ОДИН ИЗ МЕХАНИЗМОВ СОХРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ДРЕВНЕЙШИХ ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

В.Е. Бакин, А.А. Карцев, Р.Г. Семашев, Ю.И. Яковлев

«Геология и геофизика». Новосибирск: Наука, СО АН СССР, 1987, № 4, с.124-128.

На сохранность залежей углеводородов (УВ) в древнейших осадочных толщах отрицательно влияют многочисленные тектонические нарушения и внедрения интрузивных тел различного возраста и состава. В статье обосновывается наличие нисходящей фильтрации пластовых флюидов (воды, нефти и даже газа) на определенных этапах тектонического развития Сибирской платформы и других районов мира за счет образования «свободного» объема при тектонических подвижках фундамента. При этом в условиях безнапорный гидрогеологических систем, которые названы авторами телионными, в древнейших осадочных толщах формируются аномально низкие пластовые давления (АНПД). Образование обширных зон АНПД и отрицательного градиента приведенных давлений обусловливает нисходящую фильтрацию пластовых вод, быстрое «залечивание» проводящих каналов и в целом является положительным фактором сохранности залежей УВ.

Практика поисково-разведочных работ на нефть и газ в СССР и зарубежных странах показала, что залежи УВ присутствуют во всех стратиграфических комплексах осадочного чехла, в том числе в древнейших докембрийских (протерозойских) отложениях. Нередко они приурочены и к коре выветривания фундамента древних платформ архейского возраста.

Как известно, в последние годы в Западной Якутии в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) открыто свыше десяти газовых и газонефтяных месторождений (Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Верхневилючанское, Нижнехамакинское и др.) и получены первые притоки нефти и газа на ряде новых площадей (Иктехская, Таранская и др.). Основные запасы УВ связаны с нижнекембрийскими карбонатными и венд-рифейскими преимущественно терригенными отложениями. Практически все выявленные залежи нефти и газа приурочены к подсолевой части разреза, перекрытой толщей галогенно-карбонатных пород кембрийского возраста, которая является надежным экраном, способствовавшим сохранности залежей на протяжении сотен миллионов лет.

Известно, что Сибирская платформа по геологическому строению и по истории развития является одной из самых сложных древних платформ планеты. Тектонические процессы здесь вплоть до мезозойской эры сопровождались многоэтапными проявлениями дизъюнктивной тектоники и траппового матматизма. Соленосный комплекс содержит пластовые интрузии и дайки основного состава, кимберлитовые трубки. Так, в районе Среднеботуобинского месторождения стратиформные силлы траппов мощностью до 100 м последовательно зафиксированы на семи стратиграфических уровнях галогенно-карбонатного комплекса нижнего кембрия и выходят под юрские отложения к востоку от Тас-Юряхского месторождения. Вся карбонатно-галогенная часть разреза «разорвана», сложно построенным интрузивным телом, характеризующимся высокой трещиноватостью. При проходке траппов в глубоких скважинах почти повсеместно отмечаются интенсивные поглощения промывочной жидкости (иногда — флюидопритоки). В связи с этим можно считать, что наличие траппов, нарушая покрышки, отрицательно влияет на сохранность залежей УВ.

Очень велика также в пределах Сибирской платформы и плотность дизъюнктивных нарушений фундамента и осадочного чехла. В этой связи важно оценить, какие конкретно факторы в каждом из районов способствовали сохранению скоплений УВ.

Анализ материалов разведки месторождений северной части Непско-Ботуобинской НГО дает принципиально новую информацию для решения этого вопроса. К настоящему времени в пределах северо-западной части Непско-Ботуобинской НГО изучен ряд месторождений и разведочных площадей с доказанной нефтегазоноеностью отложений.под-солевого карбонатно-терригенного комплекса. При этом повсеместно выявлено существенное снижение гидродинамического потенциала в направлении от подошвы солей к кристаллическому фундаменту, т. е. весь регион в подсолевом комплексе в целом характеризуется отрицательным градиентом приведенных давлений (напоров). На различных площадях приведенные пластовые давления от уровня осинского горизонта и его аналогов до уровня кристаллического фундамента уменьшаются на 4—10 МПа и более. На ряде площадей (Верхневилючанской, Вилюйско-Джербинской, Среднеботуобинской и др.) пластовые давления в подсолевом разрезе были изучены в 4-6 интервалах продуктивных и водоносных пластов. Во всех случаях при этом отмечалось закономерное снижение гидродинамического потенциала пластов при приближении к фундаменту. И ни в одном случае не наблюдалось обратной закономерности (Яковлев, Семашев, 1980, 1982 гг.). Схематически данная закономерность изображена на рисунке.

На всех площадях рассматриваемого региона минимальные значения приведенных пластовых давлений зафиксированы в терригенных коллекторах, залегающих непосредственно на породах фундамента, либо вблизи него. При появлении гидравлической связи продуктивных пластов в подсолевом комплексе на большей части исследуемой территории в настоящее время возможна только нисходящая миграция пластовых флюидов и не возможна восходящая. При этом градиенты приведенных давлений часто превышают критические значения для всплывания нефти и даже газа в водонасыщенных породах.

Детальные гидродинамические построения, выполненные по Верх-невилючанской и Срёднеботуобинской площадям, показали территориальное совпадение пьезоминимумов в верхних и пьезомаксимумов в нижних горизонтах при общем уменьшении гидродинамического потенциала сверху вниз. Наиболее ярко такое совпадение отмечается между юрях-ским и харыстанским продуктивными горизонтами на Верхневилючан-ском месторождении. Места совпадения пьезоминимумов и пьезомаксимумов приурочены к установленным разломам в осадочном чехле.

Последовательное снижение гидродинамического потенциала в направлении, к фундаменту и наличие обширных пьезоминимумов в ба-зальных горизонтах свидетельствуют о наличии частичной разгрузки подземных вод в разломные зоны кристаллического фундамента, которая происходила в недалеком геологическом прошлом и происходит даже в настоящее время, т, е. в неотектонический этап развития региона. Территориальное совпадение пьезоминимумов в вышележащих и пьезомаксимумов в нижележащих горизонтах внутри подсолевой толщи свидетельствует об их гидравлической связи на локальных участках и о наличии современной нисходящей миграции пластовых флюидов, в первую очередь пластовых вод. На отдельных участках месторождений в нисходящей миграции, по-видимому, участвуют и УВ.

Впервые на существенное снижение гидродинамического потенциала в направлении к фундаменту указал Д.А.Ноогтон [6] на примере месторождения Ла Паз-Мара в Западной Венесуэле. Здесь в процессе разработки месторождения было выявлено два гидродинамических этажа с затрудненной гидродинамической связью: нижний — в трещиноватых метаморфизованных и магматических породах фундамента — представлял массивную нефтяную залежь с гравитационным режимом эксплуатации, верхний — в пористых и трещиноватых известняках, залегающих непосредственно на фундаменте,— представлял заметно разобщенные скопления нефти с признаками относительно замкнутого упругого их режима. Градиент давления был направлен от упругого этажа вниз, и в этом направлении перетекали флюиды к началу разработки.

Позднее В.П.Савченко (1965 г.) на примере Марковского месторождения указал на снижение гидродинамического потенциала в направлении от осинского горизонта к марковскому.

М.И.Зайдельсон [1] и Б.В.Озолин (1967 г.) на примере ряда площадей Волго-Уральской НГО показали уменьшение гидродинамического потенциала в направлении от палеозойских к бавлинским отложениям. Последние залегают в глубоких грабенообразных впадинах (типа Сер-новодско-Абдулинской) и ограничены крупноамплитудными, до нескольких километров, сериями ступенчатых разломов в кристаллическом фундаменте.

Факты проникновения поверхностных или подземных вод в глубокие зоны фундаментов подтвержден изотопными исследованиями термальных вод и газов Курило-Камчатской области, Лассен-Парка, Гейзеров, Йеллоустонского национального парка США и т.д., а также результатами бурения Кольской сверхглубокой скв. СГ-3, сверхглубокой скв. 20000 Миннибаевской площади в Татарии и др.

В скв.20000 при испытании водоносного интервала на глубине около 5000 м был получен приток рассола, сопоставимый по химическому составу с водами рифейскйх отложений авлакогенов Русской платформы (Л.Н.Капченко, 1982). Приведенное пластовое давление в скважине приблизительно на 4 МПа ниже, чем в базальных отложениях палеозоя.

В истории развития литосферы условия для проникновения воды в глубокие области фундаментов появляются систематически при тектонических подвижках, когда возникают новые или обновляются старые разломные зоны. При формировании или обновлении разломных зон образуется свободный объем, названный В.Ф.Линецким [2] реакционным объемом, который и способствует разгрузке подземных вод в породы фундамента.

Рассмотрим гидрогеологические результаты такой разгрузки.

Как известно, коэффициент упругоемкости водонапорной системы определяется суммой коэффициентов объемной упругости пористой среды и содержащейся в ней пластовой воды.

Расчеты показывают, что разгрузка лишь нескольких сотых и даже тысячных долей процента жидкости расчетного объема в разломные зоны фундамента приведет к существенному снижению величины пластового давления. Так, например, средний дефицит пластового давления в подсолевом терригенном комплексе Ботуобинского района Якутии составляет 5 МПа. Он мог образоваться за счет разгрузки двух-трех десятитысячных долей объема воды этого комплекса, или 0,02—0,03% от объема порового пространства. Если учесть, что часть дефицита пластового давления обусловлена снижением пластовой температуры в четвертичном периоде, доля разгружающейся в фундамент воды оказывается еще меньше. Потенциально проводящие разломы в фундаменте и осадочном чехле протягиваются на сотни и даже тысячи километров, Вилюйско-Мархинская система разломов в Непско-Ботуобинской НТО, Жигулевская система разломов в Волго-Уральской НГО и т.д.). В.Ф.Липецкий [2] подсчитал, например, что при формировании Чилийского разлома и его оперений реакционный объем превысил 170 млн. км3.

Расчеты показывают, что в зависимости от гидропроводности пород скорость распространения депрессионной воронки от места разгрузки вод в фундамент может достигать нескольких десятков метров в сутки в хорошо проницаемом коллекторе, каковым, например, является ботуобинский горизонт. Поэтому депрессионные системы после тектонических подвижек могут охватывать в прифундаментных частях осадочных толщ большие площади.

Схема приведенных пластовых давлений восточной части

Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (по Ю. И. Яковлеву)

1-4 — графики приведенных пластовых давлений в коллекторах юрегинской и сокуканской (1), иктэхской (2), курсовской (в), богучунорской и борулахской (4) свит, 5 — кристаллический фундамент, 6 — индекс курсовской свиты.

Представляется, что образование обширных депрессионных зон в нижних частях осадочного чехла в периоды тектонических подвижек фундаментов имело широкое распространение на планете. Однако в напорных гидрогеологических системах инфильтрационного и элизионного типов снижение давления от разгрузки вод в фундамент сравнительно быстро компенсируется привносом воды из областей питания. В безнапорных системах, названных авторами телионными, АНПД могут сохраняться длительное геологическое время из-за того, что количество привносимой жидкости из областей питания не компенсирует расход жидкости в, областях разгрузки. Одной из таких систем является венд-рифейский терригенный комплекс северо-восточной части Непско-Ботуобинской НГО.

Образование обширных депрессионных систем, или зон АНПД, в прифундаментных частях осадочных толщ приводит к снижению гидродинамического потенциала в направлении к фундаменту, т.е. к возникновению отрицательного градиента приведенных давлений, а это, в свою очередь, обусловливает нисходящую фильтрацию пластовых флюидов. Нисходящая фильтрация пластовых флюидов является главным источником компенсации потери пластового давления в системах телионного типа, а при тектонических подвижках, сопровождающихся образованием проводящих разломов, она играет большую роль к в напорных гидрогеологических системах. При этом в районах развития галогенных толщ высокоминерализованные рассолы, опускаясь по образующимся разломам, «залечивают» последние за счет выпадения солей. Процесс выпадения солей по трещинам разломов имел широкое распространение в подсолевом комплексе Непско-Ботуобинской НГО, что зафиксировано при отборе керна во многих скважинах.

Таким образом, дизъюнктивная, дислоцированность платформ (это может относиться и к молодым платформам) на определенных этапах их геологического развития приводит к разгрузке части подземных вод осадочного чехла в разломные зоны фундаментов, что обусловливает создание короткоживущих или относительно долгоживущих во времена депрессионных гидрогеологических систем в основании осадочных толщ и возникновение отрицательных вертикальных градиентов приведенных давлений. Это обстоятельство следует рассматривать как фактор сохранности залежей УВ, так как величины отрицательных градиентов, судя по существующим в настоящее время в Непско-Ботуобинской HF0; нередко превышают критические значения для всплывания УВ. Несмотря, на наличие вертикальной гидравлической связи по образующимся разломам, сохраняются условия консервации залежей нефти и газа.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Зайдельсон М. И. О результатах испытания бавлинских отложений в скважине 121 Сосновской площади,— В кн.: Геология, геохимия, геофизика. Куйбышев, 1965. (Труды КуйбышевНИИ НП, вып.31).
  2. Линецкий В. Ф. О свободном пространстве (реакционном объеме) в зоне глубинного разлома.— В кн.: Происхождение нефти и газа и формирование их промышленных залежей. Киев: Наукова думка, 1971.
  3. Яковлев Ю. И., Семашев Р. Г. Гидродинамическое обоснование выделения водонапорных систем депрессионного типа.— Геология нефти и газа, 1982, № 9.
  4. Яковлев Ю. И., Семашев Р. Г. К вопросу о роли разломной тектоники фундаментов в формировании гидродинамических режимов осадочных отложений.— Докл. АН СССР, 1982, т. 266, № 2.
  5. Яковлев Ю. И., Семашев Р. Г. Роль нисходящей фильтрации углеводородов при формировании месторождений Восточной Сибири.— Докл. АН СССР, 1984, т. 275, № 2.
  6. Mс Naughton D. A. Dilatancy in migration and accumulation of oil in metamorphic rocks.— BAAPG, 1953, v. 37, N 2.