Нефтегазоносность пород кристаллического фундамента

Обновлено: 17.05.2024

Кристаллический фундамент осадочного бассейна является самостоятельным объектом поиска нефти и газа. Промышленная нефтегазоностность связанная с кристаллическим фундаментом установлена на всех континентах кроме Антарктиды. Наибольшее количество месторождений связанных с КФ приурочена к погребенным выступам, гранитоидам и метаморфическим породам и их корам выветривания. Резервуаром в них являются трещинные и кавернозные породы, характеризующиеся резкой изменчивостью коллекторских свойств по разрезу и по площади.

Наибольшее количество залежей нефти связанных с КФ приурочены к гранитоидам и метаморфическим горным породам.

Магматические и метаморфические породы содержат коллекторы и залежи нефти в основном в коре выветривания фундамента, хотя имеются месторождения нефти в массивах магматических пород, внедрившихся в осадочные породы чехла. Такие месторождения установлены в породах фундамента на северном борту Днепровско-Донецкого прогиба, в Калифорнии, Канзасе и Техасе, Мексике, Венесуэле, Марокко, Вьетнаме и др. Емкостью в них являются трещины, как тектонические, так и трещины выветривания, поры и каверны, образованные при растворении отдельных минералов (карст) и их перекристаллизации.

Такие залежи относятся к классу стратиграфических залежей. Формирование залежей этого класса происходило в пластах-коллекторах, срезанных эрозией и стратиграфически несогласно перекрытых непроницаемыми слоями более молодого возраста. Залежи стратиграфического класса могут быть обнаружены в антиклинальных, куполовидных и моноклинальных структурах.

Региональная нефтегазоносность фундамента объясняется тем, что весь "гранитный" слой земной коры образовался в результате метаморфизма и частичного переплавления первично-осадочных пород в зонах субдукции. Эти первично-осадочные породы содержали рассеянное ОВ, которое и явилось исходным материалом для последующего насыщения углеводородами пород фундамента.

Другим источником нефти и газа в фундаменте могли быть осадочные породы морей и океанов, затянутые в процессе субдукции в верхнюю мантию. Попадая в условия высоких температур, рассеянная органика трансформируется в УВ нефтяного ряда и совместно с водоминеральными потоками, возгоняясь вверх, насыщает породы фундамента (Сорохтин О.Г., 1979).

Формирование зон коллекторов фундамента обусловлена рядом причин: тектоническими процессами разломообразования, гидротермальной переработкой, метаморфогенной перекристаллизации, карстообразованием.

Исходя из положений биогенной гипотезы образования УВ залежи нефти и газа в КФ результат миграции из осадочных нефтематеринских пород.

11.1. Понятие о нефтегазоматеринских отложениях.

Одним из важных вопросов при прогнозировании нефтегазоносное исследуемых территорий является выделение в разрезе нефтепродуцировавших (нефтегазоматеринских) толщ и регионально нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоматеринские отложения накапливаются в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в условиях относительно устойчивого погружения бассейна седиментации. Они содержат в повышенных концентрациях (0,5-5 %) органическое вещество, в котором присутствуют сингенетичные УВ. Породы с содержанием ОВ ниже 0,5 % даже при максимальной глубине погружения продуцируют очень малое количество УВ (менее 200 г/м3), недостаточное для образования промышленных скоплений нефти и газа.

В случае преобразования гумусового ОВ, захороненного в рассеянной форме, генерируются главным образом газообразные углеводороды и углистое вещество. Последнее распределено в породах в виде примеси (как правило, не более 5 %). При преобразовании гумусового ОВ в гомогенных концентрированных массах газообразные УВ (в основном метан) являются побочным продуктом процесса карбонизации ОВ, а основной продукт - углистое вещество - образует в земной коре самостоятельные геологические тела (пласты углей), в которых газ находится в виде примеси, составляя ничтожную долю их массы.

Все стадии преобразования сапропелевого ОВ сопровождаются газообразованием, но главными продуктами этого процесса следует считать нефть (образуется из рассеянного ОВ) и горючие сланцы (генерируются из концентрированных масс ОВ). Помимо газа, нефти и горючих сланцев в качестве продукта преобразования в этом процессе выступает остаточное ОВ, находящееся в рассеянном виде (не более 5 %, чаще 0,5 %) в осадочных породах нефтегазоносных районов.

Среди материнских выделяют породы, которые продуцировали преимущественно нефть или газ. Примером нефтематеринских пород может служить майкопская толща (палеоген) мощностью до 1000 м, широко развитая на Северном Кавказе, пример газоматеринских пород — устьтазовская серия (поздний мел) на севере Западной Сибири мощностью более 1000 м.

В каждой нефтегазоносной провинции выделяются нефтегазоносные комплексы, в которых сосредоточена основная масса выявленных в данной провинции ресурсов УВ. Так, в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции основные запасы нефти сосредоточены в нижнемеловом комплексе. Нефте- и газосодержащие комплексы, как правило, располагаются выше нефте- и газоматеринских пород (на 0,4—0,8 км и более), что объясняется миграцией газа и нефти при формировании их залежей. Наряду с этим следует указать, что в Западной Сибири обнаружены место скопления газа и нефти в самих газоматеринских толщах.

Стратиграфические комплексы, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции, А.А. Бакиров предложил называть регионально нефтегазоносными комплексами. Последние могут быть сингенеточными и эпигенетичными, т.е. либо в них происходила генерация УВ, либо УВ поступили в них из других отложений. В зависимости от характера распространения нефтегазоносные комплексы подразделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные.

Вместе с тем в каждой нефтегазоносной провинции в разрезе осадочных образований наряду с указанными стратиграфическими подразделениями, характеризующимися региональной нефтегазоносностью, выделяется ряд литолого-стратиграфических комплексов, в которых несмотря на наличие в разрезе проницаемых пород нет скоплений углеводородов или же содержатся залежи явно вторичного происхождения, образовавшиеся за счет поступления УВ из основных нефтегазосодержащих комплексов отложений.

Выделение в разрезе исследуемой территории нефтегазопродуцировавших толщ и регионально нефтегазоносных комплексов необходимо проводить на начальной стадии поисково-разведочных работ на нефть и газ, чтобы обеспечить максимальную их эффективность.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА

В.Л. Шустер (ВНИГНИ)

На сегодняшний день промышленная нефтегазоносность пород кристаллического фундамента установлена определенно и достоверно. Месторождения нефти и газа в образованиях фундамента открыты на всех континентах и в большинстве акваторий. Их ищут, находят и разрабатывают. Преодолен (разрушен) основной стереотип: в кристаллических образованиях фундамента не может быть промышленных скоплений УВ и поэтому их не нужно там искать.

В силу определенных причин в России (а ранее и в СССР) изучение этого объекта не привело к значительным открытиям нефтегазоскоплений (хотя и были открыты месторождения Оймаша в Казахстане, несколько газовых залежей в Западной Украине, получены промышленные притоки нефти и газа в породах фундамента Западной Сибири).

Основных причин было две. Первая - трудно объяснить возможность формирования и размещения скоплений нефти и газа в фундаменте с позиций органической гипотезы происхождения нефти. И вторая - считалось, что фильтрационно-емкостные свойства кристаллических пород близки к нулевым и эти породы не могут быть коллекторами.

В последнее время в ряде работ (Сорохтин О.Г., 1979; Гаврилов В.П., 1986, 1993; Арешев Е.П., 1996; [2]) положение о возможности формирования и размещения крупных скоплений УВ в кристаллических образованиях фундамента обосновывается с позиции осадочно-миграционной теории и органического происхождения нефти. Вкратце приведем их основные тезисы. Региональная нефтегазоносность фундамента объясняется тем, что весь "гранитный" слой земной коры образовался в результате метаморфизма и частичного переплавления первично-осадочных пород в зонах субдукции. Эти первично-осадочные породы содержали рассеянное ОВ, которое и явилось исходным материалом для последующего насыщения углеводородами пород фундамента [2].

По-видимому, основная часть нефти генерируется в осадочных нефтегазообразующих толщах и затем мигрирует в ловушки как в осадочных, так и в магматических и метаморфических породах. Однако механизм миграции флюидов из нефтегазообразующих толщ в кристаллические образования фундамента освещен в теории слабо: не приводятся расчеты необходимой пластовой энергии для "перетока" флюидов в зоны низких давлений ("пустоты" в фундаменте) из зон более высоких давлений, где происходила генерация нефти. Доказательства возможной миграции нефти носят косвенный, опосредованный характер: сравниваются (без учета количественных критериев) различные параметры состава нефтей (нефтегазогенерирующих толщ и нефтегазоносного комплекса образований фундамента) или указывается на изменения геохимической характеристики нефти как показатель миграции и т.д. Эти положения требуют дополнительного изучения и аргументации.

Многочисленными фактами опровергнуто также и еще одно положение -отсутствие коллекторов в кристаллических породах фундамента.

Следующий широко распространенный стереотип - приуроченность основных скоплений УВ в кристаллических образованиях фундамента к эродированным, выветрелым гранитоидам под поверхностью крупного регионального несогласия - к корам выветривания кристаллических пород [3]. Этот стереотип противоречит новым геологическим данным по целому ряду нефтяных и газовых месторождений, открытых в кристаллических образованиях в последние годы (Ла-Пас, Белый Тигр, Дракон, Кыулонг и др.).

Так, на месторождении Белый Тигр (СРВ) коры выветривания гранитоидов распространены по площади спорадически, толщина их 10-20 м, в отдельных случаях до 40 м, тогда как основные нефтенасыщенные интервалы расположены в разрезе гранитного массива на глубине от первых десятков метров до 1500-2000 м от поверхности фундамента и приурочены к "свежим" гранитам, гранодиоритам, адамеллитам и другим породам. То есть, механизм формирования пустотного пространства гранитного массива связан не только и не обязательно с процессами выветривания, а в основном с глубоким преобразованием пород под воздействием глубинных гидротермальных растворов. Образующиеся при этом гидротермальные метасоматиты обладают довольно высокой эффективной пористостью, проницаемостью и прочностью минерального каркаса [1]. И, как показывают результаты опробования скважин, в частности исследования методами потокометрии и термометрии [4], основные нефтесодержащие интервалы находятся на разных участках залежи нефти на различной глубине - от первой сотни метров до 1500-2000 м ниже поверхности фундамента. И никакого отношения эти нефтенасыщенные интервалы разреза гранитного массива к корам выветривания не имеют.

Это новое положение очень важно для методики поисково-разведочных работ на нефть и газ в кристаллических массивах фундамента. При выборе местоположения и глубины особенно первых поисково-разведочных скважин необходимо учитывать неоднородность гранитного массива и возможность залегания разуплотненных, дезинтегрированных пород на различной глубине от поверхности фундамента (иногда значительно ниже поверхности), а также то, что на некоторых участках разведочной площади такие породы могут отсутствовать. В настоящее время делаются только первые шаги в интерпретации сейсмических и буровых материалов с целью выделения таких дезинтегрированных, разуплотненных зон в теле гранитного массива. Апробированных методик не существует. Большим опытом обладают ученые и геологи-производственники СП "Вьетсовпетро" (в частности, В.В. Ногин в 1992-1993 гг. выделил такие зоны на месторождениях Белый Тигр и Дракон, которые были подтверждены последующим бурением скважин). Здесь же, на месторождении Белый Тигр, было подвергнуто сомнению положение о наилучших коллекторских свойствах гранитоидов в зонах разломов. Это положение, достаточно убедительно подтвержденное для осадочных пород (Быков Р.И. и др., 1970), не является однозначным для хрупких кристаллических образований. Трещиноватость пород в зонах разломов, очевидно, распространена настолько широко, что является общим благоприятным фоном. Однако решающую роль в формировании пустотности играет воздействие глубинных гидротермальных растворов на породы фундамента. В местах активного проявления гидротермальных процессов гранитоиды преобразовались в породы с характерными для гидротермального метасоматоза минеральными парагенезисами и зональным строением ореолов выщелачивания, т.е. гидротермальный процесс выступает как фактор формирования вторичной пустотности.

Так, каолинизированные и цеолитизированные породы фундамента характеризуются значительной разуплотненностью, проявляющейся в развитии микротрещиноватости и кавернозности. Об этом свидетельствуют как результаты изучения на растровом электронном микроскопе морфологии эффективного пустотного пространства образцов пород, пропитанных контрастным к электронному пучку веществом [1], так и результаты анализа приуроченности дебитов скважин (как обобщенного показателя коллекторских свойств) к различным участкам залежи нефти месторождения Белый Тигр (Шустер В.Л., 1995). Возможно, именно с этим стереотипом (коллекторы фундамента - коры его выветривания) связаны многие неудачи прежних поисково-разведочных работ.

И наконец, в определенной степени сомнению может быть подвергнут и стереотип об обязательности глинисто-аргиллитовой или эвапоритовой покрышки (экрана для залежи УВ в ловушке фундамента) . Положение о необходимости (обязательном условии) экрана для залежи остается незыблемым. Однако при оценке этого фактора для магматических и метаморфических пород следует учитывать возможность экранирования залежи нефти (или газа) не только традиционными терригенными или эвапоритовыми породами, но также и эффузивными покровами и (или) собственно кристаллическими непроницаемыми гранитоидами, которые на отдельных участках (в блоках) могут самостоятельно играть роль флюидоупоров. Это так называемая зона закатки (Гаттенбергер Ю.П., 1991), возникающая в верхней части гранитоидного массива в результате неравномерного остывания магмы.

Здесь изложены только некоторые новые данные, заставляющие специалистов, занимающихся проблемой нефтегазоносности кристаллических образований фундамента, пересмотреть традиционные взгляды на эту проблему. Обмен мнениями, новый опыт позволят сформировать научный подход и методику проведения поисков и разведки этого сложного объекта и как следствие открыть крупные месторождения нефти и газа в России.

Влияние гидротермальной деятельности на формирование коллекторов нефти и газа в породах фундамента / А.Н. Дмитриевский, Ф.А. Киреев, Р.А. Бочко, Т.А. Федорова // Изв. АН СССР. Сер. геол. - 1992. - № 5.
Нефтегазоносность континентального шельфа юга Вьетнама с позиции концепции тектоники литосферных плит / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, Ф.А. Киреев, Ч.Л. Донг, Н.Т. Шан // Геология нефти и газа. - 1996. - № 10.
Фундамент осадочных бассейнов и его нефтегазоносность/ Алиева Е.Р., Кучерук Е.В., Хорошилова Т.В. - М., 1987. - (Обзор, информ. /ВИЭМС).
Thermometric Well Testing on the Vietnam Offshor / Т .N. San, V.F. Shtyrlin, G.G. Vakhitov, L.M. Loi, L. Listengarten, D.L. Hien //SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference held in Melbourne, Australia, 7-10 November 1994.

The article deals with new provisions of the problem of studying nontraditional object of oil and gas geology-crystalline formations of the basement. Discovery of large hydrocarbon fields in these rocks abroad attracts attention of geologists to the problem of the basement's oil and gas potential in Russia too.

Analysis of new facts about oil fields in Vietnam, Venezuela and other countries enables the author to revise generally accepted ideas of oil, reservoirs and hydrocarbon cap rocks genesis in the basement's crystalline rocks. The author attempts on the basis of new features of fields structure to propose criteria for the estimation of oil and gas potential prospects of this non-traditional object.

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности пород кристаллического фундамента

Б. П. КАБЫШЕВ (УкрНИГРИ)

Существующие методические разработки по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти и газа [2] хотя и являются довольно многочисленными, но касаются только осадочных комплексов и не могут распространяться на породы кристаллического фундамента НГБ, особенно слабоизученных, и невыявленными или с незначительным количеством открытых месторождений. Достаточно большое количество уже выявленных сейчас в породах кристаллического фундамента месторождений как за рубежом, так и в СССР (Днепровско-Донецкая впадина - ДДВ, Мангышлак и др.) выдвигают проблему поисков таких скоплений в одно из важных новых направлений геологоразведочных работ [3, 4]. В этих условиях весьма актуальна задача районирования территорий по степени перспективности пород фундамента и количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа в них. Последнее является наиболее надежной основой разработки направлений геологоразведочных работ.

Принципы оценки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента платформ существенно различаются с позиций неорганического и органического происхождения УВ, хотя для определенных зон и мощности (глубины залегания) разреза выводы о степени их перспективности могут совпадать и это может являться основой разработки согласованных направлений геологоразведочных работ.

С точки зрения глубинного происхождения УВ, перспективны как верхняя выветрелая и трещиноватая, перекрытая флюидоупором осадочного чехла часть фундамента, так и любые более глубокие интервалы разреза в нем, вплоть до разуплотненных глубинных зон континентальной коры, расположенных выше поверхности Конрада. С позиций осадочно-миграционной теории образования УВ, известные в мировой практике скопления их в кристаллических породах находятся во вторичном залегании и образовались за счет миграции из перекрывающих, но залегающих гипсометрически ниже продуктивных комплексов осадочного чехла или контактирующих с фундаментом по крупным разломам. Отсюда следует и основной принцип оценки перспектив нефтегазоносности фундамента: он перспективен там же, где и осадочный чехол, причем степень перспективности изменяется в соответствии с таковой продуктивного комплекса, перекрывающего поверхность фундамента или контактирующего с ним по разломам.

С этих позиций, наибольшие перспективы связаны с верхней выветрелой и трещиноватой зоной фундамента. Промышленные залежи УВ могут быть приурочены и к более глубоким интервалам разреза, где вследствие петрографического состава кристаллических пород и распределения напряжений в них образуются зоны разуплотнения и формируется коллектор. Однако максимальная глубина распространения прогнозируемых залежей при этом не может превышать отметок залегания подошвы осадочного чехла в близлежащих депрессиях. Нередко это немалые глубины.

Таким образом, принципиальные различия двух подходов к оценке перспективности фундамента для практики геологоразведочных работ состоят, во-первых, в разной оценке глубинных (вблизи поверхности Конрада) зон земной коры, что в ближайшее время не может быть реализовано по техническим причинам, так как требует бурения очень глубоких скважин (10-15 км и более). Во-вторых, гипотеза неорганического происхождения УВ, в отличие от осадочно-миграционной, положительно оценивает образования фундамента в бассейнах без промышленной нефтегазоносности осадочного чехла, в неперспективных по осадочному чехлу зонах НГБ с затрудненной латеральной миграцией УВ из перспективных зон, а также в кристаллических щитах. Учет этого фактора может повлиять на направление геологоразведочных работ и расширить теоретические представления о происхождении нефтяных и газовых месторождений.

На оценку нефтегазоносности кристаллических пород фундамента платформ влияют также следующие факторы: 1) флюидоупорные свойства пород в подошве перекрывающего осадочного комплекса; 2) распространение средних по размерам положительных и отрицательных структурных форм по поверхности фундамента; 3) гидрогеологические условия сохранности скоплений нефти и газа (минерализация, сульфатность, степень метаморфизма подземных вод, содержание и упругость водорастворенных газов).

Эти три фактора важны и проявляются независимо от позиции на происхождение УВ, хотя определенные различия имеются и здесь. Так, глубинный генезис УВ, при котором, по представлениям большинства его сторонников, формирование месторождений связано с последними (неоген-четвертичными) этапами диастрофизма, накладывает меньшее ограничение на условия сохранности УВ, в частности гидрогеологическую закрытость недр, чем осадочно-миграционное происхождение. С обеих позиций более перспективными являются валы и выступы фундамента, менее перспективными - моноклинальные участки и малоперспективными - депрессии и мульды. Верхняя выветрелая и трещиноватая часть фундамента наиболее перспективна на участках, где перекрывающий его осадочный чехол в нижней части представлен слабопроницаемыми породами (флюидоупорами).

Принцип оценки перспектив нефтегазоносности пород кристаллического фундамента с позиций осадочно-миграционной теории ниже детализирован на примере ДДВ. В этом регионе в последние годы в породах фундамента открыты Хухрянское нефтяное и Юльевское газоконденсатное месторождения, а ранее были получены непромышленные притоки УВ на ряде других площадей. Строение этих месторождений детально охарактеризовано ранее [1, 3, 4]. Поэтому здесь кратко отметим только, что Хухрянское месторождение расположено в зоне северного краевого разлома ДДВ (рисунок). Фундамент в его пределах сложен плагиогранитами и плагиомигматитами. В продуктивной скв. 1 поверхность кристаллических пород вскрыта на глубине 3200 м, а при испытании интервала 3200-3280 м получены притоки нефти дебитом 69 м 3 /сут и газа 99 тыс. м 3 /сут. По данным ГИС и термодебитометрии, поступление УВ происходит из самой верхней выветрелой части фундамента, а также из разуплотненной зоны в 50 м ниже ее.

Юльевское месторождение расположено на северном борту (см. рисунок) и приурочено к поднятию в осадочном чехле, проявляющемуся в виде горста также по поверхности фундамента. Промышленные притоки газа (до 200 тыс. м 3 /сут) получены в скв. 1-3 как из верхней части фундамента, так и из нескольких интервалов ниже (до 300 м от его поверхности). Коллекторские емкости в кристаллических породах фундамента могут быть связаны как с зонами разуплотнения (дробления, дезинтеграции, выщелачивания), так и с корами выветривания различного типа. Так, на Хухрянском месторождении породы фундамента представлены гранитами, гранодиоритами и мигматитами; наибольшие изменения их в скв. 1 приурочены к самой верхней части фундамента (3199-3209 м), где наблюдаются сильная хлоритизация темноцветных минералов, каолинитизация полевых шпатов и другие вторичные изменения (в основном по трещинам). Обнаружены раскрытые трещины с запахом нефти. Ниже интенсивная трещиноватость проявляется слабее и заканчивается на глубине 3300 м, т. е. в 100 м от поверхности фундамента [1]. В стороне от краевого глубинного разлома, на Юльевской площади, породы фундамента сложены плагиогранитами и амфиболитами, подвергшимися метасоматозу и эпидотизации, широко проявившимися в зонах разрывных нарушений. В породе встречаются открытые поры до 2 мм и трещины шириной 0,2-1 мм, выполненные эпидотом [3]. Промышленно-газоносные зоны улучшенных коллекторов, связанные с разуплотненными породами, выделяются здесь сейсморазведкой на основе пониженных значений псевдоакустических скоростей.

Геологической основой подсчета прогнозных ресурсов УВ в породах кристаллического фундамента является качественная оценка перспективности территории (см. рисунок). В основу этой карты положен принцип соразмерности перспективности фундамента и перекрывающего его осадочного комплекса.

Наиболее перспективной по фундаменту является территория северного борта ДДВ и приразломной зоны северного краевого нарушения, где кристаллические породы контактируют с наиболее перспективной и основной генерирующей частью разреза осадочного чехла - отложениями нижнего карбона. Причем самой перспективной на указанной территории и вообще в ДДВ является выделяемая по данным сейсморазведки КМПВ нриразломная зона шириной 3-6 км, интенсивно нарушенная сбросами системы северного краевого разлома, по которой происходит тектоническое контактирование пород фундамента и нижнекаменноугольных отложений, хотя сверху фундамент перекрывается породами девона. В этой зоне открыто Хухрянское нефтяное месторождение. Аналогичная зона на юге ДДВ выделяется в ранге перспективной вследствие различий в оценке одновозрастных отложений осадочного чехла.

На большей части северного борта фундамент перекрыт отложениями верхнего визе, имеющими наибольшую плотность прогнозных ресурсов, и поэтому по фундаменту выделяется перспективная зона. На северной окраине Донбасса и в восточной части южной прибортовой зоны на фундаменте залегают турнейские образования и здесь докембрийские породы оцениваются ниже, в ранге умеренно перспективных, что обусловлено меньшей плотностью прогнозных ресурсов этого комплекса (по сравнению с верхневизейским) и более песчаным его составом. Поэтому более вероятно, что верхневизейские отложения, перекрывающие фундамент, представлены флюидоупорной частью, а турнейские - песчано-алевролитовыми или карбонатными породами.

На территории Днепровского грабена (за исключением некоторых выступов) фундамент перекрыт отложениями подсолевого девона, менее перспективными по сравнению с нижнекаменноугольными. Все же и здесь образования девона и докембрия дифференцированы по площади. В соответствии с этим в северно-западной части Днепровского грабена фундамент оценивается умеренно перспективным, в средней части северной и южной прибортовых зон (Ахтырский и Зачепиловско-Затышнянский участки) - перспективным, так как последние две зоны представляют наибольший интерес по девонским породам, где выявлены первые промышленные месторождения (Козиевское, Голиковское) и получен промышленный приток газа на Горобцовской площади.

Южный борт ДДВ по осадочному чехлу оценивается отрицательно, в основном вследствие неблагоприятных условий сохранности УВ (гидрогеологической раскрытости). В этом отношении залегающие глубже докембрийские образования находятся в более благоприятных условиях, и на глубинах более 2 км на данном этапе изученности их можно отнести к категории малоперспективных без количественной оценки. К этой же категории следует причислить и периферийную часть северного борта ДДВ с глубинами залегания поверхности фундамента 1,5-2 км.

Охарактеризованная перспективность пород докембрийского фундамента в разных зонах ДДВ находится в соответствии с фактическими результатами бурения. Так, по состоянию на начало 1989 г. фундамент в регионе вскрыт в 272 скважинах, из которых испытывались 58. Из 101 опробованного в этих скважинах объекта промышленные притоки нефти или газа получены в шести, непромышленные - в 14, водоносными оказались 20 и «сухими» - 61 объект.

Впервые нефтегазопроявления (битумы, нефть в трещинах) в породах фундамента в ДДВ были обнаружены в начале 70-х годов на южном борту, в районе Кобелякского синклинория. Позднее на северном борту в скв. 442 Журавненской из трещиноватой части фундамента на контакте с осадочными породами был получен приток нефти дебитом 1,8 м 3 /сут на 2-мм штуцере. Нефтепроявления из пород фундамента или при совместном испытании их с осадочным чехлом отмечены на ряде площадей северного борта (Тростянецкая, Коробочкинская, Нарижнянская, Прокопенковская, Коломийчихинская, Кудрявская) или в северной прибортовой зоне вблизи краевого разлома (Козиевская площадь). Кроме того, на ряде площадей северного борта (Турутинская, Воскресеновская, Дружелюбовская, Радянская и др.) и грабена (Ловиньская, Чемерская, Колайдинцевская и др.) получены значительные притоки воды, что свидетельствует о положительных ФЕС пород фундамента. Как указано выше, промышленная нефтегазоносность образований фундамента в ДДВ впервые установлена на Хухрянском месторождении в 1985 г. и подтверждена в 1987 г. выявлением Юльевского газоконденсатного месторождения, расположенных соответственно в зоне северного краевого разлома и на борту.

Как видим из изложенного, наблюдается полное соответствие между районированием ДДВ по степени перспективности и результатами испытания скважин в породах фундамента: Хухрянское и Юльевское месторождения находятся соответственно в наиболее перспективной и перспективной зонах, существенные признаки нефти получены на бортах ДДВ, где фундамент контактирует с отложениями нижнего карбона. И наоборот, непосредственно на территории Днепровского грабена, где фундамент перекрывается менее перспективными подсолевыми девонскими отложениями, каких-либо существенных признаков нефти или газа пока не получено, хотя число скважин, вскрывших кристаллический фундамент в грабене, немалое (60 %) по сравнению с их количеством (30 %) на северном борту.

Разрез фундамента глубже приконтактной с осадочным чехлом зоны с позиций органического происхождения УВ теоретически можно считать перспективным только до глубины залегания подошвы осадочного чехла в соседних депрессиях. Это немалая величина. Так, для территории северного борта ДДВ на долготе расположения Юльевского месторождения она составляет 10-13 км, Хухрянского - 9-11, Турутинского - 5-7. Первая цифра интервала является более реальной, так как соответствует глубине залегания поверхности фундамента непосредственно в прибортовых депрессиях грабена, откуда возможна миграция УВ в сторону борта. Вторая цифра интервала показывает глубину залегания докембрия в осевой части грабена, условия миграции УВ откуда менее благоприятны вследствие большего расстояния и наличия на пути миграции прибортовых выступов. Следует отметить, что в целом перспективность верхней выветрелой и трещиноватой зоны фундамента выше, чем более глубоких интервалов разреза, где, как установлено бурением в Татарии, Кольской сверхглубокой скважиной, да и на ряде участков в ДДВ, зоны разуплотнения кристаллических пород и соответствующие определенные перспективы нефтегазоносности имеются, однако промышленных месторождений пока не выявлено.

В основу количественной оценки прогнозных ресурсов УВ в кристаллических породах фундамента положен вывод о тесной взаимосвязи нефтегазоносности с контактирующим осадочным продуктивным комплексом. Несомненно, что обмен УВ между генерирующими отложениями осадочного чехла и фундаментом в разных зонах и условиях происходил в различных количественных соотношениях. Однако в настоящее время труднее предложить более конкретные данные для оценки этого количественного соотношения, чем признать равновесное его значение и, следовательно, принять плотность ресурсов УВ в фундаменте одинаковой с перекрывающим или контактирующим осадочным комплексом, для которого она рассчитана на основе существующих методов [2]. Это будет своего рода модификация метода сравнительных геологических аналогий, но проведенная между разными комплексами одной и той же зоны. В Полученные таким способом плотности ресурсов в образованиях фундамента с помощью коэффициентов аналогии следует вносить коррективы на флюидоупорные свойства пород в подошве осадочного чехла и размещение средних по размерам положительных и отрицательных структур поповерхности фундамента.

На основе охарактеризованных принципов и методики подсчитаны прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата в породах кристаллического фундамента ДДВ. Для этого плотности ресурсов перекрывающих его верхневизейского, турнейского или подсолевого девонского комплексов, подсчитанные в соответствующих зонах методом сравнительных геологических аналогий, перенесены на фундамент. Вместе с тем в приразломных зонах северного и южного краевых нарушений полученные таким образом плотности ресурсов следует удвоить, исходя из того, что в этих зонах миграция УВ в породы фундамента могла происходить как из перекрывающего, так и из контактирующего по разломам осадочного комплекса.

Полученные на основе выполненной оценки прогнозные ресурсы УВ в кристаллических породах фундамента составляют 8,7 % общих по ДДВ ( Подсчет прогнозных ресурсов выполнен Б.П. Кабышевым и Т.М. Пригариной. ) . Половина их приходится на северный борт ДДВ и прибортовую полосу грабена, которые имеют и наиболее высокую качественную оценку. Остальная часть ресурсов с меньшей плотностью рассредоточена на территории центральной, южной и северной прибортовых зон ДДВ.

Величина прогнозных ресурсов УВ фундамента меньше, чем в основных продуктивных комплексах нижнего карбона (серпуховском, верхневизейском и турнейско-нижневизейском), но соизмерима с оставшимися неразведанными ресурсами в нижнепермско-верхнекаменноугольном и среднекаменноугольном комплексах.

Охарактеризованные принципы и методика были также реализованы для оценки прогнозных ресурсов нефти и газа в фундаменте на территории юго-восточного склона Чешского кристаллического массива. Особенностью этой реализации был учет с помощью коэффициентов аналогии имевшихся данных о ФЕС кристаллических пород фундамента и экранирующих способностях перекрывающих его пород (карпатский флиш, неогеновые или девонские образования).

1. Довжок Е.М., Пономаренко М.И., Клочко В.П. Нефтегазоносность пород кристаллического фундамента ДДВ // Нефтяная и газовая промышленность.- 1987.- № 3.- С. 9-12.

2. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата.- М.: ВНИГНИ.- 1983.

3. Поиски углеводородов в кристаллических породах фундамента на северном борту ДДВ / В.Г. Демьянчук, В.В. Крот, И.И. Чебаненко и др.- Киев: Наукова Думка.- 1989.

4. Структурно-геологические особенности нефтегазопроявлений в Юльевской зоне ДДВ / В.Г. Демьянчук, И.И. Чебаненко, В.В. Крот и др. // Геологический журнал.- 1988.- № 5.- С. 3-12.

Principles and methods for the quantitative evaluation of prognostic resources of hydrocarbons in the crystalline basement rocks of platforms are described. It can be concluded that the basement is prospective in the same place where sedimentary cover is. Corrections have been introduced for the screening properties of rocks at the base of the sedimentary cover and the position of positive and negative structures has been defined more precisely.

Рисунок Карта качественной оценки перспектив нефтегазоносности докембрийского фундамента ДДВ.

Границы: 1 - Днепровского грабена, 2 - зон разной перспективности, 3 - зон различного фазового состояния УВ (Н - нефтяная, Г - газовая, КГ - конденсатно-газовая); степень перспективности территории: 4 - наиболее перспективная, 5 - перспективная, 6 - умеренно перспективная, 7 - малоперспективная без количественной оценки, 8 - территория с глубиной залегания поверхности фундамента более 7 км, где перспективы не оценивались; месторождения: 9 - нефтяные, 10 - газоконденсатные; I - Юльевское, II - Хухрянское

Нефтяное дыхание кристаллического фундамента

(8 октября 2019 06:01 , ИА "Девон" )

Российским ученым нужно продолжать накапливать знания о кристаллическом фундаменте и принять во внимание запасы глубин недр Земли. Об этом пишет доктор геолого-минералогических наук Ренат МУСЛИМОВ в статье, вышедшей в сборнике конференции «Углеводородный и минерально-сырьевой потенциал кристаллического фундамента» (прошла в рамках Татарстанского нефтегазохимического форума). ИА Девон публикует статью с сокращениями.

Проблема поисков углеводородов в толщах кристаллического фундамента (КФ) в Татарстане впервые была поставлена советским ученым Белялом Юсуповым в 1936 году. Он настаивал на глубоком нефтепоисковом бурении по древнему фундаменту в северо-западных районах Татарстана, в том числе на Кабык-Куперской площади, где выявлены нефтепроявления.

Автор утверждал, что «представление о бесперспективности кристаллического фундамента устарело, так как нефтегазоносность фундамента является фактом непреложным». Юсупов предлагал изучать нефтеносность фундамента бурением на небольшую глубину. Сегодня представления об этом уже другие.

Однако целенаправленного бурения для оценки нефтегазоносности кристаллического фундамента в РТ до начала 1970-х годов не проводилось. Изучалась только верхняя кровельная часть КФ, до которой бурились все поисково-разведочные, а на первых порах развития нефтяной промышленности и эксплуатационные скважины.

В Татарстане под руководством профессора Василия Лобова в 1969 году была разработана программа сверхглубокого бурения по кристаллическому фундаменту. Теоретическая концепция абиогенного генезиса нефти, созданная выдающимся учеными Николаем Кудрявцевым, П.Н. Кропоткиным, В.Б. Порфирьевым, В.А. Краюшкиным и др., явилась научной основой комплексной программы изучения глубинных недр Татарстана с 1970-х гг.

целенаправленное разбуривание докембрийского основания сверхглубокими скважинами (до глубины 5—7 км);

углубление в породы кристаллического фундамента на первые сотни метров отдельных поисковых и разведочных скважин, бурящихся на продуктивные горизонты девона;

Основной задачей данной программы явился поиск структурных неоднородностей в теле КФ, разуплотненных проницаемых зон с циркуляцией газонасыщенных растворов и возможных скоплений углеводородных флюидов. Также решался целый ряд задач широкого геологического масштаба, связанных с изучением геолого-тектонических и петрографических особенностей гранито-гнейсового слоя.

Проводилась интерпретация материалов геофизических исследований, корреляция разновозрастных толщ фундамента, выяснялись особенности палеотемпературного режима земной коры и др. Но главным был вопрос нефтегазоносности.

По тем временам подобные представления оценивались как фантастические. Лобов заявлял о дальней боковой миграции нефти из осадочных образований Предуральского прогиба в сторону Южно-Татарского свода. На самом деле он считал, что источник углеводородов находится в глубинах планеты.

Благодаря такому тактическому ходу за 4 года удалось утвердить бурение первой сверхглубокой скважины на кристаллический фундамент Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения.

Перед этой скважиной ставились общегеологические задачи. Лобов говорил о возможной нефтегазоносности фундамента. На основании уникальных геологических данных скважины №20000 было обосновано бурение другой сверхглубокой скважины №20009-Новоелховской. Вскрытая мощность фундамента составила 4077 метров.

Удивительные и неожиданные результаты бурения этих скважин и опробование в них около 20 объектов позволили дать оценку потенциального нефтепоискового объекта кристаллического фундамента.

Но с переходом России к капиталистической системе данная программа не могла быть продолжительной. Некоторое время еще проводились работы по опробованию выделенных для исследования объектов в сверхглубокой скважине 20009.

В современной России в настоящее время нет никаких условий для продолжения изучения кристаллического фундамента, связанного с бурением сверхглубоких скважин. От научных исследований сегодня требуют быстрого получения практических результатов. В руководстве геологической и нефтегазовой отраслей сегодня нет деятелей с глубоким государственным мышлением, способных анализировать мировые тенденции и прогнозировать развития отраслей на 40-50 лет вперед.

Такие титаны были в советское время. Об этом говорит сам факт бурения сверхглубоких скважин на КФ в Татарстане. Тогда, в обстановке монопольного господства биогенной теории происхождения нефти и запрета на исследования по абиогенному происхождению нефти, специалисты поддержали проекты по запрещенной тематике. Без их поддержки проведение работ было бы невозможно.

Сегодня таких титанов на руководящих должностях уже нет, и ожидать начала мощных прорывных работ не приходится. Для кардинального решения поисков и добычи абиогенной нефти КФ потребуется не менее 40-50 лет. Это при условии, если будет разработана и принята целевая государственная программа по исследованию КФ осадочных бассейнов и абиогенной глубинной нефти. Нужны громадные затраты, но и результаты будут огромными. Мы получим технологии использования неисчерпаемых углеводородных ресурсов глубинных недр Земли.

Уместно привести историю сланцевой революции добычи газа и нефти в США. К ней они целенаправленно шли более 40 лет. Сегодня страна с падавшей добычей, с самыми большими объемами импортируемой нефти вышла на первое место по добыче нефти и готовится стать крупным экспортером нефти и газа.

Что касается глубинной, абиогенной нефти в США у специалистов и ученых большой пессимизм. И подобных реальных программ пока нет. Но по мере накопления материалов по данной проблеме в мире, они могут появиться. И мы опять будем отставать от американцев.

Но нашим геологам, специалистам и ученым не стоит отчаиваться. Нужно в полной мере использовать результаты уникальных 40-летних исследований в РТ.

Учеными доказана тесная связь месторождений в осадочном чехле и их строения с геологическим строением фундамента. Изучая геологическое строение фундамента, мы облегчаем поиски нефти в вышележащих отложениях. Можно сказать, что познание фундамента - ключ к поискам нефти в осадочном чехле.

Кристаллический фундамент играет нефтегазогенерирующую и нефтепроводящую роль, о чем может свидетельствовать ряд факторов.

Приуроченность залежей нефти осадочного чехла к разломам в фундаменте дает возможность рассматривать его как в качестве промежуточного звена миграции нефтегазоносных флюидов, так и самостоятельного поискового объекта.

Есть явное несоответствие начальных потенциальных ресурсов (НПР) Татарстана, из которых уже извлечено около 3,5 млрд т нефти. Полученные на основе геохимического анализа доманикиты палеозоя с оценкой их нефтематеринского материала составляют всего 709 млн т для всей осадочной толщи. Это указывает на невозможность формирования промышленных скоплений углеводородов за счет нефтегенерирующего потенциала осадочных пород.

Обоснование поисков УВ - в породах самого кристаллического фундамента. Для этого есть очень веские основания, полученные по мере более углубленного изучения фундамента. На основе данных сейсмического профилирования и глубокого зондирования установлено пластично-чешуйчатое строение фундамента.

При этом, как видно из данных профилей, основные отражающие горизонты фундамента находятся под «покрышкой» непроницаемых пород на глубинах в 5-7 км. Проведенные работы по изучению отражающих горизонтов позволяют считать их в качестве так называемых зон разуплотнения или зон деструкции фундамента. Они обладают высокими коллекторскими свойствами, вследствие дробления и переработки пород.

Кристаллический фундамент играет роль в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин. Татарстанскими учеными было показано существование на Южно-Татарском своде единого источника нефтегенерации для залежей нефти и природных битумов (ПБ).

Показано, что формирование месторождений происходит за счет вертикально восходящей миграции нефтегазоносных флюидов через разломы, секущие кристаллический фундамент и ниже горизонты осадочного чехла.

Это позволило сделать вывод о наличии факта миграции углеводородов (УВ) из зон деструкции фундамента в осадочный чехол по зонам многочисленных разломов. Таким образом, можно с полной уверенностью говорить о «подпитке» нижних горизонтов Ромашкинского месторождения «УВ-дыханием» фундамента.

Анализ позволяет по-новому рассмотреть нефтяные месторождения как постоянно развивающийся, подпитывающийся углеводородами из глубин недр Земли.

Исходя из данных о наличии большого числа нефтяных и газовых месторождений мира, открытых в породах КФ, можно считать кристаллический фундамент Русской платформы объектом самостоятельного поиска.

Но проводить обычные нефтегазопоисковые работы на КФ крайне дорого и технически трудно. Отсутствие технологий поисков и техники бурения в крайне сложных геологических условиях КФ принудили на современном этапе отказаться от немедленной реализации этой идеи. На ее место пришла идея получать нефть из КФ через месторождения осадочного чехла. Для этого можно использовать механизм «подпитки» месторождений осадочного чехла глубин в результате глобального процесса дегазации Земли.

Проведенные в течение 40 лет в РТ работы по углубленному изучению КФ позволили по новому подойти к определению атрибутов нефтегазового месторождения. Раньше считалось, что месторождение приурочено к ловушке, состоящей из коллектора и покрышки. При этом, как само собой разумеющееся, подразумевалось наличие где-то нефтематеринских пород.

Сегодня констатируется, что нефтяное месторождение в осадочном чехле состоит из ловушки, включающей коллектор и покрышку; глубинного резервуара - поставщика углеводородов; нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с осадочными породами.

А в самом КФ для наличия нефтяной или газовой залежи достаточно иметь коллектор и флюидоподводящий канал.

Из глубинного источника флюиды мигрируют по нефтеподводящим каналам в ловушки осадочного чехла. По В.А. Трофимову, под каждым нефтяным месторождением должен быть подводящий канал. Но это не обязательно. Однако под гигантскими и супергигантскими месторождениями их может быть достаточно много. Например, под Уренгойским месторождением имеется серия таких каналов, называемых «морковками».

А в более мелкие месторождения углеводороды могут попадать в результате боковой миграции, которую большинство исследователей на близкие расстояния не отрицают. Последние достижения мировой нефтегазовой науки опровергают представления о дальней латеральной миграции флюидов и подтверждают доминирование вертикальной миграции в процессах формирования залежей УВ.

Она особенно активно проявляется на больших глубинах. При этом существенная роль глубинных флюидов потоков, которые являются одной из причин широкого развития аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в глубокопогруженных комплексах.

В процессе изучения возникло новое перспективное направление - поиски эндогенной нефти не в самих породах КФ, а в вышележащих осадочных отложениях. Используются для этого процессы «подпитки» нефтяных месторождений осадочного чехла ресурсами УВ за счет притока флюидов по скрытым трещинам и разрывам, т.е. по флюидопроводящим каналам из единого глубинного мантийного источника за счет восходящей миграции. Все это позволило сформулировать новую стратегию разработки нефтяных месторождений с учетом их постоянной подпитки из недр Земли.

Напомним , первоначально залежи нефти Ромашкинского месторождения оценивались в 710 млн тонн. На сегодняшний день доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в более 3 млрд тонн, считают специалисты ПАО «Татнефть». Ранее считалось, что добыча на данном месторождении завершится к 2065 г. Однако теперь планируется продлить добычу до 2200 г. Если учесть гипотезу «подпитки», срок его разработки может еще увеличиться.

Нефтяное дыхание кристаллического фундамента

(8 октября 2019 06:01 , ИА "Девон" )

целенаправленное разбуривание докембрийского основания сверхглубокими скважинами (до глубины 5—7 км);

А в самом КФ для наличия нефтяной или газовой залежи достаточно иметь коллектор и флюидоподводящий канал.

Читайте также: