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

пие газа в рассматриваемой ловушке оставалось неизменным за 'всю историю существования залежи.

С данным представлением, не только положенным в основу раз­ работки ряда методов определения времени образования залежей, но H используемым зачастую при установлении закономерностей в размещении скоплении нефти п газа в отдельных провинциях, труд­ но согласиться. Практика разведки п эксплуатации нефтяных и га­ зовых месторождений свидетельствует, что значительные изменения в физическом состоянии жидкостей и газов происходят уже на пер­ вых этапах разбуривания месторождения. Изменяются давление, температура, состав компонентов нефти, газа и воды. Развивается

масштабе перемещение флюидов вверх по разрезу осадочной тол­ щи и в горизонтальном направлении по пористым пластам должно происходить в периоды повышения тектонической активности. Не вызывает сомнения, что образование разрывного нарушения или

возможно считать неизменным равновесие в недрах нефтяных и га­ зовых месторождений на протяжении длительного геологического периода?

Между тем, именно давление насыщения — как функция глуби­

времени аккумуляции нефти. Рекомендации по применению данно­ го метода, основанного на представлениях, что начальная залежь нефти формируется при предельном насыщении газом, и величина давления насыщения соответствует глубине ее образования, содер­ жатся во многих работах. Расчеты времени формирования нефтя­ ных залежей по давлению насыщения производились и для место­ рождений Днепровско-Донецкой впадины. Так, В. А. Витенко, Р. М. Новосилецкий и Л. П. Швай (1966), отметив недонасыщенность пластовых иефтей во впадине (степень пережатия составляет 84— 166 кгс/см2 ), делают вывод, что «формирование нефтяных залежей происходило на небольшой глубине при низком пластовом давле­ нии. Погружение сформированных залежей в мезо-кайнозойскую эру привело к увеличению пластового давления, а следовательно, и к явлению недоиасыщенности нефтей». Следуя этим представлени­ ям, придется допустить, что глубина формирования нефтяной зале­

9,3 кгс/см2 ). Но тогда необходимо согласиться с невозможностью потери газа из залежи на протяжении весьма длительного времени,

•82

что противоречит установленным фактам дегазации залежей. В частности, свидетельством ухода из нефтяной залежи Гнединцевского месторождения не только газа, но и жидких углеводородов слу­ жит восстановленность пород верхнепермской покрышки, выража­ ющаяся в смене красных и красно-бурых цветов на серо-зеленые и в сильной эпигенетической пиритизации пород (Клиточенко, Литви­ нов, Супронюк, 1966). Подобные изменения пород верхнепермской глинистой покрышки отмечаются во впадине и на других нефтегазо­ носных площадях.

Уместно добавить, что во многих нефтегазоносных районах,, характеризующихся распространением залежей нефти с давлением насыщения меньшим пластового, геологический материал исключа­ ет допущение возможности погружения залежей после их формиро­ вания. И. В. Высоцкий (1971) отмечает, что во всех мэотических залежах нефти Предкарпатско-Балканского бассейна давление на­ сыщения меньше пластового. Однако нет никаких оснований пред­ полагать, что эти залежи испытали какое-либо существенное погру­ жение в плиоценовое или постплиоценовое время.

рассчитывать на успешное решение вопроса, пока в основу их раз­ работки принимается представление о стабильности количества углеводородов в ловушке. И, наоборот, способы расчета, учитыва­ ющие изменение физических параметров залежи во времени, могут в определенных случаях помочь выяснению данной проблемы. Так,

давление, время сохранения которого в запечатанных пластах не может быть длительным. По расчетам названного исследователя даже при самых неблагоприятных для фильтрации воды условиях время снижения аномально высокого давления до нормального гид­ ростатического не должно превышать нескольких миллионов лет. Следовательно, аномально высокое давление в залежи служит ука­ занием на недавнее ее образование.

В данной главе мы попытаемся высказать некоторые представ­ ления о возрасте залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впа­ дине, основываясь главным образом на" установленных закономер­ ностях в размещении нефтяных и газовых месторождений, а также учитывая особенности геологического развития отдельных частей региона. Определенное указание на время образования ряда зале- . жей может дать и рассмотрение некоторых данных физического ха­ рактера.

Как уже-отмечалось, сравнительно надежный фактический мате­ риал позволяет относить начало формирования Днепровско.-Донец- кого: региона кѳ второй половине девонского периода. С этого вре­ мени и до' конца ранней перми для впадины и Донбасса было ха­ рактерно общее погружение с многократными кратковременными

поднятиями и опусканиями. Генетическое единство развития Днеп­ ровско-Донецкой впадины и Донбасса продолжалось до начала позднепермского времени. Проявившаяся в Донбассе на границе ранней Ii поздней перми саальская фаза герцинского тектогенеза сформировала его структуру, выраженную в основном системой крупных линейных складок северо-западного простирания. Прояв­ ление складкообразовательных движений имело место и во впади­ не. Однако меньшая мощность осадков и менее значительные под-4 вижкн фундамента привели к образованию брахиантиклинальцых поднятий платформенного типа. Начиная с позднепермской эпохи, впадина и Донбасс развивались по-разному: во впадине продолжа-. лось погружение и накопление осадков, а в Донбассе преобладали восходящие движения.

Сточки зрения выяснения условий формирования залежей нефти

игаза в истории развития впадины в первую очередь достойно вни­ мания то обстоятельство, что юго-восточная часть впадины, распо­ ложенная на границе разнонаправленных движений, являлась наи­ более мобильным участком. Следует также отметить, что разломы

(Чирвинская, 1958, 1962). Об общей причине роста структур сви­ детельствует совпадение их максимумов поднятий, указывающее на периодическое возникновение дифференцированных подвижек бло­ ков фундамента, проявлявшихся на значительной территории.

О времени образования залежей во впадине можно судить по возрасту ловушек, так как если известен возраст ловушки, известно по крайней мере время, раньше которого не могла иметь место ак­ кумуляция нефти и газа.

Как следует из анализа истории развития локальных поднятий Днепровско-Донецкой впадины (Баранов, 1965; Кривошея, Синич­ ка, Черпак, 1966; Кабышев, 1972 и др.), многие крупные месторож­ дения приурочены здесь к молодым структурным ловушкам, обра­ зовавшимся в период времени от конца мезозоя до современного периода (Шебелинское, Леляковское, Гнединцевское, Качановское, Рыбальское и другие месторождения). Данное обстоятельство, сви­ детельствующее о сравнительно недавнем поступлении углеводоро­ дов в верхние горизонты осадочной толщи, объясняется также и тем, что большинство поднятий1 в верхнем (надсолевом) структур­ ном этаже Днепровско-Донецкой впадины как современные ловуш-

* ки оформились именно в этот период. Так, В. А. Кривошея и его соавторы (1966), изучавшие условия роста локальных структур в средней части впадины, пришли к следующему заключению: «В первом приближении можно сказать, что ловушки южной прибортовой части впадины сформировались в основном к верхнему мезо­ зою, а ловушки центральной части грабена и северной прибортовой части впадины—только в конце палеогена».

Таким образом, можно сделать заключение, что использование

84

метода выяснения времени формирования залежей по времени об­ разования ловушек для Днепровско-Донецкой впадины дает кон­ кретное указание относительно возраста залежей в молодых струк­ турных формах верхней части осадочного комплекса. Труднее су­ дить о возрасте скоплений нефти и газа в древних поднятиях, в ко­ торых диапазон времени возможной аккумуляции значительно уве­ личивается.

Весьма ценные сведения о времени и длительности формирова­ ния залежей нефти и газа могут дать исследования, проводимые в геохимическом аспекте. Например, изучение ряда эпигенетических минералов в продуктивных разрезах способно внести определенную ясность в решение данного вопроса, сузив интервал времени воз­ можного образования залежи. Так, исследование эпигенетического пирита в продуктивных отложениях нижней перми и верхнего кар­ бона на Гнединцевском, Глииско-Розбышевском и Радченковском месторождениях позволило Л. А. Трухану и А. Е. Лукину (1964) сделать интересные выводы в отношении возраста содержащихся в них залежей нефти. Характерной чертой продуктивных горизонтов этих месторождений является высокое содержание пирита, состав­ ляющего до 90% тяжелой фракции. Образование пирита связано с анаэробным окислением нефти кислородом растворенных сульфа­ тов при участии сульфатредуцирующих бактерий. Данный процесс начинается сразу же после формирования нефтяной залежи и проте­ кает по той же схеме, что и диагенетическое пиритообразование в близких термодинамических условиях. С геологической точки зре­ ния длительность процесса значительна, и возраст пирита можно считать близким к возрасту формирования нефтяной залежи. При детальном петрографическом изучении пиритоносных пород уста­ новлен явно эпигенетический характер пирита.

Особенно примечательны результаты исследования на Гнединцевской площади кварцевых песчаников и алевролитов визейского яруса- (продуктивные отложения, содержащие газовую залежь) с кварцевым регенерационным цементом, формирующимся в резуль­ тате эпигенетических процессов в условиях больших (современных) глубин (Копелиович, 1962). Обнаружилось, что эпигенетический пирит часто замещает вторичный кварц. Также показательно взаи­ моотношение пирита с окисленным сидеритом, находящимся в зоне предверхнепермской коры выветривания в каменноугольных поро­ дах Радченковского месторождения. Часто пирит без всяких сле­ дов окисления замещает окисленный сидерит, а так как пирит окис­ ляется значительно легче сидерита и реагирует на гипергенные процессы более чутко, то можно сделать вывод, что образование его могло происходить только после процессов регрессивного эпигенеза и гипергенеза. Суммируя результаты своих исследований, Л. А. Тру1 хаи и А. Е. Лукин (1964) пришли к заключению: «Возраст эпигене­ тического пиритообразования близок к возрасту формирования неф­ тяных залежей. Пирит является позднеэпигенетическим образова­ нием. Наиболее вероятно, что пиритообразование происходило пос-

85

ле ларамийской фазы тектогенеза, так как пирит является весьма чутким индикатором... процессов окисления, связанных с тектони­ ческими фазами». Таким образом, результаты исследований процес­ сов эпигенетического изменения пород указывают на постмезозой­ ский возраст нефтяных залежей названных месторождений.

Приведенный материал лишний раз свидетельствует о важности изучения эпигенетических изменений пород для решения ряда тео­ ретических и прикладных вопросов нефтяной геологии (Копелио-4 внч, 1965) —изучения коллекторских свойств глубоко погруженных горизонтов, определения времени формирования залежей, выясне­ ния перспектив нефтегазоносиостн и т. п. Следует отметить, что за­ ключение цитированных зыше авторов о продуктивности визейских отложений Гнединцевской площади, высказанное на основании установления связи повышенных содержаний эпигенетического пи­ рита с продуктивными горизонтами, в последующем подтвердилось разведочными работами.

Выяснению времени формирования залежей в определенных случаях могут помочь и данные физико-химического характера. Так, например, на Качановском месторождении наблюдается по­ следовательное уменьшение давления насыщения растворенного в нефти газа, происходящее в направлении от центра к периферии залежей, а также отмечается наличие газовых шапок у недоиасыщенных нефтяных залежей в нижнепермских и верхнекаменноуголь­ ных отложениях (Головацкий и др. «Особенности...», 1963; Бланк и др. «О некоторых...», 1964). Образование газовых шапок в недонасыщенных нефтяных залежах носит несомненно вторичный харак­ тер и указывает на поступление углеводородов в продуктивные пласты из нижележащих горизонтов.

На продолжающееся формирование Качановского месторожде­ ния указывает почти сплошная иефтегазонасыщенность его разоеза и, в частности, большая насыщенность газом пластовых вод. Хи­ мический состав растворенного в воде газа почти не отличается от состава свободного газа. Коэффициент давления насыщения раст­ воренных в воде газов в периферийных скважинах равняется 0,3, а в скважинах, пробуренных в центре структуры, он увеличивается до 0,8—0,9. Можно согласиться с заключением И. М. Головацкого, П. Т. Павленко и др. («Особенности...», 1963), что процесс перефор­ мирования залежей нефти и газа в отложениях среднего и верхне­ го карбона происходит и в настоящее время. Наличие в этих отло­ жениях, не содержащих надежных покрышек, относительно небольших скоплений нефти и газа следует считать своего рода про­ межуточным этапом миграции флюидов в длительном цикле фор­ мирования месторождения, при котором имеет место переход угле­ водородов из залежей под мощной известняково-глинистой толщей башкирского и иамгорского ярусов в горизонты перми и триаса, перекрытые мощными глинистыми покрышками.

В качестве примера, подтверждающего процесс продолжающе­ гося формирования скоплений углеводородов во впадине, можно

86

привести и Шебелинское газовое месторождение. На происходя­ щую здесь в настоящее время вертикальную миграцию углеводоро­ дов указывает, по мнению И. С. Романовича (1967), предельная га­ зонасыщенность вод вниз по разрезу от подошвы огромной массив­ но-пластовой залежи в отложениях верхнего карбона и нижней пер­ ми и наличие зон с упругостью растворенных газов, превышающей пластовые давления. Как отмечает названный исследователь, о мас­ штабах вертикальной миграции газа может свидетельствовать тот факт, что только в результате перетока углеводородов по двум аварийным скважинам за один год в верхнеюрских и меловых от­ ложениях создавались залежи с запасами газа, равными 6,6 млн. ма . Таким образом, для образования огромной основной залежи Шебелинского месторождения при аналогичных условиях миграции по­ требовалось бы всего 0,1 мли. лет.

Следует заметить, что в настоящее время процесс формирования (переформирования) скоплений углеводородов в Днепровско-До­ нецкой впадине может происходить с той или иной интенсивностью па многих нефтегазоносных площадях. По данным В. А. Мелихова (1970), исследовавшего неотектонические движения во впадине, большинство известных здесь месторождений приурочено либо к выступам фундамента, характеризующимся высокой неотектониче­ ской активностью, либо к зонам, расположенным на границе отно­ сительно воздымающихся участков. Современные тектонические движения, глубинная природа которых доказана, могут вызывать раскрытие разломов и трещин в верхних слоях земной коры и тем самым обусловливать возможность для проникновения флюидов в более высокие горизонты осадочного комплекса.

Рассматривая вопрос об определении времени аккумуляции уг­ леводородов, необходимо сказать несколько слов и о возможной длительности процесса формирования месторождений нефти и газа.

В природе беспрерывно происходит рассеяние газа и нефти. По данному вопросу В. А. Соколов (1965) отмечает: «Поскольку кон­ центрация нефтяных углеводородов в атмосфере и на земной по­ верхности практически равна нулю, а в толщах горных пород она имеет .некоторую величину, то неизбежен процесс вертикальной миграции углеводородов из толщи пород к земной поверхности. •Этот процесс рассеяния углеводородов происходит из различных скоплений углеводородов в толщах горных пород, будь то нефтега­ зовые залежи или небольшие концентрации углеводородов за их пределами».

Миграция газа из залежей может быть обусловлена процессами фильтрации, прорыва, проскальзывания и всплывания -газа, а так­ же диффузией газа и его увлечением подземными водами в раство­ ренном-и свободном состоянии. Причем наиболее универсальным из перечисленных процессов рассеяния газа является диффузия.

В отличие от газа диффузия углеводородов нефти происходит в весьма ограниченных масштабах и диффузионные потерн жидких

•87

углеводородов не имеют большого значения в рассеянии нефтяных залежей.

Известны работы, в которых рассматривается процесс рассея­ ния газа и нефти из залежей (Соколов, 1948, 1956, 1965 и др.; Антонов, 1954, 1963 и др..). Так, расчеты В. А. Соколова (1965) по­ казывают, что количество газа, потерянное вследствие диффузии за геологическое время, очень велико. Например", газовая залежь, нахо­ дящаяся на глубине 4 км и имеющая при давлении 400 кгс/см2 со- ' ответствующий запас метана, должна полностью дегазироваться за 12 млн. лет. Помимо этого, в каждой газоносной структуре при об­ разовании тектонических нарушений происходят фильтрация, про­ рывы и проскальзывания газа. Вследствие этих процессов в верх­ ние горизонты осадочного комплекса может перейти огромное ко­ личество газа, намного превышающее диффузионные потерн. В. А. Соколов приходит к заключению, что нефтяные залежн, лишившие­ ся свободного и в той или иной степени растворенного газа, могут, по-видимому, сохраняться длительное время в древних ловушках. Что же касается газовых залежей и газовых шапок над нефтью, то длительное геологическое время, особенно на небольших глубинах, они сохраниться не могут. Наличие же залежей газа в таких древ­ них ловушках должно быть обусловлено новым поступлением газа, который непрерывно или периодически пополняет его запас в ло­ вушках.

В Днепровско-Донецкой впадине определение возраста залежей по данным о распределении концентраций мигрирующего вещества в ореолах рассеяния производилось В. Е. Карачинским (1965). Осу­ ществленный им расчет возраста газовых залежей Шебелинского месторождения по этим данным позволил оценить возраст триасо­ вой залежи в 1 млн. лет, а основной, пермо-карбоновой — 10 млн. лет.

Результаты исследований вертикальной миграции углеводородов из нефтяных и газовых залежей Днепровско-Донецкой впадины ос­ вещены в специальных работах. Газометрические исследования свидетельствуют о проявлении в регионе восходящей миграции уг­ леводородов, масштабы и интенсивность которой ограничиваются наличием в разрезе мощных толщ слабопроницаемых пород. Мигра­ ция углеводородных газов происходит в основном по дизъюнктив­ ным нарушениям, зонам трещиноватое™ и микротрещиноватости и по сообщающимся порам. В толщах малопроницаемых пород возможен только один вид передвижения углеводородов — диффу­ зия. Однако в случае перебитости слабопроницаемых толщ текто­ ническими нарушениями в них возможна также фильтрация по системе открытых трещин и микротрещин. По сообщению Г. А. Гладышевой и М. Г. Петренко (1967) на Гнединцевском месторожде­ нии проявление восходящего миграционного потока углеводородов прослежено от нефтяной залежи в отложениях верхнего карбона и нижней перми до дневной поверхности. Существование такого по­ тока подтверждается значительно большей обогащенностыо гомо-

88

логами метана всей толщи пород над нефтяной залежью и более жирным составом газов в породах, а также аномалийным распре­ делением в грунтовых и верхних артезианских водах углеводород­ ных газов и углеводородоокисляющей микрофлоры.

Основываясь на установленных фактах продолжающейся мигра­ ции углеводородов из залежей, можно высказать определенные выводы в отношении возраста некоторых скоплений нефти и газа. Так, на Гнединцевской и Глинско-Розбышевской площадях в от­ ложениях верхнего карбона и нижней перми содержатся крупные нефтяные залежи недонасыщенные газом, а в нижнем карбоне на­ ходятся значительные газовые скопления. Принимая во внимание приведенные выше данные о рассеянии углеводородных газов из за­ лежей, время образования газовых скоплений в отложениях нижне­ го карбона следует считать более поздним, нежели нефтяных зале­ жей, распространенных выше по разрезу месторождений.

Представление о возрасте залежей нефти и газа можно полу­ чить также при рассмотрении общей картины их размещения в ре­ гионе. Как уже отмечалось, в верхних горизонтах осадочного комп­ лекса Днепровско-Донецкой впадины на северо-западе и в цент­ ральной части распространены как нефтяные, так и газовые залежи, а на юго-востоке — газовые. Учитывая значительную недонасыщенность многих залежей нефти газом, сравнительную ограни­ ченность во времени существования газовых залежей (без возмож­ ности пополнения запасов газа за счет притока новых порций флюидов), а также различия в активности разломов, омолаживаю­ щихся в направлении Складчатого Донбасса (см. рис. 4), можно прийти к заключению о более молодом возрасте промышленных скоплений углеводородов на юго-востоке региона.

7 Заказ 3080

ГЛАВА V

ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ ПРОМЫШЛЕННЫХ СКОПЛЕНИЙ

УГ Л Е В О Д О Р О Д О В НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

Проблема поисков залежей нефти и газа на больших глубинах привлекает к себе все большее внимание. Многие нефтегазоносные провинции СССР располагают еще большим фондом антиклиналь­ ных структур il значительными неисследованными площадями ра­ спространения стратиграфических и литологических ловушек. Одна­ ко в ряде районов фонд структур, составляющих резерв для развед­ ку на глубину 3000—3500 м, почти исчерпан и дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности связано с освоением больших глубин. Уже в течение длительного времени основной при­ рост запасов неф™ и газа в Азербайджане, Западной Туркмении, в Краснодарском и Ставропольском краях, в Терском нефтегазонос­ ном районе и Узбекской ССР получают из залежей, расположенных

на глубинах свыше 3500 м.

Неменьшпй интерес проблема освоения тлубоких и сверхглубо­ ких залежей представляет и для нефтегазоносных областей Украи­ ны. В Днепровско-Донецкой впадине, являющейся объектом наших исследований, поисково-разведочным бурением изучена большая часть поднятий по верхним горизонтам осадочного комплекса. При­ ращение запасов нефти и газа возможно здесь за счет разведки нижнекаменноугольных и девонских отложений, а в юго-восточной части региона — и отложений верхнего карбона и нижней перми, глубина залегания которых на многих перспективных площадях превышает 3500—4000 м. Поскольку исследование глубоких гори­ зонтов осадочного чехла сопровождается увеличением объемов до­ рогостоящего поисково-разведочного бурения, становится особенно актуальным выяснение распределения по разрезу залежей нефти и газа и рентабельности проведения работ па глубинах более 3500 м.

По состоянию на 1 января 1971 г. в регионе было открыто 57 месторождений нефти и газа. Промышленные скопления углеводо родов на глубине более 3500 м выявлены на 16 площадях: Чижев­ ской, Глинско-Розбышевской, Харьковцевской, Вельской, Гоголев­ ской, Солоховской, Рыбальской, Опошняпской, Машевской, Лан-

90

ИоЕской, Западно-Крестйщенской, Западно-Староверовской, Запад- но-Медведовской, Западно-Сосновской, Руденковской (рис. 15). На трех из этих площадей установлены скопления нефти и газа, на двух — нефти,' а на одиннадцати — газа. Глубокие залежи за иск­ лючением одной площади приурочены к структурам, расположен­ ным в приосевой и северо-западной краевой частях Днепровского грабена. В юго-западной краевой зоне грабена было выявлено Руденковское газовое месторождение, связанное с моноклиналью. На семи месторождениях, расположенных в юго-восточной части впа­ дины— северо-западные окраины Донбасса — скопления углеводо­ родов находятся в отложениях верхнего карбона и нижней перми (Машевское, Ланновское, Западно-Крестищенское, Западно-Старо- веровское, Западно-Медведовское, Западио-Сосновское и Мелихов­ ское газовые месторождения); залежи нефти и газа остальных ме­ сторождений связаны с отложениями нижнего карбона.

сравнению с 1961—1965 гг. доля прироста промышленных запасов с больших глубин в общем объеме их прироста увеличилась с 14 до 33% по газу и с 0,5 до 45% по нефти и конденсату. Если в 1961 — 1965 гг. весь прирост запасов газа в тресте Харьковнефтегазразведка был получен с глубин до 3500 м, то в пятилетии 1966—1970 гг. с глубин более 3500 м получено 32% прироста запасов газа. Приме­ чательные данные о возрастании за последние годы прироста за­ пасов нефти и газа с больших глубин можно привести по террито­ рии деятельности треста Полтаванефтегазразведка. Доля прироста запасов нефти и газа с глубины более 3500 м (в условном топливе) составляла в 1965 г. 15%, а в 1971 г. почти весь прирост запасов нефти и газа получен с больших глубин.

Освоение глубоких залежей нефти и газа в Днепровско-Донец­ кой впадине стало возможным за счет увеличения объемов поиско­ во-разведочных работ, ориентируемых на изучение глубокозалега­ ющих отложений. О росте этих исследований свидетельствует воз­ растание средней глубины скважин за период с 1965 по 1970 г.—

Поиски и разведка залежей нефти и газа на больших глубинах сопровождаются увеличением дорогостоящего объема буровых ра­ бот, снижением скоростей проходки скважин, увеличением сроков разбуривания структур и оконтуривания залежей. Достаточно ска­ зать, что стоимость 1 м проходки скважины в Днепровско-Донецкой