В начале XXI века освоение уникальных ресурсов углеводородного (УВ) сырья в российском секторе Каспийского моря привело к открытию месторождений, различных по фазовому состоянию, размерам, запасам и стратиграфической принадлежности. Наиболее значительное из них и первое преимущественно нефтяное - месторождение им. В.Филановского (далее месторождение).
Месторождение открыто в 2005 г на Южно - Ракушечном поднятии скважина 2 Ракушечная (далее скв 2 Р).
Бурением (скв. 2Р, 4Р, 6Р) вскрыт разрез мезозойско-кайнозойских карбонатно-терригенных пород максимальной толщиной 1730 м, который представлен образованиями триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем.
В вертикальном разрезе выделяются три главных тектонических этажа. Нижний структурный этаж (фундамент) представлен интенсивно дислоцированными, в различной степениметаморфизованными геосинклинальными палеозойскими отложениями.
Верхний тектонический этаж - платформенный чехол, сложен осадками юрско -неогенового возраста. Между нижним и верхним тектоническим этажом залегает промежуточная дислоцированная и метаморфизованная пермо-триасовая толща.
На месторождении выявлены 4 залежи: газоконденсатнонефтяные в келловейском (верхняя юра) и аптском ярусах, газонефтяная в неокомском надъярусе и газоконденсатная в альбском ярусе нижнемеловых отложений.
Все залежи пластового типа, узкие и протяженные с запада на восток. Исключение составляет келловейская и вышезалегающие мелкие залежи в нижнемеловых отложениях, выявленные в восточной части месторождения в небольшом по размерам тектоническом блоке (скв. 6Р).
По результатам проведенных гидродинамических исследований в скважинах установлено, что терригенные коллекторы месторождения неоднородны по площади и разрезу, а также по характеру насыщения: неокомские песчаники характеризуются как высоко продуктивный нефтенасыщенный коллектор (коэффициент продуктивности 5208,5 -1399,3 м3/сут • МПа; коэффициент проницаемости 4,1-1,0 мкм2).
Максимальные значения дебита нефти составляют 1020 - 845,5 м3/сут; аптские, альбские и келловейские песчано - глинистые коллектора содержат пласты средней и низкой проницаемости с двухфазным насыщением (нефть+газ в районе скв. 4Р, 6Р) и однофазном (нефть в скв 6Р, газ, в районе скв 2Р).
По данным дифференциального разгазирования пластовых проб параметры по нефти имеют значения: для неокомской залежи плотность- 0,813 г/см3, газосодержание- 132 м3/т и пересчетный коэффициент- 0,758; для залежи аптского возраста плотность нефти - 0,825 г/см3, газосодержание -109,6 м3/т, пересчетный коэффициент- 0,788.
Нефть месторождения малосернистая, малосмолистая, высокопарафинистая с выходом легких фракций (до 350 °С) - 60,9 мас. %.
Основная доля запасов нефти промышленного значения приходится на нефтяную залежь неокомского возраста.
Месторождение расположено на территории Скифско-Туранской плат формы, в пределах южного склона морского продолжения кряжа Карпинского в месте контрастно выступающего на общем структурном фоне сообщества узких линейных субширотных складок Широтно-Ракушечной зоны поднятий.
Разломы представлены сбросами и сбросо-сдвигами субширотного и субмеридионального (оперяющие) направления амплитудой 10 - 60 м.
Сложно построенная структура Ракушечная состоит из двух линейно - вытянутых валов субширотного простирания: Северо - Ракушечного протяженностью до 60 км и Южно -Ракушечного (более 40 км) при ширине до4 км.
Структурные планы по продуктивным пластам имеют подобное (унаследованное) строение.
Вытянутая в субширотном направлении антиклинальная складка, осложнена локальными мелкими куполами. По поверхности неокомских отложений складка по замкнутой изолинии минус 1461,7 м и имеет размеры 38,8 х 5.0 (4,5) км и амплитуду 96 м.
Ранее при минимуме информации для российского сектора акватории и прилегающих территорий была разработана принципиальная схема условий формирования и пространственного размещения залежей УВ [1-3].
Новые геолого-геохимические данные по месторождению позволили восполнить отдельные недостающие звенья концепции онтогенеза УВ скоплений северо- западного Каспия [4-7]. Проведенный комплекс геохимических исследований УВ (насыщенного и ароматического строения) в значительной мере (даже при минимуме или отрывочной информации) обеспечивает доказательную базу для всех звеньев цепи юрско-меловой генерационно-аккумуляционной системы установленных и прогнозируемых залежей УВ Среднего и Северного Каспия.
Используемые для этой цели результаты интерпретации геолого-геохимических показателей ОВ и УВ, получены в скважинах Ракушечной (1, 2, 4, 6) и сопредельных площадей. Наблюдающиеся закономерности в углеводородных составах экстрактов пород и флюидов, а также их степень преобразованности, по которым можно судить о наличии или отсутствии генетической связи между ними, в свою очередь, позволяют трассировать пути миграции и характер перераспределения УВ в зоне аккумуляции.
Нашло дополнительное подтверждение, что ОВ, захороненное в юрско-меловом терригенном комплексе отложений, имеет региональный доминирующий субконтинентальный облик и преимущественно гумусовый тип. Значительная его доля содержится в концентрированном виде (многочисленные фрагменты обуглившихся деревьев и пропластки бурых землистых углей).
Захоронение ОВ происходило главным образом в окислительной обстановке (иногда с признаками сероводородного заражения). Полученные данные по типу и составу ОВ не противоречат раннее сделанным априорным утверждениям, что в зоне генерации глубокопогруженные нижне-среднеюрские отложения имеют преимущественно газоматеринский потенциал; подчиненное значение имеет нефтематеринская составляющая суммарного генерационного потенциала пород;
При анализе влияния миграционных процессов на формирование и размещение залежей УВ подтверждено соблюдение « принципа B.C. Гассоу и СП. Максимова» - движение УВ под воздействием «сил плавучести» или принцип дифференциального улавливания УВ. Исходя из этого, месторождение является частью генерационно - аккумуляционной системы: глубокопогруженные материнские нижне- среднеюрские отложения Терско-Каспийского прогиба - открытые (им. В. Филановского, Промысловское) и еще не выявленные месторождения на данном миграционном пути. Из анализа условий формирования и размещения залежей УВ следует, что юрско-меловой комплекс пород данного миграционного пути выделяется в обособленную генерационно- аккумуляционную систему (собственные: структурный этаж, зональность катагенеза, индивидуальный состав нефтей, источник генерации, путь миграции, зона накопления). Единая система сформировалась за счет одного источника УВ в нижне- среднеюрских отложениях. Отсюда генетическое единство зон генерации и накопления УВ, залежей нефти и газа на разнопротяженных расстояниях между и внутри данных зон.
Низкая палео- и современная температура и слабый катагенез (начальные градации катагенеза, Тмах = 429 °С), указывают на отсутствие условий для реализации углеводородного потенциала юрско-меловых пород на широте месторождения как в прошлом, так и в настоящее время.
По данным палинологических исследований, использующие биологические индикаторы палеотемператур - группу ископаемых зеленых водорослей TasmanitesNewton и разработанную на их основе катагенетическую шкалу для отложений морского генезиса, установлен катагенетический диапазон преобразования ОВ, соответствующий градациям ПК11...ПК12 [4]. Указанный катагенетический диапазон существенно выше главной зоны нефтеобразования (ГЗН), а тем более главной (катагенетической) зоны газообразования (ГЗГ) и указывает, с одной стороны, на невозможность образования нефти и газа на месте их нахождения, а с другой -на то, что установленные на упомянутых выше месторождениях многопластовые промышленные их скопления в широком глубинном интервале залегания юрско-меловых пород сформировались за счет поступивших УВ на путях дальней миграции от зон генерации с благоприятными термобарическими условиями для образования УВ.
Об этом свидетельствуют и показатели зрелости нефтей. Состав и свойства поступающих в пределы месторождения нефтяных и газоконденсатных УВ указывает на то, что они образовались в жестких термобарических условиях. Именно такие условия могли сложится в нижне- и среднеюрских материнских отложениях Терско-Каспийского прогиба и прилегающего с севера платформенного склона на двух генерационных этапах: первый - при прохождении ГЗН, второй - ГЗГ. Последнее свидетельствует о значительной стадии катагенеза (МК2) РОВ, генерирующих данные УВ, что не соответствует степени зрелости пород, вмещающих залежи. Низкий суммарный генерационный потенциал юрско-меловых отложений в зоне аккумуляции, условия захоронения РОВ и низкая степень его преобразованности исключают генерацию УВ в зонеаккумуляции. При этом свойства и состав УВ, выделенных из экстрактов концентрированного ОВ нижнемеловых отложений (землистый бурый уголь), генетически отличен от УВ, находящихся в сопредельных порах песчаника, что также указывает на их транзитный характер. Пиролитический анализ образцов показал, что исследуемые нижнемеловые породы на широте месторождений им. В.Филаноского и Ю.Корчагина обладают низким генерационным потенциалом (средние значения HI = 88 мгУВ/гСорг S2 = 0,77 мгУВ/г), что не позволяет отнести эти отложения к числу основных нефтегазоматеринских комплексов пород.
Такой вывод подкрепляется и аналитическими данными, указывающих на отсутствие генетической связи захороненного в юрско-меловых отложениях ОВ с УВ в залежах месторождения. Так, углеводородный состава нефтей, в отличие от ОВ вмещающих пород, формировался в условиях значительного дефицита кислорода и значительного сернистого заражения; термодинамические параметры УВ нефтей значительно выше аналогичных показателей для ОВ пород, что также свидетельствует о более жестких термобарическими условиях образования УВ (погруженные зоны Терско-Каспийского прогиба).
Формирование залежей нефти и газа данного миграционного пути происходит в зоне генерации (где по определению все ловушки заполнены УВГ на месте их рождения или на коротких путях миграции), на транзитных путях миграции по ступенчатой латерально-вертикальной схеме (залежи формируются; только по трассе миграционного пути), а также в промежуточных и конечных зонах аккумуляции УВ. Месторождение находится в пределах очень крупной промежуточной зоны накопления и переформирования скоплений УВ ранней и поздней генерации.
В пределах Среднего и Северного Каспия установлены два укрупненных этапа формирования залежей УВ за счет юрской зоны (источника) их генерации: на первом этапе в результате полной реализации в зоне генерации нефтематеринской части потенциала ОВ на многочисленных путях миграции формировались преимущественно нефтегазовые месторождения; на втором этапе юрские материнские отложения вошли и продолжают пребывать в ГЗГ в результате чего, чаще всего используя уже проторенные на первом этапе пути миграции, углеводородные газы (УВГ) (включая конденсатную составляющую) частично растворили в себе нефть ранней генерации в различных соотношениях, создавая мультисистемы, а в большей части оттеснили нефть из многочисленных ловушек по восстанию пластов в северные и северо-западные районы (морская часть вала Карпинского, Прикумско - Тюленевская система поднятий). На некоторых участках в результате изменения структурного плана реликтовые нефтяные скопления оказались отрезанными от современных путей миграции и по причине протяженного во времени «увядания или старения» (главным образом за счет потери летучей и легкой части составляющей нефтей) утратили в значительной мере свое промышленное значение (например, скопления нефти в кимериджских отложениях на Хвалынском месторождении и т.д.);
Формирование залежей на месторождении происходило непрерывно, начиная с позднемеловой эпохи. На генетическом уровне суммарный эффект этого процесса делится на два основных этапа: первый - нефтегазовая история (формирование залежей) и второй - газоконденсатная (переформирование залежей). При этом на каждом этапе месторождение оставалось транзитной зоной для УВ в общей генерационно-аккумуляционной системе, но со своими особенностями формирования и перераспределения нефти и газа в залежах.
На первом генерационным этапе материнские отложения по мере прохождения ГЗН с начала верхнемеловой эпохи продуцировали наряду с газом и УВ нефтяного ряда, источником которых служило сапропелевая составляющая ОВ. Нефтегазовые залежи формировались как в зоне генерации, так и на путях миграции УВ. В составе последних значительную долю составляли газообразные УВ, что способствовало высокой подвижности нефти и ее продвижению на значительные расстояния. Широтно-Ракушечная зона поднятий стала естественным препятствием и крупной зоной нефтегазосбора на пути УВ, движущихся с юга от источника генерации по регионально выдержанных пластам- коллекторам, в результате чего на данном этапе в ловушках юрских и нижнемеловых отложений формировались преимущественно нефтяные (нефтегазовые) залежи.
Жидкие и газообразные УВ, поступающие в рассматриваемую зону аккумуляции различными путями, генерированы практически генетически близким ОВ, однако дальнейшие процессы миграции, формирования и перераспределения УВ в залежах, окислительная обстановка, метаморфизм, взаимодействия с вмещающимипородами и водами вносят существенные изменения в состав нефтей и газов, причем иногда столь значительные, что о первоначальном генетическом типе судить достаточно трудно, но можно. Результаты изучения биомаркеров УВ по морским скважинам, поддержанные геохимическими свидетельствами по физико-химическим свойствам, компонентному и микроэлементному составу нефтей, конденсатов и битумоидов, распределению н-алканов и изопреноидов, позволяют назвать в качестве основного источника УВ флюидов нижне-среднеюрские терригенно-карбонатные отложения.
На втором генерационном этапе материнские отложения уже с начала неогена, по мере вовлечения нижней части юрских отложений в ГЗГ, где независимо от типа ОВ генерирует только углеводородные газы (УВГ), осуществляется процесс оттеснения нефтяных скоплений за пределы очага газогенерации к бортам прогиба. Миграционные процессы на начальном этапе были развиты слабо, ввиду малых углов падения юрских пластов-коллекторов. К настоящему времени избыточные газовые и газоконденсатные УВ в условиях более крутого воздымания пород вытеснили вверх по восстанию песчаных и карбонатных горизонтов на платформенные участки ранее выделившуюся нефть из погруженных зон залегания юрских отложений. Этому в немалой степени способствовали: существенная разница в градиентах пластовых давлений в зонах генерации (АВПД) и накопления (гидростатические давления) УВ; значительная крутизна залегания на отдельных участках пластов-коллекторов и то обстоятельство, что выталкивающим агентом являются обладающие максимальной активностью струйные потоки УВГ. При этом значительная часть нефти осталась «размазанной» на путях миграции в пластах-коллекторах юрского и мелового возраста. Для того, чтобы осуществлялась современная дальняя миграция УВ, в зоне генерации должны быть выполнены, как минимум, три условия: все ловушки должны быть заполнены под структурные замки газоконденсатом; все залежи должны пребывать в состоянии АВПД; пластовые воды должны быть предельно насыщены газом. Особое значение при перемещении УВГ принадлежит системам последовательно воздымающихся поднятий, выступов, валов, образующих структурные гребни, играющие роль своеобразных «транспортных коммуникаций» при региональной струйной миграции УВ из зон генерации. Путей ближней и дальней миграции, питаемых юрской зоной их генерации, может быть значительное множество, которые радиально расходятся во все стороны от глубокопогруженных зон прогибов к их бортам, обеспечивая весьма высокую «промытость» газом пластов - проводников.
К Широтно- Ракушечной зоне поднятия мигрирующие УВ могут подойти в однофазовом состоянии (УВГ), которые заметно облегчаются на данном отрезке пути миграции (от Хвалынского месторождения). На таком пути оказалась, например, газоконденсатная залежь в песчаниках юрских отложений месторождения Ю. Корчагина, из которых при испытании скв. 2 Широтной в интервале перфорации 1861-1871 м получен фонтанный приток газа дебитом 627 тыс. м3/сут и конденсата дебитом 41 м3/сут.
Нефтяные залежи, сформировавшиеся на первом этапе, пополняются, а затем и полностью замещаются продуктами последующих этапов генерации -газоконденсатом и газами сначала в зоне генерации, а затем на ближних («170 км» и Хвалынское месторождения» и дальних (рассматриваемое месторождение) путях миграции.
Установлено, что к Широтно-Ракушечной зоне нефтегазосбора подходит несколько путей миграции [1 - 3, 6, 7]: (все берут начало в зоне генерации Терско-Каспийского прогиба): первый через месторождения «170 км», Хвалынское, им. Ю.Корчагина; второй через месторждения Сарматское и им. В.Филановскогр и подходит к одному из опущенных блоков Широтно-Ракушечного вала (скв. 6Р); третий путь проходит западнее Сарматского месторождения и подходит к приподнятому блоку месторождения им. Филановского (скв. 2Р и 4Р), а далее через Ракушечное к Промысловскому месторождению. Более западные миграционные пути перехватываются Прикумско-Тюленевской системой поднятий. В неокомских отложениях Ракушечной системы поднятий в различных ее частях составы нефтей значительно отличаются между собой, что указывает на наличие самостоятельных путей миграции к каждому поднятию (блоку), а также на структурную обособленность таких поднятий (блоков), что нашло подтверждение по данным сейсморазведки 3D и бурения скв. 6Р.
Подток УВ в пределы месторождения со стороны месторождения Ю.Корчагина исключен по структурным соображениям (глубокий разделяющий месторождения прогиб). Наряду с этим, геохимическая характеристика неокомской нефти различна у этих месторождений.
Внедрение поступивших в пределы месторождения газоконденсатных растворов новейшей генерации коренным образом изменили характер нефтега-зоносности нижнемеловых отложений. Газоконденсатные растворы, встречая на своем пути жидкие УВ, создают мультисреды с повышенными миграцион-ными свойствами Струйный поток углеводородной смеси (мультисистемы, в которой доминирует УВГ) с юга по повышенным участкам структурного плана внедряется первоначально в неокомскую нефтяную залежь, частично растворяясь в ней в зоне внедрения и устремляется в соответствии рельефом поверхности пласта-коллектора в наиболее приподнятую часть структуры (район скв. 2Р), формируя в пиковой ее части газовую шапку. Залежь таким образом становится нефтегазовой. Нефть меняет свой состав и свойства (особенно в зоне внедрения), становится более легкой за счет растворения в ней части УВ поступившей мультисистемы. Процессы обновления («омоложения») нефти в западной (скв. 4Р и далее на запад) периферийной части неокомской залежи, гдеотсутствовал подток УВ мультисистемы проходил и продолжает проходить кратно медленнее. Отсюда имеющиеся различия в составе и свойствах нефтей в различных частях залежи. Нефтегазовая залежь в неокомских отложениях вблоке, где пробурена скв. 6 Рак, формировалась за счет самостоятельного пути миграции УВ, в мультисистеме которой оказалось свое собственное соотношение изученных геохимических показателей в составе и свойствах нефти, что отличает их от нефтей в западном блоке (скв. 2Р и 4Р). При этом в восточном блоке газовая составляющая УВ смеси доминирует, в результате чего сформировалась нефтегазокондесатная залежь (с нефтяной оторочкой). От Ракушечного месторождения газ двигался самостоятельно по отложениям альбского возраста в сторону Промысловского месторождения.
Рост значения П/Ф коэффициента, а также закономерное увеличение вверх по разрезу легких бензиновых фракций позволяет предположить, что формирование газоконденсатных залежей происходило за счет массопереноса УВ из нижележащих отложений в условиях интенсивного газового потока, что привело к значительному повышению в ряду изопреноидных углеводородов доли пристана в газоконденсатах. Следует отметить, что генетическая информация, полученная по этому соотношению, наиболее достоверна для равновесных устоявшихся залежей. В тектонически активных зонах, где возможны газовые и газоконденсатные перетоки, повышенные значения отношений П/Ф могут рассматриваться как следствие движения и переноса жидких УВ в газовых растворах, указывая на проводящие свойства дизъюнктивных нарушений в моменты их тектонической активации в пределах залежи. Переток флюида может осуществляться путем его прорыва через покрышку. Анализ покрышек в меловом разрезе отложений указывает на их ненадежность за счет наличия в них многочисленных песчано-алевролитовых пропластков, в том числе ничтожных по толщине. При прохождении при бурении таких интервалов обычно отмечаются высокие и повышенные газопоказания. В целом указанное сочетание пород-коллекторов и покрышек различной степени надежности указывает на возможность перетока газообразных УВ вверх по разрезу отложений. На это же может указывать закономерное уменьшение для всех залежей морских месторождений плотности нефти и газа содержания смолисто- асфальтеновых веществ, а также увеличение бензиновых фракций( Широтная и Ракушечная площади).
На месторождении им. В.Филановского (рис.1) скапливающиеся УВГ в газовой шапке по мере достижения давления межпластового прорыва проникают через покрышку (диффузионный поток), сложенную алевролитами, а также по зонам дробления разрывных нарушений (эффузионный поток) в следующие группупластов-коллекторов в апте, где УВ дифференцируются в залежи в соответствии с количеством УВ различного фазового: в нижней части формируется нефтяная оторочка, в верхней - газовая шапка. Прорыв УВ в отложения аптского возраста подтверждается геохимическими метками, указывающих на генетическое родство нефтей неокомского и аптского возрастов и на единый источник их образования. В дальнейшем облегченный газ от пиковой части шапки аптских отложений преодолевает покрышку и, последовательно заполнив ловушки в песчаниках альбского возраста месторождения им. В. Филановского, латерально перетекает в замковых частяхскладки в пределах Ракушечного месторождения, откуда по мере возрастания структурного плана газ последовательно заполняет под замок все ловушки системы поднятий в литологически выдержанном пласте-коллекторе альбского возраста вплоть до Промысловского газового месторождения. Все месторождения на этом пути окажутся газовыми.
По данным ГИС и испытания, этаж газоносности альбских отложений в скважине 1Р составляет 58 м, вся газоносная толща условно разделена на две пачки I и II, геологические суммарные запасы газа в которых составили 96 млрд. мЗ, конденсата 2 млн. т. Аптская газоконденсатная залежь по запасам втрое меньше альбской (запасы газа составляют 27 млрд. мЗ, конденсата 719 тыс. т). В целом геологические запасы газа по Ракушечному месторождению составляют 123 млрд. мЗ, конденсата 3 млн.т.
Прогноз фазового состояния углеводородов (УВ) последних приобретает в связи с этим особую актуальность, поскольку позволяет вести направленные поиски новых залежей определенного типа УВ сырья, в зависимости от приоритетов добывающей компании на нефть или природный газ.
Показана возможность обоснования направленных поисков скоплений УВ определенного фазового состояния.
Литература
1. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - 324 с.
2. Бочкарев В.А., Карпов П.А., Сербина Е.В. Прогноз фазового состоя
ния УВ в залежах Самурско-Центрально-Каспийской системы поднятий //Вопросы геологии и нефтегазоносности Волгоградского Поволжья - Волгоград: ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2002. - Вып.59. - С. 12-21.
3. Бочкарев В.А., Сербина Е.В. Направленные поиски нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений в российском секторе Каспия//Геология, бурение и разработка нефтяных месторождений Прикаспия и Каспийского моря и нефтегазоносности Волгоградского Поволжья - Волгоград:ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2003. - Вып.61. - С. 12-21.
4. Здобнова Е.Н., Остроухов С.Б. Празинофиты - индикаторы степени катагенеза расс
Автор: Бочкарев В., Остроухов С, Воронцов Р., Крашаков Д., Коршунова М.
