Формировании нефтяных и газовых залежей

Как известно, миграция УВ осуществляется латерально по горизонтам коллекторов и вертикально – по зонам трещиноватости. В первом случае миграция происходит по песчаникам, алевролитам и другим осадочным породам с поровым (гранулярным) типом коллектора. Во втором – по любым породам, нарушенным вертикальными трещинами и разрывами. Предполагается, что вертикальная миграция может осуществляться только в том случае, если рассматриваемый участок находится в условиях тектонического “растяжения”. В процессе сжатия трещины, как правило, закрыты и вертикальная миграция жидких УВ флюидов невозможна. Субвертикальные зоны трещиноватости, образующиеся в сводовых частях структур, являются зонами максимального растяжения и, в связи с этим, могут рассматриваться в качестве основных путей вертикальной миграции УВ и их перераспределения между отдельными НГК.

Проведенные нами исследования [123] позволили установить на отдельных структурах ТПП в пределах выделенных зон разуплотнения разрывные нарушения со смещением (сбросы, взбросы). Однако довольно часто, ввиду большого расстояния между скважинами и малой амплитуды дизъюнктивов (10-30м), выявить их не удается, хотя в большинстве случаев связь выявленных высокопроницаемых зон с разрывными нарушениями по более глубоким горизонтам прослеживается достаточно четко. Например, зоны разуплотнения в карбонатных породах верхнего девона (толща D₃-III) Харьягинского месторождения, имеющие субмеридиональное и северо-восточное простирания, совпадают с разрывными нарушениями, установленными по данным сейсморазведки МОГТ в отложениях ордовика-силура (рис. 3.15). Зона разуплотнения субширотной ориентировки, прослеженная в пределах среднекаменноугольно-нижнепермской залежи Усинского месторождения, соответствует простиранию глубинного разлома, зафиксированного на этом же участке по данным детальной аэромагнитной съемки. Высокопроницаемая трещинно-карстовая зона в карбонатных отложениях верхнего девона на Мусюршорской площади пространственно связана с крупным разрывом в фундаменте, закартированным по данным сейсмо-, грави- и электроразведки. На Верхневозейском нефтяном месторождении в продуктивных карбонатных отложениях силура также проявляется определенная связь высокопроницаемых зон с малоамплитудными разрывными нарушениями.

Рис. 3.15. Соотношение зон трещиноватости, выявленных в карбонатных породах верхнего девона Харьягинского нефтяного месторождения по комплексу геолого-геофизических и промысловых данных, и разрывных нарушений в нижележащих отложениях силура и ордовика, установленных по данным сейсморазведки:

1 – зоны тектонической трещиноватости в карбонатных породах верхнего девона (промысловая толща D₃ – III); 2 – разрывные нарушения в отложениях ордовика- силура, по данным МОГТ. Остальные условные обозначения смотри к рис. 5.6

Из приведенных примеров пространственной зональности высокопроницаемых зон в карбонатных НГК исследованных месторождений и их генетической связи с разломами может быть сделан вывод о существенном влиянии дизъюнктивных дислокаций не только на образование в пределах месторождений зон улучшенных фильтрационных свойств, но и на формирование самих углеводородных скоплений.

Оценкой влияния разломов на формирование месторождений нефти и газа в ТПП занимались В.И. Башилов, А.И. Кривцов, Г.Е. Кузнецов, Н.А. Малышев, Н.В.Шаблинская и другие авторы. Исследования проводились в основном по трем направлениям: статистический анализ связи нафтегазоносности с разломами различного типа; анализ влияния разломов на геологические факторы, определяющие процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления; изучение непосредственной роли разломов в формировании, перераспределении и разрушении скоплений УВ.

Данные, полученные отмеченными исследователями, свидетельствуют о неоднозначности результатов статистического анализа взаимосвязи между нефтегазоносностью и дизъюнктивными дислокациями. Так, Н.В. Шаблинская в своих работах [215, 216] отмечает, что наиболее благоприятными для поисков залежей УВ являются узлы пересечения разломов допалеозойского и кайнозойского возраста. В то же время Н.А. Малышев [77], исходя из результатов анализа продуктивных и непродуктивных структур в узлах пересечения различных по возрасту и типу разломов, доказывает, что в пределах ТПП узлы пересечения разрывов не являются информативными для оценки нефтегазоносности и поисков нефти и газа.

Оценивая в целом влияние разломов на нефтегазообразование и нефтегазонакопление, большинство исследователей [85, 109, 110, 215, 216, 217] все же приходят к выводу об их положительной роли. Однако степень влияния различных по возрасту и характеру развития разломов на нефтегазонакопление признается неодинаковой. Предполагается, что наиболее существенную роль в образовании скоплений УВ играли разломы непрерывного, “сквозного” проявления, которые способствовали формированию приразломных линейных структур, образованию в пределах них ловушек различного типа и переформированию залежей нефти и газа. Разломы раннепалеозойского и позднепалеозойско-раннемезозойского и кайнозойского заложения играли в основном структурообразующую роль [110]. На некоторых площадях разломы способствовали формированию тектонически экранированных ловушек и залежей, создавали зоны вертикальной трещиноватости, обеспечивая активную внутри- и межрезервуарную миграцию флюидов [109]. Эти свойства присущи, в основном, разломам кайнозойского развития. Они, по мнению Н.В. Шаблинской [215,216], вследствие высокой неотектонической активности создавали в периоды активизации высокопроницаемые каналы в осадочном чехле, служащие основными путями межрезервуарных перетоков УВ.

Н.А. Малышев отводит существенную роль в нефтегазонакоплении разломам непрерывного проявления, вдоль которых в эмерсионный период развития ТПП формировались крупные и средние линейные структуры (Печоро-Кожвинс-кий и Колвинский мегавалы, Шапкина – Юрьяхинский вал, вал Сорокина и др.). Высокая гидродинамическая активность обеспечивала интенсивную миграцию УВ из соседних погруженных зон, а разломы способствовали вертикальному перетоку УВ. Так, в зоне Восточно-Колвинского глубинного разлома нефтегазопроявления установлены практически во всех отложениях осадочного чехла от силура до триаса (Возейское, Усинское, Харьягинское месторождения и др.). Промышленные залежи нефти здесь выявлены в силурийских, среднедевонских, фаменских, окско-серпуховских, каменноугольно-нижнепермских и верхнепермских отложениях. Для отмеченных нефтеносных горизонтов характерно наличие однотипных по составу нефтей. Нефти, в основном, легкие (0,820-0,860 г/см³), недонасыщенные газом, высокопарафинистые, сернистые, малосмолистые, с высоким содержанием фракций, выкипающих до 300⁰С. Близость состава нефтей нижних и верхних горизонтов, значений их спектральных характеристик свидетельствуют о том, что в формировании месторождений Колвинского мегавала разломы играли определяюшую роль, способствуя вертикальной миграции флюидов в этапы повышенной тектонической активизации [110].

Следует отметить, что указанные выше авторы изучали региональные разломы длиной до 100 км и более, которые легко диагностируются по данным полевых геофизических методов: сейсмо-, грави-, электро- и магниторазведки. Выполненные нами исследования показали, что на процессы формирования залежей влияли не только региональные разломы, но и установленные в пределах изученных площадей локальные малоамплутудные нарушения и зоны вертикальной трещиноватости. Так, субвертикальные зоны разуплотнения, протрассированные в пределах Усинского месторождения, в периоды активного роста поднятия служили путями вертикальной миграции нефти из среднедевонских в вышележащие отложения. Впоследствии это привело не только к формированию крупнейшей залежи нефти в карбонатных отложениях среднего карбона-нижней перми, но и способствовало образованию небольших залежей в доманиковых, фаменских, серпуховских и верхнепермских отложениях.

Факты вертикальной миграции УВ подтверждаются интенсивными нефтегазопроявлениями в разведочных скважинах, заложенных в пределах высокопроницаемых участков, практически по всему вскрытому разрезу, от отложений девона до перми. Так, в скважинах № 9 - Уса и № 16 - Уса, пробуренных с одного основания и расположенных в зоне разуплотнения (рис. 1.9), нефтепроявления в виде наличия нефти в трещинах, сплошного нефтенасыщения отдельных образцов пород или пятен нефти на поверхности керна установлены в породах среднего и верхнего девона, нижнего, среднего и верхнего карбона, нижней и верхней перми. Аналогичные результаты были получены при изучении керна из других скважин, находящихся в высокопроницаемых зонах.

Данные о нефтегазопроявлениях в разведочных скважинах Усинского месторождения, расположенных в пределах выявленных зон трещиноватости, сведены в таблицу 3.2.

Из таблицы видно, что в большинстве разведочных скважин нефтепроявления отмечаются по всему вскрытому разрезу. Это связано с вертикальной миграцией нефти на этих участках в периоды тектонической активности и роста поднятия. При прекращении тектонических движений и вертикальной миграции УВ нефть скапливалась в благоприятных структурных условиях, образуя промышленные и непромышленные скопления, которые контролировались зонами разуплотнения. Например, как уже упоминалось в 1 главе, в скв. № 527-Уса, пробуренной в зоне повышенной трещиноватости (рис. 1.9), добыча нефти велась из кремнисто-глинисто-карбонатных пород доманика, которые в обычных условиях не являются промышленными коллекторами. Залежи нефти в фаменских и серпуховских карбонатных отложениях Усинского месторождения также контролируются выделенными зонами разуплотнения. В терригенных отложениях верхней перми, в зоне повышенной трещиноватости субмеридианального простирания, открыта залежь высоковязкой нефти в районе разведочной скв. № 33-Уса, оконтуренная разведочными скважинами №№ 42, 43, 44. Залежь связана с линзовидным песчаным телом, палеоруслового генезиса.

Следами вертикальной миграции нефти в пределах выделенных зон вертикальной трещиноватости на Усинском месторождении являются аномалии повышенного кажущегося сопротивления в тиманско-саргаевской глинистой покрышке, установленные нами при обработке данных стандартного электрокаротажа на ЭВМ по программе “GSC” (рис. 2.23). Электрические аномалии в флюидоупорных толщах, по нашему мнению, являются следствием физико-химических процессов взаимодействия мигрирующих углеводородов и пород [122,129, 130].

Вертикальная миграция УВ в пределах Усинского и других месторождений ТПП подтверждается одним и тем же генотипом нефтей в разновозрастных отложениях, что установлено по результам геохимических исследований Т.А. Ботневой, Н.С. Шуловой [21], а также данными палинологических исследований, проведенных Г.А. Аксеновой [1].

Широкое развитие процессов переформирования залежей нефти в пределах Усинского и Возейского месторождений отмечают в своих работах Г.Д. Удот и В.Ф. Удот [208] и А.А. Султанаев [199, 200].

Приведенные факты свидетельствуют о том, что наряду с региональными разломами, такими, например, как Восточно-Колвинский, в формировании Усинского, Возейского и других месторождений немаловажную роль играли локальные разрывы, оперяющие региональные, а также зоны повышенной вертикальной трещиноватости, которые способствовали межрезервуарным перетокам УВ и переформированию нефтяных залежей.

Зонами разуплотнения контролировалась не только вертикальная миграция УВ, но и распределение мощностей, состав и качественная характеристика коллекторов продуктивных отложений. Так, на Усинском месторождении с зоной повышенной трещиноватости северо-западного простирания, прослеживающейся вдоль свода структуры, пространственно совпадает линия выклинивания среднедевонских песчаников, содержащих залежь легкой нефти. С зонами разуплотнения, как уже отмечалось, связано формирование в продуктивной карбонатной толще среднего карбона-нижней перми органогенных построек мощностью от нескольких метров до 40-50 м. Вследствие активной денудации среднекаменноугольно-нижнепермских карбонатных пород в период палеогипергенеза образованные зоны разуплотнения в значительной степени предопределили распределение в вышележащих глинисто-алевритистых отложениях верхней перми аллювиальных песчаных тел. Это связано с тем, что палеорусловые потоки закладывались, главным образом, в наиболее эродированных, “ослабленных” трещинных зонах.

Таблица 3.2