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

в ловушках. Значительное место среди литологически экраниро­ ванных залежей занимают скопления нефти и газа в линзах песча­ нистых пород, находящихся в глинистых толщах. Последние для скоплений нефти и газа в песчаных линзах являются нефтепроизводящими. При уплотнении глин нефть и газ вместе с водой прони­ кают в линзы и образуют залежи.

В недрах очень часто встречаются сочетания разнообразных залежей, образующих месторождения нефти и газа. В одних случаях залежи массивного типа связаны с пластовыми или же с литоло­ гически экранированными залежами, в других случаях литологи­ чески экранированные залежи сосуществуют с пластовыми (при изменении литологического состава пород по простиранию) и т. п.

П л а с т о в ы е з а л е ж и , как уже указывалось выше, яв­ ляются наиболее распространенными. Рассматривая группу пласто­ вых залежей, следует различать залежи, сформированные в геосин­ клинальных и платформенных условиях. В складчатых областях антиклинальные складки отличаются резко выраженной формой, большой амплитудой, крутыми углами на крыльях, наличием раз­ рывных нарушений. Платформенные поднятия характеризуются пологими углами наклона, незначительными амплитудами и отно­ сительно редкими разрывами сплошности пород.

В складчатых областях большую роль в формировании залежей нефти и газа и месторождений в целом играют разрывы. Ярким примером могут служить месторождения Терско-Сунженской зоны, Предкарпатского и Предкопетдагского прогибов, Ашперонского полуострова и других районов. Дизъюнктивные нарушения наряду с поверхностями несогласия являются наиболее реальными путями для межформационной миграции флюидов. Наличие разрывных нарушений, приводящих в контакт нефтегазопроизводящие толщи с коллекторами, создает при соответствующих перепадах давления возможность непосредственной эмиграции нефти и газа в эти кол­ лекторы.

Стратиграфически восходящей миграцией по разрывам можно объяснить формирование верхнемеловых залежей Терско-Сунжен- ского района, насыщение песков верхнего отдела продуктивной толщи Апшеронского полуострова и красноцветной толщи Западной Туркмении. Это подтверждается отсутствием благоприятных литофациальных и геохимических условий для образования нефти и газа

еще большую, чем в предыдущих случаях) в экранировании залежей, создании барьеров, препятствующих миграции углеводородов из глубоко залегающих горизонтов и боковой миграции. Проводящие разломы особенно проявляются в период кратковременных активных тектонических подвижек, а в период относительного спокойствия

173

Рис. 38. Новогрозненское (Октябрьское) нефтяное месторождение.

эти разломы и другие виды дизъюнктивных нарушений становятся экранами.

Роль тектонических экранов при образовании залежей нефти и газа играют также и надвиги. Месторождения надвигового типа хорошо известны в Предкарпатье, Терско-Каспийском прогибе, на Апшероне и в других районах складчатых областей.

Таким образом, нарушения надвигового типа играют скорее положительную, чем отрицательную роль в формировании залежей, особенно до процессов аккумуляции углеводородов.

Существенно иное значение при формировании залежей имеют сбросы. Они способствуют возобновлению восходящей миграции нефтей и образованию новых залежей в более высоких горизонтах. Сбросовые дислокации широко развиты в различных нефтеносных районах: они часто встречаются на Апшеронском полуострове, в Эмбенской области, в Западной Туркмении и др. Раздробление

174

залежей сбросами легко устанавливается по химической или физикохимической однородности нефтей в различных блоках.

Типы залежей и месторождений складчатых областей хорошо видны на примерах предгорных и межгорных прогибов Северного Кавказа, юго-восточного погружения Большого Кавказа и других районов. Новогрозненское месторождение (Терско-Сунженская зона Терско-Каспийского прогиба) рассечено диагональным разрывом на две части — западную и восточную (рис. 38). Продуктивные горизонты приурочены к отложениям среднего миоцена; сложены они песчани­ ками, разделенными мощными глинистыми пластами. Амплитуда разрыва превышает мощность пластов, в связи с чем водонефтяной

Примером сводовой залежи, рассеченной взбросом, является Старогрозненское месторождение. Здесь все залежи, приуроченные к взброшенной части складки, являются типично сводовыми, сре­ занными по северному крылу взбросом (рис. 39). Поднадвиговые моноклинальные залежи северного крыла не являются частью сво­ довых залежей, отделенных от них разрывом. Их следует рассма­ тривать как самостоятельное месторождение, образование которого связано с тектоническим экранированием. Состав нефти в поднадви-

образования тектонического нарушения. Различный состав нефти

175

На примере месторождений нефти Ашперонского полуострова можно познакомиться с условиями формирования месторождений, расположенных на погружении складчатых систем (в так называ­ емых периклинальных прогибах).

Почти все нефтеносные структуры Апшеронского полуострова представляют собой брахиантиклинали, разбитые многочисленными продольными и поперечными разрывами на блоки. Продольные разрывы проникают на большие глубины, а поперечные большей частью рассекают верхний стратиграфический этаж и, как правило, прослеживаются почти до поверхности, но затухают с глубиной.

Многие исследователи, используя факт увеличения плотности нефтей с глубиной, пытаются доказать, что формирование место­ рождений Апшеронского полуострова происходило за счет поступле­ ния углеводородов по разломам из мезозойских отложений.

В настоящее время установлено, что представления о формиро­ вании залежей нефти и газа в продуктивной толще за счет верти­ кальной миграции являются несостоятельными (хотя явления вер­ тикальной миграции, как частные случаи перетоков флюидов, не отрицаются). Это доказывается следующими фактами:

1)наличием крупных залежей в верхнем отделе продуктивной толщи (увеличение площадей нефтеносности снизу вверх);

2)многопластовостью, самостоятельностью залежей с различ­ ными режимами и разным гипсометрическим положением водонеф-

тяных контактов месторождений верхнего отдела; 3) наличием залежей газа в нижнем отделе продуктивной толщи.

На ряде месторождений Апшеронского полуострова антиклиналь­ ные структуры осложнены не только эпиантиклинальными разры­ вами, но и жерлами грязевых вулканов или широкими зонами

176

нарушений, выполненными брекчированными породами. Наглядным примером служит месторождение Нефтяные Камни (рис. 41). Здесь в центральной части складки установлена крупная зона нарушения, протягивающаяся вдоль осевой части юго-восточной периклинали. Нарушенная зона на отдельных участках достигает ширины 300— 400 км и заполнена тектонической брекчией миоцен-верхнепалеоге­ нового возраста. Помимо продольной зоны нарушения складка осложнена также и другими разрывами, среди которых выделяется поперечный разрыв, выполненный брекчией. Это нарушение доста­ точно надежно экранирует нефтяные пласты юго-восточной части складки. Об этом свидетельствует и гидродинамический режим вод калинской свиты, характеризующийся высоким напором.

Интересен и другой пример месторождения, связанного с гря­

Бибиэйбат является одним из первых нефтяных месторождений, давших промышленную нефть в прошлом столетии. Здесь в 1848 г. былд пробурена первая нефтяная скважина в России.

В сводовой части складки выявлен ископаемый вулкан. Складка осложнена серией поперечных и продольных нарушений, причем первые с амплитудой смещения до 35—45 м преобладают в верхней

Рис. 41. Геологический разрез юго-восточной части месторожде­ ния Нефтяные Камни (по В. С. Мелик-Пашаеву, 1970).

1 — верхний и средний отделы продуктивной толщи; 2 — НГК; 3 — НКП; 4 — КС; 5 —ПК; 6 — КаС; 7 — подстилающие отложения; S — брекчия.

Рис. 42. Продольный геологический профиль месторождения Бибиэйбат.

части разреза продуктивной толщи, а вторые с амплитудой смеще­ ния до 60—70 м развиты в нижнем отделе.

Залежи нефти верхней половины разреза продуктивной толщи (до НКГ), как правило, занимают сводовую и присводовую части складки. Начиная со свиты НКП, нефтяные залежи заметно ото­ двигаются к крыльям, а в своде размещаются газовые шапки. Такое расположение залежей свидетельствует о возможности вертикаль­ ного перемещения газов по жерлу ископаемого вулкана.

Иного типа месторождения Шемахино-Кобыстанского нефтегазо­ носного района, расположенного в пределах восточного отрезка южных предгорий Главного Кавказского хребта. Складки сильно нарушены разрывами, нередко встречаются и грязевые вулканы. Наиболее изученным здесь является Умбакинское месторождение, приуроченное к брахиантиклинальной складке, осложненной круп­ ным продольным разрывом надвигового характера и рядом сравни­ тельно мелких поперечных нарушений на северном надвинутом крыле (рис. 43). Это месторождение отличается обильными нефтепроявлениями из многочисленных грифонов и сопок, расположен­ ных в зоне надвига. Месторождение, очевидно, формировалось в два этапа.

На первом этапе образовались залежи нефти, которые затем при перестройке структурного плана и образования надвига были разрушены.

Анализ строения пластовых месторождений складчатых областей , (предгорных и межгорных впадин), осложненных нарушениями, показывает, что разрывные нарушения типа сбросов, взбросов, над-

178

вигов и пр. обладают различными свойствами в отношении прово­ димости флюидов. Одни из них связывают отдельные нефтеносные и газоносные горизонты и обеспечивают гидродинамическую связь, другие, наоборот, являются экранирующими. В последнем случае дизъюнктивные нарушения принципиально не влияют на условия распределения углеводородов в разрезе осложненных структур. Наличие в разрезе осложненных разрывами месторождений водо­ носных или газоносных горизонтов среди нефтеносных или же, наоборот, нефтеносных горизонтов среди водоносных указывает на отсутствие вертикальной миграции. Различные гидродинамические режимы в отдельных ограниченных разрывами блоках или гори­ зонтах также свидетельствуют о самостоятельности залежей и явно противоречат представлениям о вертикальной миграции углеводо­ родов по разрывным нарушениям.

Нефтегазопроявления на поверхности и вторичные незначитель­ ные скопления нефти и газа в нарушенных разрывами зонах указы­ вают на процессы разрушения залежей, приуроченных к глубоко

в верхних частях разреза, часто выходящих на поверхность, лиш­ ний раз подтверждает преимущественно экранирующую роль раз­ ломов.

Таким образом, дизъюнктивные нарушения не являются обяза­ тельным условием для формирования многопластовых месторожде­ ний. Наглядным примером могут служить платформенные место­ рождения, приуроченные в большинстве случаев к спокойным пологим структурам. В платформенных условиях, однако, большую роль в перетоках флюидов из одних пластов в другие могут играть литологические окна и поверхности трансгрессивных несогласий. Эти процессы будут описаны ниже.

Рис. 43. Геологический профиль месторождения Умбаки.

Рис. 44. Нефтегазоконденсатное месторождение Русский Хутор (Се­ верный и Центральный) и нефтяное месторождение Южно-Сухокумское

Рассмотрим некоторые типы пластовых сводовых и экраниро­ ванных пластовых залежей нефти и газа месторождений молодых

идревних платформ.

Вкачестве примеров приведем месторождения на территории Скифско-Туранской плиты, Русской и Северо-Американской древ­ них платформ.

Чрезвычайно интересным является нефтегазоконденсатное место­ рождение Русский Хутор, расположенное в Прикумском районе Восточного Предкавказья. Оно состоит из двух крупных брахиантиклинальных поднятий, разделенных узкой седловиной (рис. 44). Промышленная нефтегазоносность установлена в среднеюрских и нижнемеловых отложениях. Залежи пластовые сводовые. С пла­ стами V I юры и X нижнего мела связаны нефтяные залежи, с пла­ стами I I средней юры и I X нижнего мела — нефтяные залежи с газоконденсатной шапкой и с пластами Ѵ І І І 3 + 4 и Ѵ І І І 2 — газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой.

В процессе формирования это месторождение было тесно свя­ зано с месторождением Южно-Сухокумское.

180

Не вдаваясь в детали формирования, отметим, что определяющим фактором образования газонефтяных, нефтяных с газовой шапкой и газоконденсатных залежей месторождений Русский Хутор яви­ лось соотношение объемов жидкой и газовой фаз и пластовые давле­ ния. Наличие газоконденсатных залежей на этом месторождении обусловлено первоначальным преобладанием свободного газа над нефтью, определенными физико-химическими свойствами нефтей (легкие, метановые) и значительным возрастанием пластовых давле­ ний в связи с погружением. Формирование залежей месторождения Русский Хутор происходило за счет латеральной миграции углево­ дородов. Связь между I X и V I I I пластами осуществляется через литологические окна.

кумском районе и приурочено к брахиантиклинальному поднятию, связанному с выступом палеозойского фундамента. Месторождение

тате латеральной миграции.

В пределах молодой Скифско-Туранской плиты большое распро­ странение имеют газовые месторождения, особенно в ее средне­ азиатской части. Крупнейшим из них является Газлинское место­ рождение, приуроченное к крупной структуре (см. рис. 34), распо­ ложенной на выступе фундамента того же наименования. Занимая господствующее гипсометрическое положение, Газлинская структура аккумулировала огромное количество углеводородов, поступающих из примыкающей обширной Амударьинской впадины. Газлинский

18t

Рис. 46. Схематический геологический профиль Красноярского нефтяного месторождения (Оренбургская область).

В качестве примера пластовых газовых месторождений на моло­ дой платформе приведем крупнейшее в мире Уренгойское место­ рождение, очень своеобразное по условиям залегания и характеру газонасыщенности (см. рис. 30). Оно приурочено к центральной части Уренгойского вала и представляет собой брахиантиклинальную складку длиной 95 км и шириной до 25 км. Залежь газа приуро­ чена к верхней части сеноманского яруса. Суммарная мощность песчано-алевролитовых пород от мощности вскрытого разреза соста­ вляет около 65%. Среди основной песчано-алевролитовой части разреза линзовидные прослои плотных глин имеют подчиненное значение. Поскольку общая мощность гидродинамически связанной сеноманской продуктивной толщи намного превышает амплитуду структуры, эта толща имеет пластово-массивный характер и на всей площади месторождения подстилается подошвенной водой. Продук­ тивные породы перекрываются глинистой покрышкой мощностью 570—630 м.

Сводовые пластовые залежи на древних платформах могут быть различных типов и приурочены в равной мере как к карбонатным, так и к терригенным отложениям.

В связи с особенностями геологического развития восточной части Русской платформы в позднедевонско-раннекаменноугольное время карбонатная толща пород верхнего девона — нижнего кар­ бона отличается некоторыми специфическими особенностями, обусло­ вившими в основном характер распределения углеводородов.

Из всего многообразия типов залежей можно выделить однопластовые и многопластовые с подразделением их на два подтипа: пластовые и массивные. Понятие «массивные» залежи применяется весьма условно, поскольку залежи связаны с пористыми пластами, ограниченными плотными непроницаемыми породами. Но вслед­ ствие локальной трещиноватости существует гидродинамическая связь между отдельными проницаемыми прослоями. Таким образом,

182