CC BY
148
РАЗРЫВНЫЕ НАРУШЕНИЯ И ЛОВУШКИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ТРЕХСЛОЙНЫХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
Е.Б. Риле, Д.И. Валиева (ИПНГ РАН)
Разрывные нарушения (РН) разного уровня играют главенствующую роль в миграции и аккумуляции углеводородов (УВ). По глубинным разломам флюиды поступают в толщу осадочного чехла из подкоровых слоев Земли, по коровым и более мелким РН они перемещаются внутри осадочного чехла из очагов нефтегазогенерации. РН являются основным структурообразующим фактором - большая часть тектонических структур, содержащих ловушки УВ, сформирована благодаря движениям по РН. Развитие рифов и других седиментационных структур также контролируется РН.
Рассмотрим, что происходит, когда РН пересекает залежь УВ, сформированную в ловушке природного резервуара.
В 70-х годах XX века было установлено, что природные резервуары УВ имеют трехслойное строение [1, 2]. 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. 1, 2). Истинными покрышками (ИП) являются пласты, непроницаемые для УВ, не выклинивающиеся, не замещающиеся на слабопроницаемые породы, т.е. не имеющие проницаемых зон над коллекторами в пределах локальных объектов. В любых структурных условиях, независимо от гипсометрического положения пласта, ИП не имеют признаков нефтегазонасыщенности.
Рис. 1. Общепринятые представления об экранировании залежи УВ: покрышка залегает на коллекторе, ловушка не заполнена до гидрозамка из-за нехватки УВ (условные обозначения см. на рис. 9)
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 (ниже граничных значений коллектор/неколлектор, принимаемых для данных отложений).
Если амплитуда (А) локальной антиклинали меньше толщины ЛП, ловушки, а следовательно, и залежи в этой структуре не образуется. Высоту ловушки в связи с этим следует считать не от свода до нижней замкнутой изогипсы по кровле коллектора, а от свода по кровле коллектора до нижней замкнутой изогипсы по подошве ИП (см. рис. 2). Рассчитанные таким образом объемы ловушек в пределах нефтегазоносных провинций (НГП) при нормальных пластовых давлениях заполнены на 100 %. Критическая седловина (КС) при этом находится на нижней замкнутой изогипсе по подошве ИП на критическом направлении.
Если ловушка, содержащая залежь УВ, пересекается РН, то самым важным для сохранности этой залежи является вопрос, смещает ли данное РН истинную покрышку, и если смещает, то насколько.
Рис. 2. Экранирование залежи УВ согласно представлениям о трехслойном строении природных резервуаров: выделяются истинная покрышка, под ней ложная покрышка, ниже - коллектор, критическая седловина находится на нижней замкнутой изогипсе подошвы истинной покрышки (условные обозначения см. на рис. 9)
С позиций теории трехслойного строения природных резервуаров залежь, пересеченная РН с вертикальным смещением, превышающим толщину ИП, разрушается. При этом КС залежи перемещается в точку пересечения разрывным нарушением подошвы ИП [1, 3, 4] (рис. 3).
Рис. 3. Экранирование залежи УВ, если структура осложнена разрывным нарушением (условные обозначения см. на рис. 9)
Если же толщина ИП больше, чем вертикальное смещение по РН, то залежь сохраняется. Возможно, в этом случае древняя залежь успевает разрушиться, и после затухания подвижек формируется новая залежь, но установить это возможно только с помощью детальных геохимических исследований состава УВ в соседних ловушках, одна из которых пересекается РН, а другая - нет.
В. Д. Ильиным с соавторами [5] приводится также пример существования залежи УВ в ловушке при значительном смещении по РН и совпадении разновозрастных ИП по обе стороны РН. Это Сарычинское месторождение, в пределах которого развито три локальных природных резервуара (ПР) в пластах (снизу вверх) - XV, XII-XIV и IX-XI (рис. 4). При смещении по РН оказалось, что ИП резервуара IX-XI опущенного крыла пришла в соприкосновение с ИП ПР XII-XIV приподнятого крыла. Таким образом, сформировалась сложная ловушка с разновозрастной составной ИП и с разновозрастным продуктивным коллектором.
200
500
1000
м
Рис. 4. Профиль по критическому направлению месторождения Сарыча (по В.Д. Ильину и др., 1984) (условные обозначения см. на рис. 9)
Однако общепринята точка зрения, что РН могут не только разрушать залежи, но и служить экранами для УВ [6, 7]. Экранированные разрывным нарушением залежи классифицируются как тектонически экранированные. Залежи этого типа распространены довольно широко.
Поводами для сомнений в экранирующей способности РН являются долгая жизнь и периодическая тектоническая активизация разломов. В пределах Волго-Уральской и Прикаспийской НГП за время формирования осадочного чехла происходило не менее пяти этапов тектонической активизации [7]. На каждом этапе возобновлялись движения по РН, нарушалась сплошность ИП и существовавшие ранее залежи разрушались, накопленные УВ флюиды мигрировали по разломам вверх. Возникает вопрос, действительно ли тектоническое экранирование так широко распространено, как принято считать?
Залежи, определяемые как тектонически экранированные, связаны с грабенообразными прогибами, разделенными горстами [6-9]. Такие залежи характерны для нижних горизонтов осадочного чехла южной и юго-восточной частей Волго-Уральской НГП (рис. 5).
На рис. 6, 7 изображены две модели Демского грабенообразного прогиба: с тектоническим экранированием залежей [7] и альтернативная, с позиций концепции трехслойного строения резервуаров.
На рис. 6 представлена модель сложного грабена с большим количеством тектонически и литологически экранированных залежей нефти [7], отмечены участки коллекторов, содержащих окисленную нефть, - полутвердое смолисто-асфальтеновое вещество, свидетельствующее о происходящем разрушении залежей нефти (красным выделены участки РН, которые при такой рисовке экранируют залежи УВ). Коллекторы имеют линзовидное распространение. При рассмотрении этой модели возникает вопрос, почему в скв. 90, 111 и 76 гипсометрически ниже залежи нефти в пласте Д^
Рис. 5. Схема размещения грабенообразных прогибов с тектонически экранированными залежами УВ
восточной части Волго-Уральской НГП:
1 - грабенообразные прогибы; 2 - зоны горстовидных поднятий; 3 - дизъюктивные дислокации; 4 - нефтяные месторождения;
5 - тектонические элементы первого порядка: А - Башкирский свод; Б - Благовещенская впадина; В - Бирская седловина;
Г - Татарский свод; Д - Предуральский прогиб; Е - Складчатый Урал
вскрыта разрушающаяся залежь смолисто-асфальтенового полутвердого вещества? Потому что РН между скв. 90 и 111 обладает экранирующими свойствами только на небольшой площади сместите-ля, соответствущей существующим залежам нефти, а на других участках, соответствующих разрушающимся залежам, - пропускает УВ?
Авторы настоящей статьи предлагают иную модель этого участка (см. рис. 7). Над коллекторами залегают ЛП переменной толщины, а над ними - ИП, которые и контролируют каждую залежь нефти, КС находятся на уровне пересечения разрывным нарушением подошвы ИП. На некоторых структурах ИП нарушены в сводовых частях (например, в скв. 9, 43), имеют гидродинамические окна, в связи с чем древние залежи нефти частично разрушены и продолжают разрушаться (присутствие окисленной нефти). Разрушаются древние залежи и в тех антиклиналях, в которых после последней структурной перестройки ИП оказались нарушены разломами гипсометрически выше ранее существовавшего ВНК (скв. 111, 76), и нижняя часть залежи, оказавшись неэкранированной ИП, стала разрушаться. Если же РН нарушило ИП выше древнего свода антиклинали по кровле коллекторов (скв. 90), то древняя залежь оказалась полностью разрушенной.
Рис. 6. Геологический разрез части Демского грабенообразного прогиба (Демского и Вознесенского поднятий)
с тектонически экранированными залежами нефти:
1 - песчаники; 2 - аргиллиты; 3 - алевролиты; 4 - известняки; 5 - залежь нефти; 6 - окисленная нефть; 7 - предполагаемые разрывные нарушения; 8 - участки разломов, экранирующие тектонически ограниченные залежи (по [9] с изменениями)
Рис. 7. Геологический разрез части Демского грабенообразного прогиба (Демского и Вознесенского поднятий) с залежами нефти в ловушках трехслойных природных резервуаров: 1 - песчаники; 2 - аргиллиты; 3 - алевролиты; 4 - известняки;
5 - залежь нефти; 6 - окисленная нефть; 7 - предполагаемые разрывные нарушения; 8 - истинные покрышки;
9 - ложные покрышки; 10 - залежи нефти; 11 - разрушающиеся залежи нефти; 12 - положение ВНК
Часто тектонически экранированная модель залежи формируется в том случае, когда наблюдается несоответствие между незначительной амплитудой ненарушенной разломом части антиклинали и намного превышающей ее высотой залежи УВ (рис. 8а).
На основании разностороннего и разномасштабного (детального, локального, зонального) изучения подобных случаев теория трехслойного строения природных резервуаров предлагает модель, в которой осложненная РН структура содержит не одну, а несколько залежей УВ, каждая из которых экранируется собственной ИП (рис. 8б), т.е. модель нескольких (в данном случае трех) локальных природных резервуаров. Каждая залежь экранируется собственной локальной ИП (ИП1, ИП2 и ИП3). КС для каждой залежи (КС1 для нижней залежи, КС2 для средней и КС3 для верхней) располагаются в точках пересечении РН подошв локальных ИП.
а б
Рис. 8. Две модели месторождения УВ в пределах структуры, осложненной разрывным нарушением: а - традиционная модель тектонически экранированной залежи (двучленное строение природного резервуара); б - модель, созданная на основании концепции трехслойного строения природных резервуаров (условные обозначения см. на рис. 9)
Рис. 9. Условные обозначения к рисункам 1-4, 8:
1 - истинная покрышка; 2 - ложная покрышка; 3 - продуктивный коллектор; 4 - водонасыщенный коллектор;
5 - критическая седловина; 6 - высота залежи; 7 - высота ненарушенной РН части антиклинали по кровле коллектора; 8 - толщина ложной покрышки; 9 - уровень контакта УВ - вода; 10 - разрывное нарушение; 11 - пробуренные скважины
Однако встречаются месторождения, имеющие блоковое строение, с большой разницей уровней контактов УВ - вода на соседних участках, разделенных РН [10, 11]. Это связано с тем, что на участках таких месторождений в настоящее время происходит поступление УВ и их геофлюидальные системы еще не достигли равновесия. Все большее количество фактов свидетельствует о том, что процессы генерации, миграции, аккумуляции УВ и разрушения существующих залежей происходят непрерывно, и в настоящее время можно наблюдать разрушение и формирование залежей [10, 12]. В таких случаях следует искать тектонические и геохимические признаки повышенной современной активности (повышенный тепловой поток, аномальные сочетания геохимических показателей внутри залежей и т.д.). В таких неравновесных системах РН могут играть экранирующую роль, но только временно - до тех пор, пока флюидальная система не достигнет равновесия.
Во многих случаях залежи, нарушенные разрывными нарушениями, отнесены к типу тектонически экранированных недостаточно обоснованно, без детального анализа строения ПР, а достоверная модель залежи необходима для ее эффективной разработки и более точного подсчета запасов УВ.
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. ФилипповБ.В. Типы природных резервуаров нефти и газа / Б.В. Филиппов. - М.: Недра, 1967.
3. Ильин В.Д. Выделение, картирование и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резервуаре: методич. руководство / В.Д. Ильин, А.М. Хитров, П.Т. Савинкин. - М.: Мин. природных ресурсов РФ; Мин. энергетики РФ; ВНИГНИ, 2002.
4. Ильин В.Д. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов на основе выявления ловушек в трехчленном резервуаре: методич. указания / В.Д. Ильин и др. - М.: ВНИГНИ, 1986.
5. Ильин В.Д. Влияние тектонических нарушений на ловушки нефти и газа в локальных поднятиях / В.Д. Ильин, Н.И. Кутузова, Л.Н. Смирнов // Советская геология. - 1984. - № 8. - С. 3-10.
6. Горьков Ю.Д. Тектонически экранированные ловушки нефти и газа Дальнего Саратовского Заволжья / Ю.Д. Горьков // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2008. - Вып. 48. - С. 42-46.
7. ОрловЮ.А. Тектоника и нефтеносность девона платформенной Башкирии / Ю.А. Орлов. - М.: Наука, 1979. - 148 с.
8. Драгунский А.К. Зоны горстовидных поднятий платформенной части Башкирии / А.К. Драгунский, Н.Б. Амельченко, Р.Х. Гималеев // Геология нефти и газа. - 1982. - № 7.
9. Лозин Е.В. О механизме образования конседиментационных грабенообразных прогибов на востоке Восточно-Европейской платформы / Е.В. Лозин // Геология нефти и газа. - 1994. - № 2.
10. Подкорытов Н.Г. Геологическое строение и современные процессы переформирования флюидальной 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.: ВНИГНИ, 2003. - С. 59-71.
11. Касьянова Н.А. Трещинно-блоковая модель геологического строения Алексеевского месторождения по результатам изучения напряженно-деформационного состояния земной коры (Волгоградское левобережье) / Н.А. Касьянова и др. // Геология нефти и газа. - 2008. - № 6.
12. Дмитриевский А.Н. Новые геомеханические модели восполнения запасов углеводородов при разработке отработанных месторождений / А.Н. Дмитриевский, И.Е. Баланюк, А.В. Каракин, Ю.А. Повещенко // Газовая промышленность. - 2007. - № 5. - С. 46-51.
