Научная статья на тему 'Особенности залегания нефтяных месторождений Пензенской области'

Особенности залегания нефтяных месторождений Пензенской области Текст научной статьи по специальности «Морфология естественных и искусственных водоемов»

CC BY
976
77
Поделиться

Аннотация научной статьи по водному хозяйству, автор научной работы — Назарова Н. С.

Изучены стратиграфические, тектонические, литологические особенности нефтяных материнских толщ.

Похожие темы научных работ по водному хозяйству , автор научной работы — Назарова Н.С.,

Текст научной работы на тему «Особенности залегания нефтяных месторождений Пензенской области»

территории, при изменении хозяйственной и градостроительной деятельности на отдельных участках территории. Итогом такой оценки явятся: расчет и анализ ущербов; разработка альтернативных решений по развитию территории; определение доходов (в том числе и моральных) при переориентации хозяйственной и градостроительной деятельности.

На восьмом этапе выявляются опасные объекты, расположенные на сопредельных территориях, и степень их влияния на исследуемый участок. В результате исследований составляются карты зон влияния опасных объектов, расположенных в соседних районах, разрабатываются схемы проектов по защите территорий от их вредного воздействия.

На следующем этапе определяется необходимость проведения дополнительных изысканий для составления проектов генерального развития и инженерной защиты.

И, наконец, на последнем этапе эколого-геомор-фологической оценки территории с целью обеспече-

ния безопасности населения разрабатываются мероприятия на перспективу с учетом градостроительных тенденций и зон рисков для составления схем генерального развития.

список литературы

Ефремов Ю.В. Основные критерии эстетического восприятия рельефа. // Проблемы экологической геоморфологии: Материалы Межгосударственного совещания XXV Пленума геоморфологической комиссии РАН. Белгород: Изд-во БелГУ, 2000. с. 22 -23. Кофф Г.Л., Петренко С.И., Лихачева Э.А., Котлов Ф.В. очерки по геоэкологии и инженерной геологии московского столичного региона. М.: РЭФИА, 1997. 185 с.

Лихачева Э.А., Тимофеев Д.А., Жидков М.П. и др. Город - экосистема. М.: ИГ РАН, 1996. 336 с. Справочник проектировщика. Градостроительство // Под редакцией Белоусова В.Н., изд. 2-е, переработанное и доп. М.: Стройиздат, 1978.

УДК 556. 532:551.583

особенности залегания нефтяных месторождений пензенской области

Н.С. НАЗАРОВА Пензенский государственный педагогический университет, кафедра физической географии.

Изучены стратиграфические, тектонические, литологические особенности нефтяных материнских толщ.

Территория Пензенской области является западной окраиной Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Месторождения бассейна эксплуатируются, начиная с 1932 г. в первые послевоенные годы они давали наибольшее количество углеводородного сырья (Долгополов, 1980). В 1977 г. началась нефтедобыча в Пензенской области на месторождении «Верхозимское» и в 1979 г. на «Комаровском». Месторождения находятся на юге Кузнецкого района. Запасы нефти по состоянию на 1.01.1999 г. оцениваются в 1168 и 74 тыс. т соответственно (Геологический атлас, 2001). Помимо этого перспективными также считаются Алексеевская, Садовская, Труевс-кая, Канадейская, Яснополянская, Северо - Труевс-кая и Южно-Аннековская площади, расположенные к северу в пределах Кузнецкого района. Заключение о перспективности нефтедобычи связано с оценкой запасов сырья и их качества. Рассмотрим эти характеристики, сравнивая Пензенские месторождения с Самарскими, Башкирскими и Татарскими.

Как известно, плотность нефти колеблется от 0,77 до 1 г/см3. Плотность легкой нефти равна 0,770,8 г/см3, а в Верхозимском месторождении находится нефть с плотностью 0,93 г/см3, т.е. тяжелая нефть. Этот показатель связан с повышенным содержанием смолистых веществ, меньшей долей легких фракций.

Такие нефти имеют большее содержание серы (до 3%) и отличаются повышенной температурой плавления (более 3500 С), высокой вязкостью (Аширов, 1965). Такие качественные особенности объясняются условиями залегания материнских нефтяных толщ.

Углеводороды нефтяных залежей образуются в мелкозернистых осадках: илах, глинах, песках, карбонатах и др. При седиментации химические условия должны быть анаэробными. Затем при непрерывном погружении органическое вещество претерпевает катагенез. Необходимый температурный диапазон 400-1500 С, что соответствует погружению на глубину нескольких километров. При условии полного заполнения пласта происходит выжимание поровых жидкостей из тонкозернистых осадков, и углеводороды начинают мигрировать. Их перемещение отличается от циркуляции вод и, учитывая меньшую плотность углеводородов, направлено вверх. Таким образом, углеводороды скапливаются над уровнем вод в проницаемом пласте в наиболее высокой части ловушки - замке. Если и выше породы пористы, то нефть далее может мигрировать, давая вторичные залежи. Если материнский пласт перекрыт непроницаемыми породами (аргиллитом, мергелем, эвапори-тами), то они выполняют роль покрышки. Ловушки

могут быть связаны не только с антеклинальными, но и с разрывными структурами. После образования на сохранение нефтяных залежей может влиять интенсивность циркуляции подземных вод, новейшие дислокации, меняющее их направление и скорость. Кроме динамики подземные воды нефтяных месторождений отличаются особым химическим составом. Эти воды чаще хлоркальциевые с повышенным содержанием ионов йода, брома и пониженным содержанием сульфатов. В присутствии органического углерода, под действием микроорганизмов сульфаты восстанавливаются. Если такому преобразованию подвергается сульфат кальция, то образуется нерастворимый кальцит, ухудшающий коллекторные свойства пласта. Выделяющийся сероводород в последствии может реагировать с различными оксидами, образуя пирит и другие сульфиды.

СаБ04 + 2С + Н20 = СаС03 + Н£ + С02

Как видно из этого краткого обзора, на формирование и сохранение влияет тектонический, литологический и биологический факторы (Мильничук, 1986). Они имеют особые черты на территории Пензенской области.

Верхозимское месторождение расположено на северном крыле Жигулёвского вала (Геологический атлас, 2001). Глубина залегания фундамента - 1700м. В пределах бассейна различают ещё Токмовский (-800м), Татарский (-1500м) и Башкирский (-1800м) своды. Эти положительные структуры разделены синеклизами и прогибами (рис. 1).

ТА' 3 > I

4 и

Рис. 1. Тектоническая схема Среднего Поволжья с направлением стоков пластовых вод по отложениям девона и нижнего карбона

1своды: I - Жигулевский, II - Токмовский, III - Татарский,

IV - Башкирский, V - складчатый Урал; 2 - впадины, прогибы, синеклизы: VI - Мелекесская, VII - Абдулинско-Сергиевская, VIII - Ульяновско-Саратовская, IX - Прикаспийская, X - Преду-ральский прогиб; 4 - сток пластовых вод; 5 - нефтяные месторождения (1 - Верхозимское, 2 - Мухановское); 6 - взброс.

Сочленение между ними может быть пологим или блоковым, взбросовым, как между жигулёвским сводом и Ульяновско - Саратовским прогибом. Территория Пензенской области, таким образом, находится в наиболее приподнятом положении. общий уклон на описываемой площади на восток - к Уральскому краевому прогибу и на юг - к Прикаспийской синеклизе. Эти структурные элементы развивались в течение нескольких тектонических циклов: зало-жились в девоне, а время максимальной амплитуды вертикальных движений, разрывов приходилось на мезозой (Ульяновско - Саратовский прогиб) и на кайнозой (жигулёвский вал). При этом современный гипсометрический уровень фундамента сформировался в основном в альпийский тектогенез.

Итак, по всей площади бассейна сформировались положительные структуры фундамента - валы, к которым могут быть приурочены месторождения нефти. осевые части поднятий достаточно хорошо маркируются современными месторождениями нефти. Рельеф фундамента на территории Пензенской области наиболее приподнят (Токмовский свод), причём более интенсивные взбросы произошли в новейшее время.

В стратиграфии осадочного чехла Пензенской области нефтеносностью отличаются бобриковс-кий и тульский горизонты визейского яруса нижнекаменноугольного отдела. По геологическим описаниям (Аширов, 1965) следует, что в большинстве месторождений нефть находится в девонской (30% запасов) и каменноугольной (67%) системах, но к восточной периферии бассейна нефть появляется в пермских (3%) отложениях. Из общего объёма запасов нефти в палеозойской группе 75% содержат песчаные коллекторы и 25%-карбонатные. В литологическом составе отложений вышеуказанных ярусов на территории Пензенской области в основании находятся пиритизированные известняки, выше - известняки с прослоями кварцевого мелкозернистого песка, алевриты глинистые, глины, известняки с примазками глин (Геологический атлас, 2001). общая мощность коллекторной толщи около 30 м. (рис. 2).

В восточном направлении мощность этой толщи значительно увеличивается.

Итак, основная эпоха нефтенакопления приходилась на каменноугольный период. Геологическое строение нашей области благоприятно, но отложения отличаются небольшой мощностью.

Помимо углеводородов коллекторные толщи заполняются и водами, поэтому исследование химического состава вод даёт картину последующих преобразований в материнском пласте. Важную информацию даёт вертикальное сравнение химизма подземных вод. Как известно, в зоне застойного водообмена нефтяных вод повышается общая минерализация (до рассолов, более 2000/00) и содержание микроэлементов, т.к. морская органика является сильным концентратом хлоридов натрия, кальция,

магния и ряда специфических компонентов, таких, как бром, йод, железо, сера. На территории Пензенской области такие условия наблюдаются в паший-ском горизонте франского яруса верхнедевонского отдела, которые в кровле представлены «изоляторами» - глинами мощностью около 19 метров (рис 2). Следующий водоносный пласт - каменноугольный или меловой, который не имеет жесткой изоляции и на химизм вод оказывают влияние климатический фактор и внутрипластовая циркуляция. Этот пласт, по сравнению с девонским, отличается меньшей ми-нерализованностью, но есть площадные изменения. С запада на восток общая минерализация возрастает.

Рис.2. Стратиграфическая колонка нефтеносных толщ Пензенской области

Если сравнить данные по Верхозимскому и Му-хановскому месторождению в пределах Жигулевской дислокации (таб. 1), то местное месторождение отличается наименьшей плотностью - 1,095 г/см3, общая минерализация почти в два раза меньше, а в катионно - анионном составе обращает на себя внимание крайне низкое содержание сульфатов.

Основываясь на широком сравнительном анализе месторождений Волго-Уральского бассейна (Аширов, 1965) геологи сделали вывод, что время формирования нефтяных месторождений - кайнозой. Ско-

рость формирования была высока, что связывают с новейшей разрывной тектоникой. Миграционные свойства нефти зависят от ее газонасыщенности и не могут охватывать значительных площадей. Следовательно, при практическом единстве нефтей каждого месторождения нефти соседних нередко весьма различно. Поэтому интересно рассмотреть процессы после накопления углеводородов.

Таблица 1

Физико-химическая характеристика вод нижнего карбона месторождений зоны Жигулевской дислокации

Месторожде- Плотность г/см3 Минерализация мг-экв на 100 г Минерализация мг-экв на 100 г

ния Са SO4 С1- №; М8

Верхозимское 1,095 445,9 59,8 0,17 3,93

Мухоновское, пласт 1,183 817,0 16,71 2,61 3,24

Очевидно, эти различия можно объяснить особенностями внутрипластового стока вод.

В палеозое восточная часть Русской платформы испытывала в основном процессы выравнивания и седиментации, поэтому благоприятных условий для регионального стока вод, по-видимому, не существовало, так как, для его формирования необходимо наличие крупных приподнятых участков суши. Такие условия появились к концу палеозоя, когда возник Урал и в конце неогена, когда возникли новые массивы суши в виде Токмовского и жигулевского сводов. Прикаспийская синеклиза в неогене продолжала прогибаться, и под действием этих разнонаправленных новейших движений в хрупких карбонатных породах карбона появилось трещинноватость. По этим каналам и оформился внутрипластовый сток с запада - северо- запада на нефтяные залежи. Но в пределах Волго-Уральского бассейна появившиеся в неогене Токмовский и Уральские стоки создали подпор девонским и каменноугольным водам Татарского свода (рис 1), что способствовало их застойности, это привело к лучшей сохранности нефтяных залежей. При этом не следует забывать об усилении вертикальной миграции по трещинам, что так же сокращает запасы нефти в коллекторных горизонтах.

При разрушении нефтяных залежей меняется их качество. В первую очередь, разрушаются углеводороды легкой фракции, а из компонентов легкой фракции главным образом метановые. При этом возрастает содержание ароматических и нафтеновых углеводородов. Далее повышается концентрация азота

и кокса, являющихся устойчивыми компонентами нефти, а также ванадия, никеля и порфинов. Это приводит к увеличению плотности нефти. Следует заметить, что при прочих равных условиях разрушению в меньшей степени подвергаются более мощные пласты, а на нашей территории, как говорилось выше, этот показатель обратен. На качество нефти влияет и литологический состав пород. На востоке бассейна пермская система, насыщенная вторичной нефтью, представлена карбонатами, перекрытыми эвапоритами. Последние обеспечивают запечатан-ность залежей, и нефть здесь более легкая и газонасыщенная.

Кроме солей такими же изолирующими свойствами обладают глины. Из стратиграфических описаний наиболее крупных месторождений ВолгоУральского бассейна (Аширов, 1965) следует, что условие должно наблюдаться непременно, мощность глин должна достигать нескольких метров.

Подобная благоприятная картина на территории Пензенской области отличается только в бобриковс-ком и тульских горизонтах (рис 2), где представлено глинистая кровля мощностью 3 метра.

Таким образом, в отличие от многоэтажных залежей востока бассейна, на территории Пензенской области представлена одна нефтесодержащая толща. Исходя из литологии, нефтесодержащими могли бы быть и верхнедевонский отдел. Об этом косвенно свидетельствует пиритизированность глин в основании бобриковского горизонта (рис 2). Но считают, что глубинные покрышки более нарушены новейшими дислокациями, что ухудшает условия нефте-накопления, вызывая вертикальную миграцию нефти. При этом в качестве основного вытесняющего фактора на первом этапе принимают высокую газо-насыщенность нефти, а затем следует водонапорное вытеснение.

На интенсивность современной миграции нефти влияет и жизнедеятельность внутрипластовой микрофлоры. При захоронении восстановленного в донных илах органического вещества слабо проницаемых окремнелых глинисто-карбонатных породах логично допустить, что до момента отдачи этими породами нефти, то есть до появления в них условий для водообмена, бактериальная жизнь в них должна была затухать. Условия для новой вспышки жизни материнских осадков могли возникнуть лишь при следующей фазе тектогенеза, когда в породах палеозоя появилась разветвленная сеть трещин и разломов, области стока и разгрузки, а следовательно, появился водообмен, вызвавший вспышку жизнедеятельности микрофлоры глубинных недр. Таким образом, жизнедеятельность пластовой микрофлоры характеризуется цикличностью. Цикличности со-

действует и быстрое залечивание трещин и разломов продуктами жизнедеятельности бактерий.

Схема сульфат-редукции приведена выше. Одним из конечных продуктов является вторичный кальцит. Опытным путем получено такие кристаллы размером менее 0,01 мм. Именно они откладывались на стенках трещин, вновь запечатывая залежи. Этот процесс приводит к снижению современной миграции нефти. Поэтому важно учитывать химический состав подземных вод. Как говорилось выше, в более восточных районах содержание сульфат-ионов возрастает, следовательно, и образование биогенной покрышки там - более интенсивный процесс.

Еще одной отличительной чертой нефтяных месторождений Пензенской области является их слабая газонасыщенность. Определено, что скопление газов образуется над участком вертикальной миграции (свод), когда нефть при миграции вверх по разлому достигла отметок с пластовым давлением ниже, чем давление насыщения. Пензенские месторождения находятся на крыле жигулевского свода, где вертикальная миграция комбинируется с внутрипласто-вой, что приводит к рассеиванию газа.

Подводя итог, следует сказать, что на территории Пензенской области в сочетании факторов нефтеразрушающие преобладают над нефтесохраняющими. Положительными факторами является сводово-блоковое тектоническое строение, наличие нефтесодержащих толщ, но меньшая амплитуда новейших движений привела к общей приподнятости участка, что обусловило достаточно мощный внут-рипластовый сток, разрушающий нефтяные залежи. На территории области нефтесодержащие пласты занимают довольно небольшие площади, имеют небольшую мощность, в геологии выражен один коллекторный пласт, расположенный на склоне свода. По этим причинам запасы нефти в области не велики, по сравнению с другими месторождениями бассейна и по качеству нефть - тяжелая. Периферийное положение Пензенской области в Волго-Уральском бассейне лишает возможности иметь вторичные месторождения за счет внутрипластовой миграции на разломах.

список ЛИТЕРАТУРЫ:

Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья. М.: Недра, 1965. 180 с.

Геологический атлас Пензенской области. Саратов.

НВНИИГГ, 2001. 67 с.

Долгополов К.В. Нефть и газы России. М.: Недра, 1980. 132 с.

Мильничук В.С. Общая геология. М:, Недра, 1986. 330 с.