книги из ГПНТБ / Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа

В разрезе Западно-Тэбукского месторождения четко выделяются два этажа нефтеносности: 1) нижний, объединяющий нефтенасы­ щенные доломиты силура, песчаники среднего девона и пашийского горизонта и содержащий основные запасы нефти, и 2) верхний, включающий в себя залежи нефти карбонатных отложений верх­ него девона. Залежь нефти в кровле трещиноватых и местами вы­ щелоченных доломитов силура массивная, образована за счет насыщения нефтью из III пласта, характеризуется низкими, не выдержанными по площади коллекторскими свойствами и неболь­ шими дебитами скважин.

Более половины всех запасов нефти месторождения сосредото­ чено в песчаниках III и Пб пластов эйфельского яруса, развитых на всей площади месторождения, имеющих большую эффективную мощность (порядка 15—23 м), высокую пористость (18,5—20%) и проницаемость (от 190—534 до 1000 мД). Как правило, суточные дебиты скважин достигают 250—400 т. Залежи в этих пластах ра­ зобщены 3—5 м глинистым прослоем, местами не прослеживаю­ щимся, и практически являются единым эксплуатационным объек­ том. Водонефтяной контакт проходит на отметках минус 1752— 1760 м. Залежи относятся к пластовым сводовым и лишь на западе к стратиграфически экранированным.

Песчаники Па и 1в пластов живетского яруса сохранились от предпашийского размыва только в восточной части месторождения. Мощность их меняется от ноля на западе до 25—30 м на восточ­ ной периклинали, коллекторские свойства несколько ниже, чем в III и Пб пластах (средняя пористость 16—17%, проницаемость около 300 мД). Глинистые разделы между песчаниками маломощны и не могут служить достаточно надежными изолирующими покрышками, о чем свидетельствует и общая с нижележащими продуктивными пластами отметка водонефтяного контакта. По характеру залега­ ния песчаников Па и 1в пластов залежи нефти в них должны быть отнесены к стратиграфически экранированными, по существу же они вместе с песчаниками Пб и III пластов и доломитами силура образуют единую пластово-массивную залежь нефти с единой по­ крышкой из кыновско-саргаевскйх глин и с единым водонефтяным контактом.

Нефти месторождения по своему составу разделяются на два типа. Первый тип объединяет нефти 1в, Па, 116, III пластов девона и силура. Они характеризуются как легкие, с повышенными содер­ жаниями смол и масел, выход легких фракций при нагревании до 300° С 43—48%- Вязкость нефти в пластовых условиях 1,2—2,0 сПз. Идентичность состава нефтей подтверждает гипотезу о взаимосвязи залежей васькерской свиты и пластов III, Пб и Па.

Нефть второго типа находится в пласте Oi фаменского яруса, характеризуется в сравнении с нефтями первого типа как утяже­ ленная, вязкая, с повышенным содержанием серы и смол 10,2—■ 21,3%. Содержание масел 49,2—62,8%, выход легких фракций при нагревании до 300° С составляет 38—42%.

201

Особенностью всех нефтей Западно-Тэбукского месторождения является их резкая недонасыщенность газом. Дефицит давления на­ сыщения по сравнению с пластовым давлением в залежах нижнего этажа нефтеносности 54—75 кгс/см2 и верхнего 82 кгс/см2.

Залежь нефти в верхнефранских рифогенных известняках мас­ сивная и приурочена к наиболее высокой части структуры. Извест­ няки местами сильно выщелочены и кавернозны (при бурении наблюдаются провалы инструмента с полной потерей циркуляции промывочной жидкости). Дебиты отдельных скважин достигают нескольких сотен тонн в сутки. Начальное положение водонефтя­ ного контакта определено на отметке минус 1220 м. Этаж нефте­ носности составляет более ПО м.

Залежи в фаменских отложениях (Oi и Ф0) пластовые сводовые и приурочены к пористым прослоям доломитизированных извест­ няков, разделенных глинистыми известняками. Дебиты скважин меняются в зависимости от пористости и проницаемости известня­ ков и достигают 20—30 т/сут. Залежи верхнего этажа нефтенос­ ности разрабатываются на Западно-Тэбукском месторождении самостоятельной сеткой скважин и имеют подчиненное значение.

Палеотектонический анализ показывает, что Западно-Тэбукская структура сформировалась на месте ранее существовавшего струк­ турного выступа, погружавшегося с северо-запада на юго-восток. Уже в верхнем девоне возникла структурно-стратиграфическая ло­ вушка большой емкости, благоприятная для образования в ней за­ лежей нефти и газа. Окончательно Западно-Тэбукская структура сформировалась, по-видимому, в послемезозойское время.

Ми ч а юс к о е , С е в е р о - С а в и н о б о р с к о е и В о с т р ч н о - С а в и н о б о р с к о е н е ф т я н ы е

и П а ш н и н с к о е н е ф т е г а з о в о е м е с т о р о ж д е н и я

Особый интерес с точки зрения выявления условий формирова­ ния залежей нефти и газа представляют месторождения, приуро­ ченные к Мичаю-Пашнинской цепочке брахиантиклинальных струк­ тур, расположенных в зоне сочленения восточной краевой части Ижма-Печорской платформенной впадины с западным бортом Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба. Здесь распо­ ложены структурные ловушки, которые были первыми на пути ми­ грации углеводородов из наиболее погруженных участков прогиба

(рис. 42).

Приуроченность Пашнинской, Восточно-Савиноборской, СевероСавиноборской и Мичаюской структур к одному тектоническому валу в зоне сочленения платформы с Предуральским прогибом, уз­ кая линейно-вытянутая форма и высокая для платформенных условий амплитуда Пашнинской и западных крыльев Восточно- и Северо-Савиноборской структур свидетельствуют о вероятном рас­ положении указанных складок над региональным тектоническим нарушением в фундаменте, признаки которого отмечены по данным

202

203

линзовидных прослоев песчаников и алевролитов с прослоями темно-серых аргиллитов. Верхняя пачка 1в пласта наиболее раз­ вита на Пашнинской площади, а на севере, в Мичаю, она полно­ стью срезается предпашийским размывом.

На песчаниках живетского яруса с небольшим угловым несогла­ сием залегает пачка темно-серых битуминозных аргиллитов пашийского горизонта, заключающих в себе прослои и линзы песча­ ников. На Пашнинской структуре мощность песчаников пашийского горизонта иногда достигает 20 м. К северу она постепенно убывает, и на Мичаюской площади песчаники нацело замещаются аргил­ литами.

При общем региональном погружении палеозойских пород от Тимана на восток к Предуральскому прогибу емкость структурных ловушек в Мичаю-Пашнинской зоне определяют амплитуды за­ падных крыльев и северо-западных периклиналей. Наиболее рель­ ефно выражена Пашнинская структура. Амплитуда западного крыла в поддоманиковых отложениях девона более 300 м, ампли­ туда северной периклинали более 250 м. Значительно меньше ам­ плитуда Пашнинской структуры в каменноугольных и особенно в пермских отложениях, что свидетельствует об относительно ран­ нем (не позднее карбона) времени ее формированйя.

Наименьшая амплитуда характерна для Мичаюской структуры весьма расплывчатой формы. Восточно-Савиноборская и СевероСавиноборская складки занимают промежуточное положение между Пашнинской и Мичаюской и имеют достаточно высокоам­ плитудные западные крылья (более 130—150 м), но значительно меньшую амплитуду северных периклиналей, которые и опреде­ ляют емкость этих ловушек.

По кровле нижнепермских карбонатных отложений наиболее вы­ сокой является Северо-Савиноборская структура (рис. 43), однако вследствие сокращения мощности верхнедевонских отложений от Северного Савинобора в сторону Мичаюской площади более чем на 190 м в последней продуктивные отложения среднего девона вскрываются на самых высоких отметках в пределах Мичаю-Паш­ нинской структурной зоны. Наглядное представление о гипсометри­ ческом положении структур дает геологический профиль вдоль Мичаю-Пашнинского вала через наиболее, глубокие скважины

(рис. 42).

Доказана промышленная продуктивность песчаников III и Пб пластов эйфельского яруса на Пашнинской площади, где из них получены фонтаны газа и конденсата, фонтаны легкой нефти полу­ чены из основной толщи песчаников 1в пласта старооскольского го­ ризонта на Пашнинской и Мичаюской структурам, а также из про­ слоев песчаников верхней части 1в пласта и пашийского горизонта на Пашне, Восточном и Северном Савиноборе. Кроме того, на Паш­ нинской и Северо-Савиноборской структурах установлены залежи нефти в фаменских, турнейских и артинско-кунгурских карбонатных отложениях.

204

6 — известняки доманика; 7 — пачка основных водонасыщенных песча­ ников живетского яруса; 8 — по­ верхность несогласия.

wowugj

Нефти живетских и пашийских отложений легкие и значительно недонасыщены газом.

Нефти из фаменских и нижнепермских отложений более тяже­ лые, сернистые и так же, как и верхнедевонские нефти ЗападноТэбукского месторождения, содержат очень небольшое количество растворенного газа. Как видим, и здесь наблюдается существенное отличие среднедевонско-нижнефранских нефтей от фаменских и нижнепермских. Отчетливо выступает сходство между поддоманиковыми нефтями Западно-Тэбукского месторождения и месторож­ дений Мичаю-Пашнинского вала. По мнению авторов, это обуслов­ лено составом органического вещества и сходными условиями его захоронения и последующего преобразования в углеводороды на всей нефтесборной площади.

Аналогичным образом, по-видимому, можно объяснить сход­ ство между нефтями верхнего этажа нефтеносности месторожде­ ний Ижма-Печорской впадины.

Некоторые отличия в плотности, газонасыщенности и давлениях насыщения нефтей в поддоманиковых отложениях подавляющего большинства месторождений Ижма-Печорской впадины могут быть вызваны влиянием процессов дифференциального улавливания наи­ более легких углеводородов первыми встречающимися на пути ми­ грации ловушками. При этом первичное заполнение ловушек ве­ роятно происходило в результате миграции углеводородов в виде нефти с полностью растворенным в ней газом, т. е. при превыше­ нии пластового давления над давлением насыщения, так как в слу­ чае одновременной миграции нефти и газа эффект дифференциаль­ ного улавливания, несомненно, проявился бы значительно сильнее и привел бы к резкому различию в соотношении газообразных и жидких углеводородов в различных структурах, чего в действитель­ ности не наблюдается.

По распределению в поддоманиковы.х отложениях девона зале­ жей и их характеристике Пашнинское месторождение-резко отли­ чается от всех других месторождений Ижма-Печорской впадины. В четко выраженной высокоамплитудной Пашнинской структуре (рис. 44) в уплотненных песчаниках III и Пб пластов верхнеэйфельского подъяруса на глубине 3200—33 000 м встречена газоконден­ сатная залежь с небольшой оторочкой из легкой нефти. В каждом кубометре газа содержится 240—346 см3 стабильного конденсата, представляющего собой прозрачную, почти бесцветную жидкость плотностью 0,711—0,725 г/см3. Наличие нефтяной оторочки дока­ зано скв. 60, которая в процессе исследования вначале фонтаниро­

Нефть оторочки легкая, плотностью 0,818 г/см3, практически бессернистая (0,005%), с содержанием парафина 5,8%, бензина

37,4%, масел 58,5%, смол 2,5%, асфальтенов 0,3%.

Над песчаниками и алевролитами эйфельского яруса залегает 200—210 м толща глин и мергелей афонинского горизонта живет-

206

ского яруса, служащих покрышкой для газоконденсатной залежи. Выше залегает толща песчаников старооскольского горизонта мощ­

тором 126 м3/т. Водонефтяной контакт проходит по отметке минус 2640 м, высота нефтяной залежи составляет 225 м, пластовое дав­ ление на глубине 2670 м 285,0 кгс/см2. На песчаниках староосколь­ ского горизонта залегает пачка пород пашийского возраста со слоем черных битуминозных глин мощностью 10—15 м в основании, а выше пласты песчаников 16 и 1а, разделенных прослоем глин в 5—10 м. Пласты песчаников содержат залежь нефти плотностью 0,836 г/см3 с давлением насыщения 154—156 кг/см2 и газовым фак­ тором 149—166 м3/т. Такой высокой газонасыщенности нефти и та­ кого высокого давления насыщения в девонских нефтях других месторождений не наблюдается. В качестве других особенностей Пашнинского месторождения следует отметить наличие в своде структуры в песчаниках пашийского и живетского возраста чер­ ного блестящего хрупкого битума, заполняющего почти все поровое пространство между кварцевыми песчаниками и окрашивающего песчаники в темно-серый цвет. Интересно, что такой же битум типа асфальтита встречен в газонасыщенных песчаниках на структурах Омра-Сойвинского поднятия и в среднедевонских песчаниках, со­ держащих газоконденсатную залежь, на Джебольской площади. По данным В. Э. Левенсона, аналогичного характера битумы встре­ чены в газоносных песчаниках Елшанского, Песчано-Уметского и других месторождений Саратовского Поволжья. В. Э. Левенсон связывает происхождение этих битумов с сорбцией песчаниками наиболее тяжелых компонентов нефти при ретроградном испаре­ нии ее легких компонентов.

На Пашнинском месторождении наблюдаются участки интен­ сивно нефтенасыщенных песчаников, расположенных более чем на 100 м ниже ВНК в мощной толще песчаников старооскольского го­

бенности строения Пашнинского месторождения можно объяснить формированием залежей в поддоманиковых отложениях девона по определенной схеме (рис. 45).

К концу девонского или в нижнекаменноугольное время в под­ доманиковых отложениях Пашнинской структуры уже сформирова­ лись залежи нефти как в песчаниках пашийского и староосколь­ ского горизонтов, так и в песчаниках III и Пб пластов эйфельского яруса. При этом, вероятно мощная толща песчаников старо­ оскольского горизонта, обладающая огромной емкостью, в преде­ лах структуры оказалась заполненной лишь частично. В конце верхнекаменноугольного времени произошел резкий подъем Паш­ нинской структуры, в результате которого ее сводовая часть была

2 0 8

выведена на дневную поверхность, о чем свидетельствует резкое сокращение мощности каменноугольных отложений и полное вы­ падение отдельных пачек пород в своде структуры по сравнению с разрезами на ее крыльях.

Во время этого подъема структуры пластовое давление в поддоманиковых отложениях оказалось ниже давления насыщения, часть растворенного газа выделилась из нефти, образовав газовые шапки соответственно в III, 1в.„ 16 и 1а пластах. При резком умень­ шении газонасыщенности нефти часть наиболее тяжелых асфаль-

в

Рис. 45. Схема предполагаемого измене­ ния гипсометрического положения поддоманиковых отложений Пашнинской структуры с образованием газоконденсат­ ной залежи в III пласте.

битумы в песчаниках.

тенов и смол выпала из нефти в поровом пространстве песчаников в своде структуры, часть нефти из сравнительно небольших по мощности песчаников III пласта эйфельского яруса и пашийского горизонта была вытеснена газовыми шапками за пределы струк­ турной ловушки, и ранее существовавшее в этих пластах со­ отношение между газообразными и жидкими углеводородами сдвинулось в сторону увеличения доли легких газообразных ком­ понентов .В мощной толще песчаников живетского яруса при об­ разовании газовой шапки произошло лишь понижение водонефтя­

ного контакта нефтяной залежи без вытеснения нефти за пределы ловушки и поэтому здесь количественное соотношение легких и тяжелых углеводородов изменилось в значительно меньшей мере только за счет выпадения из нефти наиболее тяжелых асфальте­ нов и смол.

В пермское и триасовое время вновь происходит погружение Пашнинской структуры, сопровождающееся накоплением толщи осадочных пород мощностью свыше 1000 м, а следовательно и значительным увеличением пластовых давлений в поддоманиковых отложениях. Увеличение пластовых давлений привело к по­ степенному уменьшению объема газовых шапок в пашийских и живетских песчаниках и затем к полному растворению газа в нефти, причем в результате изменившихся соотношений легких и тяжелых углеводородов в пашийских отложениях весь газ смог раствориться в нефти уже только при значительно большем пла­

лыми углеводородами почти не изменилось, давление насыщения при полном растворении газа газовой шапки в нефти, по-види­ мому, оказалось близким к первоначальному (140 кгс/см2). О рез­ ком уменьшении объема залежи в 1в пласте при растворении газовой шапки в нефти свидетельствует остаточное нефтенасыще-

небольшой по размерам газоконденсатной залежи. Можно пола­ гать, что аналогичным образом сформировалась и газоконденсат­ ная залежь в поддоманиковых отложениях девона на Джебольской структуре.

Существуют и другие мнения относительно механизма образо­ вания газоконденсатной залежи в III пласте Пашнинского место­ рождения. Так, С. М. Домрачев считал, что в процессе формиро­ вания Предуральского прогиба в пермское время среднедевонские отложения к востоку от Пашнинского месторождения были погру­ жены на значительно большую по сравнению с последним глубину (до 4—4,5 км). При этом в них генерировались новые порции преимущественно газообразных метановых углеводородов, в ре­ зультате подтока которых по песчаникам III пласта в последнем и образовалась газоконденсатная залежь.

Высказанное предположение представляется нам малоубеди­ тельным, так как при погружении поддоманиковых отложений де­ вона в Предуральском прогибе на значительную глубину и гене­ рации в них значительных дополнительных количеств газообраз­

210