USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 26.75

-1.2

AИ-92 42.42

+0.01

AИ-95 46.32

+0.05

AИ-98 51.07

-0.02

ДТ 47.69

-0.05

273

Модель формирования и закономерности размещения углеводородных залежей в Прикаспийской впадине

Модель формирования и закономерности размещения углеводородных залежей в Прикаспийской впадине

На современном этапе изученности Прикаспийской впадины данными нефтепоисковых работ установлена региональная нефтегазоносность ее осадочного выполнения от девонских отложений до современных, т.е. всего вскрытого бурением разреза. Рассмотрение результатов многих сотен анализов по общему, групповому, структурно-групповому и другим составам нефтей, а также газов и газоконденсатов этого региона, полученных из различных стратиграфических подразделений, приводит к выводу о чрезвычайном разнообразии ряда этих углеводородных соединений, в полярных точках которого находятся газоконденсаты и битумы (киры). Систематизация жидких углеводородов (УВ) (нефтей) по стратиграфическому принципу оказалось практически неосуществимой ввиду того, что в пределах каждого стратиграфического подразделения встречаются нефти от конденсатных до осмоленных. В то же время разные стратиграфические уровни содержат однотипные по составу нефти.

Более успешной оказалась попытка систематизации нефтей и установление закономерностей их размещения по разрезу. В качестве полигона было использовано многопластовое месторождение Кенкияк, находящееся на восточном борту впадины. Выбор именно этого объекта обоснован наибольшим из известных стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности в пределах одного месторождения: от башкирского яруса среднего карбона до меловых образований, где насчитывается более 13 продуктивных горизонтов.

Эмпирически было установлено, что большая их часть, а именно восемь нижних продуктивных горизонтов, залегающих на глубинах 600–4 400 м в широком стратиграфическом диапазоне от конгломератового нижнетриасового горизонта до башкирских отложений включительно, содержат нефти одного состава [5]. Они имеют парафино-нафтеновое основание, близкий углеводородный состав, плотность 0,82–0,84 г/см?, фракцию, выкипающую до 200 С (25–35%) и смолисто-асфальтеновую составляющую (10–14%). В то же время нефти пяти верхних горизонтов (глубина залегания 250–550 м), приуроченные к юрско-меловому комплексу и двум нижнетриасовым горизонтам, отличаются от нефтей нижних горизонтов повышенной смолистостью и почти полным отсутствием или значительным понижением бензиновой составляющей, что отражается и в их плотности (0,88–0,92 г/см?). Как показало изучение изолирующих свойств глинистых образований над верхними продуктивными горизонтами Кенкияка [4], они изобилуют открытыми микротрещинами, на стенках которых зачастую отмечаются примазки нефти. Эти микротрещины и явились путями фильтрации газовой и прочих составляющих нефтей из залежей и ухода их в атмосферу.

Повышение смолистости нефтей верхних горизонтов связано с увеличением воздействия на них гипергенных факторов.
Таким образом, эмпирически была установлена определенная вертикальная зональность в распределении составов нефтей по разрезу в пределах одного месторождения с самым большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.

Объяснение направленного изменения состава нефтей верхних горизонтов разреза в сторону их уплотнения за счет низких изолирующих свойств флюидоупоров над ними позволило сделать два основных вывода о нефтях нижних горизонтов. Первый из них сводится к тому, что однотипность их составов, учитывая широкий стратиграфический диапазон размещения и большую пространственную разобщенность, можно объяснить только единым источником заполнения ловушек, содержащих эти нефти, находящимся ниже. Второй вывод говорит о том, что между нефтесодержащими пластами существуют достаточно надежные флюидоупоры, исключающие возможность сколько-нибудь значительных перетоков УВ из одного продуктивного пласта в другой. Изучение изотопного состава УВ в узких фракциях нефтей (как нижних, так и верхних горизонтов), а также рассмотрение индивидуальных УВ [2], проведенное во ВНИИЯГГе [1], подтвердило сделанный вывод о едином их источнике, т.е. о вертикальном способе формирования этого месторождения. Сущность такого способа формирования состоит в том, что нефть по проводящему каналу струйно мигрировала вверх и заполняла под давлением по пути продвижения все встречающиеся коллекторские породы независимо ни от их стратиграфической принадлежности, качества, глубины залегания, экранирующих свойств флюидоупоров над ними, ни от структурного фактора. Поскольку напряжение в недрах нарастает относительно постепенно и его разгрузка осуществляется также не мгновенно, заполнение однотипными углеводородными флюидами происходит последовательно снизу вверх по мере постепенного разрыва сплошных горных пород до полного завершения этого процесса. В настоящее время довольно сложно установить, как часто процесс вертикального перетока углеводородных масс оканчивался излиянием на поверхность земли. Но сам факт сплошного прорыва подтверждается существованием более чем 60 естественных выходов битумов, обнаруженных в пределах большинства надсолевых месторождений в районе Южной Эмбы и в Актюбинской области [3].

С затуханием тектонической активности и закрытием проводящего канала заканчивается первый этап формирования месторождения. К этому моменту однотипные углеводородные соединения, состоящие из нефтей с растворенными в них газами и имеющие такой же состав, как в нижних горизонтах, оказываются в разнообразных геологических условиях. С этого момента начинается второй этап — переформирование залежей в соответствии с этими условиями. Частным случаем является достаточная изоляция углеводородных скоплений, как наблюдается в восьми нижних горизонтах Кенкияка, где составы нефтей практически не изменились по сравнению с изначальными.

Значительно чаще встречаются случаи отсутствия в разрезе надежных флюидоупоров, что является причиной развития диффузионно-фильтрационных процессов, которые и порождают исключительное многообразие составов нефтей, наблюдаемое во впадине. Рассмотрим один из основных вариантов перераспределения углеводородных скоплений, когда между двумя залежами с однотипной нефтью находится толща с недостаточно хорошими изолирующими свойствами, а над верхней — надежный флюидоупор. Очевидно, газоконденсатные компоненты нижней нефтяной залежи вытеснят нефть из верхней ловушки по латерали через замок структуры. В верхней ловушке окажется не нефтяная, а газоконденсатная залежь. Нефть верхней ловушки, проходя через коллекторские пласты, будет фильтроваться, теряя по пути продвижения асфальтово-смолистые компоненты и превращаясь в нефть фильтрованного типа. Ее продвижение будет тем дальше от точки начала латеральной миграции, чем больше газоконденсатных компонентов поступает снизу. Вытесняющий ее газоконденсат на пути латеральной миграции по коллектору сформирует во встреченных ловушках дочерние газоконденсатные залежи. Это один из основных путей образования газоконденсатных залежей во впадине. В случае ограниченного подтока газоконденсатных компонентов снизу из верхней залежи мигрирует по латерали лишь часть нефти и в верхней ловушке залежь станет газонефтяной. Достаточно убедительным доказательством осуществления ухода газоконденсатных компонентов из нефтей является нахождение в различных стратиграфических подразделениях и на разных, иногда довольно больших глубинах нефтей тяжелых, отбензиненных, но не окисленных, так называемых псевдогипергенных. Такие нефти обнаружены в отложениях карбона (скв. СГ-2 Биикжал, интервал 5 712–5 742 м), нижней Перми (скв. Г-2 Курсай, интервал 4410–4 490 м, скв. 3 Шолькара глубина 3 555 м) и среднеюрских образованиях (скв. Адай, интервал 1 277–1 282 м).

Нефти нижней залежи, потерявшие легколетучие компоненты, становятся более тяжелыми, чем исходная нефть, и будут тем плотнее, чем большую часть подвижных компонентов они потеряли (см. рисунок).

Модель поэтапного формирования нефтяных и газоконденсатных залежей Прикаспийской впадины.

а — первый этап; б — второй этап

1 — газоконденсат; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — плотность углеводородов (г/см?); 5 — непроницаемый флюидоупор; 6 — флюидоупор, проницаемый для легких УВ; 7 — субвертикальный канал струйной миграции УВ; 8 — след субвертикального канала миграции УВ; 9 — направление диффузионно-фильтрационного потока УВ; 10 — направление литеральной миграции УВ.

Можно сформулировать следующие выводы:

1. Формирование и размещение всех углеводородных залежей впадины обусловлено первичной вертикальной и вторичной вертикально-латеральной миграцией УВ.

2. Нефти впадины имеют единый источник и, как следствие, изначальный близкий состав, приведенный выше.

3. Отклонение от изначального состава нефти, обусловленное ее миграционным фракционированием, является поисковым критерием для открытия новых залежей углеводородов с прогнозом их местоположения, количественной оценки и фазового состояния.

4. Состав нефти любой залежи, выраженный через содержание в ней бензина и суммарное количество смол и асфальтенов и отраженный в ее плотности, — показатель механизма формирования залежи.

ЛИТЕРАТУРА

1.Алексеев Ф.А., Барташевич О.В., Крылова Т.А. и др. Генетическое единство надсолевых и подсолевых нефтей восточной части Прикаспийской впадины //Сов. геология. 1976. №9. с. 108–113.

2.Барташевич О.В., Дальян И.Б., Ермакова В.И. и др. генетическая взаимосвязь подсолевых и надсолевых залежей нефти в восточной части Прикаспийской впадины //Тр. ВИЭМС. Сер. геол. 1973. №10. 34с.

3.Липатова В.В., Светлакова Э.А., Трохименко М.С. Местоскопления твердых битумов и высоковязких нефтей в юго-восточной части Прикаспийской впадины //Нефтегазовая геология и геофизика. 1980. №4. с. 7–10.

4.Пинчук И.А. Коллекторские свойства терригенных пород нижней и средней юры площади Кенкияк //Литологическое изучение коллекторов нефти и газа. Л., 1973. с. 117–126. (Тр. ВНИГРИ; Вып. 326).

5.Светлакова Э.А. Подсолевая нефть месторождения Кенкияк //Сов. геология. 1975. №9. с. 11–22.
 

Автор:

Источник : Geoinformation.ru


Система Orphus