Диз’юнктивно-екрановані пастки та покришки як фактор формування та збереження покладів вуглеводнів в межах північної бортової зони харківського блоку Дніпровсько-Донецької западини

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

За даними буріння, яке проводиться в межах північної частини борту на значній відстані від розлому, що відсікає прибортову зону грабену від борту, перспективи структур, замкнених на зворотні скиди, катастрофічно знижуються. Лише в кернах залишаються запахи вуглеводнів, та в результаті інтерпретації промислово-геофізичних матеріалів в пористих пісковиках ознаки залишкової газонафтонасиченості.

З метою з'ясування проблеми - чому виявилися непродуктивними об'єкти значно віддалені в північному напрямку від початку бортової зони і який вплив на таку ситуацію спричинюють літологічні зміни в розрізах пробурених свердловин - виконаний цей аналіз. Для розгляду цього питання були використані структурні побудови, матеріали промислово-геофізичних досліджень та результати визначень фізики пласта розрізів свердловин, пробурених в межах Харківського блоку фундаменту Північного борту

Перш за все потрібно уяснити, які критерії визначають нафтогазоносність розрізу осадового чохла та порід кристалічного фундаменту, а також закономірність розміщення в розрізі покладів вуглеводнів. нафтогазоносність осадовий тектоніка кристалічний

Основними з цих критеріїв є:

- інтенсивність прояву блокової тектоніки та вираженість (амплітудність) структурної форми в розрізі продуктивного комплексу;

- тип та амплітуда порушення, що обмежує структурну форму;

- співвідношення товщин покришок, проникної частини пласта-колектора та амплітуди екрануючого порушення;

- характер літологічної зміни пластів -колекторів;

- розташування зони відносно напрямків латеральної міграції вуглеводнів і наявність в розрізі власних генеруючих товщ.

Отже, щоб коефіцієнт успішності відкриття родовищ зростав, потрібно провести детальний аналіз як формування покладів нафти і газу, так і їх збереження.

В межах Харківського блоку фундаменту основні поклади вуглеводнів приурочені до найбільш активних в тектонічному відношенні структурних зон, обмежених неузгодженими скидами значних амплітуд, що зумовило формування надійних нафтогазоносних пасток в широкому стратиграфічному діапазоні. Незгідний скид - це скид, в якому нахил площини скидача направлений в сторону піднімання пластів. Біля незгідного скиду з самого його початку виникнення верхня частина пласта-колектора контактує з непроникними породами сусіднього блоку (покришкою цього колектора), і формується диз'юнктивно-екранована пастка, яка з ростом амплітуди скиду збільшується в об'ємі. Біля згідного скиду пастка виникає тільки після досягнення скидом амплітуди, що перевищує товщину пласта-колектора. Отже, при однаковій історії формування незгідний скид раніше формує пастку, ніж згідний [1].

Зміну товщини і надійності покришки простежимо на даній території.

Біля регіонального розлому виділяється протяжна Ракитнянсько-Островерхівська структурна зона, яка обмежена з півночі незгідним скидом амплітудою від 50 до 200 метрів. В межах цієї структурної лінії відкрито Ракитнянське та Островерхівське родовища.

В межах Островерхівської площі розкрито продуктивний розріз, який включає два нафтогазоносні поверхи: візейсько-докембрійський та верхньосерпухівський.

Найкращі колекторські властивості верхів фундаменту та візейських відкладів вздовж траси екрануючого скиду амплітудою 50-100 метрів. Свердловиною 591-Островерхівська їх продуктивність визначена лише частково. Покришкою служить глинисто-алевролітова 250-метрова товща нижньосерпухівських та верхня частина верхньовізейських відкладів.

Основні поклади зосереджені в другому поверсі газоносності - в трьох пачках пісковиків верхньосерпухівського під'ярусу. Ці пачки складають 190-метрову товщу пісковиків, розділених щільними глинами та алевролітами. Непроникною для цих покладів є тридцятиметрова пачка аргілітів з прошарками щільних алевролітів. Амплітуда зворотного скиду спочатку зростає зі сходу на захід від 50 до 90 метрів, а потім зменшується до 50 метрів. Бокові екрани - скиди, протрасовані в субмеридіональному напрямку (А=25-50 м).

В межах Ракитнянської структури газоносними є візейські відклади, які відносяться до першого поверху нафтогазоносності. Поклади екрануються з півночі, заходу і сходу тектонічним порушенням амплітудою від 70 до 110 метрів та 370-метровою аргіліто-алевролітовою товщею.

Московські, башкирські та верхньосерпухівські відклади характеризуються добрими колекторськими властивостями і за даними ГДС є водоносні.

З розгляду історії геологічного розвитку цих структур можна зробити висновок, що в передбашкирський час уже був сформований припіднятий блок фундаменту, над яким утворилась штампова структура, ріст якої продовжувався до кінця московського віку. Утворення припіднятого блоку фундаменту, ріст амплітуди незгідного скиду і формування над цим блоком штампової складки, ймовірно, призвели до виникнення в цій зоні оптимальних умов для появи в серпухівських та візейських товщах піщаних прошарків з добрими колекторськими властивостями.

На північ від Ракитнянсько-Островерхівської ділянки виділяється Наріжнянсько-Огульцівська структурно-тектонічна зона, в якій відкрито Наріжнянське та Огульцівське родовища.

Проаналізуємо продуктивний розріз Наріжнянського родовища. Тут виділяється три поверхи нафтогазоносності.

В межах візейського комплексу (горизонт В-21) в блоці свердловини 2-Наріжнянська виявлено поклад нафти, який швидко виснажився. Це пояснюється можливо тим, що екрануючий скид з амплітудою 40 м перетинає протрасований в напрямку підйому пластів субмеридіональний розлом з більшою амплітудою 60 м. В межах родовища колекторські властивості піщаних порід візейсько-докембрійського поверху невисокі і кількість їх в розрізі незначна.

Карбонатні породи щільні і мають некондиційні колекторські властивості. Перекривається нафтогазоносний комплекс потужною 380 метровою глинистою товщею верхньої частини верхньовізейських та нижньосерпухівських відкладів.

Піщані пласти-колектори серпухівського ярусу володіють добрими колекторськими властивостями. В блоці свердловини 1-Наріжнян-ська вони промисловогазоносні. Екраном для них є незгідний скид амплітудою 50 метрів. Перекриваються ущільненими глинисто-вапняковими породами верхньої частини верхньо-серпухівських та нижньобашкирських відкладів. Поклади в межах серпухівського комплексу незначні за запасами. Можливо це пов'язано з перевищенням загальної товщини піщаного розрізу над величиною їх амплітуд.

Нижньобашкирський поверх газоносності представлений пісковиками та порово-тріщин-ними вапняками. Висота поверху сягає 80 метрів і контролюється розвитком в розрізі свит С21 та С22 щільних непроникних порід. Амплітуда екрануючого скиду 50 метрів.

Аналогічний характер просторового розміщення покладів спостерігається на Огульцівській площі. Поклади зосереджені в двох поверхах нафтогазоносності: візейському та серпухівському.

В межах Юліївської напівантиклінальної структурної зони розкритий повний продуктивний розріз. Інтервал продуктивності перевищує 1000 метрів і простежується від протерозойських утворень до московського ярусу карбону.

Перший, найнижчий поверх нафтогазоносності, охоплює породи фундаменту (верхню його частину товщиною до 250 метрів) та візейські відклади (горизонти В-25-26, В-20-21, В-18-19, В-16). Загальна висота його сягає понад 350 метрів. Літологічний склад нафтогазоносних порід осадової частини характеризується значною різноманітністю. Продуктивні горизонти В-16,В-25-26 вапнякові з прошарками пісковиків малої товщини. Горизонти В-18-19, В-20-21 складені переважно пісковиками різної товщини. Пористість від 5 до 22%, ефективні товщини від 4 до 16 метрів. Завершується поверх потужною аргіліто-алевролітовою товщею непроникних нижньосерпухівських та верхньою частиною візейських порід, які утворюють надійну покришку. Потужність їх сягає від 350 м на крилах структурної зони до 275 м в склепінній частині.

Отже, в даному випадку роль надійного екрану при формуванні покладів вуглеводнів відіграли глиниста товща (Н покришки=300м) верхньовізейсько-нижньосерпухівського віку в поєднанні зі значними амплітудами неузгодженого скиду від 100 м на перикліналі до 250 м в склепінних частинах.

Другий поверх приурочений до верхньо-серпухівських відкладів і охоплює горизонти верхньої товщі (горизонти С-4, С-5) і частково середньої (горизонт С-6) з загальною висотою до 150 метрів. Продуктивні горизонти складені пісковиками з загальною товщиною проникних порід понад 40 метрів. Пласти пісковиків неоднорідні, розчленовуються на прошарки товщиною від 2 до 5 м. Перекривається другий поверх нафтогазоносності ущільненими глинисто-вапняковими породами верхньої частини верхньосерпухівських та нижньобашкирських відкладів. Особливостями даного поверху є: відсутність покладів в середній найбільш опіщаненій частині верхньосерпухівських відкладів з високими фільтраційними властивостями та значно менший інтервал продуктивності та розмір площі покладів вуглеводнів порівняно з першим поверхом.

Причиною цього є зменшення інтенсивності прояву в розрізі тектонічних порушень та перевищення загальної товщини піщаного розрізу над величиною їх амплітуд, що призвело до послаблення екранування структурних форм неузгодженим скидом щодо створення пасток в середній найбільш проникній товщі верхньо-серпухівського нафтогазоносного комплексу.

Третій поверх нафтогазоносності охоплює найбільший за товщиною стратиграфічний інтервал: від московських (горизонт М-5) до низів башкирських (горизонти Б-9, Б-11) відкладів, але має другорядне промислове значення. Продуктивні горизонти представлені пісковиками або кавернозно-тріщинуватими вапняками товщиною до 1-2 метрів, тектонічно та літологічно обмежені, з пористістю 5-20%. Чіткої покришки, як в першому або другому повер-хах нафтогазоносності, в ньому не існує. Сама товща за характером речовинного складу порід є як вміщуючою, так і перекриваючою. Пласти-колектори, які мають великі проникні товщі і літологічно однорідні за складом, покладів вуглеводнів не зберігають.

Такий характер нафтогазонасичення московсько-башкірських відкладів зумовлений: зменшенням амплітуд тектонічних порушень та опіщаненням порід московського розрізу, в зв'язку з чим знизилась надійність пасток в літологічно-однорідних пластах-колекторах значної потужності; забрудненням підтоку вуглеводнів вверх по зонам порушень внаслідок перекриття ущільненою 200 метровою товщею башкирсько-серпухівських порід при утворенні покладів верхнього поверху в результаті вертикальної міграції з нижніх генеруючих розрізів.

На північ від Юліївської структурно-тектонічної зони простежується Скворцівська структурна лінія.

Основним продуктивним комплексом є візейські відклади (горизонти В-25-26, В-20-21, В-18-19, В-16, В-15). Колекторами служать пропластки пісковиків і вапняків. Пористість змінюється від 7 до 26 %, потужність проникних пропластків від 2 до 14 метрів. Перекриває комплекс аргіліто-алевролітова 200 метрова товща нижньосерпухівських відкладів, а також поклад екранується незгідним скидом амплітудою 50-100 метрів.

Пласти-колектори серпухівсько-башкірського розрізу характеризуються добрими колекторськими властивостями і за даними ГДС водонасичені. При випробуванні пластовипробувачем на трубах серпухівських (горизонт С-3) та башкірських (горизонт Б-12) відкладів отримано незначну продукцію. Причиною цього є перевищення загальної товщини піщаного розрізу над величиною амплітуди екрануючого порушення.

На північ від Скворцівської структурної лінії спостерігається зовсім інша картина. Пробурені тут параметричні та пошукові свердловини виявилися непродуктивними. Свердловини, пробурені на розлогих, здебільшого замкне-них на звороті та прямих розломах в смузі, дещо віддаленій від регіонального диз'юнктиву, поділяючого занурену частину грабена і борт, розкрили розрізи візейсько-серпухівського комплексу, збагачені піщаними пачками порід.

Залишкова нафтогазонасиченість в розкритих свердловинами розрізах встановлена за даними промислово-геофізичних досліджень в інтервалах комплексу, які найбільш надійно утримують вуглеводні, свідчить про їх колишню наявність в пастках.

Порівняно швидкоплинні та стрімкі перетоки зруйнували поклади вуглеводнів на таких структурах: Кузьмичівській, Кадницькій, Лісківській, Буланівській, Харківській та інших. Шляхами перетоків були крупно уламкові, часто базальні, прошарки пісковиків, які характерні для границь перерв в осадконагромадженні.

Оцінка ситуацій спустошених внаслідок міграції вуглеводнів пасток свідчить, що важливою причиною цього є занадто значне опіщанювання продуктивних розрізів. Поряд з цим порушується надійне екранування пасток скидами внаслідок відсутності щільних порід, розташованих навпроти пласта-колектора з про-тилежного від площини порушення блоці [2].

Таким чином, в найбільш детально вивченому районі, розташованому на північ від Скворцівського родовища, відсіченого за даними сейсморозвідки регіональним, широтним розломом, виникає проблема виділення в розрізах не тільки колекторів, яких тут достатньо, а й надійних покришок та підложок [3].

Необхідно враховувати, що просторове розміщення піщаних колекторів пов'язане з нагромадженням їх в умовах морського басейну та конседиментаційного розвитку блокових структур. Внаслідок цього в найбільш піднятих, активних частинах структур чи окремих ділянках борту створювались сприятливі умови для накопичення піщаних порід, а в занурених частинах відкладались переважно карбонатні або глинисті породи з незначними за товщиною прошарками глинистих пісковиків. Особливості зонального розміщення піщаних тіл залежали також від палеоструктурних факторів.

Отже, наявність поверхів нафтогазоносності в розрізах Ракитнянсько-Островерхівської, Нарижнянсько-Огульцівської, Юліївської, Скворцівської структурних зон чітко контролюється існуванням двох регіональних покришок: візейсько-нижньосерпухівської і серпухівсько-нижньобашкірської та неоднорідністю порід московського ярусу і верхньобашкирського під'ярусу.

Другим фактором, що впливає на надійність пасток для напівантиклінальних структурних локальних форм, є комбінація літологічної неоднорідності пластів-колекторів в припіднятій та пониженій частинах зони тектонічного екранування.

Як було сказано вище, зворотні порушення субширотного напрямку в більшості є надійними екранами для збереження газоконденсатних покладів. Але в межах Північного борту внаслідок інтенсивних процесів розтягу в дорифтову і рифтову епохи були також утворені розломи субмеридіонального та діагонального напрямків. Вони, навпаки, переважно відіграють роль порушуючих герметичність пасток, що не сприяє збереженню покладів вуглеводнів в них. Особливо це стосується таких випадків, коли екрануючий скид перетинає протрасований в напрямку підйому верств субмеридіональний розлом з амплітудою, більшою або такою ж, як і екрануючий диз'юнктив [4].

Відсутність покладів вуглеводнів пов'язана з відкритістю надр в періоди тектонічної активізації по площині згідного скиду і міграцією вуглеводнів у вертикальному напрямку, а також можлива міграція через піщані прошарки розбурених структур в напрямку із занурених ділянок вверх по підняттю верств [5].

Враховуючи приведене вище, в подальшому для підвищення ефективності пошукових робіт перед початком буріння на будь-якому об'єкті північного борту, слід проводити структурно-фаціальний аналіз з метою визначення надійної фаціальної пастки.

Література

1. Витенко В.А., Кабышев Б.П. Закономерности строения и формирования тектонически экранированных залежей нефти и газа. - Львів: В-во Львівського університету, 1971. - 121 с.

2. Ванчак О.О. Особливості формування порід-колекторів у нижньокам'яновугільних відкладах Північного борту Дніпровсько-Донецької западини // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2003. - № 4(9). - С.111-114.

3. Ванчак О.О. Закономірності розвитку зональної покришки візейського поверху нафтогазоносності Харківського блока фундаменту Північного борту Дніпровсько-Донецької западини // Матеріали 8-ї Міжнародної науково-практичної конференції «Нафта і газ України - 2004» 29 вересня-1 жовтня 2004 року. - Київ, 2004. - С. 48-49.

4. Павленко П.Т. Нові дані по тектоніці і нафтогазоносності Юліївського полігону Дніпровсько-Донецької западини // Тектоніка і стратиграфія. - 1993. - Вип.33. - С.45-57.

5. Ханин А.А. Оценка экранирующей способности глинистых пород-покрышек газовых залежей // Геологія нафти і газу. - 1968. - № 9. - С.17-29.

Размещено на Allbest.ru