Зоны нефтегазонакопления жильного типа

Важная роль разломов земной коры в формировании зон нефтегазонакопления в настоящее время мало у кого вызывает сомнение. При этом им отводится обычно роль каналов вертикальной миграции флюидов. Гораздо реже разломы рассматриваются как возможные вместилища нефти и газа, способные образовывать не только отдельные скопления, но и формировать региональные зоны нефтегазонакопления жильного типа. Наиболее благоприятными для этого представляются глубокозалегающие горизонты земной коры и интервалы осадочного чехла, сложенные низкопроницаемыми породами. В горизонтах с высокими емкостнофильтрационными свойствами этот процесс будет затушеван за счет более значительной внутрипластовой миграции углеводородов (УВ) от канала миграции.

В настоящее время установлено, что внутрипластовая миграция флюидов в низкопроницаемых породах находится в прямой зависимости от степени их тектонической трещиноватости. Учитывая локальный (очаговый) характер распространения участков повышенной трещиноватости, а также анизотропию проницаемости трещиноватых пород (проницаемость по вертикали существенно выше, чем по латерали), формирование залежей УВ в низкопроницаемых породах путем дальней латеральной миграции следует считать маловероятным.

Отмечается, что УВ заполняют трещины наиболее поздней генерации, а более ранние выполнены обычно вторичными минералами. Это свидетельствует о поступлении УВ в породы тогда, когда они уже имели низкую проницаемость, практически соответствующую современной. В пользу этого говорит и факт водонасыщенности пор матрицы (не нарушенных трещинами блоков пород).

Следовательно, залежи УВ в низкопроницаемых породах могли сформироваться лишь путем вертикальной миграции по трещинам. Решающая роль зон повышенной трещиноватости в процессах вертикальной миграции УВ подтверждается также приуроченностью месторождений нефти и газа к зонам разломов и к флексурам. Фильтрация флюидов в зонах разломов способствует развитию дополнительных пустот за счет процессов выщелачивания и растворения.

Повышенная трещинная и каверновая емкость в таких зонах создает то полезное пространство, которое при благоприятных условиях может служить вместилищем крупных скоплений УВ. Такие залежи характеризуются следующими наиболее общими особенностями:

• 1) отсутствие строгого структурного контроля;
• 2) трудность, а иногда и невозможность проведения водонефтяного контакта;
• 3) как правило, отсутствие законтурных вод и ограничение залежей зонами отсутствия притоков пластовых флюидов;
• 4) резкие колебания дебитов скважин от нулевых до сотен и более кубических метров в сутки. Они не согласуются с низкими значениями пористости и проницаемости пород. Высокие дебиты характерны для скважин, расположенных в непосредственной близости к разрывным нарушениям.

Перечисленные особенности свидетельствуют о том, что строение залежей в низкопроницаемых породах определяется прежде всего морфологией зон повышенной тектонической трещиноватости, а плотность запасов УВ в различных частях залежей — полезной емкостью всех вторичных пустот.

Морфология зон тектонической трещиноватости, в свою очередь, соответствует в целом морфологии зон разломов. Интенсивность трещиноватости определяется активностью проявления разломов и плотностью сети разрывных нарушений, составляющих зону крупного разлома. Определенное значение имеет и трещиноватость, возникающая в процессе формирования пликативных дислокаций в зонах разломов. Ширина зон повышенной тектонической трещиноватости соответствует в целом ширине зоны разлома и в случае выраженности их системой субпараллельных и оперяющих разрывных нарушений может достигать нескольких километров.

УВ, мигрирующие в разрезе низкопроницаемых пород по таким зонам, в случае возможности свободной разгрузки на дневную поверхность либо не образуют залежей, либо образуют жильные скопления тяжелых нефтей и битумов (рис. 9 а). В случае затрудненной вертикальной разгрузки могут возникнуть два варианта формирования залежей. Если избыточное давление в зоне миграции приводит к гидроразрыву какого либо пласта, УВ имеют возможность латерального проникновения в этот пласт. При этом образуется залежь с весьма сложной морфологией, сочетающей элементы как пластового, так и жильного залегания УВ (рис. 9 б). Расстояние проникновения в пласт будет зависеть от соотношения величины давления мигрирующих флюидов и сопротивляемости пласта гидроразрыву. Если же гидроразрыва пластов не происходит, может возникнуть залежь УВ жильного типа (рис. 9 в), приуроченная к вертикальной зоне трещиноватости.

Условия, способствующие формированию перечисленных типов залежей УВ, могут существовать в разрезах низкопроницаемых пород, залегающих на любых глубинах, но наиболее характерны для глубины более 4000−4500 м, где низкопроницаемые породы доминируют в разрезе. Вдоль флюидопроводящих разломов здесь могут формироваться протяженные зоны нефтегазонакопления, представленные системой описанных выше типов залежей, в большей или меньшей степени разобщенных между собой или же образующих единую залежь с весьма сложным строением. Такие зоны нефтегазонакопления с полным основанием можно назвать жильными, что соответствует как способу их формирования, так и условиям залегания УВ.

Глубина насыщения подобных зон будет зависеть от исходной глубины вертикального перетока УВ, их объема и масштаба внутрипластовой разгрузки.

Прекрасной иллюстрацией такого типа залежей могут служить УВ жильные месторождения битумов в Турции (Сегерюк, Хэрбол), штате Юта (США), Колумбии, Мексике, Кубе, Канаде и др., а также Садкинское, Каировское, Велиховское и другие месторождения в России. Представляют интерес и такие данные: на острове Барбадос прослежен непосредственный переход асфальтовой жилы в тяжелую нефть. Аналогичные явления отмечены и на острове Тринидат.

Не менее наглядным примером являются некоторые месторождения УВ США. Так, трещиноватость послужила косвенной причиной образования месторождения Дип-Ривер в штате Мичиган (рис. 10).

Рис. 10. Структурная карта подошвы группы траверс (девон) и предполагаемый разрез нефтяного месторождения ДипРивер (по Лендсу). Условные обозначения: 1 — нефтяные скважины; 2 — известняки; 3 — глины; 4 — пористые кавернозные доломиты; 5 — нефтяная залежь.

Нефть содержится здесь в узком удлиненном теле пористых доломитов, заключенных в слабопроницаемых известняках верхней части формации роджер-ссити (средний девон), перекрытых глинистой толщей, являющейся покрышкой. Предполагают, что эти доломиты образовались в результате воздействия на известняки магнезиальных вод, циркулирующих по зоне трещиноватости в известняках. В непродуктивных скважинах не было обнаружено не только нефти, но и доломитов (в том числе и в скважинах, пробуренных в своде поднятий). Мощность продуктивной толщи — 5−10 м.

Группа месторождений Сципио — Пьюласки — Албион образует узкий и прямой пояс залежей общей длиной более 25 миль и шириной в среднем 3500 футов (рис. 11, 12), т. е. в данном случае можно говорить уже не об отдельной залежи, а о зоне нефтегазонакопления жильного типа. Месторождения открыты в 1957 г.

Рис. 11. Структурная карта кровли известняков трентон (ордовик) месторождений Албион, Пьюласки, Сципио (по Верди и др.). Штриховка — площадь продуктивных отложений.

Рис. 12. Структурная карта кровли известняков трентон (ордовик) месторождения Сципио (по Бушу). Условные обозначения: скважины: 1 — непродуктивные; 2 — продуктивные; 3 — изогипсы кровли трентон, в м; 4 — сбросы.

Если Сципио — чисто нефтяное месторождение, то Албион — газонефтяное. Суммарные запасы зоны оцениваются в более 100 млн баррелей нефти и более 200 млрд м3 газа. Нефть и газ добываются из доломитизированных известняков трентон (ордовик). Считают, что доломитизированные известняки приурочены к зоне разлома и имеют вторичное происхождение. Мощность продуктивных горизонтов — 20 м, пористость составляет 5%, проницаемость — 3−4 мД.

Зоны тектонической трещиноватости, приуроченные к разрывам, в значительной мере определяют морфологию резервуаров и таких месторождений, как Трентон (запасы 14,8 млн т нефти) и Лима (67,3 млн т нефти), продуктивность которых также связана с известняками ордовика.

На временных сейсмических разрезах трещиноватость проявляется в виде зон поглощения, «грабенообразных» смещений осей синфазности (рис. 13). Более уверенно эти системы трещин выявляются в рельефе палеоповерхности. Достаточно контрастно, в виде систем ортогональных разнопорядковых трещин, проявляется регматическая трещиноватость. Эта трещиноватость, участвуя в формировании структурных поверхностей, проявляется, в первую очередь, в избирательности ориентировок структур и их элементов.

Рис. 13. Фрагмент глубинного сейсмического разреза с выделенными горизонтами и разрывными нарушениями.

Так, основными критериями выделения трещин по сейсмоданным являются: наличие зон поглощения, «грабенообразных» осложнений, смещения осей синфазности на временных сейсмических разрезах, наличие контрастных отрицательных (и положительных в их обрамлении) аномалий в скоростном поле, на скоростных разрезах и в спектрах величин эффективной скорости. Морфологическое проявление систем трещин в палеорельефе характеризуется врезами, линейным простиранием террас; прямоугольными уступами; линейным простиранием палеодолин.

По классификации С. С. Шульца, можно выявить несколько порядков тектонических трещин, ограничивающих вложенные блоки характерной размерности. Кроме размерности, пространственной ориентировки, тектоническая трещиноватость характеризуется глубиной проникновения.

Согласно известной классификации (А.Н. Криштофович), трещины характеризуются как скрытые, открытые и закрытые.

Степень открытости зон трещиноватости может быть определена: по интенсивности аномалий величин скорости (в системах Согласно известной классификации (А.Н. Криштофович), трещины характеризуются как скрытые, открытые и закрытые.

Степень открытости зон трещиноватости может быть определена: по интенсивности аномалий величин скорости (в системах трещин выявляются линейно-вытянутые аномалии VОГТ (x) интенсивностью до 200…250 м/с, величина аномалий резко возрастает в нефтегазонасыщенных зонах); наличию «грабенообразных» изгибов осей синфазности на временных сейсмических разрезах, высокоградиентных краевых участков врезов, бровок террас, линейных уступов; по ширине зон активного влияния дислокаций, являющихся результатом избирательности процессов эрозии и проявляющихся в увеличении ширины эрозионных форм рельефа, с шириной интервала эрозионной проработки рельефа для открытых трещин порядка 500…200 м, скрытых 200…50 м и закрытых менее 50 м.

Трещины, проявляющиеся в рельефе палеосводов, по степени раскрытости относятся к трещинам II и III порядков. Раскрытость трещин определяется приуроченностью поднятий к региональным и локальным зонам транспрессии и транстенсии, формирующихся, в том числе, локально на этапах осадконакопления в мобильной полосе палеоберега. Для них, согласно облика проявления и особенностям замыкания структурных линий, характерны: усиление динамических напряжений в линейных, радиальных, кольцевых системах трещин.

Особенности проявления систем трещин в рельефе палеоповерхности, характер их влияния на строение коллекторов рассмотрены ниже на примерах двух месторождений, продуктивных в верхней части фундамента: Севро-Останинского и Южно-Тамбаевского, и двух верхне юрских месторождений: Двуреченского и Западно-Моисеевского. Северо-Останинское (рис. 14) и Южно-Тамбаевское (рис. 15) месторождения расположены в прибортовых частях Колтогорско-Уренгойской и Чузикской рифтовых зон. Морфоформы поднятий формировались в условиях сложной системы деформирующих усилий близ узла сочленения рифтов, что способствовало возникновению напряжений транспрессивного типа.

В сводовой части Северо-Останинской структуры, в направлении северо-восточного (скв. 12, 13, 11) и юго-западного (скв. 417, 418, 4, 6, 15) замыканий, сформировались две наиболее контрастных зоны сдвиговых деформаций, в условиях наличия слабых растягивающих напряжений. Напряжённые зоны имеют сигмоидный облик, свойственный такого рода структурно-тектоническим формированиям взбросово-сдвигового характера (по М.Л. Коппу). Сочетание напряжений сжатия и растяжения стало причиной образования на структуре дивергентно-веерной системы трещиноватости (рис. 14).

Близкий характер расположения систем трещин наблюдается на месторождении, представленном на рис. 15. Сводовую часть поднятия осложняет зона тектонической трещиноватости субмеридионального простирания (второго порядка в классификации С.С. Шульца).

По характеру расположения систем «открытых» трещин можно предположить формирование структуры в условиях «левого вращения» и транспрессивных деформаций в центральной части структуры, что привело к образованию пустотно-порового пространства нефтегазонасыщенных ячей коллекторов на участках дивергентно-веерного «скучивания» .

Рис. 14. Тектоническая трещиноватость в своде палеозойской структуры Северо-Останинского месторождения.

В результате объемного «вращения» в центральной части структуры образовалась сигмоидного типа зона повышенной трещиноватости, коррелирующаяся с наиболее высокими отметками рельефа палеоповерхности.

Открытые системы трещин (скв. 76 расположена близ узла пересечения трещин второго порядка) могли стать зонами подтока флюидов из обрамляющих впадин. Нефтегазоносность приурочена к дугообразным зонам рельефных осложнений поднятия.

Рис. 15. Степень тектонической трещиноватости в контуре палеозойской залежи углеводородов Южно-Тамбаевского месторождения.

Карта тектонической трещиноватости для Двуреченского (северный купол) и Западно-Моисеевского (южный купол) поднятий приведена на рис. 16, построена по сейсмическим данным, система трещин выявлена по результатам морфоструктурного анализа по отражающему горизонту IIа. Тектоническая трещиноватость влияет на фильтрационные свойства коллекторов.

Рис. 16. Тектоническая трещиноватость в своде верхнеюрского поднятия Западно-Моисеевского и Двуреченского месторождений: структурные построения В. Г. Кужелева.

В условиях дугового перераспределения тектонических напряжений фронтальные системы трещин (восточное обрамление структуры) характеризуются как скрытые. Дислокации западного обрамления, при большей проявленности в рельефе, играют положительную роль в формировании зон высокого нефтегазонасыщения, что, вероятно, связано с «пластичностью» коллектора за счёт существенно глинистого цемента. Их положительная роль в формировании коллектора объясняется также «правым» (слабым) вращением структуры.

Таким образом, УВ, мигрирующие по зонам разломов в разрезе низкопроницаемых толщ, при условии затрудненной разгрузки могут формировать зоны нефтегазонакопления жильного типа. Геологические запасы УВ в этих зонах могут оказаться весьма значительными, а их разведка и разработка, несмотря на сложность строения данных зон, могут вестись с высокой эффективностью.