Характеристика нефтеносности региона

В структурно-тектоническом отношении регион относится к обширной отрицательной платформенной структуре – Балтийской синеклизе. В региональном плане наиболее погруженная часть синеклизы имеет северо-восточное простирание. В юго-восточной части Балтийского моря наиболее погруженной является приосевая Гданьско-Куршская впадина (2,0 – 3,5 км). Впадина ограничена системой  каледонских и герцинских разломов. В акватории прослеживаются продолжающиеся с суши тельшайские, неманские и  прегольские

разломные зоны. Однако, оставаясь субширотными на юге в Лэбско-Cамбийской зоне, в северной части впадины они меняют простирание на северо-восточное и субмеридиональное. Зоны позднекаледонских разломов нередко сопровождаются локальными нефтеносными структурами, осложняющими древние волны. Например, один такой вал с семью нефтеносными структурами протягивается до г. Калининграда вдоль Московского шоссе от поворота на г. Знаменск. Второй вал, на котором подтверждено шесть месторождений, закартирован начиная от южного побережья Куршского залива вдоль побережья моря. Оба вала уходят под воды Балтики.

В южной и юго-восточной частях моря локальные поднятия имеют форму валов, располагающихся на приподнятых блоках региональных разломов. Некоторые поднятия соответствуют брахиантиклиналям с асимметричным профилем. Размеры структур измеряются первыми километрами, редко достигая 20,0 км по длинной оси, амплитуды составляют 10,0 – 50,0 м, что сопоставимо с таковыми для структур суши. Сами формы наиболее выражены в каледонском комплексе (Є1 – Д1), а амплитуды увеличиваются в направлении регионального погружения фундамента (к югу).

Таким образом, бесспорно, что и территория Калининградской области, и дно Юго-Восточной Балтики на протяжении всех периодов, с которыми возможно связывать образование нефти, ее ловушек, миграцию и сохранение нефтяных залежей, испытывали одинаковое тектоническое развитие. Различие заключается лишь в интенсивности (но не в направленности) процессов, о чем свидетельствует возрастание амплитуд структур и разломов в юго-западном направлении.

Наглядное представление о характере нефтеносных структур региона может дать рассмотрение Дейминской нефтяной залежи, расположенной вблизи Красоборского и Малиновского месторождений у г. Гвардейска. Структура находится в зоне сочленения Самбийского выступа и Прегольской депрессии. В отложениях среднего кембрия это куполовидная складка, ограниченная с юга и развитая по своду разлома. Разломы делят складку на западный и юго-восточный блоки. Западный юлок имеет форму трапеции ЗСЗ простирания. Юго-восточный блок имеет вид "полуантиклинали" северо-западного простирания, которая по северо-западному и юго-западному крыльям ограничена разломами. Углы падения меняются от 0о21' в западном крыле до 3о в северо-восточном. Нефтеносность приурочена к прослоям алевритов и алевролитов, мощность которых составляет около 10,0 м, а глубина залегания подошвы в западном приподнятом блоке 2096,0 м, в юго-восточном опущенном – 2267 м. Таким образом, амплитуда тектонического нарушения на структуре весьма значительна. Залежь Дейминского месторождения классифицируется как антиклинальная сводовая тектонически экранированная. Основные параметры залежи приведены в таблице 1.

Нефть месторождения – метаново-нафтановая, легкая (g = 0,836 г/см3), с выходом легких фракций (до 300оС) 47,6%; вязкость – 2,29 сантипуаз, малосернистая (0,11%), смолистая (2,7 %), высокопарофиновая (6,7%), с газовым фактором 10,9 м3/т; давление насыщения составляет 19,9 м3/т. Растворенный газ – азотно-углеводородный; его состав в объемных процентах: углеводородов – 80,6, гелия – 0,06, углекислоты – 2,29, азота – 18,2. Подстилающие залежь пластовые воды относятся к хлор-кальциевому типу с минерализацией 176,2 – 193,5 г/л, содержат 1-4мг/л йода и 940-1012 мг/л брома. Дебит при опробовании составлял 0,15 – 7,25 м3/с. Водонефтяной контакт отбит на абс. отметке 2087 м.

Коллекторы. Основным нефтегазоносным горизонтом являются терригенные отложения тискресской свиты среднего кембрия. Коллекторские свойства горизонта весьма непостоянны. Наиболее высоки они у сортированных мелко- и среднезернистых песчаников с однородной или грубослоистой текстурой. Такие песчаники в пределах одного слоя (в горизонтальной плоскости) фациально замещаются тонкослоистыми мелко- и тонкозернистыми, часто алевритистыми и глинистыми разностями, содержащими многочисленные алевритово-глинистые прослойки. Таким образом, зоны повышенной проницаемости имеют форму литологических линз, а коллекторские свойства в пределах одного пласта сильно различаются (табл. 1). Тип коллектора поровой и трещинно-поровый. Чаще всего месторождения двухпластовые, причем запасы нефти в разных пластах одного месторождения несоизмеримы. В юго-западном направлении при устойчивом увеличении мощности тискресской свиты и возрастании степени надежности покрышки сокращается мощность и ухудшаются коллекторные свойства нефтеносной зоны.

Ловушки и нефтематеринские породы. Песчаные породы могут образовываться только у берегов. Во время их формирования глинистая фракция постоянно уносится. Но сила волн, приливов, вдольбереговых течений может и напрочь смыть песчаные отложения[1]. Следовательно, песчаные коллекторы и ловушки кембрия должны тяготеть к побережьям. При этом в зонах выклинивания вероятны региональные, а в литологических линзах – локальные ловушки. Чаще всего береговые ловушки формируются в виде вала выпуклой формы, протягивающегося вдоль берега с уклоном в сторону моря и являющего собой отложения древней аккумулятивной террасы. В этом случае будет четко прослеживаться граница между морскими и континентальными фациями, указывающая на положение береговой линии. К бухтам, болотам, лагунам, развивающимся вдоль береговой линии, тяготеют и нефтематеринские породы. Так как миграции нефти на большие расстояния исключены, наиболее перспективными нефтеносными отложениями являются морские и солоноватоводные фракции, ибо в этом случае речь идет о совместном залегании коллекторов и нефтематеринских пород. Нефтеносными могут быть зандровые дельты, такие эфимерные прибрежные и подводные образования, как бары и косы. О возможности наличия в регионе подобных ловушек говорит Г.С. Харин [12]. При небольшой мощности такие структуры могут иметь несколько километров в длину, несколько сотен метров в ширину и типичный выпуклый профиль.

Нефтеносные пески среднего кембрия содержат многочисленные прослои обогащенных органикой черных аргиллитов, которые являются паралической фацией заболоченных приморских равнин, формировавшейся в зоне колебания береговой линии. Все залегающие выше отложения в региональном плане иллюстрируют регрессивный характер седиментации, на фоне которого можно видеть локальную трансгрессию в ордовике и особенно в силуре. В трансгрессивных осадках условия нефтенакопления лучше, чем в регрессивных. На протяжении ордовика и силура в регионе накапливались непроницаемые покрышки.

Самым важным для региона типом нефтеносной ловушки являются антиклинальные складки и выступы. Они начали формироваться в кембрии как структуры облекания неровностей фундамента. Впоследствии в результате каледонского, герцинского и даже альпийского орогенеза происходило преобразование этих структур. Преобладали дизъюнктивные деформации, нарушающие целостность структур; в это же время могли формироваться экраны, способствующие созданию тектонически-экранированных залежей.

Те же зоны тектонических нарушений стали главными магистральными путями миграции нефти. В этом плане весьма показательна Прегольская зона разломов, которую ряд авторов считает каледонской. Думается, что тектоническая активность этой зоны сохранялась много дольше. Каледонские структуры в кембрии не могли быть настолько выраженными, чтобы стать ловушками кембрийской нефти, которая вполне могла формироваться в это время. В каледонских структурах кембрия не могли сохраняться нефтяные залежи по причине отсутствия покрышек. Надежными покрышками для кембрийских ловушек стали отложения ордовика и силура, но весьма глубоководные литофации этих переходов едва ли являются нефтематеринскими. Скорее всего, основная нефть образовалась в более молодых толщах, хотя не исключено и кембрийское нефтеобразование.

Нефтематеринскими качествами обладают отложения девона и перми. На рубеже силура и девона происходила смена морской обстановки на условия солоноватоводных и пресных лагун, причем мощность ритмичных девонских красноцветов свидетельствует о длительном существовании этих фаций. Впоследствии в связи с проявлениями герцинского орогенеза девонские (а также пермские) отложения подверглись разрушению. Эти движения не могли не оказать влияния на оживление каледонских разломных зон, в т.ч. и Прегольской. Не исключено, что денудация девонской толщи обеспечивалась и альпийскими движениями положительного знака. Сказанное зафиксировано весьма изменчивой мощностью девона: около 900,0 м в районе Клайпеды, 100,0 м вблизи г. Зеленоградска при полном отсутствии у г. Балтийска.

Южный разлом Прегольской зоны в пределах Калининградской области имеет амплитуду смещения 100,0 – 150,0 м. В Сувалской и Дзукийской зонах Польши смещение достигает 300,0 м и комплекс каледонских отложений перекрыт недислоцированными альпийскими образованиями. К структурам этой зоны, особенно тем, которые располагаются на пересечении широтных разломов с субмеридиональными, приурочены нефтяные залежи.

Северный разлом проявляется в позднепермских отложениях и наследуется триасовыми, т.е. подвижность территории сохранялась и во время разных фаз альпийского орогенеза. Условия, благоприятные для образования нефти в пермском периоде, подтверждаются установлением в районе г. Нида барьерного рифа, который отгораживал пермскую лагуну от морского бассейна. Риф уходит в Гданьскую впадину и вполне может оказаться нефтегазоносной структурой – мощность регионально нефтеперспективных доломитов и известняков цехштейна в скв. Д1-6 составляет 42,0 м.

В соответствии с вышесказанным основные моменты формирования нефтяных залежей в регионе можно представить в такой последовательности. Балтийский орогенез завершил формирование неровностей архейского кристаллического фундамента и сделал его континентальной областью. Денудация продолжила расчленение основания будущей платформы. Проявление первых фаз каледонского орогенеза привело к трансгрессии моря. В условиях мелкого теплого моря в его прибрежной части шло формирование песчаных коллекторов. Периодически территория заболачивалась, превращалась в солоновато-водную и пресную лагуну, где накапливались темные обогащенные органикой глины – аналоги кембрийских аргиллитов, которые вполне могли быть нефтематеринскими породами. Но на рубеже кембрия и силура они были в существенной мере разрушены. В кембрии, ордовике и силуре идет формирование структур облекания, осадочная толща уплотняется, углы наклона крыльев уменьшаяются в направлении замка структур антиклинального типа; на этом этапе формируется надежная ордовикско-силурийская покрышка. В герцинский и раннеальпийский этапы развития интенсивно происходило формирование нефти и магистралей ее миграции. В это же время возникают экраны в древних структурах, т.е. формируются структурно-тектонические ловушки и антиклинальные сводовые нарушенные залежи.

Следовательно, Калининградская область и прилегающая часть акватории представляют собой площадь распространения однотипных нефтяных залежей единого генезиса с общими нефтяными свитами, т.е. принадлежат к одному и тому же Калининградскому нефтегазоносному району.

Перспективы нефтедобычи

Мы привыкли к утверждению, что в прибрежной Балтике нефти должно быть больше, чем на суше. Мысль эта основывается на том, что шельфы, как правило, отделены от открытого моря сбросами, за которыми располагается опущенная область. В зоне свала глубин мощность осадочной толщи возрастает. Это явление мы наблюдаем практически повсеместно. Так, в Мексиканском заливе мощность осадков до 17,0 км, причем 12,0 км из них – дельтовые песчано-глинистые фации; в Карибском и Северном морях – около 10,0 км, а в Каспийском – более 20,0 км и т.д.; запасы же нефти в одинаковых объемах пород, развитых на шельфе и на суше, одни и те же [10]. Но Балтика – море шельфовое, и мощности осадочной толщи в его прибрежной зоне соизмеримы с таковыми на суше: в скв. Д1-6 – 2356,0 м, С1-9 – 2719,0 и Рыбачинская-1 – 2402,0 м, Ягодная-1 – 2956,0 м.

Кроме того, в таких структурах, как синеклиза, хотя линии максимальных мощностей свит в целом смещаются в сторону нефтеперспективных территорий, в частности же чем древнее осадки, тем дальше по направлению от максимальных мощностей располагаются оси наблюдаемых в настоящее время прогибов. Не зоны максимальных мощностей, а именно осевые части прогибов были зонами нефтенакопления, и в них могли сохраниться промышленные залежи нефти и газа. Максимальные мощности и погружение гарантируют лишь лучшую сохранность толщ при восходящих тектонических движениях, но никак не их нефтегазоносность. Так, структура Д-6 располагается не в центральной части вала, а в зоне перехода вала в прогиб.

С позиции тектоники плит особое место в образовании и накоплении нефти отводится рифтовым зонам (в т.ч. и пассивным окраинам материков) и зонам субдукции, где вероятен сильный прогрев (до 145-175оС) мощной обогащенной органикой осадочной толщи. Например, цепочкой нефтепродуктивных поднятий промаркирована зона погружения Южно-Каспийской плиты под Туранско-Скифскую [5, 11]. Регионально нефтеносны и палеозоны субдукции, которые в современной структуре земной коры выражены передовыми прогибами. В областях сопряжения прогибов и склонов платформ располагаются уникальные нефтегазоносные бассейны (Персидский залив, лагуна Маракайбо и др.). С перечисленными тектоническими зонами связано до 80% мировых запасов нефти и газа [6, 2].

Во впадине Балтийского моря рифтогенез мог проявиться только начиная с позднего альва. С палеоценом-средним эоценом связывают образование Датско-Польского авлакогена и Польско-Литовской впадины, которые в это время были заливом Северного моря. С североморским рифтогенезом соотносят и формирование рифта вдоль линиамента Тейсейра-Торнквиста (линия Т-Т), разделяющего Восточно-Европейскую и Средне-Европейскую платформы, где мощности осадочной толщи значительно возрастают. Идея же о погребенном под палеозойскими отложениями субмеридиональном рифтовом гребне, подобном североморскому, в Балтике пока не подтверждается. Докембрийские, палеозойские и мезозойские разломы впадину Балтийского моря не контролируют, а осложняют [9]. Отсюда отнюдь не обнадеживающий прогноз на решение проблемы нефтедобычи за счет освоения Кравцовского месторождения. К тому же при самой прогрессивной организации работ с учетом требований международного и российского природоохранного законодательства морская нефть обходится примерно в три раза дороже нефти, добытой на суше. Ситуация с нефтедобычей на суше на сегодня достаточно тревожна. Кембрийский коллектор, обеспечивающий Калининградский нефтегазоносный регион, сложен для эксплуатации. Коэффициент извлечения нефти из пласта не превышает 30%, т.е. до 70,0% и более нефти остается недобытой. Давление и дебиты на месторождениях быстро падают, а начальные извлекаемые запасы не подтверждаются. Из 246 действующих скважин в фонтанной эксплуатации числится только 15,0%. Нетрудно сосчитать, что при годовой добыче 750,0 тыс. т на одну скважину приходится 3,1 тыс. т нефти в год, или 8,5 т/сутки. Если вспомнить, что начальные дебиты на Калининградских месторождениях достигали 150-260 т/сутки, мы вправе свидетельствовать общее истощение кембрийского нефтяного пласта.

Охрана недр и ресурсосбережение такого ценного энергетического сырья, как нефть, требует такой системы разработки, которая обеспечивала бы минимальные издержки на единицу добываемой нефти при более полном использовании промышленных запасов. В этой системе ведущими должны быть мероприятия по извлечению нефти из пласта, в т.ч.: а) улучшающие коллекторские свойства (термическая соляно-кислотная обработка, гидроразрыв с пескованием и т.д.); б) поддерживающие пластовое давление (внутри- и законтурное заводнение, спроектированное на основе знания пластовой водонапорной системы и исключающее возможность обводнения нефтяного пласта подстилающими водами). Увеличение нефтеотдачи до 40-50%, что по современным технологиям вполне реально, удвоит добычу. Этот резерв способен дать экономический эффект ничуть не меньший, чем освоение Кравцовского месторождения.

Список литературы

Гаврилов В.П. Геология и минеральные ресурсы Мирового океана. – М., 1990.

Геодекян А.А., Забанбарк А., Конюхов А.И. Тектонические и литологические проблемы нефтегазоносности континентальных окраин. – М., 1988.

Геология и геоморфология Балтийского моря / Ред. А.А. Григялис. – Л., 1991.

Ельцина Г.Н. Минеральные ресурсы // Калининградская область. Природные ресурсы. – Калининград, 1999. – С. 9-60.

Калиненко М.К. Методы сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности акваторий и поисков в них нефти и газа. – М., 1977.

Кулямин Л.Н. Ресурсы минерального сырья вод Мирового океана и недр океанического дна. – Л., 1982.

Левин Л.Э., Фельдман С.Л. Балтийское море // Тектоника и нефтегазоносность окраинных и внутренних морей СССР. – Л., 1970. – С. 190-251.

Павлов В. Сырьевая база региона // Калининградская область. – Калининград, 1999. – С. 26-27.

Пуура В.А., Амантов А.В., Свиридов Н.И., Корсакова М.А. Тектоника // Геология и геоморфология Балтийского моря. – Л., 1991.

Рассел У.Л. Основы нефтяной геологии. – Л., 1958.

Троцюк В.Я., Марина М.М. – Органический углерод в отложениях Мирового океана. – М., 1988.

Харин Г.С., Харин С.Г. Геологическое строение Куршской косы и ее подводных склонов // Проблемы изучения и охраны природы Куршской косы. – Калининград, 1988. – С. 318-329.

Экологическая оценка проекта Д-6. / ОАО "Лукойл-Калининград­морнефть". Калининград, 1999.

 

¹ В последние годы на этом основании обсуждается вероятность существования коллекторов турбидитного генезиса.

⇐ Предыдущая12

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: