книги из ГПНТБ / Бурштар М.С. Основы теории формирования залежей нефти и газа

с прослоями глин: пористость 20—25% , проницаемость до 1400 миллидарси. В горизонте X, относящемся тоже к верхнему мелу (сеноман), содержится около 27% запасов газа. В нижележащих горизонтах мела запасы газа небольшие. Здесь имеется также залежь легкой нефти в неокоме.

Суммарная мощность всех продуктивных горизонтов этого место­ рождения достигает 500 м.

Узенское месторождение формировалось в другом плане, чем Газлинское. Оно расположено на Жетыбай-Узенской ступени север­ ного борта Южно-Мангышлакского прогиба.

Поднятия Узень и Жетыбай (тоже крупное месторождение этого района), как и большинство локальных структур северного борта Южно-Мангышлакского прогиба, являются структурами раннего заложения, сформировавшимися в среднеюрское время. В даль­ нейшем они развивались унаследованно, как структуры конседиментационного типа. В строении Узенского поднятия принимают участие прибрежно-морские песчано-глинистые мезозойские и кай­ нозойские отложения мощностью около 2000 м. Благоприятные литолого-фациальные условия, большие размеры структуры (35 X 78 км при высоте около 200 м), а также наличие сопряженного со структурой Южно-Мангышлакского прогиба раннего заложения, являющегося крупной областью генерации углеводородов и макси­ мальных напоров, способствовали формированию на Узенском и Жетыбайском поднятиях крупнейших газонефтяных многопласто­ вых месторождений.

Рис. 35. Схематический продольный геологический профиль через площади Учкыр и Газли (составлен по материалам Бухаранефтегазразведка).

1 — ангидриты; 2 — породы фундамента.

153

На Узенском месторождении насчитывается более семи нефтя­ ных залежей, две чисто газовых, связанных с юрскими отложениями, и до 10 газовых в меловых, главным образом, в альбских отложениях. Четыре залежи имеют газовые шапки.

Формированию крупных месторождений Узенского и Жетыбайского способствовали благоприятные литолого-фациальные усло­ вия Южно-Мангышлакско-Устюртской впадины и, в частности, ЮжноМангышлакского прогиба, в которых происходила активная гене­ рация больших масс углеводородов. Разность мощностей юрских

имеловых отложений между наиболее погруженной частью прогиба

иЖетыбай-Узенской ступенью обусловила создание больших пере­ падов давлений и температур. Это в свою очередь способствовало интенсивному продвижению седиментационных вод с растворен­ ными в них углеводородами из центральной части прогиба. Наличие

мощных песчаных пластов (до 50) в отложениях сеномана, альба и неокома, объединенных в 12 горизонтов, 13 горизонтов в юрских отложениях и трех горизонтов в триасе с высокими коллекторскими свойствами способствовало образованию уникального по запасам месторождения газа и нефти.

Рассмотрим условия формирования уникальных месторождений еще в одной нефтегазоносной провинции, расположенной в пределах молодой платформы — Западно-Сибирской, где в последние годы открыты месторождения-гиганты и среди них Уренгойское — самое большое в мире газовое месторождение. В настоящее время на этой территории открыты 19 нефтяных месторождений, относимых к кате­ гории крупных и крупнейших; среди них Самотлорское месторожде­ ние-гигант. Пять из семи уникальных и крупнейших месторождений расположены на севере: в Надым-Пурской, Пур-Тазовской и Южно-* Ямальской нефтегазоносных областях. Нефть и газ в Западной Сибири обнаружены в отложениях мезозойской системы, в юрских и меловых песчано-глинистых толщах мощностью до 4 тыс. м и более.

Нефтяные месторождения Среднеобской нефтегазоносной обла­ сти (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и др.) приурочены к огром­ ным сводовым поднятиям — Сургутскому и Нижневартовскому, разделенным Ярсомовским мегапрогибом. Сургутский свод на северозападе сочленен с огромной Ханты-Мансийской впадиной. Нижне­ вартовский свод на севере и северо-востоке находится в окружении

структур происходило в ранне-среднеюрское время. Развитие их шло в процессе осадконакопления, причем сводовые поднятия отста­

Таким образом, зоны нефтегазонакопления начали активно раз­ виваться со среднеюрского времени и поэтому при наличии крупных

154

структурных ловушек могли быть вместилищами для огромных масс углеводородов, поступавших из окружающих прогибов. Важно отметить, что выделенные в разрезе осадочной толщи мезозоя нефтесодержащие комплексы по совокупности геохимических и физикохимических показателей являются одновременно и нефтегазопроизводящими. Следовательно, формирование залежей нефти и газа в этих толщах происходило главным образом за счет латеральной миграции из зон генерации углеводородов, расположенных в смеж­ ных с зонами нефтегазонакопления впадинах. Непосредственная близость этих зон, резкие перепады напоров седиментационных вод с растворенными в них углеводородами, сравнительно выдержанная однородность пластов-коллекторов, наличие высокоамплитудных и огромных по размерам ловушек создали исключительно благопри­ ятны условия для формирования уникальных месторождений.

Уникальные и крупные месторождения нефти и газа, располо­ женные главным образом в центральной и северной частях ЗападноСибирской низменности, формировались в специфических условиях. Эти месторождения связаны прежде всего с обширными бассейнами седиментации и длительного устойчивого погружения, т. е. с обла­ стями и зонами, наиболее благоприятными для накопления осадков прибрежно-морского и мелководно-морского типов, богатых орга­ ническим веществом.

В Среднеобской нефтегазоносной области крупные структурные элементы и осложняющие их локальные поднятия сформировались на ранних этапах. Большие амплитуды и крутые крылья структур по юрским и нижнемеловым отложениям способствовали улавли­ ванию и аккумуляции в ловушках жидких углеводородов, в связи с чем в этой зоне нефтегазонакопления в основном формировались крупные месторождения нефти. В то же время отсутствие благопри­ ятных структур в верхнемеловых и палеогеновых отложениях послужило причиной отсутствия в них залежей нефти и газа.

В пределах Надым-Пурской, Пур-Тазовской и Южно-Ямальской газонефтеносных областей в отличие от Среднеобской благоприятные структурные ловушки в меловых и палеогеновых отложениях окон­ чательно сформировались в неогене. Таким образом, уже в неогене в этих районах могли формироваться залежи газа, а в юрские отло­ жениях — не только газа, но и нефти, поскольку ловушки нижнего структурного этажа были более благоприятны для улавливания жидких углеводородов.

Огромное значение в формировании уникальных и крупных месторождений, особенно газовых, имела гидродинамическая связь между коллекторскими толщами, которая обеспечивала быстрое заполнение норового пространства и формирование уникальных многопластовых месторождений. Такими гидродинамическими усло­ виями характеризуются месторождения северной части ЗападноСибирской низменности — Уренгойское, Заполярное, Губкинское, Тазовское и другие, однотипные по геологическому строению. Залежи газа приурочены к песчано-алевролитовой толще сеномана,

155

перекрытой толщей глин туронского возраста, являющейся реги­ ональной покрышкой. В связи с отсутствием в толще сеноманского яруса выдержанных по площади хороших глинистых покрышек отдельные пласты гидродинамически связаны, вследствие чего скоп­ ления газ» приурочены к кровле этих отложений (Ремеев, 1968).

Каковы же условия формирования уникальных и крупных место­ рождений на древних платформах?

Большое количество нефтяных месторождений-гигантов распо­ ложено на территории в Волго-Уральской области, занимающей обширную территорию востока Европейской части СССР. В ее стро­ ении принимают участие осадочные образования мощностью от 800 на западе до 8000 м на востоке (Предуральский прогиб) и юге (При­ каспийская впадина). Разрез представлен в нижней части отложе­ ниями бавлинской свиты. Вышезалегающая толща палеозоя за­ ключает отложения девона, карбона и перми. Девонские отложения залегают на размытой поверхности пород верхнебавлинской свиты или непосредственно на фундаменте. Мезозойские и кайнозойские отложения развиты главным образом в западных и южных районах.

В современном структурном плане Волго-Уральской области выделяются крупные сводовые поднятия и впадины, а также грабенообразные прогибы (авлакогены). Основными структурными эле­ ментами являются Камский, Пермско-Башкирский и Татарский своды и разделяющие их Верхнекамская впадина и Бирская седло­ вина, на юге — Жигулевский и Оренбурский своды. В западной части области выделяются восточный и юго-восточный склоны Токмовского и Воронежского сводов. От Татарского и Жигулевского сводов их отделяют Мелекесская, Казанско-Кировская и РязаноСаратовская впадины.

Своды и впадины имеют огромные размеры, в отдельных случаях достигающие 300—400 км в длину и 100—200 км в ширину (Татарский свод).

Вразрезе палеозоя Волго-Уральской области промышленно нефтегазоносные горизонты связаны с девонскими, каменноуголь­ ными и пермскими отложениями.

Внастоящее время на территории Волго-Уральской области выявлено более 500 месторождений нефти и газа, среди которых имеется значительное количество уникальных и крупных.

Основными зонами размещения крупных месторождений нефти являются Татарский и Пермско-Башкирский своды и Бирская седловина.

На Татарском своде почти все крупные месторождения нефти связаны с девонскими отложениями и расположены на южной вер­ шине свода (Ромашкинское, Акташско-Новоелховское, Алексан- дровско-Туймазинское, Шкаповское и др.). Самым крупным в ВолгоУральской нефтегазоносной области является Ромашкинское место­ рождение. Оно приурочено к крупному выступу докембрийского фундамента, глубина залегания которого равна 1600—1800 м (см. рис. 10, 11, 31).

156

Амплитуда Ромашкинского поднятия по отложениям девона составляет 60 м. Нижняя часть разреза девонских отложений пред­ ставлена кварцевыми песками, алевролитами и аргиллитами мощ­ ностью 100—150 м. Выше залегает мощная (до 1500 м) толща, сло­ женная главным образом известняками и доломитами (верхний

Девонские отложения на территории Татарского свода и окай­ мляющих его впадин (так же, как и в пределах других районов Волго-Уральской области) накапливались в морских и прибрежноморских условиях. Эти толщи могли быть нефтематеринскими. Содержание в них сингенетичных углеводородов достигает десятых долей процента, а иногда и более 1%. Геохимические условия фор­ мирования нижне- и среднекаменноугольных отложений в различ­ ных районах были неодинаковыми, но и эти отложения могли быть нефте производящими.

В отличие от девонских и каменноугольных отложений пермские формировались в морских, лагунных и континентальных условиях.

Наиболее благоприятными для накопления в осадках органи­

Наличие в девоне и в меньшей степени в нижнем и среднем кар­ боне регионально выдержанных и хорошо проницаемых песчаников, а также мощных глинистых толщ, перекрывающих песчаные гори­

комплексов пород в сторону зон нефтегазонакопления. Установлено, что крупные месторождения формировались в тех зонах, которые были связаны с большими по размерам впадинами.

Богатейшие месторождения, приуроченные к склонам Татарского свода (Ромашкинское, Акташско-Новоелховское, Туймазинское и ШкапоЁское), формировались при сочетании благоприятных усло­ вий. Помимо отмеченных выше факторов огромную роль сыграло

в формировании перечисленных крупных месторождений является очень благоприятное гипсометрическое положение структур: по существу они господствовали над окружающими их впадинами на протяжении длительной истории геологического развития рай­ она Татарского свода.

Кроме того, для формирования гигантского Ромашкинского месторождения большое значение имел тот факт, что структура, к которой приурочено месторождение (и ряд других структур рас­ сматриваемого района), развивалась унаследованно со времени

157

своего заложения в девоне до кайнозойского времени, т. е. эта струк­ тура формировалась в конседиментационном плане и одновременно в ней формировались залежи нефти.

В результате создавшихся весьма благоприятных геологических, геохимических и гидрогеологических условий в пределах Татарского свода сформировались месторождения нефти и среди них такие гиганты, как Ромашкинское, Туймазинское, Акташско-Новоелхов- ское и др.

Ромашкинское месторождение является многопластовым. Наи­ более крупные залежи приурочены к пласту Д-І, который состоит

ствовали подводные течения и потоки. Последние часто меняли свое русло, в связи с чем песчаники разносились по дну и создали довольно прихотливую картину: наблюдаются изменение мощностей, выклинивание, фациальная изменчивость (песчаники переходят в глины)и др.

Мощность терригенных образований девона, развитых в страти­ графическом интервале от эйфельских слоев до кыновского горизонта франского яруса, изменяется на площади месторождения от 100 до 200 м, возрастая с севера на юг. Помимо пласта Д-І нефтеносными являются еще четыре — Д-И, Д - ИІ, Д-ІѴ в живетском ярусе и Д-0 в кыновском. Кроме того, залежи нефти связаны также с карбо­ натными коллекторами нижнего карбона.

Основная часть запасов нефти Ромашкинского месторождения приурочена к пласту Д-І; большая часть площади залежи под­ стилается водой. Дебиты скважин составляют обычно 100—

200т/сут.

Внепосредственной близости от Ромашкинского месторождения на западном склоне Татарского свода располагается АкташскоНовоелховское месторождение нефти; по величине запасов оно нахо­ дится на втором месте после Ромашкинского. Связано это место­

рождение с крупным (протяженностью до 90 км) валом, которому в фундаменте соответствует гряда кристаллических пород. Нефтегазоносность здесь так же, как и на Ромашкинском месторождении, приурочена к отложениям пашийского, а также кыновского гори­ зонтов. Наибольшая суммарная мощность нефтенасыщенной части песчано-алевролитовых пород пласта Д-І составляет 10—15 м, иногда достигая 25 м в пределах центральной части вала (Новоелховское поднятие).

К этой же группе месторождений относится и крупнейшее Туй­ мазинское нефтяное месторождение, открытое в 1944 г. На этой площади впервые в Волго-Уральской области были открыты круп­ ные залежи нефти в девоне.

Месторождение расположено на юго-восточном склоне Татарского свода. Оно представляет собой крупное поднятие, приуроченное в восточной части одноименного вала к двум поднятиям: собственно Туймазинскому и Александровскому. Туймазинское поднятие пред-

158

ставляет собой крупную складку размерами 35 X 15 км и высотой около 60—70 м.

Промышленно нефтеносными здесь являются девонские и камен­ ноугольные отложения. Основные запасы нефти приурочены к песча­ ным пластам Д-І и Д-П девонского возраста (пашийского горизонта и муллинского пласта). Продуктивные пласты сложены кварце­ выми песчаниками, обладающими высокими коллекторскими свой­ ствами (пористость 20—23%, проницаемость 200—800 миллидарси).

Наибольшую площадь нефтеносности имеет залежь пласта Д-І, которая охватывает как Туймазинское, так и Александровское поднятия. Общая длина залежи 35 км, ширина 15—16 км. Высота залежи до 60 м.

Территория Ближнего и Среднего Востока, куда входят Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Кувейт и другие страны, известна как кладовая крупнейших на земном шаре нефтяных месторождений. Одни из них, например месторождения Саудовской Аравии, рас­ положены на склоне Аравийской платформы, другие — в зоне Предзагросского прогиба (Киркук), а третьи (Большой Бурган) приурочены к переходной тектонической зоне между Аравийской платформой и Месопотамским передовым прогибом.

Одним из крупнейших месторождений в мире является Большой Бурган (Бурган-Ахмади-Магва), представляющее собой мощную зону нефтегазонакопления, расположенную на Аравийском полу­ острове в северо-западной части Персидского залива на территории Кувейта. Это месторождение в отличие от рассматриваемых выше находится на платформенном борту прогиба, т. е. в зоне наиболее подвижной. Поэтому оно представляет особый интерес (рис. 36, 37).

Рис. 36. Структурная карта месторождения Бурган-Ахмади- Магва.

1 — изогипсы по кровле ееноманеких отложений; 2 « • разрывные нарушения; з — скважины.

~Ш' изз

159

Месопотамский прогиб представляет собой один из крупнейших тектонических элементов Ближнего Востока, сформировавшийся в период от верхнего мела до плиоцена. Граница его с погруженной частью Аравийской платформы на северо-западе проходит по системе глубинных разломов.

Месторождение Большой Бурган приурочено к Кувейтскому валу, притягивающемуся из Южного Ирана через Кувейт в Сау­ довскую Аравию. На этом валу непрерывной цепочкой тянутся уникальные месторождения: Зубейр, Румайла, Раудхатен, Сабрия, Большой Бурган, Вафра. Эти структуры представляют собой поло­ гие брахиантиклинали, на которых установлено уменьшение мощ­ ностей к сводам, начиная с нижнемеловых отложений, что указывает на унаследованное их развитие в течение очень длительного времени.

клона пород в 4—5°: собственно Бурган — на юге, Магва и Ахмади —

где коллекторами нефти являются известняки, на месторождении Большой Бурган нефть залегает в песчаных пластах.

высокопродуктивной толщей, дающей основную добычу на место­ рождении Большой Бурган и распространенной далеко за пределами Кувейта, является толща песчаников и песков свиты бурган (альб). Глубины залегания нефтеносных горизонтов 1070—1440 м. Этаж нефтеносности в сводовой части равен 366 м. Коллекторские свой­ ства песчаников очень высокие: пористость до 35% и проница­ емость 1—5 дарси (иногда до 25—30 дарси). Покрышкой для залежи в формациях вара—бурган (верхний мел—сеноман—нижний мел— альб) служит 30-мет/ровый прослой сланцев ахмади. Пески вара

ставленные известняками. Оолитовые известняки нижнего мела обладают отличными коллекторскими свойствами: пористость до 30% и проницаемость до 1200 миллидарси. Известняки регионально нефтеносны.

Разведанные запасы нефти по состоянию на 1969 г. составляют около 10,5 млрд. т. Суммарная добыча на этот же год составила 1,7 млрд. т. Дебиты отдельных скважин достигают 1,5—2 тыс. т/сут. Отдельные скважины уже дали 6—7 млн. т нефти.

Высокая концентрация скоплений нефти в недрах месторождений Большой Бурган объясняется прежде всего наличием мощных толщ песчаников (более 300 м) с высокими коллекторскими свой­

оказались также гидрогеологические факторы и близость зоны генерации углеводородов, приуроченной к Месопотамскому про­ гибу, к зоне нефтегазонакопления — Кувейтскому валу.

Итак, анализ материалов показывает, что формирование уникаль­ ных и крупных месторождений происходит в специфических усло­ виях. Таковыми являются: наличие нефтепроизводящих толщ в зонах, смежных с зонами нефтегазонакопления, благоприятные структурные и гидрогеологические условия, тесно связанные между собой.

Все тектонические зоны, с которыми связаны описанные круп­ ные месторождения, характеризуются устойчивым прогибанием, активными процессами осадконакопления в прибрежно- и мелко­ водно-морских условиях, богатых планктоном.

Из рассмотренных материалов видно, что ловушки крупных месторождений формировались в основном сразу же после пере­ крытия их непроницаемыми глинистыми или другого рода покрыш­ ками. Конседиментационное развитие складки уже на ранних эта­ пах обеспечивало возникновение ловушки с замкнутыми контурами. Именно эта особенность присуща большинству крупных месторожде­ ний. Формирование таких поднятий обычно связывается с высту­

разломных зонах. Значительная часть крупных нефтяных и газовых месторождений связана с разломными зонами (блоками фундамента), в которых условия для вертикальной миграции в период активи­ зации тектонических подвижек весьма благоприятны, особенно в период переформирования (перетока флюидов) залежей. Простран­ ственное размещение крупных зон нефтегазонакопления, связанное

с блоками фундамента, контролируется направлением региональ­ ных и внутрирегиональных разрывных дислокаций и амплитудой вертикального смещения блоков.

Крупные многопластовые нефтяные и газовые месторождения формируются в пределах таких тектонических зон, которые отли­ чаются унаследованностыо развития не только структурных планов, но и зон разгрузки седиментационных вод.

Отрицательное влияние на формирование месторождений нефти и газа, особенно крупных, имеют региональные перерывы. Чем длительней перерыв или чем больше количество региональных перерывов, тем больше влияния оказывают они на сформировав­ шиеся залежи, разрушая их, или, в крайнем случае, создавая усло­ вия для их переформирования. Региональные перерывы, располо­ женные в разрезе стратиграфически ниже нефтегазоносного комп­

А. Л. Козлов, К. А. Машкович, В. А. Соколов, Б . В. Порфирьев, А. Леворсен и др.). Каждый из исследователей предлагает свою методику определения времени формирования залежей, основан­ ную главным образом на изучении геологических условий. Некото­

и др., но каждый отдавал предпочтение какому-либо одному из факторов. Большинство исследователей дают обстоятельные обзоры современных условий, в которых существуют залежи, но, к сожа­ лению, не рассматривают геологических условий аккумуляции в историческом аспекте, с момента заполнения ловушек флюидами. Поэтому, естественно, возникали ошибочные суждения о возрасте залежей, основанные на материалах, характеризующих современ­ ные пластовые давления и давления насыщения, гипсометрическое положение ловушек, соотношения жидкой и газовой фаз.

Некоторые исследователи, считая возможным временем начала формирования залежей образование ловушки (структурной, литологической, стратиграфической), не рассматривают вопроса о том, в каком состоянии углеводороды поступали в ловушку, как про­ исходил в дальнейшем процесс формирования залежи и какое время следует считать временем ее окончательного формирования.

С. Ф. Федоров, А. Л. Козлов, Ю. С. Ковалевский и другие иссле­ дователи высказывают предположения об образовании залежей в каком-либо стратиграфическом комплексе в течение периода фор­ мирования этого комплекса. К. Б . Аширов устанавливает связь времени формирования залежей с новейшими тектоническими дви­ жениями. Так, он считает, что месторождения Среднего Поволжья

162