Виды нефтяных ловушек

Эти периоды проявляют себя в достаточно резких изменениях скорости вертикальных перемещений отдельных тектонических блоков относительно друг друга, границы которых контролируются глубинными разломами. Периоды наиболее интенсивных тектонических процессов на площадях рассматриваемого района, повидимому, совпадают с глобальными эпохами тектонической активизации. Максимальная скорость вертикальных перемещений вдоль разломов на Рогожниковском лицензионном участке отмечается в барреме и раннем апте позднем сеномане. Следует отметить, что на протяжении всего юрского времени наиболее крупные депрессии испытывали устойчивое погружение и служили основными областями аккумуляции осадков, что также следует из результатов палеореконструкций. Рисунок — 5. Фрагмент временных разрезов по сейсморазведочным профилям Рогожниковскои площадиIцветокодированное волновое полеII индекс отражающего горизонтаIII индекс стратиграфического комплексаIV местоположение скважины поисково• разведочного бурения.

Обновление пустотного пространства в верхней части доюрского комплекса под действием тектонических подвижек в аптесеномане и барреме, а также под действием связанных с ними процессов гидротермальной переработки среды (каолинизацией) с выносом петрогенных элементов стало, повидимому, основным геологическим фактором при формировании коллекторов триаса, вмещающих залежи нефти на площади исследования. Приведенные выше соображения позволяют выработать критерии для выделения участков, перспективных для поисков залежей УВ в кровле гетерогенного доюрского комплекса по данным сейсморазведки:

наличие зон молодых дизъюнктивов в триасовом и юрскомеловом комплексах;

приподнятый участок по отражающему горизонту А;близкая линия выклинивания нефтематеринских пород нижней юры. В первую очередь следует рассмотреть вопрос картирования участков распространения нефтематеринских пород и определения линии выклинивания нижнеюрских глинистых толщ. На Рогожниковском лицензионном участке нижнеюрские отложения шеркалинскойсвиты представлены в основном слабобитуминозными аргиллитами радомской глинистой пачки, являющейся маркирующим горизонтом. На наиболее погруженных участках Южно.

Рогожниковского и Южно.

Сосновского малых прогибов ниже радомских аргиллитов по данным каротажа отмечаются песчаноалевритовые отложения, составляющие, повидимому, пласт Юю. Осадки нижней подсвиты шеркалинской свиты в разрезе Рогожниковской площади отсутствуют. В самых погруженных участках и на югозападе площади наблюдается некоторое усложнение волновой картины в интервале залегания низов осадочного чехла. Это, видимо, связано с появлением в разрезе шеркалинской свиты проницаемого пласта Юю. Общая мощность отложений нижнего отдела юры на исследованной территории изменяется от 0 до 94 м. Отражающий горизонт А, являющийся одним из основных реперных горизонтов в Западной Сибири и стратиграфически приуроченный к кровле доюрского фундамента ортоплатформенного чехла, коррелируется в сейсмических полях с положительным экстремумом, хорошо выраженным динамически, как это видно на рис. 1. Поверхность образований палеозойскораннемезозойского возраста достаточно уверенно прослеживается на сейсмических разрезах в пределах всей площади. В структурном плане кровли доюрского основания выделяется ряд положительных элементов, которые могут быть рассмотрены в качестве ловушек УВ в резервуаре зоны контакта, так как находятся рядом с линией выклинивания нефтематеринских толщ шеркалинской свиты (рис. 2).

Преимущественно вдоль осевых линий этих приподнятых участков отмечаются молодые дизъюнктивы, отчетливо проявляющие себя в сейсмических полях. Особенности волновой картины, подобные имеющимся на рис. 1,2, могут возникать также вследствие какихлибо особых поверхностных условий. Но в данном случае влияние рельефа, наличия рек и т. п. было целенаправленным образом исключено из общего анализа. На рис. 5 приведен фрагмент временного разреза, где отмечаются вышеперечисленные объекты. Данный сейсмический профиль проходит через эрозионнотектонический выступ, легко картируемый по отражающему горизонту А.

При испытании скважины, обозначенной на рис. 1, /, в интервале залегания триасовых образований получен промышленный приток безводной нефти, а нефтенасыщенная толщина резервуара по ГИС превышает 100 м. На рис. 5 приведен фрагмент профиля, на котором не отмечается проявлений мелового тектогенеза, что служит объяснением отсутствия притока флюида при испытании скважины, вскрывшей отложения триасового возраста. В связи с этим иллюстрацией к рекомендации по бурению поисковой скважины может служить сейсмический разрез, фрагмент которого представлен на рис. 5 На этом разрезе дизъюнктивные нарушения прослеживаются вверх по разрезу вплоть до палеогена. Данная зона разломов заложилась и испытывала бурное развитие в апте, когда интенсивность миграции УВ из радомской пачки достигла максимума. На этом же профиле фиксируется структурностратиграфическая ловушка в отложениях пласта Юю.

Еще более интересный пример представлен на рис. 5 IV. В сейсмическом поле этого временного разреза явно выражен тектонический выступ доюрского фундамента, ограниченный глубинными разломами. Данный объект может быть выделен как наиболее перспективный для бурения, направленного на поиск залежей нефти в кровельной части туринской серии. Рисунок — 6. Схема расположения предполагаемых ловушек в нижнеюрских отложениях чехла и триасовых образованиях фундамента. Рогожниковскии лицензионный участок.

Размечены только локальные объекты, которые при благоприятном стечении обстоятельств могут объединиться в более крупные зоны нефтенакопления. Такой же принцип был заложен и при оценке перспектив верхней части триасового комплекса. Показанные на рис. 2 перспективные места заложения разведочных скважин далеко не соответствуют площади всего поля нефтеносности триасового комплекса, а отвечают зонам вероятного улучшения фильтрационных свойств резервуара, что может повлечь за собой получение при испытаниях скважин заведомо промышленного притока нефти. Помимо изложенного, следует обратить внимание исследователей на проблему генезиса коллекторов в кровле триасовой базальтриолитовой формации. Формирование резервуара либо за счет процессов метасоматоза, либо за счет гипергенных процессов влечет за собой большие различия в методике поисков и разведки залежей УВ, и поэтому постановка соответствующих лабораторных исследований была бы весьма своевременной, так же как и совершенствование приемов обработки и интерпретации материалов сейсморазведки. Возможные перспективы нефтегазоносное™ гранулярных коллекторов в нижнеюрских отложениях Красноленинского нефтегазоносного района оцениваются как высокие в большинстве работ, посвященных этому вопросу. На настоящий момент объем добычи из образований нижнеюрского возраста составляет 1,6 млн т нефти.

Почти вся добыча нефти из нижнеюрских горизонтов осуществляется на Талинском месторождении из интервала залегания шеркалинскойсвиты. Высокий интерес к нижней юре и в первую очередь к шеркалинской свите при всей сложности ее изучения, разведки и освоения обусловлен тем, что в ряде скважин получены притоки нефти дебитом до 200 м3/сут[1]. Интерес в этом плане вызывает и Рогожниковская площадь. На рис. 6 показаны предполагаемые ловушки структурностратиграфического типа в гранулярных коллекторах пласта. Обоснованная оценка перспектив нефтегазоносности и успешность поисково-разведочных работ на нефть и газ в значительной степени обусловлены знанием строения ловушек нефти и газа. На территории Астраханского Прикаспия широкое развитие получила соляная тектоника, под действием которой породы надсолевого комплекса испытывали сложные и многообразные деформации, формируя при этом структуры различного типа и приуроченные к ним ловушки. Характерным выражением соляных структур являются соляные купола, представляющие собой штоки каменной соли, внедрившиеся в вышележащие отложения, высотой от нескольких метров до 3−5 км. В зависимости от характера внедрения в вышележащие отложения выделяют три основных типа соляных куполов: непрорванный, скрытопрорванный и прорванный.

Для непрорванныххарактерна слабая дислоцированность отложений триаса. Скрытопрорванные купола отличаются прорывом соли в мезозойскую толщу, вследствие чего в пределах вершин куполов наблюдается сокращение мощности или полное отсутствие триасовых отложений. Для прорванных куполов характерен выход их вершин под неоген-четвертичные отложения или даже на дневную поверхность. При типизации ловушек надсолевого комплекса нами была использована классификация, разработанная А. А. Аккуловым [1]. В ходе работы были проанализированы геолого-геофизические материалы по надсолево-му комплексу в пределах Астраханской части Прикаспийской впадины, где активно проявился соляной тектогенез (Астраханский свод, Сарпинский прогиб, Заволжский прогиб). В зависимости от элементов строения куполов и пространственно-структурной приуроченности ловушек к морфологическим скоплениям соли, структуры, выявленные на территории исследования, подразделяются на несколько основных классов и типов.

Нарушениями, связанные со скрытопрорванными куполами, занимают второе место по количеству сырья, добываемого в солянокупольных областях мира. На долю ловушек типа В.2 приходится около 14% нефти и газа. Залежь газа подобного типа установлена в нижнемеловых отложениях Халганскогосолянокупольного поднятия. Согласно данным мировой практики, залежи, экранированные тектоническими наруше-ниями, связанные со скрытопрорванными куполами, занимают второе место по количеству сы-рья, добываемого в солянокупольных областях мира. На долю ловушек типа В.2 приходится около 14% нефти и газа. Залежь газа подобного типа установлена в нижнемеловых отложениях Халганскогосолянокупольного поднятия. Около 9,5% суммарных мировых запасов нефти и газа приходится на ловушки структурно-стратиграфического типа.

Ловушки расположены на контакте соляного ядра с вмещающими породами, экраном выступает боковая поверхность соляного тела. Нефтяная залежь установлена на западном склоне Верблюжьего купола. Ловушки межсолевого типа 3.2 в настоящее время в Прикаспийской впадине приурочены только к одному газовому месторождению — Каменскому. Однакобольшинствотакихловушекмалоизучено и неопоисковано [3]. Таким образом, в пределах исследуемой территории в надсолевом комплексе совершенно неизученными являются структурно-стратиграфические и литологические ловушки.

В связи с тем, что глубины залегания таких ловушек незначительны, вполне возможно их изучение бурением. Проведенная классификация дает представление об основных типах ловушек надсолевого комплекса Астраханского Прикаспия, их строении, морфологической приуроченности, про-странственном расположении и нефтегазоносности, что, в свою очередь, обусловливает необхо-димость дальнейшего изучения надсолевого комплекса в связи с имеющимися перспективами наращивания запасов углеводородов. Около 9,5% суммарных мировых запасов нефти и газа приходится на ловушки структурно-стратиграфического типа. Ловушки расположены на контакте соляного ядра с вмещающими породами, экраном выступает боковая поверхность соляного тела. Нефтяная залежь установлена на западном склоне Верблюжьего купола. Ловушки межсолевого типа 3.2 в настоящее время в Прикаспийской впадине приурочены только к одному газовому месторождению — Каменскому. Однако большинство таких ловушек мало изучено и неопоисковано [3].

Таким образом, в пределах исследуемой территории в надсолевом комплексе совершенно неизученными являются структурно-стратиграфические и литологические ловушки. В связи с тем, что глубины залегания таких ловушек незначительны, вполне возможно их изучение бурением. Проведенная классификация дает представление об основных типах ловушек надсолевого комплекса Астраханского Прикаспия, их строении, морфологической приуроченности, про-странственном расположении и нефтегазоносности, что, в свою очередь, обусловливает необхо-димость дальнейшего изучения надсолевого комплекса в связи с имеющимися перспективами наращивания запасов углеводородов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В качестве основных могут быть сделаны следующие выводы:

1)Открывается перспектива переоценки уже открытых и неразрабатываемых мелких месторождений, под которыми могут находиться высокодебитные нефтеподводящие каналы. Выявление, активизация и разработка нефтеподводящих каналов под такими месторождениями может стать новым дополнительным мощным источником извлечения нефти.

2)На разрабатываемых месторождениях с явными признаками подтока флюида необходима разработка способов локализации и изоляции нефтеподводящего канала от остальной ловушки. Перспективной представляется раздельная разработка нефти, находящейся в ловушке и из подводящего канала, особенно на поздней стадии эксплуатации месторождения при высокой выработанности запасов и сильной обводненностинефтенасыщенных пластов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Миркин Я. Нефтяная ловушка // Прямые инвестиции. 2014.

№ 4 (144). С. 18−21. Нугманов А. Х. Факторы, влияющие на величину коэффициента удачи открытия месторождений в регионах северо-восточного борта Амударьинского седиментационного бассейна // Вестник ЦКР Роснедра.

2010. № 1. С. 22−27. Сабирзянова З. М. Нефтегазогеологическоерайонированиетуранской плиты в пределахреспублики Туркменистан // Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. 2011. Т.

1. № - 1. С. 107−109. Рапацкая Л. А., Иванов А. Н., Буглов Н. А. Геология нефти и газа. Учебное пособие / Иркутский государственный технический университет. Иркутск, 2014.

Го М., Сиднев А. В. Условия формирования нефтегазовых залежей бассейна Джунгария (КНР) // Нефтегазовое дело. 2014. № 12−1. С. 8−13.Ларочкина И. А., Валеева И. Ф., Сухова В. А. Рифейскиймагматизм — поисковый признак нефтеносности нижнекаменноугольных отложений в Камско-Бельском авлакогене (Татарстан) // Геология нефти и газа. 2013. № 2.

С. 34−37.