CC BY
158
УДК 553.98.04(470.45)
В. Д. Шмаков
углеводородная система запада прикаспийской впадины в связи с перспективами нефтегазоносности
Западная часть Прикаспийской впадины (в пределах Волгоградской области) характеризуется сложным геологическим строением и значительным нефтегазовым потенциалом. В связи с определяющим значением процессов «генерации-миграции-аккумуляции» углеводородов в формировании залежей нефти и газа одним из инструментов прогноза нефтегазоносности является выделение и анализ углеводородных систем. Они представляют собой целостные природные системы (по Н. Б. Вассоевичу, А. А. Трофимуку), контролирующие закономерности размещения скоплений углеводородов. Концепция углеводородной системы формализует условия нефтегазообразования и нефтегазонако-пления в зависимости от определенных геологических условий. Ключевыми элементами системы являются зоны генерации углеводородов, пути и условия миграции, резервуары и покрышки.
Геологическое строение и нефтегазоносность. Платформенное обрамление Прикаспийской впадины (в пределах Волгоградской области) характеризуется очень высокой степенью геологической изученности и освоенности недр, что неизбежно определяет ухудшение их остаточного прогнозного потенциала.
Степень разведанности и освоенности ресурсной базы нефти и газа региона по состоянию на 2000 г. [1] приведена в табл. 1.
Таблица 1
Характеристика разведанности и освоенности ресурсной базы нефти и газа волгоградской
области
Углеводороды Число открытых месторождений, шт Разведанность, % Освоенность, %
Нефть 50 71 75
Газ 30 31 9
В платформенном обрамлении Прикасаийской впадины сосредоточены все выявленные на территории Волгоградской области промышленные месторождения нефти и газа. Важные открытия и основные приросты запасов нефти и газа в последние годы связаны с девонскими отложениями в пределах Уметовско-Линевского прогиба (Памятно-Сасовская рифовая система с извлекаемыми запасами категории А+В+С — 38 млн. т. и др.) и зонах его обрамления (Кудиновско-Романовская приподнятая зона, характеризующаяся развитием органогенных построек позднедевонского возраста и др.). Достаточно высоко оцениваются перспективы нефтегазоносности девонских, а также каменноугольных отложений и ряда других районов платформенной части Волгоградской области.
© В. Д. Шмаков, 2009
Наиболее крупные и доступные структуры изучены уже на первых этапах освоения (Коробковское, Жирновское, Бахметьевское месторождения с общими запасами более 150 млн. т). Остаточный фонд структур невелик и часто менее качественен и более сложен по строению. Почти все наиболее крупные нефтяные месторождения в Волгоградской области, кроме Памятно-Сасовского, практически выработаны и обводнены на 90-95 %. Преобладающими в поиске становятся более сложные резервуары, неантиклинальные ловушки — рифовые тела, палеорусла рек и бары, литологически, стратиграфически и тектонически экранированные и/или комбинированные.
Платформенное обрамление Прикаспийской впадины располагается в пределах склона древней Восточно-Европейской платформы, ограниченной с юга-востока, через систему мощных сбросов, глубокопогруженной Прикаспийской впадиной, которая принимала заметное участие в формировании нефтегазоносности склона платформы, особенно ее газоносности.
Поверхность фундамента на территории Волгоградской области погружается в юго-восточном направлении в сторону центрально-Прикаспийской зоны депрессий. Если на востоке Воронежской антеклизы поверхность фундамента залегает на глубине 0,5—1,5 км, то в Ахтубинско-Палласовской зоне поднятий она зафиксирована на отметках 10-12 км. Поверхность фундамента осложнена многочисленными разрывными нарушениями, что свидетельствует о блоковом строении фундамента.
Осадочный чехол палеозойского возраста залегает в пределах платформы на архейско-протерозойских кристаллических породах сравнительно спокойно и в общих чертах повторяет поверхность фундамента. По мере приближения к бортовым уступам Прикаспийской впадины условия залегания отложений резко нарушаются. Многочисленные палеоподнятия и протяженные террасы, широко развитые эрозионные процессы, нарушали условия залегания осадков; местами, по мере приближения к Прикаспийской впадине, проявлялась и солянокупольная тектоника. Подсолевая часть разреза в западном обрамлении Прикаспийской впадины представлена чередованием изменчивых карбонатных и терригенных комплексов пород, формирование которых происходило в пределах относительно мелководной шельфовой области и во впадине. Маломощные терригенные комплексы обрамления в несколько раз увеличивают свою толщину во впадине, причем наблюдается резкое обогащение разреза глинистым материалом. Карбонатные комплексы, наоборот, сокращаются в толщине за счет выпадения из разреза отдельных горизонтов в районе бортового уступа.
В целом, повышенная тектоническая нарушенность осадочного чехла на юге платформы негативно повлияла на условия сохранности нефтегазовых скоплений в этой части региона.
Западная часть Прикаспийской впадины (в пределах Волгоградской области) по сравнению с платформенным обрамлением изучена значительно слабее. Она характеризуется низкой буровой и сейсмической изученностью, отсутствием промышленных залежей нефти и газа и надежно подготовленных структур, что существенно затрудняет и снижает достоверность оценок прогнозного потенциала нефтегазоносности недр подсолевых комплексов запада Прикаспийской впадины. Слабая изученность этой территории и отсутствие уверенных представлений о моделях строения как подсолевого, так и надсолевого комплексов обуславливают высокие риски при проведении поисково-разведочных работ.
Однако важные результаты были получены в соседних Астраханской и Саратовской областях. Результаты бурения скв. 2 Володарская, скв. 2 Девонская и скв. 1 Черная Падина
использованы при уточнении модели строения Прикаспийской впадины [2] и при оценке ресурсов нефти и газа, в частности, при уточнении соотношения газообразных и жидких углеводородов в пользу последних. Скв. 1 Черная Падина свидетельствует о некомпенсированном погружении впадины в раннем карбоне, в фаменское и позднефранское время.
В Прикаспийской впадине соленосная толща кунгура оказалась существенно дислоцированной. Это нашло отражение в развитии субпараллельных борту впадины протяженных соляных гряд. В расположенных между ними прогибах толщина соли резко сокращена или она совсем отсутствует. Все известные залежи и нефтегазопроявления присутствуют в зоне выклинивания соленосной толщи. Ввиду этого, подсолевые комплексы являются основным источником углеводородов для надсолевого комплекса, и все залежи нефти и газа — следствие миграции флюидов из подсолевых отложений (дифференциация углеводородной системы). Следы углеводородов в соленосных отложениях носят вторичный характер и свидетельствуют о вертикальной миграции флюидов. Указанные явления служат дополнительным обоснованием существования залежей нефти и газа в подсолевых отложениях.
Для Волгоградской области, большая часть территории которой тяготеет к Прикаспийской впадине, глубокопогруженные отложения впадины представляют собой существенный резерв ресурсов нефти и газа. Перспективы поисков месторождений нефти и газа на больших глубинах сохраняются, но их разведка нуждается в специальных технических средствах и сопровождается повышенным риском. Очевидно, что все новые объекты сложны для обнаружения, и для них важно обоснование выбора и подготовка к глубокому бурению на основе комплексного анализа геологической информации. И, как показывает практика, в освоенных нефтегазодобывающих регионах большие глубины достаточно эффективны для разведки.
Анализ углеводородной системы. Закономерности размещения углеводородов в подсолевом комплексе западной части Прикаспийской впадины достаточно сложны. Анализ углеводородной системы позволяет определить условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в зависимости от конкретных геологических условий.
В целом, углеводородная система запада Прикаспийской впадины характеризуется зонами генерации углеводородов, связанными с подсолевыми терригенными отложениями девонского возраста, вертикальной и латеральной миграцией углеводородов с аккумуляцией их в резервуарах, экранированных региональными и локальными каменноугольными и пермскими отложениями.
В подсолевых отложениях впадины захоронен большой объем осадочных пород преимущественно морского генезиса. В бортовых зонах впадины установлено широкое развитие относительно глубоководной кремнисто-карбонатно-глинистой толщи позднедевонского возраста. Подобные формации в большинстве регионов мира имеют весьма высокое содержание рассеянного органического вещества (до 17 %) и отличаются генерированием значительного количества углеводородов (область больших глубин характеризуется термобарическими условиями мезо- и апокатагенеза).
В пределах Волгоградской области для верхнедевонских нефтематеринских отложений наблюдается общее региональное возрастание степени зрелости органического вещества в восточном направлении от Воронежской антеклизы, где градация катагенеза ПК, в сторону Центрально-Прикаспийской зоны депрессий, последовательно увеличиваясь до градации МК5 и более. Это объясняется региональным погружением фундамента и девонских отложений в сторону Прикаспийской впадины. На всей территории
Волгоградской области границы градаций катагенеза органического вещества верхнедевонских отложений имеют субмеридиональные простирания, что объясняется аналогичным простиранием крупных структурно-тектонических элементов.
Важно, что в материнских породах верхнего девона в платформенном обрамлении впадины главная фаза нефтеобразования реализовывалась на глубине от 2 до 3 км, а во впадине значительно глубже, на глубине примерно от 3 до 5 км. Это вполне соответствует данным о глубинной зональности катагенеза органического вещества, где в верхнем девоне Волгоградского Поволжья градации катагенеза MKj-MK2 проявляются на глубинах 1,8—2,7 км, а в центральной части Прикаспийской впадины — на глубинах около 5 км.
Приведенные ниже данные о распространении нефти и газа в недрах в зависимости от различных геотермических условий позволяют более обоснованно оценивать перспективы нефтегазоносности на больших глубинах. При температурах 100-125 °С в недрах встречаются залежи нефти, при 125-150 °С — большей частью газоконденсатные и газовые залежи, а при 150-175 °С нефтяные залежи не отмечены. Учет геотермических градиентов позволяет оценивать возможные глубины существования нефти и газа. До 140 °С углеводороды оказываются весьма стабильными соединениями, а при температуре выше 140 °С начинается термический крекинг нефти. При температуре 300 °С и выше возможно существование только газа. Для западной части Прикаспийской впадины палеотемпературный градиент подсолевых отложений составляет 2 °С/100 м [3]. С учетом данных, приведенных в табл. 2, предельная глубина существования нефти при этом градиенте составляет 6,5 км, а газа 14 км и более. Следовательно, жидкие углеводороды в западной части Прикаспийской впадины могут существовать во всем оцениваемом на современном этапе разрезе.
Таблица 2
Предельные температуры и глубины существования нефти и газа
Углеводороды Температура, °С Глубина (км) при средних геотермических градиентах, °С/100 м
1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
Нефть 140 8,7 6,5 5,2 4,3 3,7
Газ 300 и выше 19,3 14,5 11,6 9,7 8,3
Глубина, тектоническая нарушенность, степень уплотнения пород и катагенеза органического вещества, распространение региональных и локальных покрышек, термодинамические условия определяли особенности процессов латеральной и вертикальной миграции углеводородов. Вертикальная миграция углеводородов из глубоких частей нефтегазоносного бассейна способствовала тому, что значительные количества нефти и газа аккумулировалась в верхних частях разреза (до неогена включительно). Большая масса мигрирующих вверх углеводородов является одной из очевидных причин снижения общих и удельных ресурсов на больших глубинах, поэтому требования к изолирующим свойствам покрышек разного ранга и, особенно, к покрышкам регионального значения резко возрастают. Только соли и мощные слои слаболитифицированых глин регионального распространения способны удержать значительные количества углеводородов в зоне больших глубин.
Большие объемы высокотемпературных газов из центральной части Прикаспийской впадины попадали в ее бортовые зоны, где фациальный состав пород, температурные условия главной фазы нефтеобразования и зоны аномально высоких пластовых давлений способствовали генерации преимущественно жидких углеводородов. Мощный газовый
поток растворял жидкие углеводороды, способствовал их миграции и формированию в периферийных частях впадины нефтегазоконденсатных скоплений, иногда путем переформирования ранее образовавшихся залежей. Вероятно, миграционные потоки равномерно распространялись в бортовых частях впадины, при этом значительное количество флюидов могло перемещаться и к западной части [4]. В результате генерации углеводородов в терригенном девоне происходила их эмиграция в карбонатный девон и в вышележащие отложения, где они уже распределялись по структурам в соответствии с законами латеральной миграции.
Все эти особенности распространения потенциально генерирующих толщ и покрышек должны учитываться при определении путей миграции углеводородов, а, следовательно, и при оценке перспектив нефтегазоносности.
одним из основных условий наличия залежи углеводородов является высокоемкий и высокопроницаемый резервуар. В условиях глубокого залегания скоплений углеводородов (более 5 км) к перспективным поисковым объектам относятся крупные резервуары массивного типа, способные обеспечить высокую плотность концентрации углеводородов и высокие дебиты продуктивных скважин. Улучшение коллекторских свойств может быть обусловлено как наличием трещиноватости вследствие разломной тектоники, так и рифовым генезисом. на фоне ступенчатого погружения фундамента и осадочного чехла от бортового уступа во внутреннюю часть впадины прогноз региональных систем разрывных нарушений является одним из приоритетных направлений исследований. Более надежный фактор формирования перспективного резервуара связан с рифовыми постройками. Породы рифового генезиса, широко распространенные в платформенном обрамлении впадины, имеют проблематичные возможности распространения в западной части Прикаспийской впадины. определение же направлений рифовых трендов имеет важнейшее значение для определения направлений геологоразведочных работ на этих объектых.
Перспективы нефтегазоносности. наиболее крупные и высокодебитные месторождения находятся на завершающей стадии разработки. Текущие запасы нефти сокращаются, ухудшается их структура. В настоящее время более 50 % текущих промышленных запасов нефти в Волгоградской области являются трудноизвлекаемыми (нефть в низкопроницаемых коллекторах, в подгазовых залежах, тяжелая нефть). В целом же сырьевая база далеко не исчерпала своих возможностей. она содержит достаточно ресурсов нефти и газа, которые при соответствующем развитии геологоразведочных работ могут быть открыты и затем освоены с высокой эффективностью (рис. 1).
Градация
„ . месторождений
нефть по лапасам
Количество месвюротдеии и, ним млн. т (м. грц. м3)
Газ
Количество местороясйеипй. тт
Рис. 1. Прогноз ожидаемых открытий месторождений нефти и газа в Волгоградском сегменте
Прикаспийской впадины
Большая часть ресурсов нефти и газа в Прикаспийской впадине приходится на под-солевой комплекс, главным образом, на отложения девонского, каменноугольного и раннепермского (докунгурского) возраста. Следует ожидать открытия преимущественно мелких месторождений как нефти, так и газа и лишь единичных средних и крупных, причем только для газа, в Волгоградской области.
Перспективы прироста запасов углеводородов в западной части Прикаспийской впадины возрастают в зонах распространения рифовых построек, для которых возможны любые статистически непредусмотренные успешные открытия.
Как самостоятельное направление нефтегазопоисковых работ может рассматриваться выявление ловушек нефти и газа, вероятнее всего, неантиклинальных, в составе осадочного абразионного шлейфа бортового уступа.
необходимо учитывать, что рассмотренная область — это старый нефтегазодобывающий регион с истощенными запасами, падающей добычей и, одновременно, с развитой инфраструктурой. Поэтому открытие даже мелких по запасам месторождений представляется вполне оптимальным результатом поисков. Единичные же открытия крупных месторождений в этих условиях являются в значительной степени случайными.
Разведка больших глубин связана со значительными и специфическими трудностями. Во внутренней части впадины намечается большое количество объектов, для поисков на большой глубине их залегания существенно затрудняет возможности поисковоразведочных работ с точки зрения их экономической эффективности. Стоимость оценки ресурсной базы увеличивается как за счет стоимости бурения поисковых скважин, так и за счет увеличения риска при оценке геологической информации. В этих условиях надежность выбранных объектов становится решающим фактором.
Заключение. В освоенных нефтегазодобывающих регионах залежи нефри и газа на больших глубинах представляют собой существенный резерв ресурсов углеводородов и достаточно эффективны для разведки. Сырьевая база запада Прикаспийской впадины содержит значительные ресурсы нефти и газа, которые при соответствующем развитии геологоразведочных работ могут быть открыты и затем освоены с высокой эффективностью. Прогноз добычи нефти и газа в рассматриваемом регионе (см. рис. 1) должен базироваться преимущественно на освоении мелких месторождений, что создаст надежную базу для объективного планирования его развития. Целью поисково-разведочных работ должны быть неантиклинальные ловушки, мелкие месторождения, разработка которых, учитывая их благоприятное расположение относительно производственной инфраструктуры, по-видимому, будет рентабельной.
Литература
1. Атлас «Российский Прикаспий. Нефть, газ, уголь. Ресурсы и освоение» / под ред. М. Д. Белонина, В. Я. Воробьева. СПб.; Саратов, 2000.
2. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция / под ред. Ю. Г. Леонова, Ю. А. Воложа. М., 2004.
3. Косачук Г. П., Билалов Ф. Р. Перспективы нефтегазоносности отложений девона Астраханского свода // Геология нефти и газа. 2003. № 5.
4. Иванов Ю. А. Перспективы открытий крупных скоплений углеводородов в российской части Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2003. № 5.
