К.Б. АШИРОВ (КПтИ)

В настоящее время, когда в “старых” районах нефтедобычи накоплен огромный фактический материал по их геологии и нефтегазоносности, появилась возможность критически пересмотреть прежние представления по основным фундаментальным вопросам, в частности о геологическом времени формирования месторождений нефти и газа. Такая возможность представляется в первую очередь для Урало-Поволжья, где высокая степень изученности связана с длительной разработкой огромного числа месторождений, с освещением продуктивности всего комплекса пород палеозоя вплоть до кристаллического фундамента.

Установление геологического времени формирования месторождений Урало-Поволжья облегчается решением многих фундаментальных проблем, важнейшей из которых является подтверждение генетического единства стратиграфически разновозрастных нефтей палеозоя с привязкой их генерации к нефтепроизводящей доманиковой фации пород в кровле девона – низах турне. Эти выводы убедительно подтверждены исследованиями коллектива геохимиков и геологов ВНИГРИ, выполненными под руководством С.Г. Неручева [5].

В объяснении, как формирования, так и определения геологического времени данного процесса важная роль обычно отводится условиям латеральной миграции нефтей и связанному с ней строению водонапорных бассейнов, а также условиям подземного стока вод.

Как ни парадоксально, но со временем придется учитывать исключительно важные данные, полученные при разработке платформенных нефтяных залежей с законтурным заводнением. При бурении законтурных нагнетательных скважин было установлено, что песчаные толщи в осадочном разрезе присутствуют в виде линзовидных тел на площади каждого структурного поднятия и практически выклиниваются за их пределами на расстоянии первых километров с переходом через фации алевролитов в глины.

Аналогичная закономерность наблюдается и у карбонатных коллекторов, которые за пределами поднятий переходят в плотные известково-глинистые породы.

Важным фундаментальным положением является вопрос о гидрофобности нефтяных и газонефтяных коллекторов, который с предельной обоснованностью разработан И.Л. Мархасиным, показавшим, что при насыщении водоносных пластов нефтью происходило формирование на стенках пор устойчивых граничных слоев из полярных компонентов нефтей – смол, асфальтенов и т. д., гидрофобизовавших поверхность пор [4]. По И.Л. Мархасину, в зависимости от вязкости нефтей и температуры количество нефти, заключенной в пленочных граничных слоях, может составлять от 20 до 60 % от объемов пор.

Устойчивость граничных слоев подтверждается и данными длительной разработки с прокачкой через “промытые” интервалы огромных объемов воды. Так, по данным О. В. Ковалевой, почти за 30 лет разработки с внутриконтурным заводнением Мухановского, Димитриевского и других месторождений Куйбышевской области в “промытых” интервалах пластов осталось 29,5 % заключенной в граничных слоях нефти (от порового объема). Знание этих условий чрезвычайно важно, так как часто многие исследователи утверждают о якобы имевших место переформированиях залежей с перетоком нефтей из одних ловушек в другие. Но при этом не учитывают, что если бы подобные переформирования действительно происходили, то в первичных ловушках должно было оставаться в разрабатываемых пластах от 20 до 60 % нефти в виде граничных слоев, а в связи с обычной неоднородностью коллекторов в отдельных линзах и слабопроницаемых интервалах нефть осталась бы полностью. Такой же гидрофобизованный нефтяной след должен был бы остаться и на путях миграции нефтей, что также необходимо учитывать, утверждая о происходивших переформированиях.

Рассматривая существующие взгляды на возраст месторождений, остановимся на представлениях В.В. Вебера, А.А. Али-Заде, П. Смита и др., считавших, что образование залежей происходило одновременно с захоронением исходной органики в морских илах.

Несостоятельность такой точки зрения подтверждается исключительно слабой “битуминизацией” илов, причем их ОВ чрезвычайно далеко от нефти, в которую при благоприятных условиях оно смогло бы преобразоваться, и то лишь при погружении на глубину первых километров [5]. Ничтожного содержания в илах подобной “нефти” не хватило бы даже на пленочную гидрофобизацию иловых частиц, что предопределило бы ее вечную неподвижность и невозможность перемещения для скопления в залежи.

Более позднее, чем у К.А. Машковича, но относительно раннее по сравнению с нашими представлениями, время формирования принимается А.М. Акрамходжаевым, который считает, что отдача УВ-флюидов нефтепроизводящими толщами глин началась при погружении их на глубины 1200–1500 м, а при последующих погружениях до 3000 м отжатие нефти заканчивалось и формирование залежей прекращалось.

В настоящее время все большее число исследователей приходят к выводу о геологически позднем времени формирования месторождений. Однако в оценке его длительности их мнения расходятся. Так, А. Леворсен утверждает, что продолжительность формирования месторождений обычно не превышала 1 млн. лет, С.Ф. Федоров доказывает, что формирование месторождений Апшеронского п-ова длилось 20–30 млн. лет. С.П. Максимов, В.П. Строганов и Ю.Г. Такаев выдвинули гипотезу формирования месторождений в отложениях девона и карбона Урало-Поволжья в течение 30–60 млн. лет. Н.А. Калинин принимал длительность формирования надсолевых залежей нефти в районе Южной Эмбы 35–100 млн. лет.

Наиболее признанным методом определения времени формирования месторождений является так называемый геологический, в основе которого лежит учет стратиграфического возраста коллекторов и покрывающих их покрышек, а также дополнительное время на образование структурных ловушек. При этом допускается, что формирование последних могло происходить только при определенном их погружении, т. е. с небольшим запаздыванием. Если говорить о времени формирования месторождений, то его нужно увязать с ранним, герцинским, тектогенезом. А это, как будет показано ниже, отрицается фактическими данными, в противоречие с которыми пришлось бы признать возраст палеозойским.

Для определения времени формирования газовых залежей В.В. Белоусов, а затем В.П. Савченко и А.Л. Козлов предложили гелиево-аргоновый метод, основанный на том, что распад радиоактивных элементов, в первую очередь урана, сопровождался поступлением в залежи гелия и аргона. А поскольку аргон более инертен, чем гелий, и дольше остается растворенным в подстилающих залежи пластовых водах, то по соотношению его с гелием и рекомендовалось определять возраст залежей. Однако, учитывая невозможность определения скорости и количества поступления в залежи аргона, а также большие погрешности при определении в залежах аргона и гелия, В.П. Якуцени, А.Н. Воронин, В.В. Тимофеев и В.В. Тихомиров высказались против этого метода.

В.А. Соколов предложил метод определения возраста газовых залежей по величине утечки из них метана (диффузия последнего через породы, покрывающие залежи). Однако такой метод также не может определить время формирования, так как точность коэффициентов диффузионной проницаемости для различных пород весьма относительна и зависит от множества факторов, практически не поддающихся учету.

Интересно отметить, что на Калиновско-Новостепановском газонефтяном месторождении, расположенном на границе Куйбышевской и Оренбургской областей, нефтяная подгазовая залежь целиком смещена на крутое крыло структуры.

Характерно, что на крутых крыльях структур с пониженными ВНК нефть всегда более легкая, имеет меньшие плотность и вязкость, более газонасыщена, чем на пологих крыльях. Это подтверждает позднее формирование, а весьма вероятно, и еще продолжающийся подток нефти в ловушки, которая на крутых крыльях является более свежей, тогда как на пологих она уже начала гипергенно разрушаться.

Известно, что некоторые исследователи, например А.Л. Козлов, В.М. Губницкий и др., отрицая высказанные утверждения, объясняют это сдвиговым воздействием на залежи стока пластовых вод водонапорных бассейнов. Но такое объяснение принять нельзя, так как оно противоречит следующим фактам. Во-первых, можно ли говорить об эффективном напоре пластовых вод, способном сдвинуть залежи с пологих крыльев на крутые, когда, как было отмечено выше, в разрезе пород палеозоя отсутствуют протяженные пласты с необходимой для стока поровой и трещинной проницаемостью. Во-вторых, что же это за сток подземных вод, когда на юге Татарии, например в Ромашкино и др., крутые крылья структур с пониженным ВНК обращены на юг и юго-запад, тогда как на примыкающей с юга к Татарии территории Куйбышевской области, на Мухановском, Коханском, Димитриевском и других месторождениях, крутые крылья структур со смещенным ВНК обращены на север. Но ведь для этого необходимо допустить, что на южной границе Татарии и примыкающей к ней северной территории Куйбышевской области как бы сталкиваются два встречных стока без наличия здесь следов их разгрузки. А это подтверждает полную несостоятельность принимаемых указанными сторонниками причин формирования наклонных контактов.

Далее, длительная разработка месторождений без заводнения показывает, что основные объемы попутной воды, добываемой с нефтью, приходятся на скважины, примыкающие к крутым крыльям структур. Так, практика полувековой разработки Самаролукских месторождений: Сызранского, Заборовского и Губинского, разрабатываемых без поддержания давления, показала, что интенсивное обводнение добываемой продукции (до удвоенных объемов добычи попутной воды) на северных крутых крыльях структур по сравнению с обводненностью скважин на южных, пологих, отмечается с первоначально пониженными ВНК. Так что и данные разработки также опровергают мнение о сдвигах залежей напором вод с пологих крыльев на крутые как причину формирования наклонных контактов.

В случае же существования предполагаемого напора вод обводненность скважин на южных, пологих, крыльях должна была бы быть более высокой, чего не наблюдается.

На позднее время формирования месторождений указывает и факт более высокой (на 1–2°С) пластовой температуры на крутых крыльях структур по сравнению с температурой на пологих крыльях, замеренной на равных приведенных отметках. Это указывает на поступление в залежи глубинных нефтей по разломам на крутых крыльях, а также на то, что процесс заполнения ловушек нефтью, видимо, еще продолжается.

Связь формирования месторождений Урало-Поволжья с единственным поставщиком нефти и газа – нефтематеринскими высокобитуминозными породами доманиковой фации – подтверждается тем, что западная и юго-западная границы нефтеносных земель совпадают с границей присутствия в толще палеозоя доманикитов.

Произведенными термодинамическими расчетами условий формирования многопластовых Мухановского, Димитриевского и Михайлово-Коханского месторождений установлено, что свободная энергия легких компонентов нефтей зависит как от температуры, так и от интенсивности процессов массообмена с окружающей средой, важнейшим компонентом которой является мощность покрышек над залежами [3].

Раннему времени формирования месторождений противоречит и характер парафинистости нефтей.

Доказательством позднего формирования залежей во всем разрезе палеозоя является наличие на ВНК практически горизонтальных слоев вторичной цементации.

Исследованиями Л.В. Цивинской и Р.С. Сахибгареева установлено, что в объемах залежей фиксируется множество подобных границ, что указывает на цикличность заполнения ловушек, а главное, на позднее формирование залежей, так как все предшествующие поверхности цементации параллельны современным – горизонтальным. При этом, учитывая, что на Самарской Луке дислоцированы даже отложения акчагыла с амплитудами (между сводами соседних структур и периклиналями между ними) 50 м, наличие практически горизонтальных слоев вторичной цементации у залежей подтверждает послеакчагыльское, т. е. четвертичное, время их формирования.

Исключительно интересен пример формирования в Жигулях Бахиловского асфальтового месторождения, образовавшегося за счет излияния на поверхность нефтей из залежей Зольнинского месторождения. Единство Бахиловских асфальтов с нефтями Зольнинского месторождения – и девонскими, и каменноугольными – подтверждается одинаковым содержанием в водороде УВ его изотопа в количестве 0,023 %. Кроме того, в порфириновых комплексах нефтей и асфальта при различном абсолютном содержании ванадия и никеля, зависящем от смолистости нефтей, постоянно сохраняется их соотношение 3:1, что указывает также на их генетическое единство.

Исключительный интерес представляет факт горизонтальности подошвы Бахиловских асфальтов, где битум пропитывает пески среднеюрских отложений, которая контролируется современным уровнем грунтовых вод, что указывает на ее современный возраст. В асфальтах обнаружены захваченные образовавшей его нефтью споры и пыльца современных сложноцветных растений, что также подтверждает молодой возраст излияния нефтей.

О позднем времени формирования месторождений Урало-Поволжья говорит и то, что в разрезе палеозоя трещины ранней, герцинской, генерации обычно залечены вторичным кальцитом, тогда как секущие их трещины поздней, альпийской, часто заполнены битумом, нефтенасыщены либо смочены нефтью.

Генетическое единство нефтей с асфальтовыми залежами на поверхности подтверждено также исследованиями К.Р. Чепикова и А.М. Медведевой, установивших присутствие в асфальтах палеозойских спор и пыльцы древних растений, включая девонские.

Позднеальпийский цикл на четвертичном этапе формирования месторождений Урало-Поволжья. несомненно, должен был быть связан с активными тектоническими пароксизмами, обновлявшими каналы фильтрации на структурных валах.

Известно, что землетрясения интенсифицируют на какое-то время все виды миграции: водной, газовой и, естественно, углеводородной. Незавершенность же альпийского тектогенеза, возможно, его постумных проявлений фиксируется и в наше время периодическими платформенными землетрясениями, например, одно из них до 5–6 баллов произошло во второй половине 1989 г. в районе Нижней Камы; не исключено, что одним из его последствий могло быть возрождение или ускорение миграционных процессов.

Автор предполагает, что сделанные выводы о позднем формировании месторождений Урало-Поволжья не представляют исключения и могут найти подтверждение в других нефтегазоносных провинциях.

Особенно наглядно “молодость” и высокая скорость формирования залежей наблюдаются на месторождениях Юго-Восточного Азербайджана, где нефтеносность связана с отложениями продуктивной толщи верхнего плиоцена. Это указывает на возможность заполнения сформировавшихся затем ловушек нефтью исключительно в позднечетвертичное, близкое к современному, время.

Аналогично в геологически позднее время сформировались и надсолевые залежи в отложениях мезозоя на Южной Эмбе, дислоцированность которых связана также с позднеальпийским этапом тектогенеза, залежи нефти могли сформироваться только в позднетретично-четвертичное время. Доказательством этого может служить нефтеносность даже четвертичных пород апшеронского яруса на Новобогатинском месторождении.

Таким образом, существуют весьма убедительные свидетельства в пользу “молодого” возраста залежей УВ Урало-Поволжья. Это обстоятельство должно учитываться как при оценке перспектив тех или иных зон и территорий, так и при ведении геологоразведочных работ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ