и газ в докембрии Днепровско-Донецкого авлакогена //И.И. Чебаненко, В.А. Краюшкин, В.П. Клочко и др. // Геология нефти и газа. - 2004. - № 2.
Analysis of materials concerning oil and gas potential of the basement allows to distinguish criteria which could be used in evaluating prospects of this object: hydrocarbon accumulation in cover’s rocks, protrusions of basement top, composition of its rocks, geodynamic indices, presence of caprocks, depth of productive sequences occurrence. A succession of operations for hydrocarbon pools prospecting in the basement is suggested. This include the studying of all the available data, field geophysical works, exploratory wells drilling, well logging methods of geophysical investigations, analysis of core, cuttings, formation fluids, reservoir modelling.