Г.П. Мясникова, А.Г. Мухер, Л.А. Солопахина

Этой проблемой в Западной Сибири занималось много специалистов, среди них следует отметить публикации Антоновой Т.Ф. (1967), Клубовой Т.Т. (1988), Ушатинского И.Н. (1971), Прозоровича (1972) Мясниковой Г.П. (1972), Филиппова Б.В. (1964), Волкова А.М. (1967), Нестерова И.И. (1969), Бакирова Э.А. (1972).

На качество покрышек влияют как микро-особенности литологического состава глин, такие, например, как минералогический состав, диаметр пор, так и макроособенности строения глинистого экрана – однородность глин, содержание песчаных и алевритовых, углистых прослоев в них; выдержанность прослоев и положение осложняющих их в разрезе, фациальный состав глин, толщина.

Влияние минералогического состава глин на их экранирующие свойства обусловлено различным строением кристаллических решеток у глин с различным минералогическим составом. Глины, которые содержат монтмориллонит характеризуются большим количеством связанной воды, меньшим диаметром пор, большей пластичностью, а, следовательно, лучшими коллекторскими свойствами.

Диаметр пор в глинах – наиболее полно отражает фильтрационные свойства глин.

Размеры пор в глинах обусловлены, как минералогическим составом, так и примесью алевролито-песчаного материала, её количеством и характером распределения в глине.

Рассчитывать диаметр пор в чистых глинах предложили Ушатинский И.Н. и Нестеров И.И. (1971) по формуле:

 где d – диаметр пор, а – размер частиц, n – абсолютная пористость.

Глины, представленные морскими фациями, обладают лучшими экранирующими свойствами, чем сложенные континентальными фациями.

Мощность покрышек рассматривалась с точки зрения механического повреждения, вероятности перетока УВ и разрушения залежей.

Связь между высотами залежей и мощностью над ними покрышки изучалась многими исследователями: Сверчковым Г.Л. (1967), Волковым А.М. (1967), Нестеровым И.И. (1969), Мясниковой Г.П. (1972) и др. Сверчков Г.П. установил связь между высотой газовых залежей и мощностью покрышек, но одновременно показал, что для залежей определенной высоты существует нижний критический предел мощности покрышки. Волков А.М., анализируя зависимость между высотой газовых, газонефтяных залежей в различных нефтегазоносных областях, в том числе и Западной Сибири, и мощностью покрышек отмечает существенную связь между этими параметрами, он получил следующие коэффициенты корреляции: 0.91 – для залежей с этажом газоносности более 250 м и 0.79 – с этажом газоносности менее 250 м.

Прозорович Г.Э. (1972) пришел к выводу, что мощность покрышек является одним из решающих факторов, который улучшает их качество, при более мощной покрышке меньше вероятность распространения в ней значительного количества эффективных трещин, секущих её по всей мощности. Чем мощнее покрышка, тем меньше вероятность естественного гидроразрыва трещинами за счет избыточного давления.

Нестеров И.И. (1969) проанализировав 300 нефтяных и газовых залежей Западной Сибири и связь между высотами залежей и толщинами покрышек, пришел к выводу об отсутствии зависимости между этими параметрами.

Мясникова Г.П. (1972), анализируя связь запасов УВ и высоты залежей с мощностью покрышек подтвердила вывод Нестерова И.И. и показала, что основной оценочной характеристикой глинистой толщи как покрышки является выдержанность её литологического состава и предложила оценивать выдержанность по вероятности появления в ней литологических окон (при значении больше 0.1 покрышка становится невыдержанной и ненадежной). Сделаны выводы о том, что покрышка определяет условия благоприятные для скоплений УВ, а не их величину и для каждой покрышки в Западной Сибири существует критическая толщина, меньше которой она теряет экранирующие свойства (для покрышки над сеноманскими залежами критическая толщина составляет 200 м, а для покрышки над неокомским комплексом – 10 м).

Оценки качества экранирующих свойств региональных глинистых флюидоупоров, выполненные специалистами ГП НАЦ РН им. В.И. Шпильмана и ФГУП СНИИГГиМС, различаются радикально, часто они диаметрально противоположны. Поскольку эти различия отражают степень неопределенности знаний по этому вопросу, в статье приводятся результаты двух оценок.

Оценка ГП НАЦ РН им. В.И. Шпильмана.

Для оценки качества экранов использовался стандартный комплекс ГИС – диаграммы КС, ПС, ГК, НГК, кавернометрия и КВ, акустическического каротажа; по которым «экспертно» оценивалось качество покрышек. Ранжирование экранов проводилось в основном по кривым ГИС стандартного каротажа: ПС и ГК, кавернометрии. Покрышки были разделены по своим экранирующим свойствам на три класса: с хорошими, средними и низкими свойствами.

К первому классу с хорошими экранирующими свойствами, были отнесены экраны с толщиной более 10-15 м, максимальной амплитудой ПС и ГК и однородные по этим кривым.

К третьему классу с низкими экранирующими свойствами были отнесены пласты с толщиной глин менее 10 м, включающие прослои песчаника и галек вулканических, метаморфических пород, а также пестроцветные континентальные отложения – глины татарской, тяжинской свит. Остальные пачки неоднородных глин были отнесены к классу со средними экранирующими свойствами.

Анализировались четыре экрана: над средней юрой – малышевским горизонтом, над нижней юрой – надояхским горизонтом, над шараповским и зимним горизонтами в разрезе нижней юры.

Грубо разбив на три класса экраны вводились поправки за мощность (толщину), расположение однородной пачки глин в разрезе и высокой плотности разрывных нарушений.

Увеличение мощности (больше 20-30 м) рассматривалось как улучшение экранирующих свойств. Как показали предыдущие исследования мощность покрышки – её абсолютная величина не определяет величину ресурсов под ней, существует толщина, меньше которой залежи отсутствуют. Что касается положения однородных глин в разрезе экрана, то наиболее благоприятным является положение в подошве на контакте с продуктивным пластом, чем выше, тем хуже — может произойти рассеивание, разрушение залежи.

На картах покрышек показаны контуры участков с разным качеством экранов, границы распространения и замещения одних свит другими, открытые под покрышками месторождения. Так же выделены контуры тектонически активных зон, связанных с рифтогенезом, планетарными напряжениями и установленными на месторождениях разломами.

Выделено шесть тектонически наиболее активных зон (рис. 1):

1. Рогожниковско-Ханты-Мансийская;

2. Харасавейско-Семаковская;

3. Ямбургско-Мессояхско-Енисейская;

4. Уренгойско-Заполярно-Харампурская;

5. Бахиловско-Колтогорская;

6. Нюрольско-Колтогорская.

Рис. 1. Взаимоотношения рифтогенных зон, месторождений УВ и планетарных тектонических напряжений. Прогноз зон ухудшения покрышек

При выделении зон использованы опубликованные материалы Суркова В.С. (1993), Шпильмана В.И. (1982, 1998), Маркевича, Микуленко К.И. (1975), Змановского Н.И. (1988), Нежданова А.А (2006). В пределах этих рифтовых зон отмечается, как правило, пересечение разломов разных простираний.

Экранирующие свойства васюганского горизонта, флюидоупора над среднеюрским нефтегазоносным комплексом

Покрышку над регионально нефтегазоносным среднеюрским комплексом образуют глины, бат-келовейского возраста – в центральной части бассейна и на востоке, келловей-кимеридж-волжского – в западной части (рис. 2). На западе покрышка объединяет глины абалакской, баженовской или даниловской свиты толщиной до 50-100 м. На некоторых месторождениях из этих глин получены промышленные притоки нефти. По своим экранирующим свойствам эта покрышка отнесена к первому классу.

Рис. 2. Карта экранирующих свойств васюганского горизонта (флюидоупора)

В Красноленинской и Фроловской НГО выделены по ГИС и показаны на карте четыре небольших участка с ухудшением экранирующих свойств (в районе Верхнеляминского и Туманного валов, на западном склоне Красноленинского свода, северной периклинали Радомского меговала).

Абалакская свита на западе сложена глинами аргиллитоподобными темно-серыми, тонкоотмученными, реже алевритовыми с примесью глауконита, карбонатными конкрециями и прослоями до 1-2 м карбонатных пород и стяжениями пирита, общей толщиной 20-40 м.

Баженовская свита, которая служит дополнительным экраном сложена битуминозными глинами буровато-черными с прослоями карбонатных и кремнистых пород. В ней на этой территории так же открыты залежи нефти и в Красноленинской и Фроловской НГО. По направлению к западной границе этой фациальной области битуминозность глин уменьшается, они замещаются слабо битуминозными глинами тутлеймской свиты и небитуминозными – даниловской. Ухудшение экранирующих свойств покрышки связываем здесь с дизъюнктивной тектоникой. Эти участки попадают в тектонически активную зону – Рогожниковско-Ханты-Мансийскую. В зону где пересекаются планетарные напряжения юго-восточного и субуральского простирания, где выделяются зоны по интенсивным магнитным и гравитационным аномалиям.

Все арктические области отнесены по экранирующим свойствам покрышек к первому классу. Возможно снижение свойств покрышки в Харасавейско-Семаковской активной тектонической рифтовой зоне, где планетарные напряжения имеют пайхойское простирание. На Ямале покрышка представленатеми же свитами, что и на западе – абалакской и баженовской или даниловской и толщина её достигает 80-90 м, за исключением Нурминского подрайона, где выделена нурминская свита (аналог даниловской), в средней части разреза появляется алевритовая пачка толщиной 15-40 м, ухудшающая свойства покрышки незначительно, так как нижняя пачка нурминской свиты сложена однородными аргиллито-подобными темно-серыми глинами с сидеритовыми конкрециями, толщиной до 45 м.

На Гыданском полуострове покрышка сложена глинами гольчихинской свиты. Она по возрасту аналогична двум свитам баженовской и абалакской, сложена аргиллитоподобными глинами, серыми темно-серыми со слабым буроватым оттенком, слабо-битуминозными, в середине – зеленовато-серыми. Глины от тонко-отмученных до алевритовых с включениями пирита. Много фауны – аммонитов, ростров белемнитов, ядра двустворок, толщина предполагается до 450 м, вскрытая бурением в скв. 122 Штормовой площади около 200 м.

В северной части Надым-Пурской области в скв. 7 СГ Ен-яхинской глубина залегания покрышки максимальная — 3847 м, а толщина её 103 м, она сложена теми же свитами, что и на западе – баженовской и абалакской.

Здесь выделяется единственная в бассейне широтная тектоническая гряда – Мессовская, соединяющая Уральскую складчатую систему с Енисейской. Мы выделили её как тектонически активную зону: Ямбурско-Мессояхинско-Енисейскую, где возможно ухудшение экранирующих свойств покрышки. Высокая плотность разломов подтверждается на Парусном, Мессояхском, Южно-Мессояхском месторождениях.

К востоку от рассмотренных территорий и границы замещения абалакской свиты васюганской, находится зона распространения флюидоупора первого класса. За исключением самых восточных земель, которые двумя узкими полосами по 20-25 км отнесены к землям с покрышками второго и третьего класса.

На этой территории выделена Уренгойско-Заполярно-Харампурско-Толькинская тектонически активная зона, уходящая в Колтогорский мегапрогиб. Высокая плотность разломов подтверждается на Бахиловском, Русском, месторождениях.

На северо-востоке и востоке, где васюганская свита замещается сиговской и точинской – экраном служит точинская. Она обладает хорошими экранирующими свойствами, её толщина 20-50 м и она сложена глинами аргиллитоподобными, темносерыми с редкими прослоями песчаников и алевролитов, которые выделяются как пласт СГ₈, покрышка вмещает много фауны, в том числе аммонитов, возраст её бат-келловейский в подошве встречается пласт Ю₂⁰, толщиной около 10 метров, сложенный базальными песчаниками и алевролитами, но они относятся к среднеюрскому НГК.

На юго-востоке, где васюганская свита замещается наунакской, покрышка ухудшается, так как сложена преимущественно континентальными фациями. Свита представлена частым чередованием песчаников, алевролитов и глин с многочисленными углистыми прослоями, стяжениями пирита, фауна практически отсутствует. В подошве залегает глинистый пласт, толщиной 10-15 м, который и является покрышкой.

Большая часть фациального района распространения наунакской свиты выделена нами как район преимущественно с низкими экранирующими свойствами, на фоне которого отдельные участки характеризуются средними экранирующими свойствами, они приурочены преимущественно к Усть-Тымской, Владимирской впадинам и Касскому прогибу; или расположены вблизи границ замещения свит, когда морские фации ещё встречаются в подошве наунакской свиты. Она раскрывается на юго-востоке при замещении её пестроцветными отложениями тяжинской свиты.

На юго-западном обрамлении распространена покрышка с пониженными экранирующими свойствами. На Висимском мегавалу покрышки нет, она выклинивается. В Ляпинском мегапрогибе, его центральной части, в разрезе скважины 31 выделяется хороший экран.

Итак, заканчивая описание экранирующих свойств покрышки над среднеюрским нефтегазоносным комплексом отметим, что эта региональная покрышка имеет площадь примерно 2.5 млн. км² и определяет региональный характер нефтегазоносности среднеюрского комплекса. Залежи открыты преимущественно на территории распространения покрышки с хорошими экранирующими свойствами, обусловленными как толщиной (более 30 м), так и морскими фациями, слагающими её разрез.

Весь разрез средней юры представляет единый нефтегазоносный объект, леонтьевский горизонт является локальным экраном, невыдержанным по площади, под ним открыты единичные залежи в пластах Ю₅ и Ю₆.

Экранирующие свойства лайдинского горизонта, флюидоупора над нижнеюрским нефтегазоносным комплексом

Этот горизонт экранирует нижнеюрский нефтегазоносный комплекс и непосредственно надояхский проницаемый горизонт (рис.3).

Рис. 3. Карта экранирующих свойств лайдинского горизонта

По сравнению с вышеописанным васюганским экраном он имеет по площади более изменчивые экранирующие свойства. Лучшими экранирующими свойствами он обладает в арктических районах – в Ямало-Гыданской фациальной зоне. С Ямала эта зона хороших покрышек простирается на юг во Фроловскую мегавпадину, охватывая ее северную часть, и прогибы Красноленинской НГО (Бобровский, Шеркалинский). В этом НГК под радомской пачкой глин толщиной 30-35 м открыта крупная залежь нефти – Талинская. Глины, образующие экран, коричневато-черные, прослоями битуминозные, с линзами песчаников и алевролитов. С Гыданского полуострова зона с высокими экранирующими свойствами этой покрышки протягивается далеко на юг в Толькинский мегапрогиб, шириной 7150 км между меридианами 78^о в.д. и 84^о в.д. Она осложняется двумя крупными тектонически активными рифтовыми зонами, вероятно ухудшающими ее экранирующие свойства и субмеридиональными напряжениями Уренгойско-Харампурской зоны.

Между этими зонами выделяется область распространения покрышек I и II класса – хороших и средних по экранирующим своствам, которая объединяет Среднеобскую НГО, Северный свод, южную часть Фроловской, Юганскую, Нюрольскую мегавпадины и Колтогорский мегапрогиб. На юго-востоке – Томских землях распространены преимущественно покрышки средних экранирующих свойств, в разрезе глин появляется много углистых прослоев, только в небольших прогибах Усть-Тымской впадины, где толщина покрышек достигает 30-35 м – покрышки оцениваются с более высокими экранирующими свойствами.

Узкой полосой по направлению к восточному и западному обрамлению распространены покрышки II – III класса и III – с низкими экранирующими свойствами.

Покрышка на востоке распространяется значительно южнее, чем на западе, но экранирующие ее свойства ниже. Однако здесь открыто 15 залежей нефти на землях с I-II классом покрышки и две – II-III класса, мелких по запасам нефти.

Установленная нефтегазоносность нижнеюрского комплекса пока не позволяет делать оптимистичные прогнозы на поиски нефти; по состоянию на 01.01.2007 года на Ямале открыты две залежи на Бованенковском месторождении, в 2007 году выявлена конденсатная залежь в пласте Ю₁₁ на Западно-Ярудейском месторождении. Из этих же отложений в соседней скв. 2 получен непромышленный приток нефти.

Экранирующие свойства китербютского горизонта – флюидоупора (тогурской пачки)

Китербютский горизонт является покрышкой над проницаемым шараповским горизонтом, объединяющим группу пластов Ю₁₁. Его экранирующие свойства ухудшаются с севера на юг и по направлению к палеозойскому обрамлению. Всю территорию бассейна формирования горизонта — флюидоупора можно разделить на три области: арктическую, северную и южную, юго-восточную (рис. 4).

Рис. 4. Карта экранирующих свойств китербютского горизонта

В арктической области, где покрышкой является китербютская свита, ее разрез характеризуется наиболее высокими экранирующими свойствами – 1 класса. Она сложена аргиллитоподобными глинами преимущественно тонкоотмученными с очень редкими прослоями алевролитов, с включениями пирита, комплексов фораминифер и двустворок, толщиной от 40-50 м до 75-85 м. Эта территория ограничивается на юге широтой 69-68^о 30′ с.ш., к ней с запада и северо-востока примыкают полосы шириной 25-75 км с покрышками средних и высоких экранирующих свойств I – II класса, которые по центру бассейна уходят тремя заливами на юг:

– на западе до широт 61^о с.ш. (Фроловская, Красноленинская НГО);

– в центре до широты 62^о с.ш., северных окраин Вартовского и Александровского сводов;

– на востоке по Ларъеганскому мегапрогибу до широты 60^о 30′ с.ш.

Преобладают в этой области покрышки с высокими экранирующими свойствами.

Третья область – южная, юго-восточная охватывает территорию Среднего Приобья и юго-восточные земли до широты 56^о с.ш. Для нее характерны большие зоны отсутствия покрышки, она выклинивается на возвышенностях, приуроченных к раннеюрким сводам и мегавалам.

Выклинивание покрышки не совпадает с выклиниванием под ней песчаных пластов, покрышка на возвышенности имеет несколько большую площадь распространения, чем проницаемый горизонт под ней, что обуславливает отсутствие раскрытия ее на возвышенностях и дополнительное боковое экранирование. На территории этой области распространены все три класса покрышек.

С низкими экранирующими свойствами встречаются покрышки вблизи границы раскрытия и реже – вблизи их выклинивания, но преобладающее распространение имеют покрышки с хорошими экранирующим свойствами, особенно в морских заливах и впадинах, где в спокойных часто пресноводных бассейнах накапливались глины. Мощность покрышки в этой области меняется резко от 0 до 40-50 м (Усть-Тымская впадина, Михайловский мегапрогиб), но чаще не превышает 30-35 м.

Экранирующие свойства левинского горизонта – флюидоупора

Только на территории Ямало-Гыданской области этот экран представлен аргиллитоподобными глинами левинской свиты, на остальной территории – ягельной свиты.

Всю площадь бассейна, в котором накапливались эти глины можно разделить на три области: арктическую, северную и южную (рис. 5).

Рис. 5. Карта экранирующих свойств левинского горизонта

В арктической области покрышка сложена глинами с высокими экранирующими свойствами I класса. Она вскрыта в области четырьмя скважинами. Вскрытая бурением толщина составляет в Сузунской скв. 4 – 65 м (фундамент не вскрыт), Бованенковской скв. 97 – 90 м, но эти скважины пробурены на границе этой области. На остальной территории толщина ее по прогнозу превышает 100-150 м.

Покрышка представлена аргиллитоподобными глинами алевритистыми с прослоями алевролитов и включениями гравия и гальки, которые ухудшают ее свойства, но достаточно большая толщина нивелирует этот недостаток.

Большое отрицательное влияние оказывает глубина. Она предполагается равной в центральной части области около 4,5-5 км и предполагается, что на территории сочленения арктических геоблоков и рифтовых систем экранирующие способности покрышки будут ухудшаться.

Эта область на западе и частично на востоке окружена 25-50 км полосой распространения экранов I – II класса хороших и средних экранирующих свойств. Между широтами 64^о и 69^о 30′ выделяется северная область распространения покрышки I и II класса. Здесь толщина покрышки достигает максимальных значений в Большехетской впадине (до 250-300 м), а к востоку от меридиана 78^о в.д. мощность ее становится 100-50 м, такая же и в северной части Фроловской и Надымской впадин. Количество прослоев песчаников и алевролитов в разрезе увеличивается, экранирующие свойства ухудшаются к югу и палеозойскому обрамлению особенно на востоке. Эту область окаймляет со всех сторон полоса шириной до 100-150 км распространения коллекторов средних и низких экранирующих свойств. На западе она распространяется до широты 63^о 30′.

В южной области покрышка распространена мозаично – в прогибах, впадинах, куда заходило море, граница раскрытия покрышки совпадает с границей выклинивания. Большая часть территории была занята денудационными возвышенностями (местными источниками сноса терригенного материала. Толщина покрышки достигает 15-20 м, но обычно меньше 10 м.

Залежей на территории этой области не открыто, хотя единичные нефтепроявления в северной части наблюдались, остальная территория распространения покрышки IIII класса коллекторов слабо изучена бурением, поэтому преждевременно делать выводы о контроле нефтегазоносности левинским флюидоупором, тем более что в первых двух областях экранирующие свойства будут ухудшаться на таких больших глубинах в тектонически активных зонах.

Итак, заканчивая рассмотрение экранирующих свойств покрышек, еще раз отметим, что наилучшими экранирующими свойствами в разрезе нижней средней юры обладает васюганский глинистый горизонт, экранирующий среднеюрский нефтегазоносный горизонт, в котором открыта наибольшая часть залежей в кровле комплекса, и лайдинский горизонт (радомская пачка), экранирующий нижнеюрский нефтегазоносный комплекс, в котором открыты примерно 25 залежей преимущественно мелкие за исключением одной крупной – Талинской.

ЛИТЕРАТУРА

1. Бакиров Э.А. Принципы выделения и классификация нефтегазоносных комплексов и покрышек. – Губкинские чтения. – М. –1972. – С. 124-171.

2. Мясникова Г.П. Строение нефтегазоносных комплексов и покрышек Западной Сибири / Автореф. на соискание уч. степени канд. геол.- мин. наук. Тюмень. – 1972. – 24 с.

3. Нестеров И.И. Критерии прогнозов нефтегазоносности. – Труды ЗапСибНИГНИ. – Выпуск 15. – М. – Недра. – 1969. – 335 с.

4. Нестеров И.И., Ушатинский И.Н. Экранирующие свойства глинистых пород над залежами нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. – Сов. геология. – 1071. – № 5. – С. 51-63.

5. Прозорович Г.Э. Покрышки залежей нефи и газа. – Труды ЗапСибНИГНИ. – Выпуск 49. – М. – Недра. – 1972. – 118 с.

6. Ушатинский И.Н., Бабицын, Бачурин А.К. и др. Методика и результаты изучения минералогии глин продуктивных отложений Западно-Сибирской низменности в связи с их нефтегазоносностью. – Труды ЗапСибНИГНИ. – Выпуск 35. – Тюмень. – 1970. – 313 с.

7. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазоносности. – М. – Недра. –1982. – 215 с.

8. Змановский Н.И. Динамика тектонических процессов/ Методология прогноза нефтегазоносности. – Тюмень. – Труды ЗапСибНИГНИ. – 1988.