книги из ГПНТБ / Завьялов В.М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепропетровско-Донецкой впадине

Известен еще ряд факторов геологического характера, подтверж­ дающих доминирующую роль вертикальной миграции углеводо­ родов в Днепровско-Донецкой впадине. Об этом, в частности, сви­ детельствует широкое распространение в регионе залежей массив­ но-пластового типа. Эти залежи обычно имеют единые водонефтяные и газоводяные контакты, указывающие на гидродинамическую связь составляющих их продуктивных пластов. Поскольку многие пласты-коллекторы характеризуются значительной литологическон изменчивостью, отмечающейся в основном на удалении от центра поднятия, формирование массивно-пластовых залежей должно бы­ ло происходить путем вертикальной миграции углеводородов. Бо­ ковая миграция могла иметь место в основном в пределах струк­ туры —- продвижение нефти и газа от свода складки к крыльям.

Изложенное выше убедительно подтверждается на примере Шебелинского месторождения (см. рис. 12), где нижнеангидритовый газоносный горизонт совместно с продуктивными горизонтами сви­ ты медистых песчаников нижней перми и верхнего карбона образует массивно-пластовую залежь газа. Высота залежи достигает 1150 м; контакт газ — вода проводится по отметке —2270 м. Характерно, что контур верхнего на месторождении нижнеангидритового гори­ зонта, мощность которого достигает 150 м, значительно уже конту­ ра газоносности отложений свиты медистых песчаников, что объ­ ясняется литологическим ограничением горизонта на периферии складки, исключающим возможность формирования газовых скоп­ лений за счет боковой миграции.

Образование газовой залежи в нижнеангидритовом горизонте произошло в результате вертикальной миграции углеводородов. До­ казательством этого является зависимость продуктивности гори­ зонта от зон тектонических нарушений. Большие дебиты в скважи­ нах на своде складки (абсолютно свободный дебит газа в скв. 34 достиг 5870 тыс. м3 /сут) объясняются перетоками газа из высокопро­ дуктивных пластов свиты медистых песчаников. Значительно мень­ шие дебиты (до 200 тыс. м3 /сут) отмечаются в скважинах, располо­ женных на северо-западном и юго-восточном участках месторож­ дения, что обусловлено изоляцией нижнеангидритового горизонта 6т нижнележащих газоносных пластов. Таким образом, в основной продуктивной толще Шебелинского месторождения, представлен­

обусловленная тектоническими нарушениями. Эта система работа­ ет как единый продуктивный пласт (Агишев, Рябых, 1964), являю­

О существующих на многих площадях впадины неблагоприятных условиях для боковой миграции может свидетельствовать и значи­ тельное количество пластовых сводовых залежей нефти и газа, ли-

;53

тологически ограниченных в той или иной степени. Так, из 17 промышленно газо- и нефтеносных горизонтов Зачепиловского место­ рождения 13 содержат залежи, ограниченные на значительном про­ тяжении литологически и тектоническими нарушениями. Встре­ чаются залежи, экранированные литологически почти со всех сто­ рон, за исключением небольших участков, где нефть или газ кон­ тактируют с малоактивными водами, отделенными в свою очередь от областей питания литологическими , барьерами. Также и на Радченковском месторождении залежи нефти, приуроченные к ос­ ложняющим складку куполообразным вздутиям, находятся в ос­ новном в горизонтах, отличающихся непостоянными коллекторскими свойствами. В пластах с активными водами, как правило, скоп­ ления нефти и газа отсутствуют. Все это дает основание сделать заключение, что при образовании залежей нефти и газа на упомя­ нутых месторождениях большое значение имела вертикальная ми­ грация углеводородов.

Ведущая роль вертикальной миграции подтверждается и мно­ гопластовым характером месторождений. Большинство месторож­ дений во впадине имеют от 3—4 до 20 и более продуктивных гори­ зонтов, залегающих в разновозрастных отложениях в диапазоне от нескольких сот метров до 1,5—2,0 км и более. Несомненно, что промышленная нефтегазоносность на этих площадях не ограничи­ вается вскрытой бурением частью разреза, а опускается в глубо­ кие горизонты осадочного чехла. С увеличением глубины разведоч­ ных скважин на многих месторождениях в последние годы получены доказательства промышленной нефтегазоносное™ .и более глу­ боко залегающих отложений. Следовательно, на примере Днепров­ ско-Донецкой впадины еще раз подтверждаются высказывания о том, что образование многопластовых месторождений и опускание

Определенные указания на условия миграции и аккумуляции углеводородов дает характер площадного распределения в регионе запасов нефти и газа. Как известно, о соотношении в регионе меж­ ду «пустыми» и нефтегазоносными поднятиями судят обычно в процессе его изучения по значению коэффициента эффективности разведки структур. Этот коэффициент в Днепровско-Донецкой впа­ дине равен примерно 0,3, т. е. из каждых десяти исследовавшихся структур три оказывались в той или иной степени нефтегазонос­ ными. Однако необходимо учитывать, что многие из этих поднятий содержат весьма незначительные количества нефти и газа, основ­ ные запасы которых сосредоточены в нескольких месторождениях (Шебелинское, Ефремовское, Западно-Крестищенское, Леляковское, Гнединцевское, Глинско-Розбышевское). Подобное распре­ деление скоплений нефти и газа в осадочной толще впадины опятьтаки свидетельствует о формировании месторождений преимущест­ венно путем вертикальной миграции углеводородов. Ибо, отдавая

54

предпочтение боковой миграции, затруднительно объяснить отме­ ченное неравномерное распределение запасов нефти и газа.

Представление о характере миграции нефтяных углеводородов во впадине можно получить и из рассмотрения данных о физико-хи­ мических свойствах нефтей.

сходство независимо от возраста вмещающих отложений, что позво­ ляет предполагать генетическую связь нефтей Днепровско-Донецкой впадины. Наблюдаемые по разрезам отдельных месторождений из­ менения физико-химических свойств нефтей из различных продук­ тивных горизонтов (повышенное содержание и, наоборот, отсутст­ вие асфальтенов, изменение степени окисленное™ и ассоциирован­ ности смол и др.) объясняются дифференциацией нефтей при их вертикальной миграции и гипергенными процессами.

Отмеченные особенности в размещении залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине характерны также и для других нефтегазоносных провинций. Так, определяющее значение регио­ нальных покрышек в размещении скоплений нефти и газа (при ус­ ловии, конечно, существования других факторов, необходимых для формирования залежей,— наличия ловушек, пород-коллекто­ ров) отчетливо проявляется во многих нефтегазоносных областях. На Северном Кавказе в области платформенного склона ЗападноКубанского прогиба на обширной площади установлена газонос­ ность отложений апта и нижнего альба. Газовые и газоконденсатные залежи в этих отложениях экранируются регионально выдер­ жанной толщей средне-верхнеальбеких глин. В Западном Узбе­ кистане и Юго-Восточной Туркмении основными покрышками яв­ ляются соляно-ангидритовая свита, верхней юры и нижнеальбекие глины. В соответствии с характером распространения соляно-ан- гидритовой свиты здесь отмечается вполне закономерное размеще­ ние по разрезу нефтяных и газовых скоплений, обнаруженных в области развития мощных гомогенных масс соли только в подсолевых карбонатных и терригенных толщах юры (Сверчков, 1965). Уместно сослаться также на особенности распределения скоплений углеводородов в Западной Сибири, где широко распространена неф­ тегазоносное™ отложений нижнего мела и юры. Нефтегазоупором на этой территории служит почта повсеместно распространенная глинистая толща верхней юры и валанжина — отложения марьяновской и куломзинской свит.

Так же, как и в Днепровско-Донецкой впадине, в других регио­ нах доминирующая роль региональных слабопроницаемых толщ в размещении залежей нефти и газа подтверждается тем, что увели­ чение по разрезу стратиграфического этажа нефтегазоносное™ происходит в основном на площадях, для которых свойственно ухудшение качества покрышек (сокращение их мощности, опесчанивание, развитие трещиноватости или перебитость тектоническими

55

нарушениями). Например, возрастание по разрезу осадочного ком­ плекса диапазона нефтегазоносности в результате ухудшения экра­ нирующих свойств покрышек наблюдается на месторождениях Се­ верного Предкавказья (Ставропольский свод, Прикумский район). В районах, где альбская глинистая покрышка распространена: спо* радически, имеет небольшую мощность или опесчанена, нефтегазоносность захватывает верхнемеловые и более молодые отложе­ ния (Наливкин и др. «Роль...», 1967).

Наглядно проявляется зависимость между мощностью покры­ шек и размерами экранируемых ими залежей. Установлено, что почти все крупные газовые залежи на эпигерцинских плитах (Запад­ но-Сибирской, Турано-Скифской) находятся в пачках коллекторов, перекрытых мощными выдержанными покрышками (Наливкин и др. «Роль...», 1967). Как это зафиксировано во многих районах, наи­ более крупные залежи приурочены обычно к продуктивным пла­ стам, находящимся под региональными покрышками. Степень за^ полнения ловушек углеводородными флюидами в таких пластах несравненно выше, чем в ловушках, перекрытых невыдержанными покрышками (Преображенская и др. «Закономерность...», 1967). В толщах, представленных частым переслаиванием пород-коллекто­ ров и покрышек незначительной мощности, нередко содержится много залежей, но по своим размерам они несоизмеримы с зале­ жами, сосредоточенными под мощными региональными покрыш­ ками., В. Ф. Никонов (1971) отмечает, что нефтяные и газовые ме­ сторождения-гиганты формируются в областях распространения ре­ гиональных покрышек. Ниже таких покрышек отмечается большая вертикальная проницаемость разреза, обусловленная или отсутст­ вием хороших экранов, или трещиноватостыо и нарушениями, т. е. факторами, способствовавшими аккумуляции нефти и газа под ос­ новными изолирующими толщами.

В свете вышеизложенного утверждение о том, что региональ­ ная нефтегазоносность определенных стратиграфических комплек­ сов обусловлена распределением достаточно мощных и качествен­ ных покрышек, контролирующих благоприятные условия для ак­ кумуляции нефти и газа, представляется логическим следствием анализа материала, характеризующего особенности размещения скоплений углеводородов в осадочной толще земной коры.

Подобная региональная нефтегазоносность отдельных свит от­

нефти. Так, например, М. К- Калинко (1968), рассматривая регио­ нально-нефтегазоносные свиты в ряде провинций, отмечает: «Совер­ шенно очевидно, что если бы нефть и газ поступали снизу по зонам разломов, то нигде не было бы такой строгой и постоянной страти­ графической приуроченности залежей». Оставляя в стороне вопрос о происхождении нефти, необходимо подчеркнуть, что как в Днеп­ ровско-Донецкой впадине, так и в других регионах, где наблюда­ ется четкая связь между стратиграфическими этажами нефтегазо-

56

носности и распределением в разрезе покрышек (Западно-Сибир­ ская низменность, Западное и Восточное Предкавказье, Средняя Азия и- др.), характер размещения скоплений углеводородов по разрезу осадочного комплекса свидетельствует о проявлении в большом, масштабе вертикальной миграции флюидов. Так, в Запад­ ном Узбекистане и Юго-Восточной Туркмении намечается зако­ номерное увеличение диапазона нефтегазоносности в районах с резко ухудшенными экранирующими свойствами покрышек или с развитием тектонических нарушений, т. е. в районах с условиями, способствовавшими перетоку углеводородов в верхние горизонты осадочной толщи (Сверчков, 1965).

Подобная картина вырисовывается в Западно-Сибирской низ­ менности, в центральной части которой залежи нефти и нефтепроявления распространены по всему вскрытому разрезу юрско-ме- ловой.толщи. На многих площадях, где выявлены залежи нефти в отложениях нижнего мела, в юрско-валанжинской части разреза установлены тектонические нарушения и зоны интенсивной трещиноватости. Примечательно, что по. составу нефти в одновозрастных горизонтах разных районов различаются больше, чем нефти в раз­ ных горизонтах одного района. Эти, а также другие факты, дали ос­ нование полагать, что в рассматриваемом регионе происходила вер­ тикальная миграция нефти из юрских отложений в вышележащие (Наливкин и др. «Роль...», 1967).

Таким образом, рассмотренный материал приводит к заключе­ нию, что каков бы ни был источник нефтегазообразования — будь то подкоровые и коровые зоны или рассеянное органическое ве­ щество в нижних горизонтах осадочного чехла земной коры,— ми­ грация углеводородов по тектоническим нарушениям и зонам трещиноватости в верхнюю часть осадочного комплекса должна приводить в конечном итоге к распределению их скоплений в ин­ тервалах разреза, характеризующихся наиболее благоприятными условиями для формирования и сохранения залежей, т. е. под наи­ более качественными покрышками. Следовательно, региональная нефтегазоносность тех или иных стратиграфических комплексов является отражением существования именно подобных условий, а не природы нефтегазообразования.

Анализируя размещение залежей нефти и газа под региональ­ ными покрышками», мы обращали внимание на их мощность. Но эк­ ранирующие свойства покрышек являются функцией многих фак­ торов, среди которых важное место занимают литолого-минерало- гические и физико-химические особенности пород, слагающих нефтегазоупорные толщи. Остановимся кратко на рассмотрении этих факторов, оказывающих большое влияние на распределение скоп­ лений углеводородов в осадочном комплексе.

Как известно, в исследованной части осадочного чехла земной коры основными литологическими экранами для нефти и газа ча­ ще всего являются глинистые и галогенно-сульфатные толщи. Изо­ лирующие свойства пород, слагающих эти толщи, обусловлены

57

их пластичностью, препятствующей развитию трещиноватости. В группе пластичных пород наиболее распространенными являются глины, экранирующая способность которых зависит от их минера­ логического состава и в значительной мере от присутствия таких гидрофильных минералов, как монтмориллонит и деградирован­ ная слюда. Глинистые пачки, сложенные гидрофобными глинисты­ ми минералами (каолинитом, окристаллизованной гидрослюдой и др.), относятся к покрышкам невысокого качества (Филиппов, 1964, 1967; Шабаева, Чулкова, 1966; Ханин, 1968; Поляк, 1968 и др.).

В Днепровско-Донецкой впадине выявленные промышленные скопления нефти и газа сосредоточены под глинистыми и галогенносульфатными покрышками, причем последние не имеют столь ши­ рокого распространения, как первые. Наибольшие запасы нефти сосредоточены под верхнепермскими пестроцветиыми гидрослюдистымп с примесью монтмориллонита глинами, залегающими в основном на глубине от 800 до 2000 м и достигающими мощности 110—120 м. Находящиеся ниже по разрезу в карбоне покрышки сло­

лирующие свойства этих глинистых пород варьируют в широких

глинах с существенным содержанием каолинита. Меньшая мощ­ ность и плохая выдержанность глинистых пачек основной части разреза среднего карбона наряду с худшими экранирующими свой­ ствамиглин каолинит-гпдрослюдистого состава объясняют сравни­ тельно небольшие запасы нефти и газа среднекаменноугольных от­ ложений.

Примерно на глубине 2300—2500 м глины постепенно сменя­ ются аргиллитами'1 . Эти породы, подвергшиеся эпигенетическим преобразованиям, минералогически представлены гидрослюдами и смесью гидрослюд с каолинитом. В случае развития в них трещи­ новатости они значительно уступают по удерживающим способ­ ностям глинистым покрышкам, расположенным выше по разрезу осадочного комплекса. Однако толщи плотных аргиллитов могут служить достаточно надежными перекрытиями для значительных скоплений нефти и газа.

Изложенный материал подтверждает необходимость учитывать при выяснении экранирующей способности глинистых иефтегазоупоров не только их мощность, но и литолого-минералогический состав глин. Однако изолирующие качества глин, помимо грану­ лометрического и минералогического состава, предопределяются и физико-химическим состоянием глинистых коллоидных фракций, за-

1 Степень вторичных изменении пород в различных частях впадины неодина­ кова. Наиболее интенсивно эпигенетические процессы проявились на юго-востоке (северо-западные окраины Донбасса). ' .

58

висящим от величины емкости поглощения и от насыщенности по­ глощенного комплекса теми или иными обменными катионами. По­ рода может характеризоваться высокой емкостью поглощения об­ менных катионов, но не иметь достаточного количества прочно связанной воды, обладающей свойствами твердой фазы и препятст­ вующей миграции подвижных углеводородов через поры. Это объ­ ясняется тем, что различные обменные катионы ввиду своих при­ родных особенностей по-разному воздействуют на коллоидную фракцию глин. Среди обменных катионов выделяют катионыко­ агуляторы и катионы-диспергераторы коллоидных фракций. Гли­ ны, насыщенные обменным кальцием, обладают малой набухаемостью и пластичностью, минимальной гигроскопичностью, макси­ мальным капиллярным подъемом воды и наибольшей фильтра­ ционной способностью. Насыщение глин обменным натрием ведет к уничтожению микроструктуры глинистых образований, увеличи­ вает дисперсность глинистых частиц, а следовательно, и их удель­ ную поверхность и количество прочно связанной воды. Обычно до­ статочно небольшого количества катионов натрия в поглощенном комплексе, чтобы значительно снизилась проницаемость глин.

Интересные данные об удерживающей способности нефтегазоупоров получены Е. А. Шабаевой и В. В. Чулковой (1966), изучав­ ших минералогию и физико-химические особенности глинистых по­ крышек над продуктивными горизонтами мезозоя Бухаро-Хивин- ской области. Проведенное названными авторами исследование глин-покрышек показало, что сорбционная емкость этих пород, со­ став поглощенных катионов, состояние дисперсности и минералоги­ ческий состав находятся между собой в полном согласовании. Наи­ лучшими изолирующими качествами в изучавшемся разрезе обладали глины мелового возраста, имеющие монтмориллонитовогидрослюдистый и гидрослюдистый с примесью монтмориллонита со­ ставы и характеризующиеся максимальной для исследовавшихся пород величиной емкости поглощения. Примечательно, что в не­ которых глинистых пачках, представляющих собой хорошие по­ крышки, в поглощенном комплексе наблюдалось преобладание об­ менного кальция над обменным натрием. Наихудшие экранирую­ щие свойства у среднеюрских глин. Каолинитовый состав этих глин определяет сравнительно небольшую их емкость и крупнодиспер­ сионный характер глинистого вещества. В соответствии с литоло- го-м.инералогическим составом и физико-химическими свойствами глин находятся и их экранирующие способности. Было отмечено, что мощность некоторых качественных покрышек составляет всего 5—10 м, но изолирующие свойства у них значительно лучше, чем

уиных более мощных глинистых толщ.

Всвете приведенных данных, очевидно, что при рассмотрении изолирующих способностей глинистых покрышек в связи с их мощ­ ностью сравнению следует подвергать только такие экраны, кото­ рые сложены глинами, однородными по своему литолого-минера- логическому составу и физико-химическим особенностям.

59

Известный в геологии вывод об ухудшении с глубиной экрани­

по механике горных пород, проведенными в условиях, близких к> природной обстановке на больших глубинах.

Следовательно, для практики геологоразведочных работ на нефть и газ очень важно знание нижнего предела нахождения пла-~ стичных глин в тех или иных районах. Следует подчеркнуть, что об­ щей функциональной зависимости окаменения глин от глубины их залегания не может быть выведено. Интенсивность проявления фак­ торов эпигенеза обусловливает неодинаковую для геологических разрезов различных структурно-тектонических областей потерю гли­ нистыми частицами гидратно-йонных оболочек н, как следствие, не­ одинаковое ухудшение их пластичности. В одних верхняя граница зоны эпигенетического преобразования пород поднимается сравни­ тельно высоко в разрезе осадочного комплекса, в других же — опу­ скается на большие глубины. Здесь надо учитывать н возраст гео­ логических образований. Например, как отмечают Г. И. Теодорович и А. А. Чернов (1965), к отложениям апшеронской продуктивной толщи, образовавшимся в условиях молодого прогиба, нельзя под­ ходить так же, как к давно сформированным породам других реги­ онов. Поэтому нахождение пластичных глин на Апшероиском по­ луострове на больших глубинах, прежде всего, объясняется незна­ чительным временем формирования осадочной толщи, когда еще не успели проявиться в достаточной степени изменения минерало­ гического состава и физико-механических свойств пород.

Поскольку глинистые покрышки широко 'распространены в верх­ них горизонтах осадочного чехла земной коры, они во многом должны определять распределение здесь скоплений нефти и газа. А ухудшение экранирующих свойств глин с глубиной должно ска­ зываться на общем характере распределения запасов этих полез­

ность...», 1967), по нашему мнению, в значительной степени обуслов­ лена распространением в пределах этих глубин в разрезе многих осадочных бассейнов региональных покрышек, представленных, в том числе и малоиз'мененными глинами, обладающими высокими экранирующими свойствами (Завьялов, 1969).

В заключение краткого рассмотрения экранирующих свойств глинистых пород следует еще отметить, что изолирующие возмож­ ности этих пород, по-види/мому, различны по отношению к нефти и газу. Так, по мнению А. Е. Лукина (1971), покрышкой для газовых залежей могут являться и глинистые породы, обладающие неблаго­ приятным для экранирующих свойств 'минералогическим составом, но характеризующиеся повышенной минерализацией поровых вод,

60

обусловливающей снижение растворимости газов в воде в десятки раз, резко ослабляя скорость их диффузии через раствор.'

Из вышеизложенного можно сделать вывод о большом значении для практики поисковых и разведочных работ установле­ ния в разрезе изучаемого региона основных малопроницаемых толщ и определения их площадного распространения, так как наи­ большая вероятность обнаружения залежей нефти и газа возможна в отложениях, залегающих непосредственно под мощными покрыш­ ками. Однако возможность наличия залежей нефти и газа под слабопроннцаемой толщей не всегда находится в .прямой зависимости от качества и мощности последней. На величину содержащихся под покрышкой запасов нефти .и газа влияет много факторов (слож­ ность геологического строения площади, местоположение структу­ ры в регионе, время формирования ловушки и т. п.), действие ко­ торых может полностью затушевать зависимость между качеством покрышки и величиной запасав. В случае недавнего поступления углеводородов в верхние горизонты осадочной толщи весь разрез может быть более или менее насыщен их скоплениями под слабо­ проницаемыми толщами. Если же миграция углеводородов имела место в отдаленном прошлом, то залежи нефти и газа могли сохра­ ниться под наиболее качественными покрышками.

Особенности пространственного размещения скоплений нефти

игаза

ВДнепровско-Донецкой впадине наблюдается определенная площадная диффѳреніцированность в распределении различных ти­ пов скоплений углеводородов: в северо-западной и средней частях региона распространены .как нефтяные, так и газовые залежи, а на юго-востоке — в основном газовые. Такая дифференцированность в размещении месторождений установлена во многих нефтегазонос­ ных провинциях, где наряду с преимущественно нефтегазоносными районами выделяются нефтеносные или в основном газоносные районы. Научное обоснование такой площадной зональности рас­

пространения нефтяных и газовых скоплений в должной степени еще не разработано.

В ряде исследований приводились объяснения распространения во впадине зон преимущественного развития газов'ых или нефтега­ зовых месторождений.

Так, И. Г. Баранов, О. А. Пархомовокий и Л. П. Швай (1963) в продольном разрезе Днепровско-Донецкой впадины выделили (сверху вниз) газовую, нефтегазовую и нефтяную зоны, погружаю­ щиеся в юго-восточном направлении. Распределение нефтяных и га­ зовых залежей поставлено в' зависимость от мощности осадочного комплекса: малое количество газовых залежей на северо-западе объясняется недостаточной мощностью отложений, не обеспечив­ шей условия для сохранения залежей.. Однако, во-первых, резуль­ таты поисково-разведочных работ последних лет не подтвердили

61