CC BY
15Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 2(17) 2017 ■ http://oilgasjoumal.ru
ЗНАЧЕНИЕ ОТКРЫТИЯ ТРЕХСЛОЙНОГО СТРОЕНИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Е.Б. Риле, М.Н. Попова Институт проблем нефти и газа РАН e-mail: Rile@ipng.ru
Открытие трехслойного строения природных резервуаров углеводородов -выделение между покрышкой и продуктивным коллектором третьего слоя, обладающего промежуточными свойствами, - сделанное Б.В. Филипповым [1] и развитое затем В.Д. Ильиным и его учениками в теорию трехслойного строения природных резервуаров [2-4], имеет огромное значение для всех аспектов нефтегазовой геологии.
Согласно данной теории, природные резервуары (ПР) представляют собой системы, состоящие из трех членов: истинной покрышки (ИП), подстилающей ее ложной покрышки (ЛП) и продуктивной части (коллекторов, точнее, сложного переслаивания коллекторов и слабопроницаемых прослоев). ЛП представляет собой толщу низкопроницаемых пород, залегающих под истинной покрышкой; для нее характерно наличие нефтегазопроявлений. Наиболее важную роль эта теория играет в локальном и региональном прогнозе нефтегазоносности, при котором главным нефтегазопоисковым признаком утверждается соотношение между толщиной ЛП и амплитудой локальных структур, а в областях развития дизъюнктивной тектоники - между толщиной ЛП и амплитудой ненарушенных разломом верхних частей локальных антиклиналей. Эффективность геолого-разведочных работ в данном случае намного возрастает. Разработанная методика успешно опробована в Волго-Уральской, Тимано-Печорской, Прикаспийской НГП, на Камчатке, на отдельных примерах различных НГП мира.
Указанная теория логично объясняет наличие водоносных структур среди продуктивных при выдержанной покрышке и одинаковом положении структур относительно источников и путей миграции УВ.
Для разработки многопластовых месторождений теория трехслойного строения ПР дает инструмент для определения взаимоотношений между залежами УВ: с ее помощью выясняется, какие залежи УВ гидродинамически связаны, а какие - изолированы, то есть разделены ли соседние, как по вертикали, так и по латерали, залежи УВ перемычками из пород ложных покрышек или истинными покрышками. В основу методики положены соотношения между толщиной разделяющих залежи плотных отложений и разницей
контактов УВ - вода, а также характеристика разделяющих залежи плотных пород, в том числе наличие нефтегазопроявлений и водоносных прослоев. Таким образом проведено районирование Верхнекамской впадины (север Волго-Уральской НГП) по соотношению залежей в башкирских и верейских отложениях (средний карбон). Установлено, что для формирования башкирских залежей на территории гидродинамической изоляции башкирских и верейских отложений амплитуда локальных антиклиналей должна превышать 20 м, а на территории, где эти отложения связаны, - 40 м [5].
На основании теории трехслойного строения ПР разработана методика изучения истории формирования месторождений углеводородов, согласно которой в низкопроницаемых породах ЛП сохраняются древние углеводороды, первыми заполнившие ловушку и вытесненные затем из нижележащих средне- и высокопроницаемых коллекторов более молодыми флюидами. Тот факт, что в низкопроницаемых коллекторах сохраняются более древние УВ флюиды, отмечен давно, примером этого является нефть в низкопроницаемых линзах среди газоконденсатной залежи Оренбургского месторождения. Однако, такие линзы вскрываются (обычно случайно), а низкопроницаемые породы ЛП залегают между ИП и средне- и высокопроницаемыми коллекторами продуктивной части в большинстве случаев. Отбор проб флюидов из ЛП, как правило, не производится, вследствие чего состав флюидов в этой части ПР практически не изучен. Но в некоторых случаях ЛП содержит тонкие прослои среднепористых коллекторов, состав флюидов в которых отличается от состава флюидов основной залежи и, вероятно, соответствует составу флюидов, содержащихся во всей ЛП. Это можно продемонстрировать на примере Оренбургского месторождения (Волго-Уральская НГП), содержащего гигантскую основную газоконденсатную залежь с нефтяной оторочкой в визейско-артинских карбонатах и небольшую залежь в вышележащем маломощном пласте филипповских доломитов: состав УВ данных залежей различен.
Отметки водонефтяного контакта (ВНК) основной и филипповской залежей совпадают, а газонефтяной контакт (ГНК) филипповской залежи на 50-70 м выше, чем ГНК визейско-артинской; следовательно, в периклинальных областях и на крыльях месторождения над газом основной залежи находится нефть филипповской залежи. Истинной покрышкой резервуара являются ангидриты верхней части филипповского горизонта и соли иреньского горизонта кунгура. Нижней границей ПР служит кровля
тульских глин. Таким образом, на территории Оренбургского вала существует зональный преимущественно карбонатный визейско-кунгурский ПР, продуктивную часть которого представляют гидродинамически связанные отложения от верхней части визейского яруса до верхней части артинского яруса и ИП которого имеет кунгурский возраст и галогенный состав. ЛП состоит из переслаивающихся слоев ангидритов и карбонатов верхней части артинского яруса и нижней части филипповского горизонта, в кровле этой пачки залегает филипповский пласт «плойчатых доломитов» толщиной 25-28 м. На большей части окружающей Оренбургский вал территории он плотный, на Оренбургском валу и еще на нескольких структурах содержит залежи УВ. Предполагается, что маломощный зонально распространенный филипповский коллектор содержит те же флюиды, что и вся ЛП, то есть более древние по сравнению с углеводородами основной залежи. Детальные геохимические сравнительные 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 [5].
Выделяемая теорией трехслойного строения природных резервуаров ЛП, залегающая непосредственно под ИП, сложенная коллекторами с крайне низкой и предельно низкой проницаемостью и гарантированно насыщенная углеводородами до уровня критической седловины по подошве ИП, представляет собой новый нетрадиционный источник трудноизвлекаемых углеводородов (рис. 1). Наиболее перспективны в этом отношении преимущественно карбонатные рифосодержащие ПР с глинистыми или галогенными ИП, характеризующиеся мощными выдержанными по площади ЛП. На примерах рифосодержащих преимущественно карбонатных ПР -верхнедевонско-нижнекаменноугольного с глинистой ИП в Тимано-Печорской НГП и ассельско-кунгурского с галогенной ИП на юго-востоке Волго-Уральской НГП -установлено, что ресурсы УВ, содержащихся в ЛП таких ПР, значительны и сопоставимы с запасами нижележащих залежей [5, 6].
Рис. 1. Условие существования залежи УВ в традиционных средне- и высокопроницаемых коллекторах и в нетрадиционном источнике трудноизвлекаемых УВ - породах ложной покрышки (по Г61)
Выводы
Основные результаты применения теории трехслойного строения природных резервуаров, имеющие значение для нефтегазовой геологии, таковы:
1. Выявление закономерных соотношений между параметрами залежи УВ, структуры, ее содержащей, и вмещающего залежь природного резервуара.
2. Создание новых, более успешных методик локального и регионального прогноза нефтегазоносности.
3. Уточнение формулы расчета рисков геолого-разведочных работ.
4. Открытие нового нетрадиционного источника трудноизвлекаемых углеводородов -ложных покрышек и выделение наиболее перспективных в этом отношении типов природных резервуаров.
5. Воссоздание истории формирования месторождений.
Природные резервуары углеводородов являются более высоким уровнем организации материи, чем осадочные породы, коллекторы, покрышки и даже нефтегазоносные комплексы.
Понимание осадочного выполнения нефтегазоносных бассейнов как системы природных резервуаров углеводородов - новый этап в развитии нефтегазовой геологии.
Учет трудноизвлекаемых углеводородов, содержащихся в ложных покрышках, при оценке ресурсов нефтегазоносных провинций - новый взгляд на потенциал «старых» нефтегазодобывающих регионов.
Статья написана в рамках выполнения Государственного задания в сфере научной деятельности на 2017 г.
ЛИТЕРАТУРА
1. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. - Л.: Недра, 1967.
124 с.
2. Ильин В.Д. и др. Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре: Метод. рекомендации. М.: ВНИГНИ, 1982. 52 с.
3. Ильин В.Д. и др. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов на основе выявления ловушек в трехчленном резервуаре: Метод. указания: М.: ВНИГНИ, 1986. 67 с.
4. Хитров А.М., Ильин В.Д., Савинкин П.Т. Выделение, картирование и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резервуаре: Метод. руководство. М.: МПР РФ, МЭ РФ, ВНИГНИ, 2002. 63 с.
5. Риле Е.Б. К вопросу о строении природных резервуаров углеводородов. Saarbrucken (Deutschland): LAP, 2015. 96 с.
6. Риле Е.Б., Попова М.Н. Природные резервуары центральной части Хорейверской впадины и связанные с ними нетрадиционные источники углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2017. № 11. С. 9-15.
