Екрануючі властивості тектонічних порушень – умова існування пасток нафти і газу

Пропонується використовувати графічний метод для визначення екранованості пастки тектонічними порушеннями. Наведені умови, при яких тектонічні порушенні виступають у якості екранів для покладів нафти і газу.

It is offered to use a graphical method for definition of shielding of the trap by tectonic disturbances. The reduced conditions, at which one tectonic violation represent itself as screens for reservoirs of oil and gas.

Однією із основних структурно-морфологічних рис будови складок першого, другого та третього тектонічних ярусів Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину є їх диз'юнктивна порушеність, при цьому структури не тільки розбиті поперечними порушеннями скидо-зсувного характеру, а і відокремлені одна від одної насувами. Таким чином, характер нафтогазоносності структури буде залежати від міри її ускладненості тектонічними порушеннями, особливо, це стосується кількості і якості (екрануючі властивості) поперечних порушень.

Проведений нами аналіз графічних побудов (зокрема геологічних профільних розрізів) різних авторів дозволяє стверджувати, що поклади нафти і газу Бориславсько-Покутської зони завжди екрануються поперечними порушеннями, за виключенням деяких, де визначальним є літологічний фактор. Прикладами таких родовищ можуть бути Орів-Уличнянське та Південномонастирецьке. В той же час, не завжди відбувається екранування покладу поздовжнім порушенням (це має місце, коли лінія флюїдоконтакту не перетинається з лінією насуву і спостерігається на Заводівському, Північнодолинському, Чечвинському, Росільнянському та інших родовищах). Загалом, екрануючий характер насувів не викликає сумнівів, тоді як поперечні скидо-зсуви можуть володіти протилежними властивостями: екрануючими або провідними.

Дослідженнями встановлено, що екранування пасток, і відповідно, покладів поперечними тектонічними порушеннями може мати місце при дотриманні наступних умов:

1) коли гідравлічний тиск у розломі буде врівноважувати виштовхувальну силу, яка виникає за рахунок різниці між густинами води та нафти або газу. Це є умова існування гідродинамічних пасток, коли тектонічне порушення виступає провідником для пластових флюїдів;

2) коли відбувається зниження проникності в результаті відкладання яких-небудь мінералів (наприклад, кальциту). При цій умові тектонічне порушення не пропускає пластові флюїди і для існування тектонічно екранованої пастки достатньо на структурній карті мати замкнутий контур між ізогіпсами пласта та тектонічним порушенням, незалежно від того які породи контактують через порушення.

Але, як свідчить практика ведення пошуково-розвідувальних робіт, у більшості випадків можливість існування тектонічно екранованих пасток залежить від фільтраційних властивостей порід, що межують через розривне порушення. В більшості випадків спостерігається, що через площину порушення проходить контакт пласта-колектора одночасно як з проникними, так і з непроникними породами. При цьому важко дати відповідь, чи існує пастка та яка її висота (особливо по відношенню до опущених блоків). Метод, який дозволяє дати однозначну відповідь на поставлені питання полягає у виконанні наступних графічних побудов. На одному листі паперу будується два геологічні профільні розрізи в різних тектонічних блоках паралельно розривному порушенню і на невеликій відстані від нього. Точка перетину покрівель проникних пластів-колекторів обох тектонічних блоків і буде відповідати нижній границі можливої пастки в опущеному блоці. Саме від цієї точки необхідно розраховувати висоту пастки (рис. 1). Це, в свою чергу, служить основою для оцінки перспектив нафтогазоносності відповідних пластів та вибору оптимальних місць для закладання пошукових і розвідувальних свердловин.

Рисунок 1 - Схема визначення умов тектонічного екранування пасток

Аналіз виконаних нами з метою визначення умов тектонічного екранування для структур Бориславсько-Покутської зони графічних побудов показує, що ізольовані пастки в опущених тектонічних блоках можуть існувати при наступних умовах:

1) коли вертикальна амплітуда зміщення блоків по площині тектонічного порушення перевищує товщину продуктивної частини розрізу (рис. 2а);

2) коли гірські породи в обох блоках мають однакові кути падіння (однаковий нахил крил) і через порушення породи-колектори контактують з непроникними породами (рис. 2б);

3) коли горизонтальна амплітуда зміщення блоків по площині тектонічного порушення дорівнює або перевищує половину ширини складки в піднятому блоці (рис. 2в).

екранованість пастка тектонічне порушення

Рисунок 2 - Схема необхідних умови існування тектонічно екранованих пасток

Крім вказаних випадків, слід звернути увагу на те, що в блоках, де є замкнуті ізогіпси або ізогіпси, які замикаються з лінією насуву, пастка буде існувати і без тектонічного екранування поперечними порушеннями. Можливі також різні комбінації вищезазначених умов, що можуть привести або до існування тектонічно ізольованої пастки в опущеному блоці, або до її відсутності (це слід розглядати в кожному конкретному випадку). При наявності поперечного порушення провідного характеру можливе існування в суміжних блоках покладу, який контролюється єдиним ВНК. Це відбувається при умові, що блоки розташовані між тектонічними порушеннями, які є екранами або принаймі піднятий блок обмежений порушенням-екраном.

Типовими прикладами, які дозволяють охарактеризувати різні властивості поперечних тектонічних порушень (екрануючі та провідні), є Долинське нафтове та Луквинське нафтогазове родовища.

На поздовжньому профілі через Долинське родовище спостерігаються поклади нафти у Долинському і Південнодолинському блоках, які контролюються єдиним ВНК на відмітці мінус 2500 м. Тобто, Турянський розлом, який розмежовує ці блоки, у розрізі палеогенових відкладів виступає у якості провідника пластових флюїдів. В той же час, по цьому ж порушенню відбувається екранування покладів нафти менілітових відкладів Долинського блоку поляницькими відкладами Південнодолинського блоку. Таким чином, в даному випадку поперечне тектонічне порушення володіє подвійними властивостями: екрануючими у неогенових і провідними - у палеогенових. При визначенні можливості тектонічного екранування Турянським розломом за описаною вище методикою, отримали нижню межу можливої пастки в Південнодолинському (опущеному) блоці на абсолютній відмітці мінус 2500 м. Це відповідає реальному положенню ВНК на Долинському родовищі і підтверджує раціональність застосування цієї методики в практиці пошукових робіт.

Що стосується Луквинського нафтогазового родовища, то на поздовжньому геологічному профілі спостерігаємо тектонічно екрановані поклади нафти і газу у південній ділянці Слобода-Небилівського блоку. Поперечне порушення, яке розділяє Слобода-Небилівський та Північномайданський блоки у розрізі палеогенових відкладів володіє екрануючими властивостями, які в даному випадку зумовлені літологічною мінливістю порід, що складають розріз (незначна кількість піщаних прошарків у менілітових та вигодських відкладах). Особливістю будови цього родовища є те, що відклади Північномайданського блоку виходять на денну поверхню і, якби поперечне порушення не було екраном, покладів нафти і газу у південній ділянці Слобода-Небилівського блоку не було би. Це є ще одним підтвердженням дієвості запропонованої методики, щодо визначення екрануючих властивостей тектонічних порушень.

В цілому, застосування цієї методики вимагає наявності достовірної геологічної інформації, при цьому особливу увагу варто приділяти літологічній мінливості та неоднорідності колекторів.

Безперечно, визначення умов тектонічного екранування пасток необхідно проводити при обґрунтуванні структурно-тектонічного критерію прогнозування нафтогазоносності структури. Оскільки проведення таких побудов дозволить:

1) встановити наявність пастки та визначити її висоту;

2) провести оцінку перспективних ресурсів відповідних прогнозних продуктивних горизонтів;

3) визначити найбільш оптимальне місце закладання пошукових і розвідувальних свердловин;

4) скорегувати глибини буріння пошукових і розвідувальних свердловин.

Размещено на Allbest.ru