Нестандартные ловушки углеводородов

В первой половине XX века в США неуклонно и целенаправленно стала изменяться методика нефтегазопоисковых работ: случайное бурение быстро сменилось геологической съёмкой, последняя дополнялась, а затем была вытеснена колонковым бурением и сейсморазведкой. С начала 50-х годов доминирующим методом стала «подземная геология», временами, дополняющаяся сейсморазведкой, и хотя в США сейсморазведка значительно усовершенствовалась (цифровые машины, компьютеризация, трехмерная сейсморазведка) она, в отличие от СССР, после 50-х годов так и осталась вспомогательным методом обоснования заложения поисковых скважин [23, 24].

Осталось только преодолеть инерцию, сложившейся в прошлом стратегии нефтегазопоисковых работ, в которой всегда первоочередными остаются антиклинальные объекты, вплоть до мельчайших, а главным методом поисков остаётся сейсморазведка.

Помимо классических неантиклинальных ловушек, литологически или стратиграфически ограниченных, давно уже обнаружены и другие типы нетрадиционных ловушек, в которых «антиклинальный эффект» либо отсутствует, либо подавлен другими эффектами.

В 1992 г. во ВНИГРИ были поставлены НИР, в которых поднимался вопрос о ловушках нефти и газа не только неантиклинального типа, но и вообще «о ловушках», то-есть, о тех вместилищах нефти и газа, которые никак не могут быть связаны с «традиционными и привычными» антиклиналями, а, возможно, и вообще не со структурными формами в любом их выражении. Рассматривалось влияние на формирование залежей УВ как тектонических, так и физико-химических процессов, протекающих в недрах земной коры.

В.В.Забалуев в 1997 году пытался обосновать, что не менее 15-20% не открытых общих ресурсов УВ Русской платформы сосредоточено в неантиклинальных залежах (по аналогии с другими древними платформами мира, где, причем, более половины таких залежей обнаружено с помощью несейсмических методов и случайного бурения). Эти залежи не открыты, потому что на Русской платформе, до недавнего времени их и не искали. В последние десятилетия, наконец-то, появились геологи, настойчиво рекомендующие поиск неантиклинальнальных залежей именно на Русской платформе.

* Е.Б.Грунис детально обосновывает различные типы неантиклинальных ловушек на востоке Русской платформы. Среди них: а) биогермы верхнего девона и нижнего карбона на бортах Камско-Кинельской системы грабенообразных прогибов; б) терригенные и карбонатные горизонты в ловушках облекания внутри турне, бобриковского и тульского горизонтов; в) ловушки, связанные с эрозионными врезами в визе и верейском горизонте (склоны Татарского свода и восточный борт Мелекесской впадины); зоны выклинивания и фациального замещения в различных горизонтах девона и нижнего карбона на склонах Татарского свода, Мелекесской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия [17].

* В.В.Забалуев, ссылаясь на разрозненные первоисточники, определяет возможные неантиклинальные объекты Русской платформы: руковообразные залежи в девонских и нижнекаменноугольных отложениях Башкирского свода, в Кыновском своде - кыновском и уфимском горизонтах Татарского свода и другие (Афанасьев и др., 1987, Ларин и др., 1993; Антонов и др., 1998; Шилин, 1998) [24].

* Е.А.Леонова обосновала существование зон выклинивания коллекторов в девонских отложениях Оренбургской области и в качестве первоочередных объектов предлагает их поиски на севере и западе области [36].

* И.А.Денкевич с соавторами также считает первоочередным поиск неантиклинальных ловушек (и залежей УВ) в девонских отложениях Соль-Илецкого свода [20].

* А.Г.Шашель в своей кандидатской диссертации подчеркивает, что прекращение заметных открытий и исчерпание фонда наиболее перспективных структурных ловушек в Самарской области делает неизбежным переход к поискам сложно построенных тектонически и литологически экранированных ловушек. И хотя автор отдает предпочтение поиску тектонически ограниченных объектов на бортах девонских грабенообразных прогибов, объектами второй очереди все же названы зоны регионального выклиниванивания и фациального замещения в терригенных девонских и нижнекаменноугольных отложениях [56].

* В.Б.Арчегов (1993-2002) подчеркивал, что на границе разделов разных блоков земной коры, то есть в межблоковых зонах – структурах особого строения и особой проницаемости и продуктивности полезных ископаемых, в данном случае нефтегазопродуктивности, возможно обнаружение ловушек совершенно нового типа, накопление УВ в которых происходило в новейший этап тектонического развития (преимущественно в антропогене) при взаимном (комплексном) участии тектонических, литологических, геохимичеких и гидрогеологических показателей нефтегазоносносности - над которыми давлели и давлеют физико-химические процессы, протекающие в определенных «давление – температура» условиях нефтегазоносных комплексах [2, 4, 5 ].

* А.А.Отмас подчеркивает особенности блоковой делимости территории и акватории Балтийской НГО и связанную с этим методику поиска новых ловушек, контролирующих залежи нефти [42].

Необходим дальнейший поиск новых ти­пов ЗНГН и в их пределах новых типов ловушек на основе комплексного изучения блокового строения ОПБ [3, 5].

А.А.Граусман (1997) обратил внимание на нестандартные условия формирования УВ-залежей, в частности, на резко различные условия формирования УВ-залежей на территориях распространения многолетнемерзлых пород, разделив таковые на «морозные» и «мерзлые». «Морозные» породы – породы с высокой минерализацией подземных вод, остающиеся, несмотря на отрицательные температуры, в жидком состоянии; общее охлаждение недр в хорошо изолированных горизонтах (в частности, в подсолевых вендских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы) из-за сжатия флюидов приводит к формированию аномально низких пластовых давлений (АНПД), дегазации нефти, перетокам флюидов из горизонта в горизонт, в том числе, и сверху вниз. «Мерзлые» породы – с низкой минерализацией подземных вод – образуют монолитную мерзлую плиту, всем своим весом давящую на нижележащие не мерзлые и потому пластичные породы. Возникающее таким образом добавочное геостатическое давление в верхах осадочного чехла (мезозой Алдано-Вилюйского прогиба – В.Б.Арчегов, 1988) создает выжимающий, «криогенный» напор на нижележащие толщи: в высокопроницаемых породах (мел и юра), где подземные воды легко отжимаются по латерали, возникают АНПД, а в пластах с затрудненным водообменном (низы триаса и перми – АВПД). Предложенная А.А.Граусманом схема удовлетворительно укладывается в соответствующих отложениях Западной Якутии [23].

Л.Д.Дучков с соавторами (1997) создали «Геотермический Атлас Сибири». Тепловой поток, измеряемый в мвт/м², позволяет выявлять некоторые особенности геологического строения региона и производить районирование, косвенно влияющее на нефтегазоносность. Так, например, в Прибайкалье отчетливо видны Жигаловская аномалия северо-восточного простирания (более 50 мвт/ м² на фоне 30-40 мвт/м²; напомним, что к ней приурочено уникальное по реальным запасам Ковыктинское газоконденсатно-гелиевое месторождение). Также отчетливо выделяется поперечная к простиранию Непско-Ботуобинской антеклизы тепловая аномалия, совпадающая с поясом разрывов, к которым приурочены Талаканское и Верхнечонское НГКМ. И, в частности, с Байкальским рифтом совпадает высококонтрастная тепловая аномалия (более 200 мвт/м²). На карте температур на глубине 5 км Жигаловской аномалии соответствует температура 100⁰С, а Байкальскому рифту – 200⁰С. Тепловая съемка позволяет также определять толщину зоны отрицательных температур; в частности, в Тунгусской синеклизе она достигает 200 м, тогда как на Анабарской антеклизе и в Приверхоянской краевой системе толщина «мерзлых» и «морозных» пород колеблется от 600 до 1657 м.

Ю.Я.Большаков с соавторами (1998) пропагандирует нетрадиционное объяснение планового несоответствия залежей нефти и газа с антиклинальными структурами на севере Западной Сибири в юрских и нижнемеловых отложениях. На таких гигантах-месторождениях как Уренгой, Ямбург, Новый порт и других «смещение залежей относительно сводов антиклиналей настолько значительно, что разность отметок ГВК или ВНК достигает сотен метров» (Большаков и др., 1998). Авторы объясняют это капиллярным экранированием залежей по латерали; в гидрофильной поровой среде капиллярное давление препятствует заполнению УВ мелкопористых разностей пород; напротив, в гидрофобных коллекторах УВ оттесняются в мелкопоровые полости, а пластовая вода занимает крупнопоровые емкости [6]. Приводимые авторами соответствующие расчеты, в частности, по Южному нефтяному месторождению, удовлетворительно объясняют наблюдаемое распределение газа, нефти, воды.

Прямое гидродинамическое экранирование далеко не редкость в нефтегазовой геологии. Ярчайшим примером является гигантское газовое месторождение Бланко-Месаверде (начальные запасы – более 425 млрд. м³) во впадине Сан-Хуан (Скалистые Горы, США). Оно приурочено к наиболее погруженной части впадины, где меловые песчаники до глубины около 2000 м газонасыщены и экранируются, видимо, напором подземных вод, поступающих во впадину из окружающих ее горных сооружений; при этом, само газовое скопление располагается гипсометрически выше абсолютной нулевой отметки (!) [35, 62].

Сходная картина наблюдается и в осевой части Западно-Канадского краевого прогиба – здесь на протяжении сотен километров наблюдается на относительно небольших глубинах (сотни метров) в меловых отложениях повсеместная, газонасыщенность песчаников, удерживающаяся также гидродинамическими силами. Оценка ресурсов газа этой синклинальной зоны достигает первых триллионов кубометров.

Не исключено существование подобных залежей и в недрах Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба, иначе говоря, Алдано-Вилюйского прогиба Приверхоянской краевой системы. Надежными признаками нефтегазоносности могут оказаться УВ-гидраты в донных осадков морей. Они обнаруживаются даже в тропических морях (Bagirov, Lercha, 1997) [64].

Так, в донных осадках Мексиканского залива гидраты обнаружены на глубине моря 2200 м; установлено, что добавка этана к метану снижает необходимое давление и повышает температуру гидратообразования – например, 10% этана стабилизирует гидрат на глубине 60 м при температуре 6⁰С, тогда как чистый метан требует глубины более 400 м[35, 62].

При изменении давлений и температур, в частности, из-за подводных оползней (турбидиты), гидраты разрушаются, выделяя огромную энергию (возникающая температура – 570⁰С) и могут образовывать грязевые диапиры. Они-то и являются надежным признаком гидрато- и газоносности донных и поддонных осадков; учет и выявление таких диапиров помогает также избежать всевозможных осложнений при бурении скважин (особенно нефтяного профиля) [23, 35, 62].

5.4. Морфологические типы резервуаров

Резервуар подземный – термин свободного пользования, под которым обычно понимается: общее пустотное пространство пород-коллекторов …; пустотное пространство коллектора в пределах ловушки нефти и газа; совокупность пластов коллектора и покрышки в пределах НГБ [47].

Многообразие морфологических и генетических типов ловушек предопределяет и обилие типов залежей нефти и газа.

В зависимости от строения коллектора различают залежи нефти и газа пластовые (неполнопластовые) и массивные. Выделяются залежи структурно-литологические, антиклинальные литологически ограниченные, структурно-стратиграфические (антиклинально-стратиграфические под несогласием или антиклинально-стратиграфические над несогласием), антиклинально-дизъюнктивные, антиклинальные с дизъюнктивным ограничением, водоплавающие (залежь нефти и газа антиклинальная), гидродинамически экранированные, дизъюнктивно экранированные, литологические (литологически экранированные и литологически замкнутые), гравитационные, самозапечатанные, стратиграфические и другие [47].

По структурно-морфологическим признакам залежи нефти и газа подразделяются на классы: I – Антиклинальный (структурный – неудачный синоним), II- Рифогенный, III- Литологический, IV– Стратиграфический. Внутри классов выделяются группы, подгруппы и виды (рис. 3)[53].