Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа

Многолетние геолого-геофизические и геохимические наблюдения, а также изучение современной геодинамики нефтегазоносных территорий на специальных геодинамических полигонах, локализованных в разных по геологическому строению районах (древних и молодых платформах, краевых прогибах и др.), позволили убедиться в единстве флюидных систем, формирующих месторождения флюидогенных полезных ископаемых, и их тесной связи с глубинными разломами и процессами дегазации глубинных сфер Земли.

Установлена сопряженность скоплений УВ с наиболее активно развивающимися глубинными разломами, динамика которых проявляется в высокоградиентных современных вертикальных и горизонтальных движениях земной поверхности и изменениях во времени геофизических полей. Последние отражают происходящие в настоящее время геологические процессы в глубоких горизонтах осадочного чехла и фундаменте. Установленная геохимическими исследованиями миграция флюидных систем, как в глубоких горизонтах осадочного чехла, так и вблизи его поверхности, вероятно, наряду с деформациями земной коры, определяет и нестабильность во времени геофизических полей.

Более высокая проницаемость и активная вертикальная миграция флюидных систем в зоне глубинного разлома отражены в характере теплового поля. Резкое повышение температуры на срезе -3000 м установлено в пределах Терской и в меньшей мере Сунженской зон нефтенакопления. Интенсивность динамики разгрузки глубинных флюидных систем определена здесь изменчивостью во времени магнитного поля. Результаты режимных наблюдений, геохимических съемок и анализа геофизических материалов нефтегазоносных территорий показали, что разрывные нарушения и зоны трещиноватости обладают повышенной проницаемостью не везде, а лишь в отдельных звеньях и главным образом в местах пересечения разрывов разных простираний. При этом проницаемость, как и другие физические свойства геологической среды в зоне разломов, изменчива во времени, что отражается и на интенсивности миграции флюидных систем, в том числе и УВ.

Известно, что формирование скоплений нефти и газа происходит всегда после образования и консолидации осадочных толщ. Убедительные материалы о наложенном характере процессов формирования месторождений УВ приводятся многими авторами при анализе коллекторов, содержащих залежи нефти и газа. Особенно ярко это проявляется в залежах, вскрытых на больших глубинах. Основная емкость таких коллекторов представляет собой вторичные поры, каверны и трещины, образованные в результате взаимодействия агрессивных флюидных систем и пород. Такие коллекторы тяготеют к проводящий разрывным нарушениям. К этим же зонам обычно приурочены геотермические и геохимические аномалии в пластовых водах и нефтях. На периферии залежей в зоне ВНК и за его пределами обычно присутствуют зоны вторичной цементации и переотложения минерального вещества (окремнения, вторичной кальцитизации, анкеритизации, сидеритизации, ангидритизации и др.), часто экранирующие залежь.

Количество воды определяет интенсивность миграции флюидов, напряженность теплового поля и геодинамику (в том числе и сейсмичность). В этом аспекте можно рассматривать два флюидодинамических типа месторождений нефти и газа — с высокими флюидодинамическими параметрами и низкими.

Первую флюидодинамическую модель нефтегазового месторождения предложил К.А. Аникиев (1963), затем П.Н. Кропоткин и Б.М. Валяев (1965). Основу модели составляет явление флюидного диапиризма, отмечаемое в проницаемых участках глубинных разломов. Эта геодинамическая модель отражает механические, физические и химические воздействия флюидного диапиризма на фундамент и массивы осадочных пород в зоне разлома, вызывающие аномалии геофизических и геохимических полей. Модель подтверждается эмпирическими и теоретическими разработками по флюидодинамике, наблюдениями на геодинамических полигонах и результатами изучения дегазации Земли. Эта модель стала основой при определении нефтепоисковых признаков месторождений нефти и газа. Огромный фактический материал, отражающий роль флюидодинамических процессов, накоплен и в ходе разработки залежей УВ.

Анализ имеющейся информации позволяет сделать вывод о том, что в природе реализуется взаимодействие тектонических подвижек, приводящих к сжатию и растяжению в зонах разломов и внедрению и перераспределению флюидов, сопровождающимся их фазовыми переходами и расслоением. Эти процессы особенно четко проявляются в сейсмоактивных областях (Терско-Каспийском прогибе, Сахалине, Предкарпатье и др.), где распространены месторождения первого типа — с высокими флюидодинамическими параметрами. Наиболее типичными в этом отношении являются многопластовые месторождения на Терском хребте (Малгобек-Вознесенское, Эльдаровское, Брагунское и др.). Строение таких многопластовых месторождений весьма сходно. Они распространены как в Терско-Сунженском районе, так и в Предгорном Дагестане. На рис. 1 приведена схематическая флюидодинамическая модель такого типа на примере Эльдаровского месторождения на Терском хребте.

Как известно, эти месторождения контролируются глубинными разломами, способствующими развитию трещиноватости и сильной раздробленности фундамента и мезозойского карбонатного комплекса. Последний содержит узкие протяженные залежи нефти массивного типа высотой более 1200 м. Трещиноватость коллектора неравномерная и на участках, где имеются поперечные нарушения (выраженные в структуре поверхности верхнемеловых известняков), она увеличивается, что определяет и более высокие дебиты скважин. Мезозойский комплекс является зоной внедрения флюидов снизу, которые способствовали гидроразрыву пород, формированию трещинного коллектора и высоконапорной нефтяной залежи под мощной глинистой покрышкой (майкопской толщей) на глубине 2,5–4,0 км. Залежи подпираются слабоминерализованной водой, режим упруговодонапорный, температура залежей до 180 °С, давление до 90 МПа. Признаки внедрения легко обнаруживаются по характеру температурного поля, УВ-составу нефти и др.

 

 

Рис. 1. ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ С АКТИВНОЙ ФАЮИДОДИНАМИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ (на примере Эльдаровского месторождения)

1 — кристаллический фундамент; 2 — карбонатный комплекс мезозоя; 3 — глинистая толща Майкопа, 4 — песчано-глинистая толща неогена, 5 — зоны разуплотнения пород осадочного чехла и фундамента по данным интерпретации современных движений земной поверхности; 6 — зоны разуплотнения по данным гравиметрии; 7 — нефтяные залежи; 8 — выходы на поверхность горячих вод с нефтепроявлениями, 9 — разломы осадочного чехла и фундамента; 10 — сейсмические границы по данным МОВЗ; 11 — предполагаемая граница поверхности Мохоровичича, 12 — направление флюидоперетоков, 13 — очаг Эльдаровского землетрясения 1913 г.; 14 — пункты светодальномерных измерении, 15 — глубокие скважины; 16 — направление горизонтальных перемещений, 17 — наблюденное магнитное поле; 18 — кривая остаточного гравитационного поля, 19 — изменение магнитного поля во времени.

Мезозойский комплекс перекрыт мощной майкопской глинистой толщей, для которой типичны внедрение снизу глыб и обломков карбонатных пород мела, диапировый характер залегания и небольшие по размерам, но с высоким давлением залежи нефти. Эта зона названа переходной с залежами-сателлитами, свидетельствующими о процессе внедрения снизу по системе нарушений. Последние пропитаны высоконапорными флюидами, размачивающими глинистую толщу Майкопа и способствующими вязкому перемещению пород в виде глиняного диапира.

Верхний этаж этой флюидодинамической системы сложен высокопроницаемыми пластами песчаников неогена (чокрака и карагана), в которые по разрывам периодически разгружаются напорные флюиды. Они также содержат залежи нефти и иногда газа. Неогеновые отложения смяты в складки, осложнены надвигом и поперечными разрывными нарушениями, местами проницаемыми до поверхности и являющимися путями миграции горячих вод (иногда с нефтью), которые в виде источников выходят на поверхность на Терском и Сунженском хребтах.

Верхний продуктивный этаж месторождений этого типа характеризуется многочисленными пластовыми залежами, контролируемыми проводящими разрывными нарушениями. Распределение залежей в разрезе обусловливается давлением флюидов в основном проводнике (зоне разлома) и подчиняется законам гидравлики. В этой зоне есть связь с поверхностью, и колебание давления ведет к перераспределению флюидов. Связь с нижним мезозойским этажом происходит периодически через вязкую майкопскую толщу.

Внешний контур такого многопластового месторождения представляется в виде пирамиды. Основные флюидодинамические характеристики проявляются в динамике геофизических полей. Максимальная изменчивость во времени магнитного поля была установлена в пределах Терского хребта. Известно, что в этой зоне разгрузка флюидов проявляется наиболее ярко в виде источников горячих минеральных вод. Напоры вод по оценкам гидрогеологов здесь намного превышают таковые артезианских бассейнов.

В целом первый тип флюидодинамики характерен для районов, в которых осадочные толщи содержат большие запасы пластовых вод. Минерализация пластовых вод в зоне нефтегазонакопления такого типа небольшая, обычно 15–50 г/л. В процессе вертикальной миграции вод происходит их вскипание (при снятии давления в результате трещинообразования), и в верхние горизонты поступает пар, конденсация которого приводит к опреснению пластовых вод. Особенно отчетливо это видно по подошвенным водам нефтяных и газовых залежей во флюидодинамической системе такого типа.

Высокая активность флюидных систем (в основном воды, являющейся главным переносчиком тепла) создает повышенный температурный фон в зоне нефтегазонакопления. Температура залежей нефти в глубоких горизонтах таких систем (доступных для бурения) иногда превышает 200 °С, а постоянные вертикальные перетоки в месторождении создают на одинаковой глубине значительные разности температур. Например, в пределах Терского хребта разница температуры на глубине -3000 м в залежах Эльдаровского месторождения достигает 20 °С, а максимальные значения отмечаются вблизи проводящих разрывных нарушений.

Таким образом, представленный флюидодинамический тип месторождения характеризуется следующими определяющими его чертами: высокой обводненностью осадочного разреза в целом; высокой активностью флюидной системы и разгрузкой флюидов по зонам трещиноватости до поверхности; относительно низкой минерализацией пластовых вод; многоэтажностью УВ-скоплений разного фазового состояния со сложноэкранированными залежами; развитием зон АВПД в нижнем этаже и переходной зоне; развитием трещиноватости компетентных пород в результате гидроразрыва; проявлением глиняного диапиризма и грязевого вулканизма.

Второй тип месторождений нефти с низкими флюидодинамическими параметрами может быть рассмотрен на примере месторождений Припятской впадины, представляющей собой рифтовую структуру в теле древней платформы. На рис. 2 приведена схема строения Речицкого месторождения нефти, являющегося типичным для месторождений, контролируемых Речицким глубинным разломом

 

.

Рис.2. ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ С МАЛОАКТИВНОЙ ФЛЮИДОДИНЛМИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ (на примере Речицкого месторождения)

1 — образование кепрока; 2 — поверхность кристаллического фундамента; 3 — карбонатные комплексы (продуктивные), сильно измененные в результате проработки гидротермальными растворами; 4 — зона галитового метасоматоза; 5 — надсолевые отложения верхнего девона с признаками засоления в период осадконакопления; 6 — нижняя соленосная толща 7 — наиболее проницаемая зона для современных флюидоперетоков (по данным геохимических и геофизических наблюдений); 8 — реперные горизонты в соленосной толще верхнего девона и зоны их замещения; 9 — разломы фундамента и осадочного чехла; 10 ~ содержание водорастворенного гелия четвертичных отложении в зоне Речицкого разлома; 11 — изменение во времени магнитного поля над Речицким разломом; 12 — современные вертикальные движения земной поверхности в зоне Речицкого раз лома; 13 — изменение во времени гравитационного поля над Речицким разломом; 14 — преобладающие напряжения растяжения над Речицким разломом.

Основные принципы флюидодинамики в этих условиях остаются те же: разгрузка флюидных систем снизу вверх по проницаемым системам — зонам повышенной трещиноватости. Однако в этих условиях имеет место другой тип флюидов и соответственно наблюдается другое их взаимодействие с вмещающими породами. Флюидные системы представлены здесь высокоминерализованными рассолами (до 600 г/л), содержащими нефтяные УВ с незначительным количеством газа. Для этого типа флюидной системы обычна скрытая разгрузка, которая проявляется на глубине ниже 1000 м, а до поверхности доходит лишь часть потока флюидов, создающих гидрохимические аномалии в водах четвертичных отложений и незначительные УВ-аномалии в верхних слоях осадочного чехла. В то же время гелиеметрическим опробованием здесь установлены сквозная проницаемость разреза и глубинная природа потока флюидов.

Взаимодействие рассолов (содержащих УВ) с вмещающими породами сильно отличается от такового предыдущего типа флюидной системы. Здесь характерны два типа процессов — метасоматические преобразования вмещающих пород и соляной диапиризм. Карбонатные породы при взаимодействии с рассолами подвергаются вторичной доломитизации с образованием пустотного пространства коллекторов, а также частичному растворению и выщелачиванию матрицы пород. Эти процессы особенно ярко проявляются в зонах разломов, служащих путями миграции флюидных систем. Метасоматические процессы в карбонатных толщах способствуют возникновению не только нового емкостного пространства, но и развитию вторичной кальцитизации, ангидритизации, окварцевания и выпадению легкорастворимых солей, которые быстро заполняют трещины и пустоты проницаемой части разлома.

Особенно важное значение при этом типе флюидной системы приобретает соляной диапиризм. Он также развивается по наиболее проницаемым зонам разреза. Соль заполняет трещины пород и замещает породы, растворяя их (соляной метасоматоз). Возникновение соляных толщ в разрезе осадочных пород до сих пор является предметом дискуссий. Идея глубинного генезиса солей и рассолов находит повсеместное подтверждение, снимает многие противоречия и заставляет более целенаправленно анализировать глубинное строение этих территорий, проявления основного вулканизма и весьма специфический комплекс полезных ископаемых (соль, нефть, медистые песчаники, рудоносные рассолы и т.д.).

Второй флюидодинамический тип месторождений характеризуется не только спецификой флюидов, но и существенно меньшим масштабом их проявления. Рассматриваемая территория отличается отсутствием обильных термальных источников и водоносных комплексов в глубоких горизонтах. В пределах Припятской впадины во многих скважинах, пробуренных с целью оконтуривания нефтяных залежей, не было обнаружено предполагаемых водоносных комплексов в подсолевых и межсолевых отложениях девона.

Таким образом, второй флюидодинамический тип месторождений характеризуется следующими чертами, наличием высокоминерализованных рассолов, содержащих нефть и небольшое количество газа; преобладанием скрытой разгрузки флюидных систем, агрессивным характером рассолов, определяющим сильное локальное преобразование пород, а приразломных зонах, изменение карбонатных толщ и образование вторичных коллекторов, а также экранирующих зон; разгрузкой флюидов, сопровождающейся явлениями соляного диапиризма.

Специфические особенности самих флюидных систем и их взаимодействия с вмещающими породами определяют и своеобразие подхода к зональному и локальному прогнозу при поисках приразломных залежей нефти.

 

Список используемой литературы:

1. Багринцева К. И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1977. 257 с.

2. Бакиров Э. А., Ермолкин В. И., Ларин В. И. и др. Геология нефти и газа: Учебник для вузов / Под ред. Э. А. Бакирова. — М.: Недра, 1990. — 240 c.

3. Бурлин Ю. К. Природные резервуары нефти и газа. Изд-во Моск.,1976. 136 с.

4. Материалы с сайта http://neftegaz.ru