К оглавлению журнала

© И.М. Шахновский, О.Ю. Копылова, 1999

ФОРМИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА, СВЯЗАННЫХ С ЗОНАМИ ПЕРЕРЫВОВ В ОСАДКОНАКОПЛЕНИИ

И.М. Шахновский, О.Ю. Копылова (ИПНГ РАН)

К настоящему времени во многих районах мира выявлено значительное число залежей УВ, приуроченных к зонам перерывов в осадконакоплении. Залежи, ограниченные сверху поверхностями несогласий, принято называть поднесогласными. К ним относится все огромное число УВ-скоплений, связанных с разнообразными корами выветривания как поверхности фундамента, так и поверхности других эродированных горизонтов осадочного чехла.

Залежи, приуроченные к базальным горизонтам трансгрессивных серий и залегающие выше поверхности несогласия, относятся к наднесогласным. Резервуары подобных залежей чаще всего формируются на склонах крупных палеоподнятий, подвергшихся размыву.

Наиболее типичная картина взаимосвязи выявленных залежей УВ с зоной несогласия установлена в Триасовой провинции Алжирской Сахары. Здесь большинство месторождений контролируется поверхностью регионального герцинского несогласия, вдоль которой породы мезозоя с размывом перекрывают разновозрастные отложения палеозоя. Продуктивные горизонты кембрия, ордовика и девона выведены непосредственно под поверхность герцинского несогласия, а резервуары триаса расположены в основании мезозойского комплекса над этой поверхностью. Всего с зоной регионального перерыва здесь связано более 60 месторождений, среди которых в поднесогласных кварцитах кембрия выявлена гигантская нефтяная залежь Хасси-Мессауд, а в наднесогласных песчаниках триаса – также гигантская газовая залежь Хасси-Р'Мель. Связь месторождений с поверхностью несогласия в Триасовой провинции настолько очевидна, что этот фактор является одним из надежных критериев поиска новых месторождений.

Наднесогласное газовое месторождение Хасси-Р'Мель приурочено к вершине одноименного купола размером 55x75 км и с запасами около 6 трлн м3 (рис. 1). На вершине структуры базальные отложения терригенного триаса залегают на размытой поверхности кембро-ордовика, т.е. непосредственно над поверхностью герцинского несогласия. Мощность песчано-глинистых пластов весьма непостоянна, суммарная толщина всего песчано-глинистого комплекса изменяется от 60 до 125 м, причем на долю эффективных коллекторов в среднем приходится около 25 м. Залежь является пластовой, частично литологически и тектонически экранированной. Начальные дебиты скважин достигали 2,7 млн м3/сут.

Нефтяное месторождение Хасси-Мессауд – классический пример поднесогласной залежи, сформированной на вершине эрозионного выступа под поверхностью регионального несогласия. Его извлекаемые запасы оценены более чем в 5 млрд т., средние дебиты скважин составляют 300-350 м3/сут, достигая на отдельных участках структуры 1500 м3/сут. Крупнейшая массивная залежь в кровле кембрийских отложений расположена над выступом фундамента (см. рис. 1). По кембрийскому горизонту R2 она имеет диаметр 40-45 км и амплитуду около 300 м. Горизонты палеозоя перекрываются мощной глинисто-соленосной толщей триаса и юры, служащей надежной покрышкой для кембрийской залежи. Кембрийские породы представлены плотными массивными кварцитопесчаниками с низкими первичными емкостными свойствами. Продуктивный резервуар связан с корой выветривания поверхности кембрийских кварцитов, сформировавшейся во время длительного перерыва в осадконакоплении. Эффективная мощность этого вторичного резервуара обычно составляет 80-85 м. Вниз по разрезу емкостные свойства песчаников ухудшаются, нижняя часть горизонта R2 и горизонт R3 представлены непроницаемыми породами.

Широкое развитие нефтяных залежей, расположенных под поверхностью предверхнедевонского регионального несогласия, установлено в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции. Здесь на территории Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской зоны роль главного экранирующего горизонта для подстилающего карбонатного ордовик-нижнедевонского комплекса выполняет кыновская глинистая пачка. В верхних частях пластов, срезаемых поверхностью несогласия, сформированы благоприятные резервуары, к которым
приурочены залежи нефти на месторождениях Верхне-Возейское, Требса, Титова и др.

С поднесогласными отложениями связаны также достаточно редкие залежи нефти в отложениях рифея. Известно, что эти наиболее древние образования осадочного чехла выполняют в основном палеорифты и нижнюю часть глубоких платформенных депрессий. В подобных рифтогенных рифейских комплексах залежи УВ не установлены. Преимущественно терригенные отложения, выполняющие рифейские рифты, характеризуются повышенной плотностью и обычно не содержат первичных коллекторов. В то же время известные рифейские карбонатные залежи нефти приурочены к вторичным резервуарам, сформировавшимся на вершинах инверсионных эрозионных выступов.

Юрубчено-Тохомская зона Восточной Сибири приурочена к центральной части Камовского свода и объединяет несколько продуктивных площадей. Суммарная мощность газоконденсатной и нефтяной частей залежей составляет 45 м. Скважина-первооткрывательница на Юрубченском месторождении фонтанировала нефтью с дебитом 585 м3/сут. Авторы различных моделей строения Юрубчено-Тохомской зоны сходны в одном – ее продуктивные резервуары приурочены к кровле рифейской карбонатной толщи, перекрывающей выступ фундамента, и расположены непосредственно под поверхностью регионального несогласия, разделяющего рифейские и вендские образования (рис. 2). Продуктивные рифейские отложения относятся к камовской серии и представлены плотными доломитами с прослоями песчаников и аргиллитов. Пористость карбонатной толщи обычно не превышает 2 %, однако ее верхний интервал характеризуется значительной закарстованностью, интенсивным развитием каверн, макро- и микротрещин. При бурении наблюдаются частые поглощения бурового раствора и провалы инструмента (Трофимук А.А., 1994).

Месторождение Ренкю расположено в депрессии Джионг (Восточный Китай) и приурочено к погребенному горсту амплитудой до 1300 м. Этот высокоподнятый блок пород сложен в основном кремнистыми доломитами синийского возраста (аналогами рифея), с размывом и резким стратиграфическим несогласием перекрываемыми верхнетретичными терригенными породами. В период со среднего ордовика до эоцена погребенный карбонатный блок был выведен на дневную поверхность и подвергся длительной эрозии и карстообразованию. В результате этих процессов в синийских доломитах сформировались вторичные резервуары, высокая емкость которых обусловлена прежде всего наличием трещин, каверн и карстовых пустот. В целом нефтяная залежь относится к типу массивных и имеет единый водонефтяной контакт. Ее необычайно высокая продуктивность определяется значительной высотой этажа нефтеносности, составляющей 870 м. Дебиты скважин на месторождении существенно изменчивы. Их средние значения на 20-мм штуцере после соляно-кислотной обработки составляют 1040 т/сут, в наиболее продуктивных скважинах достигают 4000 т/сут (Chang Hsiang P'An, 1982).

Напомним, что нефтегазоносность пород фундамента, перекрытых плащом осадочных образований, чаще всего приурочена к их кровле, так называемой коре выветривания. Мощность этой зоны развития вторичных резервуаров обычно не превышает 10-15 м, но иногда достигает 50-80 м. Связанные с ними залежи УВ имеют сложные, непредсказуемые контуры, а их коллекторы характеризуются высокой неоднородностью и резкой изменчивостью по площади и разрезу.

Наиболее типичная группа из девяти небольших месторождений в коре выветривания фундамента открыта в Центральном Техасе (США). Здесь докембрийский фундамент, сложенный трещиноватыми кварцитами, залегает на небольшой глубине 500-800 м и в его поверхности выделяется широкая полоса эродированных останцов высотой 30-170 м. На склонах останцов выклиниваются отложения кембрия и ордовика, а сверху эти толщи и вершины останцов несогласно перекрываются единым комплексом пенсильванской свиты (Вальтер Р., 1953).

Достаточно близкие по генезису резервуаров залежи УВ установлены также в многочисленных поднесогласных, стратиграфически экранированных горизонтах осадочного чехла. Они выявлены на американских месторождениях Оклахома-Сити, Ист-Техас, Прадхо-Бей; на венесуэльском месторождении Боливар и многих других [1].

Установлено, что большинство карбонатных коллекторов в гигантских подсолевых месторождениях мира также сформировалось в поднесогласных отложениях. Подобные залежи развиты в Прикаспийской впадине на месторождениях Кенкияк, Тенгиз, Карачаганак, Астраханское; Гроненгем в Нидерландах; Киркук в Иране и др. Не останавливаясь на деталях строения этих месторождений, отметим только, что в их подсолевом разрезе выявлено несколько перерывов в осадконакоплении. Так, на месторождении Тенгиз основной нижнебашкирский резервуар с глубоким размывом перекрывается отложениями артинского яруса. Таким образом, здесь из разреза выпадают отложения сакмарского и ассельского ярусов нижней перми, а также породы верхнего карбона, московского и нижнебашкирского горизонтов среднего карбона. На Каратонском месторождении породы нижней перми трансгрессивно перекрывают отложения серпуховского яруса нижнего карбона, а из разреза выпадают осадки сакмарского, ассельского, верхне- и среднекаменноугольных горизонтов. На месторождении Карачаганак фиксируются два крупных перерыва. Нижнепермские отложения с размывом ложатся на визейские образования нижнего карбона, а в девонской толще выпадают из разреза породы франского яруса. Отмечаются также внутриформационные перерывы. На Каратонском, Тенгизском и Югинском поднятиях башкирские отложения с размывом залегают на серпуховских. Иногда из разреза выпадают породы верхнего карбона. В центральной части Южно-Эмбинской моноклинали под осадками нижней перми вскрыты верхнемосковские породы, а под ними – терригенные отложения среднего визе, т.е. из разреза выпадают отложения раннемосковского, башкирского, серпуховского и окского возраста [4].

Установленные размывы и перерывы в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, несомненно, способствовали формированию в них мощных карбонатных резервуаров, современные емкостные свойства которых обусловлены в основном вторичными процессами дезинтеграции и выщелачивания.

И наконец, знаменитое месторождение Атабаска с запасами тяжелой нефти 150 млрд. т является наднесогласным и приурочено к основанию маломощной толщи пород, трансгрессивно и с угловым несогласием перекрывающей горизонты осадочного чехла на склоне Канадского массива (рис. 3).

Краткий и далеко не полный перечень приведенных данных свидетельствует о бесспорной приуроченности многочисленных месторождений к зонам несогласий, в связи с чем изучение условий их формирования и распространения, несомненно, актуально.

Мощность, состав и емкостные свойства кор выветривания зависят прежде всего от состава материнских пород, продолжительности и интенсивности процессов гипергенеза и тектонической активности региона. Бесконечное разнообразие осадочных, осадочно-эффузивных, метаморфических, магматических пород и породообразующих минералов обусловливает широкий спектр формирующихся кор выветривания. Наиболее полно они изучены на территории Западной Сибири, где во время континентального перерыва на разновозрастной поверхности доюрского комплекса сформировалась гигантская по площади кора выветривания. Со значительной долей условности здесь в коре выветривания пород фундамента сверху вниз выделяются четыре зоны, отличающиеся степенью преобразования пород [2,3]:

  1. Зона конечных продуктов разложения (полного гидролиза). На поверхности эродируемой толщи под воздействием кислых вод и воздуха происходит разложение пород. Гидросиликаты распадаются на глинозем, кремнезем и гидроксиды железа. В породах кислого состава формируются каолинитовые коры выветривания, основного – монтмориллонитовые.
  2. Зона разложения (гидролиза). Развиваются гипергенные минералы, устойчивые к окислению. Порода принимает вид глинистой массы, сложенной в основном каолинитом.
  3. Зона выщелачивания. Порода сохраняет плотность, основные структурные и текстурные особенности. Происходит замещение биотитов, амфиболитов и пироксенов хлоритом и гидрослюдой.
  4. Зона дезинтеграции. Происходит интенсивная каолинизация гидрослюдистых минералов по системе мелких трещин. В результате описанных процессов плотные, практически непроницаемые магматические и метаморфические породы зачастую превращаются в порово-трещинные коллекторы. При более глубоких гипергенных изменениях они образуют кремнистые брекчии. В целом вниз по разрезу от эродируемой поверхности обычно происходят уменьшение пористости и увеличение плотности и карбонатности пород.

Формирование коллекторских свойств эффузивных пород связано с процессами выщелачивания и преобразования исходного вулканического материала. За счет деформации и разрушения зерен плагиоклаза в породах образуются крупные поры и каверны, которые наряду с микро- и макротрещинами формируют в них высокие емкостные свойства. Начальные дебиты скважин на месторождении Мурадханлы из эродируемой эффузивной толщи достигали 500 т/сут (Кандрашин Ю.М., 1987).

Особенно интенсивно процессам вторичных преобразований подвергаются карбонаты. Поскольку все метеорные, грунтовые и пластовые воды по отношению к карбонатам являются агрессивными, основной результат их воздействия выражается в выщелачивании и закарстованности этих пород. Процессы растворения и выноса водой с растворенными в ней углекислотой и кислородом хлоридов, сульфатов и карбонатов кальция приводят к развитию высокой пористости, образованию каверн и пустот, а иногда к последующему их обрушению.

Довольно часто происходит замещение кальция оолитов, скелетных остатков раковин и водорослей агрегатами мельчайших зерен кальция, а также залечивание пор, каверн и трещин кальцитом, кальцит-битумным и кремнисто-битумным веществом. Иногда при преобразовании глинистых минералов высвобождается кремнезем и протекают процессы окремнения органогенно-обломочных известняков. Все эти побочные явления обычно влияют на снижение емкостных свойств пород [4].

В результате комплексного воздействия всех перечисленных вторичных факторов в карбонатном разрезе подсолевых отложений формируются массивные залежи нефти, резервуары которых образованы сложной системой коллекторов трещинно-кавернозно-порового типа. Так, на месторождении Тенгиз высшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают карбонаты окского надгоризонта, притоки нефти из которых составляли более 1000 т/сут.

Возвращаясь к проблеме формирования вторичных резервуаров, отметим, что поверхностные экзогенные факторы, воздействующие на денудационные поверхности, лишь частично определяют современные фильтрационно-емкостные свойства пород. Общим отличительным свойством резервуаров в поднесогласных отложениях является то, что матрица этих пород обладает ничтожно малыми пористостью и проницаемостью. В то же время все эти породы рассечены сложной системой вторичных микро- и макротрещин, образование которых можно объяснить не столько эрозионными, сколько деформационными процессами. Несомненная роль разрывных нарушений в формировании зон разуплотнения и трещиноватых коллекторов признается большинством исследователей. Детальное изучение Талинского месторождения в Западной Сибири показало, что ширина субвертикальных зон разрывов и интенсивного дробления пород на уровне шеркалинского горизонта составляет 50-200 м. В этих зонах повышенной трещиноватости зафиксированы максимальные дебиты скважин, достигающие 300-345 м3/сут (Шарданов А.Н., 1990).

Крупное нефтяное месторождение Белый Тигр на вьетнамском шельфе связано с гранитоидами фундамента. Здесь наиболее глубокая скважина прошла по кристаллическим породам более 1500 м и весь интервал оказался насыщен нефтью. Формирование коллекторских свойств в породах на столь значительном удалении от кровли фундамента можно объяснить только развитием трещиноватости в зонах тектонических нарушений. Наличие в разрезе пород фундамента интервалов с достаточно высокими фильтрационно-емкостными свойствами установлено по данным многих других глубоких и сверхглубоких скважин.

Особенно активно эти процессы реализуются над погребенными выступами фундамента. Неоднократно возобновляющиеся блоковые движения способствуют вертикальной миграции глубинных флюидов и их проникновению как в кровлю выступов, так и перекрывающие их горизонты осадочного чехла. По этой причине во многих районах мира над погребенными выступами и приподнятыми блоками кристаллического основания установленные месторождения УВ имеют продуктивные горизонты, которые прослеживаются от коры выветривания фундамента до верхних горизонтов осадочного чехла.

Большинство перечисленных в данной статье месторождений также располагается над подобными выступами поверхности фундамента. В дополнение к этому перечню приведем следующие примеры. Три крупнейших месторождения Восточной Европы – Ромашкинское, Оренбургское и Астраханское – приурочены к аналогичным крупным поднятиям фундамента. В Среднем Приобье Западной Сибири Шаимский, Нижневартовский, Сургутский, Красноленинский и Александровский выступы докембрийского фундамента в совокупности образуют крупную единую приподнятую зону. Именно над этой погребенной зоной в перекрывающем плитном чехле сформирована большая часть нефтяных месторождений Западной Сибири, в том числе Самотлорское над Нижневартовским, Федоровское и Повховское над Сургутским сводами. В штате Техас над погребенным кряжем Аморилло сформирована региональная зона нефтегазонакопления, объединяющая группу месторождений Панхэндл. Это один из богатейших нефтегазоконденсатных районов США, имеющий протяженность около 200 км и ширину 20-25 км.

Помимо месторождений нефти и газа, с выступами фундамента связано также и большинство известных скоплений твердых битумов и тяжелых нефтей. Так, на Сибирской платформе выявлено около 10 полей крупных битумопроявлений, приуроченных к Анабарскому и Алданскому массивам.

Приведенные фактические данные свидетельствуют о том, что связь месторождений нефти, газа и битумов с выступами фундамента не случайна. Совершенно очевидно, что в горизонтах осадочного чехла, наследующих структуру поверхности фундамента, часто формируются крупные положительные ловушки для скоплений УВ. Кроме того, над погребенными выступами создаются благоприятные условия для образования вторичных резервуаров в разнообразных корах выветривания поверхности фундамента и других эрозионных горизонтов чехла.

Завершая обзор рассматриваемого материала, отметим следующее. Среди сложных и многообразных факторов, определяющих формирование вторичных резервуаров в плотных и монолитных породах, не обладающих первичными емкостными свойствами, важнейшее значение имеет совместное проявление эрозионных, деформационных и флюидодинамических процессов. Природный гидротермальный процесс циркуляции газожидкостных растворов по разломам, трещинам и порам горных пород постоянно осуществляется за счет энергии внутренних зон Земли. Активизация мантийных процессов сопровождается усилением теплового потока, дегазацией и выносом по зонам разломов в верхние горизонты земной коры огромных объемов высокотемпературных, агрессивных парогазовых смесей, содержащих УВ. При вертикальных прорывах высокосжатых флюидов из глубинных мантийных очагов в фундамент и осадочный чехол происходят естественные процессы гидроразрыва пород и увеличение их трещиноватости. Таким образом, гидротермальные растворы служат не только носителями УВ, но сами формируют емкости в горных породах (Шахновский И.М., 1997). Помимо механического воздействия, эти растворы оказывают существенное влияние на трансформацию физических свойств вмещающих пород независимо от их возраста и состава, в том числе эффузивно-осадочных толщ, глин баженовского типа, гранитов и кварцитов кристаллического фундамента.

Активизация эрозионных и гидротермальных процессов, формирующих вторичные резервуары в зонах перерывов в осадконакоплении, как правило, происходит над тектонически активными приподнятыми блоками и выступами фундамента. В связи с этим объектами поисков залежей нефти и газа должны быть высокоподнятые и нарушенные разломами блоки фундамента в пределах крупных платформенных структур типа Воронежской антеклизы, Токмовского, Татарского, Башкирского сводов. Первоочередными среди них являются те, над которыми в осадочном чехле уже установлены нефтегазопроявления или фиксируются положительные газохимические аномалии.

Abstract

The reported materials about fields confined to the unconformity zones suggest their extremely wide distribution within the Earth's crust. Formation of secondary reservoirs in compact monolith rocks not possessing primary filtration properties is a result of joint manifestation of erosional, deformation and hydrothermal processes. Their activization generally takes place over buried protrusions of the basement. Formation of positive hydrocarbon traps occurs just over similar active blocks, and favourable conditions to form secondary reservoirs in various weathering crust of the basement surface and other eroded horizons of sedimentary cover have been created.

Литература

  1. Бакиров А.А., Варенцов М.И., Бакиров Э.А. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. – М.: Недра, 1971.
  2. Журавлев Е.Г., Лапинская Т.А. Кора выветривания фундамента и ее влияние на формирование нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. – М.: Недра, 1976.
  3. Порфильев В.П., Клочко В.П. Геологические аспекты нефтегазоносности фундамента (на примере Западной Сибири) // Особенности глубинного строения земной коры. – Киев, 1982. - С.5-15.
  4. Прогноз нефтегазоносности подсолевого палеозоя востока и юго-востока Прикаспия / Н.А. Крылов, А.А. Аксенов, В.П. Авров и др. – М.: Наука, 1992.

Рис. 1. СХЕМАТИЧЕСКИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЧЕРЕЗ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ХАССИ-МЕССАУД И ХАССИ-Р'МЕЛЬ(по Шахновскому И.М., 1991)

1 – докембрийский фундамент; 2 – герцинское региональное несогласие, разделяющее палеозойские и мезозойские отложения; 3 – наднесогласная газовая залежь Хасси-Р'Мель; 4 – поднесогласная нефтяная залежь Хасси-Мессауд

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЧЕРЕЗ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКУЮ ЗОНУ (по Трофимуку А.А., 1994)

1 – докембрийский фундамент; 2 – рифейская карбонатная толща; 3 – вендские аргиллиты; 4 – кембрийские отложения; 5 – региональное несогласие, разделяющее вендские и рифейские отложения; 6 – поднесогласные газонефтяные залежи в кровле рифейского резервуара

Рис. 3. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЧЕРЕЗ МЕСТОРОЖДЕНИЕ АТАБАСКА (по Бакирову А.А. и др., 1971)

1 – докембрийский фундамент; 2 – региональное несогласие в подошве нижнемеловых отложений; 3 – наднесогласная залежь тяжелой нефти
Сайт создан в системе uCoz