CC BY
211
АККУМУЛЯЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ТРЕХСЛОЙНЫХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
Е.Б. Риле (ИПНГ РАН)
Теория трехслойного строения природных резервуаров (ПР) была разработана В. Д. Ильиным и другими исследователями [1, 6-9] в 70-80-х гг. XX столетия. Согласно этой теории, между традиционными элементами природных резервуаров - покрышкой и коллектором - существует промежуточный слой - ложная покрышка (ЛП), в отличие от которой покрышку, действительно экранирующую залежь, идентифицируют как истинную (рис. 1а). Истинными покрышками (ИП) являются пласты, непроницаемые для углеводородов (УВ), не выклинивающиеся, не замещающиеся на слабопроницаемые породы над коллекторами в пределах локальных объектов. В любых структурных условиях ИП не имеют признаков нефтегазонасыщенности.
Рис. 1. Экранирование залежи УВ согласно представлениям о трехслойном строении природных резервуаров: а - образование ловушки в антиклинальной структуре при А > Т; б - при А < Т ловушка, а следовательно, и залежь УВ не образуются
ЛП представляют собой совокупности слабопроницаемых пластов, залегающих над пластом-коллектором и под ИП. Их может и не быть в разрезе - частный случай, при котором толщина (Т) ЛП равна нулю. Обычно пласты, составляющие ЛП, обладают низкой, но не нулевой, эффективной пористостью и проницаемостью. В породах ЛП встречаются нефте- и газопроявления.
Понятия «ловушка УВ» и «антиклинальная структура» не являются синонимами. Если амплитуда (А) локальной антиклинали меньше Т ЛП, ловушка, а следовательно, и залежь в этой структуре не образуются (рис. 1 б). Высота ловушки считается не от свода до нижней замкнутой изогипсы по кровле коллектора, а от свода по кровле коллектора до нижней замкнутой изогипсы по подошве ИП. Рассчитанные таким образом объемы ловушек в пределах НГП при нормальных пластовых давлениях заполнены на 100 %. Критическая седловина (КС) находится на нижней замкнутой изогипсе по подошве ИП на критическом направлении.
Однако роль ЛП в процессах генерации, миграции и аккумуляции УВ далеко не исчерпывается тем, что они уменьшают полезный объем структур. По мнению профессора В. Д. Ильина, именно по породам ЛП под подошвой ИП происходит основная миграция УВ. Эта идея получила дальнейшее развитие в результате совместного применения теории трехслойных резервуаров и принципа дифференциального улавливания при исследовании заполнения УВ локальных антиклиналей.
Согласно принципу дифференциального улавливания (С .П. Максимов, В.П. Савченко, В. Гассоу), УВ в процессе струйной миграции заполняют встретившийся ряд последовательно расположенных ловушек следующим образом: вначале аккумулируется газ, затем нефть с газом, далее нефть. Самые верхние ловушки могут оказаться пустыми из-за нехватки УВ (рис. 2).
Рис. 2. Схема дифференциального улавливания углеводородов при традиционном понимании ПР как двухслойных систем (по С.П. Максимову, 1954 г., с дополнениями автора; условные обозначения см. на рис. 1)
Водоносные структуры располагаются на значительном удалении от источников УВ. Однако во многих регионах антиклинали с водоносным коллектором встречаются не только на дальних перифериях путей миграции УВ, но и среди продуктивных структур без видимой закономерности. Причина этого, как правило, в небольших А этих антиклиналей по сравнению с толщиной ЛП или в нарушениях ИП на этих участках.
Рассмотрим действие принципа дифференциального улавливания УВ в трехслойных системах ПР. Мигрируя по ЛП под подошвой ИП, УВ достигают свода антиклинали и начинают накапливаться в верхних слоях ЛП, постепенно занимая всю толщину ЛП над коллектором. Затем УВ занимают и весь экранированный ИП объем коллектора до критической седловины по подошве ИП и начинают перетекать по ЛП в следующую ловушку. В пределах нефтегазоносных провинций все существу-
ющие ловушки УВ заполнены до уровня критической седловины, так что контакты УВ - вода в них соответствуют уровню нижней замкнутой изогипсы по подошве ИП.
Рассмотрим гипотетическую систему (вал) из семи локальных антиклиналей, вверх по которой движется поток мигрирующих УВ (рис. 3). Критические седловины ловушек располагаются на верхних периклиналях структур, погружения на обоих крыльях вала более глубокие. Амплитуды структур изменяются от 20 до 80 м (указаны над структурами), природный резервуар представлен карбонатным коллектором, ЛП (толщиной 30 м), состоящей из плотных глинистых карбонатов, и глинистой ИП.
Рис. 3. Схема заполнения углеводородами системы ловушек в трехслойных ПР по принципу дифференциального улавливания
(условные обозначения см. на рис. 1)
В соответствии с принципом дифференциального улавливания ловушку сначала займут более легкие УВ, а их утяжеление будет происходить по направлению миграции. Предположим, что в первую и вторую структуры попали газы УВ. Амплитуда этих структур 20 и 30 м, т.е. меньше или равна толщине ЛП, следовательно, эти структуры не содержат ловушек, и коллектор в них остался водоносным, а все поступившие газы заняли только экранированный ИП объем пород ЛП. Это значит, что если не учитывать трехслойное строение ПР и наличие ЛП, то две первые структуры будут восприниматься просто как водоносные, а ряд последующих - с залежами УВ. В третьей структуре, амплитуда которой 40 м, т.е. больше толщины ЛП, также образовалась газовая залежь, а выше по восстанию слоев, в четвертой, пятой и шестой структурах - последовательно залежи легких и тяжелых нефтей. В последней, седьмой структуре с амплитудой 20 м, что меньше толщины ЛП, коллектор остался водоносным, а верхняя часть ЛП заполнилась тяжелой нефтью.
Если мы будем исследовать состав и фазовое состояние флюидов в залежах этой системе структур, основываясь на двуслойном строении ПР, т.е. анализируя флюиды только в коллекторах, мы обнаружим следующую последовательность: вода - вода - газ - легкая нефть - тяжелая нефть - вода. Это довольно бессмысленный и незакономерный ряд. Однако если использовать представление о трехслойном строении ПР и учесть состав флюидов в породах ЛП под ИП, то мы получим полную последовательность УВ - от газов до тяжелых нефтей. Таким образом, изучение флюидов, заполняющих породы ЛП, совершенно меняет представления о составе мигрировавшего потока флюидов - оно позволяет более достоверно определять реальный состав древних мигрировавших УВ.
Безусловно, это очень условная и приблизительная схема. В реальной геологической обстановке, на наш взгляд, миграция УВ никогда не идет таким единым потоком. Одновременно происходит субвертикальная и латеральная миграция из нескольких вступивших в главную зону нефтеобразо-вания или погруженных еще глубже нефтегазоматеринских пород, а также субвертикальная и латеральная миграция из подкоровых очагов дегазации Земли. Схема показывает только сам принцип
80
участия ЛП в заполнении ловушек и важность исследования флюидов этого слоя ПР. К сожалению, флюиды, содержащиеся в породах ЛП, совсем не изучены, за исключением случаев, когда внутри мощной ЛП имеются линзы или маломощные прослои с удовлетворительными коллекторскими свойствами, давшие небольшие притоки УВ.
Сформированные залежи УВ подвергаются переформированию под влиянием множества процессов, в том числе и под воздействием новых порций УВ, так как процессы генерации и миграции УВ в земной коре происходили многократно и продолжают происходить в настоящее время. Огромное количество месторождений имеет сложную историю, все чаще в них отмечаются признаки современного подтока УВ. Таковы, например, нефтегазоконденсатные месторождения южной части Волго-Уральской НГП (Копанское, Бердянское, Чкаловское и др.), в том числе гигантское Оренбургское месторождение.
Рассмотрим возможный вариант такого переформирования залежей на примере нашей гипотетической системы ловушек. Предположим, что состав более позднего поступающего в ловушки потока УВ преимущественно газовый (рис. 4). Газ в ЛП двух первых структур, в которых коллектор водоносен (из-за небольшой амплитуды структур, меньшей толщины ЛП), очевидно, будет смешиваться с вновь поступающими газами, в результате чего изменит свой состав, возможно, будет частично вытесняться и присоединяться к потоку. Так же и в третьей структуре, причем газ в коллекторе претерпит большие преобразования, чем газ в ЛП. В четвертой и пятой структурах, где были сформированы залежи легких и тяжелых нефтей, новые газы начнут вытеснять нефть из коллекторов и частично растворять ее. Состав поступающих газов уже не таков, каким он был при достижении газовым потоком первой структуры системы: самые легкие газы остались в первых ловушках, к потоку примешались вытесненные древние газы. На этом уровне системы газы, скорее всего, в небольших объемах могли проникать в породы ЛП, занятые легкими и тяжелыми нефтями. Возможно, некоторая часть газа могла пробиться сквозь породы ЛП, заполненные нефтью, частично вытесняя и растворяя ее, и сконцентрироваться в своде структуры в виде небольшой газовой шапки. В ЛП пятой ловушки тяжелые нефти превратились в легкие.
Рис. 4. Прогноз переформирования древних залежей УВ в системе ловушек при поступлении новых порций УВ (преимущественно газов) во время более поздних циклов генерации и миграции (условные обозначения см. на рис. 1)
Шестая, самая высокоамплитудная структура, которая была заполнена тяжелой нефтью, вероятно, изменилась следующим образом: в коллекторе сформировалась залежь легких нефтей с газовой шапкой, а в породах ЛП осталась тяжелая нефть, возможно в нижней части измененная на среднюю. Седьмая структура с небольшой амплитудой тяжелой нефтью в породах ЛП и водоносным коллектором, скорее всего, осталась почти без изменения.
Таким образом, в породах ЛП частично, а в наиболее отдаленных от источников УВ ловушках почти целиком сохраняются древние флюиды, сформировавшие залежи во время древних циклов генерации и миграции УВ. Исследуя их, можно получить ценную информацию об истории формирования и переформирования месторождений.
Можно предположить, что процессы переформирования основной визейско-артинской залежи Оренбургского месторождения происходили следующим образом [2, 3 и др.]. После образования положительной структуры визейско-артинские карбонатные сложные коллекторы Оренбургского вала были заполнены нефтью. Позже произошли следующие циклы активной миграции горячих глубинных углеводородных флюидов, несущих в своем составе газы высокой концентрации, причем не только углеводородные (сероводород, углекислый газ, а также гелий, пары воды, высокие концентрации летучих форм меркаптановой серы) и высокие концентрации твердых парафинов с аномально высокой для региона температурой их плавления (59-63 °С и даже 130 °С) [5]. Эти поднимающиеся снизу агрессивные флюиды вступали в контакт с находящимися в залежи палеонефтями. Палеонефти растворялись в этой вновь поступавшей агрессивной смеси тяжелых кислых газов. Освободившись от них, горячие флюиды поднимались вверх по разрезу, разгружались под покрышкой и растворяли легкие дериваты палеонефтей с генерацией смеси углеводородных газов, конденсатов и легких нефтей. Этот процесс переформирования продолжается и в настоящее время [5].
Изучив состав и структуру отложений, перекрывающих карбонатные коллекторы основной залежи Оренбургского месторождения, а также ПР каменноугольно-нижнепермских отложений на прилегающих территориях, мы установили, что ИП резервуара являются ангидриты верхней части фи-липповского горизонта и соли иреньского горизонта кунгура. ЛП - толща переслаивания ангидритов и плотных карбонатов верхов артинского яруса и низов филипповского горизонта толщиной 30-100 м. В верхней части этой толщи залегает пласт плойчатых доломитов, содержащий прослои коллекторов с эффективной толщиной 5,5 м. В коллекторах заключена газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, имеющая одинаковый ВНК1 с основной залежью. ГНК2 филипповской залежи на 50-70 м выше, чем ГНК основной залежи, так что на периферийных участках месторождения нефть залегает выше газа. Газы этих двух залежей имеют различный состав: филипповский газ содержит в восемь раз больше тяжелых УВ, в два раза больше стабильного конденсата, в полтора раза больше сероводорода, в четыре раза меньше азота. Это свидетельствует о том, что гидродинамическая связь между филипповской и основной залежами Оренбургского месторождения затруднена, но все же существует. Можно считать, что маломощный филипповский коллектор заключен в верхней части ЛП, и в нем, как и во всей ЛП, сохранились более древние флюиды. Детальные геохимические исследования флюидов обеих залежей могут добавить новые штрихи к изучению истории Оренбургского месторождения, а также других, более мелких месторождений этого региона, имеющих длительную и сложную историю развития.
Таким образом, применение теории трехслойного строения природных резервуаров и принципа дифференциального улавливания УВ открывает совершенно новые возможности в исследовании истории формирования месторождений, а также позволяет сделать следующие выводы:
• латеральная миграция УВ происходит, главным образом, под подошвой истинной покрышки внутри ложной;
• заполнение локальных антиклиналей начинается со сводовой части антиклинали - с пород ЛП. Первыми заполняются породы ЛП, а затем экранированный истинной покрышкой объем кол -лектора. Если амплитуда антиклинали меньше толщины ЛП, то коллектор остается водоносным;
• при поступлении новых порций УВ в уже заполненные структуры более легкие УВ в первую очередь вытесняют из коллекторов уже имеющиеся в ловушке древние УВ, а в породах ЛП сохраняются более древние флюиды, исследование которых позволит более достоверно восстанавливать историю формирования месторождений.
1 Водонефтяной контакт.
2 Газонефтяной контакт.
Список литературы
1. Ильин В.Д. Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре: методич. рекомендации / В.Д. Ильин и др. - М.: ВНИГНИ, 1982.
2. Ляпустина И.Н. Результаты геохимических исследований остаточной нефти в газовой залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения / И.Н. Ляпустина, В.И. Петерсилье, Е.С. Ларская // Геология нефти и газа. - 1980. - № 5. - С. 45-48.
3. Максимов С.П. О формировании Оренбургского газоконденсатного месторождения / С.П. Максимов, Е.С. Ларская, И.Н. Хаханова // Геология нефти и газа. - 1976. - № 11. - С. 11-22.
4. Подкорытов Н.Г. Геологическое строение и современные процессы переформирования флю-идальной системы крупной нефтяной залежи на востоке Оренбургского вала / Н.Г. Подкорытов, Е.Б. Риле, С.М. Фугенфирова, С.П. Левшунова // Геология и направления поисков нефти и газа. -М., 2003. - С. 59-71.
5. Ильин В.Д. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов на основе выявления ловушек в трехчленном резервуаре: методич. указания / В.Д. Ильин и др. - М.: ВНИГНИ, 1986.
6. Риле Е.Б. Структуры и ловушки - степень заполнения углеводородами / Е.Б. Риле, Д.И. Валиева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 7.
7. ФилипповБ.В. Типы природных резервуаров нефти и газа / Б.В. Филиппов. - М.: Недра, 1967.
8. Хитрое А.М. Выделение, картирование и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резервуаре: методич. руководство / А.М. Хитров, В.Д. Ильин, П.Т. Савинкин. - М.: МПР РФ, Министерство энергетики РФ, ВНИГНИ, 2002.
