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

Дифференциация нефти по плотности происходит не только в зави­ симости от структурного положения участка, но и по вертикаль­ ному разрезу пласта: к подошве нефтеносного пласта нефть ста­ новится более тяжелой.

Многими скважинами вблизи ВНК вскрывалась очень вязкая и тяжелая (более 0,95 г/см3) нефть, которая практически не дре­ нируется. Зона такой вязкой (мертвой) нефти имеет в отдельных случаях мощность до 10—15 м, и ее образование, по-видимому, связано не только с дифференциацией нефти по плотности, но и с окислительным воздействием на нефть подстилающей пластовой воды, отличающейся повышенной радиоактивностью.

В нефтенасыщенных песчаниках III пласта как внутри контура ВНК, так и далеко за его пределами встречаются включения ас­ фальтитов.

Глубинные пробы нефти для определения растворенного в ней газа не отбирались. При пересчете запасов нефти по Ярегскому месторождению в 1956 г. А. И. Ечеистовым средний коэффициент растворимости для газа был принят равным 0,43 м3 в 1 м3 нефти на 1 кгс/см2 увеличения давления. При начальном пластовом дав­ лении 13 кгс/см2 в каждом кубометре нефти должно было содер­ жаться в растворенном виде 5,6 м3 газа. По другим данным газонасыщенность нефти достигла 10—13 м3/м3. Такое количество рас­

последнего содержится 1,1—3,7% углекислого газа, 0,9—3,1% азота и редких газов 92,0—97,6% метана и 0,2—0,94% гомологов метана, т. е. газ является сухим, что полностью соответствует

(скв. 258, 146 и другие на поле шахты 3). Особенно часто скопле­ ния свободного газа встречаются в местах наибольшего развития среди песчаников III пласта аргиллитовых прослоев, которые как бы являются дополнительными непроницаемыми покрышками, пре­ дохраняющими местные скопления газа от рассеивания за счет

интересную закономерность: на шахте 2, где песчаники III пласта залегают на наиболее низких гипсометрических отметках, коли­ чество углеводородного газа, приходящегося на 1 т добытой нефти и выбрасываемого в атмосферу, составляло 225 м3, т. е. превышало газовые факторы более высоких полей шахты 3 (122 м3/т) и 1 (145 м3/т).

171

Такое соотношение, по нашему мнению, объясняется тем, что на продвижение к забоям эксплуатационных скважин более тяже­ лой и вязкой нефти в шахте 2 (0,9453—0,9482 г/см3) расходуется большее количество пластовой энергии в виде растворенного газа, чем в шахтах 1 и 3 с несколько более легкими нефтями (шахта 1 0,938—0,939 г/см3 и шахта 3 0,936—0,937 г/см3). Всего с начала эксплуатации нефтяных шахт на 1 января 1973 г. при вентиляции выработок выброшено в атмосферу около 1 млрд, м3 газа. Газ, рас­ творенный в пластовых водах, подстилающих нефтяную залежь, также характеризуется высоким содержанием метана и гелиеносностью при почти полном отсутствии тяжелых углеводородов. Газопроявления из водоносной части III пласта наблюдались при проходке и опробовании скважин как непосредственно под нефтя­ ной залежью в пределах месторождения, так и далеко от контура нефтеносности на восточном крыле Ухтинского поднятия и его се­ верной переклинали. Так, Г. И. Третьяков (1965) приводит ана­ лизы газа, отобранного из пластовой воды в скв. 9 Еджид и 20 Чибью (табл. 1).

Т а б л и ц а 1

По подсчетам П. А. Купцова и других (1935), в воде III пла­ ста на восточном крыле Ухтинского поднятия между Ярегским ме­ сторождением и Ухтой в растворенном состоянии содержится до 15 млрд, м3 газа. Г. И. Третьяков (1965) склонен уменьшить эту цифру до 3—4 млрд. м3.

Коэффициент извлечения нефти из пор песчаника крайне низок. Исследованиями в подземных горных выработках установлено, что четкая граница нефти и воды в пласте отсутствует. Характерно на­ личие в подошве нефтенасыщенной части пласта смешанной водо­ нефтяной (переходной) зоны. На шахте 3, где подземными выра­ ботками вскрыт весь разрез продуктивного III пласта и верхней части метаморфических сланцев, переходную зону можно наблю­ дать визуально. По данным В. С. Сукрушева, в стенках горных выработок отчетливо наблюдается постепенный переход от интен­ сивно нефтенасыщенного коричнево-бурого песчаника в верхней части пласта к коричневатому— битуминозному песчанику, посте­

172

пенно вниз по разрезу преобладают все более светлые тона, в ниж­ ней части пласта залегает серый промытый обводненный песчаник. Абсолютные отметки водонефтяного контакта колеблются в значи­ тельных пределах от минус 36 м в скв. 70 до минус 76,6 м в скв. 9, но в основном они близки к минус 50—65 м. Причиной значитель­ ных колебаний ВНК, по-видимому, является блоковое строение месторождения, различная в разных блоках интенсивность верти­ кальной миграции нефти по трещинам из III пласта в вышележа­ щие горизонты или на дневную поверхность, а отсюда и разный уровень ВНК на разных участках.

Основываясь на отмеченном выше увеличении количества газо­ проявлений с глубиной, некоторые геологи пришли в свое время к выводу о поступлении газа в III пласт снизу из метаморфиче­ ских сланцев. Однако эти факты проще объяснить тем, что при сложном чередовании отдельных прослоев песчаников III пласта

. с плотными и практически непроницаемыми аргиллитами образу­ ется множество структурных, структурно-литологических и текто­ нически экранированных ловушек, которые постепенно заполни­ лись газом, выделившимся из нефти при понижении пластового давления в процессе подъема свода Ухтинского поднятия и обра­ зовали как бы газовые карманы или включения в самом III пла­ сте, сохранившиеся в течение длительного времени. Г. И. Треть­ яков (1965) обращает также внимание на еще одну особенность месторождения — широкое площадное и вертикальное распростра­ нение нефтегазопроявлений в песчаниках III пласта и метаморфи­ ческих сланцах в виде примазок нефти и включений твердый би­ тумов по трещинам и пропитывания песчаников нефтью. Особый интерес представляют нефтепроявления в скважинах на далеком восточном крыле Ухтинского поднятия. Например, в скв. 247, нахо­ дящейся в 18 км от современного контура нефтеносности, более 13,7 м песчаника в верхней части III пласта являются битуминоз­ ными с выделением капельно-жидкой нефти.

Пропитывание нефтью песчаников III пласта отмечено также в скв. 254, в 12 км к востоку от контура нефтеносности Ярегского месторождения, скв. 213 и 299, расположенных соответственно в 15 и 19 км от контура, и в скв. 20 Чибью, находящейся в черте города Ухты. В этой скважине верхняя часть III пласта также не­ сет следы остаточного нефтенасыщения, а вышезалегающие линзо­ видные песчаники II пласта пашийского горизонта содержат за­ лежь легкой нефти.

Резкий запах бензина имеют песчаники нижней части III пла­ ста мощностью 23 м в скв. 8 Седью, пробуренной в 17 км к юговостоку от Ярегского месторождения и вскрывшей кровлю III пла­

173

В большинстве вышеуказанных скважин битуминозность и про­ питывание песчаников III пласта нефтью наблюдается по всему

Многочисленные нефтепроявления в трещиноватых метаморфи­ ческих сланцах фундамента на своде Ухтинского поднятия и его северной периклинали в виде примазок по трещинам густой нефти, слабого пропитывания нефтью кварцитовидных песчаников и вклю­ чений твердого битума и асфальтита встречены многочисленными скважинами на различных гипсометрических отметках вплоть до минус 327 м, т. е. на 270 м ниже современного положения ВНК. Ярегской нефтяной залежи. Такие нефтепроявления встречены в 60 скважинах из 260 пробуренных в пределах Центрального и Ярегского участков Водного промысла (северная часть Ухтинского поднятия) и в восьми скважинах на собственно Ярегском место­ рождении.

Газопроявления из трещиноватых зон метаморфических слан­ цев встречаются в скважинах не менее часто, чем нефтепроявле­ ния, в виде небольших скоплений свободного газа в ловушках тектонического происхождения и газа, растворенного в воде, насы­ щающей трещины и прослои кварцитовидных песчаников в мета­ морфических сланцах. На Водном промысле эксплуатационные скважины, пробуренные на метаморфические сланцы, обычно фон­ танировали водой благодаря растворенному в ней газу, причем га­ зовый фактор составлял 1 м3 в кубометре воды, что при сущест­ вующих пластовых давлениях и температуре соответствует полному насыщению воды газом. Многочисленные скопления свободного, в основном метанового, газа приурочены к Центральному участку Водного промысла, гипсометрически наиболее приподнятому на Ухтинском поднятии. После значительной дегазации участка Вод­ ного промысла фонтанирование воды в эксплуатационных скважи­ нах прекратилось.

В пределах сводовой части Ухтинского поднятия нефтепроявле­ ния отмечены в песчано-алевролитовых породах пашийского и кыновского горизонтов.

Пашийский горизонт представлен мелко- и тонкозернистыми глинистыми разностями песчаников и алевролитов. На структурной террасе восточного крыла Ухтинского поднятия в основании па­ шийского горизонта встречено скопление грубозернистого песчано­ гравийного материала (Чибьюское месторождение). Песчаники и алевролиты пашийского горизонта, выделяющиеся под названием II пласта, в своде Ярегского месторождения обычно битуминозны, но промышленных залежей нефти не содержат. Нефть, получен­ ная в нескольких скважинах в виде малодебитных притоков

174

меси). Только в скв. 206 на более погруженном Лыаельском уча­ стке из пашийских отложений получен небольшой перелив более легкой нефти (0,893 г/см3) с выходом фракций до 300°С 35,5%, содержанием серы 0,96% и акцизных смол 31,0%. Нефть плот­ ностью 0,865—0,900 г/см3 содержится также в пашийском горизонте Чибьюского месторождения на восточном погружении Ухтинского поднятия.

В кыновских отложениях выделяются два прослеживающихся по площади песчано-алевролитовых пласта: пласт А, залегающий в средней части кыновского горизонта, и пласт I, размытый в своде поднятия и выделяющийся на восточном крыле Ухтинского подня­ тия. Отмечается нефтегазонасыщенность обоих пластов как тяже­

Формирование Ярегского месторождения проходило, вероятно, по следующей схеме (рис. 31). Образование даже сохранившихся к настоящему времени запасов нефти Ярегского месторождения не могло произойти за счет органического вещества в среднедевонских и нижнефранских терригенных осадках, отложившихся на месте современного свода и восточного крыла Ухтинского поднятия в виде почти изолированного пятна площадью около 3000 км2 при средней мощности 100—150 м.

Несомненно, что основная масса нефти и газа мигрировала в пределы Ухтинского поднятия из Верхнеижемского района и Пе­ чорской впадины через «песчаный пролив», соединяющий в районе Нямедской площади ухтинское пятно среднедевонских пород с рас­ положенным восточнее полем регионального развития среднедевон­ ских отложений. Остаточная нефтегазонасыщенность песчаных среднедевонских коллекторов в районе этого «песчаного пролива» в скважинах на Нямедской и Леккемской площадях является без­ условным доказательством миграции нефти и газа по этим коллек­ торам в направлении наиболее гипсометрически приподнятого свода Ухтинского поднятия.

Палеогеологические и современные профили наглядно показы­ вают, что Ухтинское поднятие в основном сформировалось в послеверхнепермское время. Ранее на месте современного Ухтинского поднятия существовала мульда, выполненная среднедевонскими и нижнефранскими отложениями и отделенная от регионального по­ гружения слоев на восток относительно приподнятым вилообраз­ ным поднятием, протягивающимся с севера на юг через Висскую, Ваныоскую и Южно-Айювинскую площади в район Нямеди. Есте­ ственно, что и миграция углеводородных флюидов к своду

175

Ухтинского поднятия могла начаться через Нямедский «песчаный пролив» только после того, когда Ухтинское поднятие оказалось гипсометрически достаточно приподнятым относительно этого про­ гиба, т. е. не раньше конца нижнепермского или начала триасового времени.

Ярега

Ярега

Рис. 31. Схема, иллюстрирующая последовательные этапы формирования Ярегского и Чибыоского месторождений.

а — положение газовой шапки и нефтяной оторочки в III пласте и метаморфических сланцах до начала дегазации Ярегского месторождения; б — современное положение Ярегской залежи

движения нефтяной оторочки при сокращении объема газовой шапки; 8 — газовая шапка.

Образовавшаяся в своде Ухтинского поднятия газонефтяная за­ лежь имела первоначально значительно более широкие контуры и этаж продуктивности, чем современная Ярегская залежь тяжелой нефти. Доказательством служит наблюдающееся на далеком по­ гружении восточного крыда Ухтинского поднятия остаточное нефте­ насыщение песчаников III пласта на полную мощность или на зна­ чительную ее часть (скв. 3 и 10 Седью, скв. 20 Чибью, скв. 247,

176

254, 213, 299 и др.), что возможно только при наличии в этих районах нефтяной залежи. На это же указывают и нефтепроявления в трещиноватых метаморфических сланцах на низких гипсо­ метрических отметках. Поскольку песчаники III пласта залегают непосредственно на разбитом многочисленными трещинами мас­ сиве метаморфических сланцев фундамента, то образовавшаяся в своде Ухтинского поднятия газонефтяная залежь, несомненно, была массивной с единым уровнем водонефтяного и газонефтяного контактов в песчаниках III пласта и сообщающихся с ними трещи­ нах метаморфических сланцев. Дифференциация газа, нефти и воды в своде Ухтинского поднятия происходила по гравитацион­ ному признаку: наиболее приподнятые участки песчаников III пла­ ста были целиком заполненными газом, который практически пол­ ностью оттеснил воду из высокопористых (в среднем более 20%) и высокопроницаемых песчаников живетского яруса, а также из трещиноватых зон и кварцитовидных песчаников фундамента; ниже образовалась нефтяная оторочка (подстилающая газовую шапку нефтяная подушка), насыщенная растворенным газом, и еще ниже — пластовая вода, также содержащая растворенный газ.

При постепенном подъеме свода Ухтинского поднятия и соот­ ветствующем понижении пластового давления в формировавшейся залежи объем газовой шапки увеличивался как за счет расширения газа и выделения новых его порций из нефти, так и за счет поступ­ ления через Нямедский «песчаный пролив» новых дополнительных объемов нефти и газа из более погруженных участков Верхнеижемского района и Ижма-Печорской впадины. В результате этих процессов в своде Ухтинского поднятия образовалась огромная га­ зонефтяная залежь. Об этаже этой палеозалежи можно судить достаточно уверенно по зафиксированным скважинами признакам остаточного нефтенасыщения в трещинах метаморфических слан­ цев фундамента на глубинах до 300 м ниже кровли последних. Учитывая мощность песчаников III пласта, местами превышающую 70 м, этаж существовавшей газонефтяной залежи определяется не менее чем в 370—400 м. Если же рассчитывать этаж нефтегазонасыщения по современному положению кровли нефтеносных пес­ чаников III пласта и нефтенасыщению аналогичных песчаников в скв. 20 Чибью и скв. 8 Седью на абсолютных отметках до минус 80 м, то высота залежи определится цифрой близкой к 600 м. Од­ нако последняя цифра может быть существенно завышена, так как наклон восточного крыла и амплитуда всего Ухтинского поднятия могли значительно увеличиться уже после формирования в преде­ лах последнего нефтяной залежи, и поэтому современное гипсо­ метрическое положение нефтенасыщенных песчаников III пласта может не отвечать условиям палеозалежи. Более правильным явля­ ется расчет этажа газонефтяной залежи по мощности отложений в пределах свода Ухтинского поднятия, в которых встречаются при­ знаки нефтегазонасыщения. Согласно этому расчету высота равна

400 м.

Нефтенасыщение песчаников III пласта в районе Чибьюского месторождения (скв. 20 Чибью, 254 и др.) свидетельствует о том, что в отдельные моменты геологической истории нефтяная ото­ рочка в III пласте простиралась далеко на восток, захватывая тер­ риторию Чибьюского месторождения. Именно в эти моменты не ис­ ключена возможность образования линзовидной песчаниково-га- лечниковой залежи II пласта пашийского горизонта на Чибьюском месторождении за счет вертикальной миграции нефти из нижезалегающих нефтеносных песчаников III пласта. К такому же вы­ воду пришли в свое время А. Н. Желудев (1952), Б. Я. Вассерман (1961, 1964) и С. М. Домрачев и др. (1963). По-видимому, перво­ начально мигрировавшая в пределы Ухтинского поднятия нефть была легкой, какой она и сохранилась в линзовидных песчани­ ках II пласта пашийского горизонта. Она не подвергалась значи­ тельному воздействию пластовых подошвенных вод, движение ко­ торых в сложно построенном коллекторе было затруднено.

Вместе с тем допускается возможность генерации нефти и в са­ мих пашийских отложениях на территории Ухтинского поднятия и прилегающей с востока Ижма-Печорской впадины с последующей местной латеральной миграцией углеводородов по песчано-алевро- литовым коллекторам и образованием в них залежей нефти и газа. Примером может служить Порожская (Айювинская) структура, где нефтенасыщенные песчаники пашийского горизонта залегают непосредственно на метаморфических сланцах.

В пределах сводовой части Ухтинского поднятия, занятой газо­ вой шапкой, все сложно построенные микроловушки (небольшие локальные ловушки разного типа) в трещиноватых коллекторах метаморфических сланцев и в прослоях песчаников III пласта, че­ редующихся с непроницаемыми аргиллитами, образованные соче­ танием структурно-стратиграфического, литологического и текто­ нического факторов, оказались полностью заполненные газом, оттеснившим нефть и пластовую воду вниз.

В процессе дальнейшего подъема Ухтинской структуры отложе­ ния перми, карбона и верхнего девона на ее своде оказались раз­ мытыми вплоть до верхней части кыновского горизонта, в резуль­ тате чего герметичность покрышки над газонефтяной залежью оказалась нарушенной, газ из газовой шапки начал теряться в ат­ мосферу с соответствующим падением пластового давления, что в свою очередь вызвало постепенный подъем газонефтяного и водонефтяного контактов. Нефтяная оторочка как бы поползла вверх к своду Ухтинского поднятия, оставляя на пути своего движения следы в виде остаточного нефтенасыщения песчаников и трещин наиболее тяжелыми фракциями нефти и твердыми асфальтово­ смолистыми веществами. При подъеме газонефтяного контакта и сокращения объема газовой шапки нефть постепенно насыщала поровые и трещинные коллекторы, ранее занятые газом, о чем сви­ детельствует исключительно низкая остаточная водонасыщенность в песчаниках III пласта в своде Ухтинской структуры, составля­

178

свиты верхнефранского подъяруса. В III пласте на Чибьюском месторождении песчаники имеют лишь остаточное нефтенасыщение. Основным продуктивным горизонтом служит II пласт средне­ девонского возраста мощностью 7—13 м, состоящий из несколь­ ких прослоев песчаников. В основании II пласта залегает линзо­ видный прослой галечников мощностью 1—6 м.

Песчано-галечниковые отложения II пласта Чибьюского место­ рождения содержат залежь нефти средней плотности (0,865— 0,900 г/см3), с высоким содержанием смолистых веществ (39,6%), парафина 3,6%, серы 0,9%. Водонефтяной контакт в начале раз­ работки проходил на отметке минус 350 м. Во II пласте Чибь­ юского месторождения содержатся небольшие скопления свобод­ ного газа, встречающиеся как выше, так и ниже нефтяной залежи. Ни подошвенной, ни контурной воды скважинами не вскрыто. Ме­ сторождение по запасам нефти оказалось очень небольшим и сей­ час в основном выработано.

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

Месторождение расположено к юго-востоку от Ухты и приуро­ чено к одноименной структуре, представляющей собой антикли­ нальную складку северо-западного простирания (рис. 32). Углы па­ дения крыльев составляют 30—40'. Вдоль северо-восточного крыла проходит региональный Войвожский сброс, прослеживающийся на юго-восток до района Войвожского месторождения. Зона тектони­ ческого нарушения состоит из ряда блоков, смещенных относи­ тельно друг друга по круто падающим плоскостям сбрасывателей. Северо-восточное крыло структуры погружено относительно свода на 250—280 м.

Промышленногазоносными являются песчано-алевролитовые отложения II пласта живетского яруса, общая мощность которого составляет 10—-12 м, а эффективная 6-—8 м. Пласт неоднороден, часто происходит замещение песчаников плотными алевролитами. Начальный газоводяной контакт проходил по изогипсе минус 570 м, начальное пластовое давление составляло 71 кгс/см2. Де­ биты скважин 240—430 тыс. м3/сут.

Небольшие по запасам залежи газа выявлены в 16 и в III пла­ стах на одном из опущенных блоков восточного крыла структуры вблизи регионального сброса. На большей части структуры III пласт обводнен. Запасы газа во II пласте 310 млн. м3. Нефтя­ ной оторочки пробуренными скважинами не встречено.

Особенностью Нямедского газового месторождения является приуроченность к нему асфальтитов в виде вкрапленных и импрегнированных руд на контакте верхнедевонских и визейских извест­ няков и доломитов. На западном крыле и своде Нямедской струк­ туры встречаются в основном вкрапленные асфальтитовые руды в верхнедевонских трещиноватых и кавернозных известняках. Пло­ щадь распространения асфальтитов превышает 40 км2. Второй уча­

180