Развитие представлений о формировании месторождений нефти (с позиции их глубинного происхождения)

DISCUSSIONS

РАЗВИТИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О ФОРМИРОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ

В .А .Трофимов

Проблема происхождения нефти, несмотря на более чем 100-летнюю историю ее активного изучения, остается одной из актуальнейших в области естественных наук и нерешенной до настоящего времени. При этом человечество научилось находить и использовать нефть со все возрастающей интенсивностью. В результате длительной эксплуатации нефтяных месторождений накопился материал, который позволяет пересмотреть некоторые устоявшиеся представления об условиях их формирования. Существующие в настоящее время две доминантные гипотезы происхождения нефти — органическая и неорганическая — содержат уязвимые положения, которые не позволяют им превратиться в теорию и использоваться на практике.

Органическая гипотеза основывается на положении об образовании нефти в результате накопления и преобразования ОВ в определенных условиях, связанных с осадочными образованиями. И действительно, за пределами осадочных бассейнов промышленных скоплений нефти практически нет. Более того, основные запасы нефти связаны с морскими отложениями, в которых преобладает восстановительная среда осадконакопления, благоприятная для сохранения и преобразования ОВ. Значительно меньшие запасы приурочены к прибреж-но-континентальным и континентальным отложениям, в которых нередко существовала окислительная

обстановка осадконакопления. По этой гипотезе образование нефти происходило в результате одноактного этапа, а объем сформировавшейся нефти имеет вполне определенное конечное значение.

Однако тесной связи нефтяных месторождений с осадочными образованиями может быть дано и другое объяснение, а именно: только в осадочных образованиях может существовать региональная покрышка, без которой невозможно формирование месторождений. За пределами осадочных бассейнов нет покрышек, способных удерживать залежи нефти, а тем более газа.

Только два типа пород — глины, обладающие специфическими свойствами, и каменная соль — могут играть роль региональных покрышек, сформировавшихся преимущественно в морских или лагунных условиях осадконакопления (Корчагин В.И., 1999). Ни среди изверженных, ни среди метаморфических пород нет покрышек, способных удерживать значительные залежи нефти. В этой связи следует заметить, что не каждый осадочный бассейн является нефтегазоносным. Так, из многочисленных (около 600 в мире) осадочных бассейнов только 1/3 нефтеносна. В оставшихся 2/3 бассейнов региональная покрышка либо отсутствует, либо не соблюдается какое-то другое необходимое условие.

Среди достижений сторонников глубинной генерации нефти особенно заметным является уста-

новление тесной связи месторождений с разрывными нарушениями. Это положение подтверждается многочисленными примерами в самых разных геологических условиях. Более того, в целом ряде случаев установлен переток нефти из нижележащих горизонтов в вышележащие.

Очевидно, что не всякие разрывные нарушения, а только определенные их типы связаны с нефтяными месторождениями. Эти нарушения можно рассматривать как нефтеносные или нефтеподводя-щие. Нефтеносность нарушений обычно не сплошная, протягивающаяся по всей их длине, а ограничена узкими участками, названными "нефтеподводящими каналами", за счет деятельности которых, вероятно, и происходит формирование нефтяных месторождений. В этой схеме формирования месторождений предполагается наличие расположенных на значительных глубинах резервуаров, содержащих неф-теподобный флюид.

Таким образом, каждое нефтяное месторождение состоит из трех основных компонентов: 1 — ловушки, заполненной нефтью; 2 — глубинного резервуара, являющегося основным поставщиком УВ-флюи-дов; 3 — нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с залежью (Трофимов В.А., Корчагин В.И., 2002).

Если строение ловушек и залежей нефти изучено достаточно полно, то о глубинных резервуарах и

нефтеподводящих каналах данных значительно меньше. Их изучение можно рассматривать как актуальнейшую задачу, решение которой может радикально повлиять на существующие в настоящее время теоретические представления о генерации нефти, изменить методику поисков месторождений и кардинально усовершенствовать систему нефтедобычи.

О наличии глубинных резервуаров могут свидетельствовать некоторые факты. Прежде всего, увеличение с глубиной содержания битумо-идов и УВ-газов в кристаллическом фундаменте некоторых районов, в частности, в Татарстане [2]. Важнейшим аргументом в пользу такой интерпретации служат данные глубинной сейсморазведки МОГТ, позволившие обнаружить под крупными нефтяными месторождениями, во-первых, обширные, объемные динамические аномалии на глубине 15-20 км, отображающие, возможно, глубинный резервуар, и, во-вто-

рых, субвертикальные, сужающиеся вниз аномалии, отображающие каналы, соединяющие глубинный резервуар и ловушку (рис. 1). Именно по таким (субвертикальным или наклонным) каналам может происходить подток глубинных флюидов, подпитывающих нефтяные месторождения и в настоящее время (Трофимов В.А., 2000).

Необходимо отметить, что иллюстрируемый на рис.1 временной разрез, отражает принципиальную схему формирования нефтяных месторождений и часть ее основных компонентов — предполагаемый глубинный резервуар и нефте-подводящие каналы. Однако это не единственный вариант отображения вероятных нефтеподводящих каналов. Так, результаты глубинной сейсморазведки МОГТ последних лет показывают , что в земной коре под крупными скоплениями УВ выявлены наклонные, достаточно интенсивные отражения, связанные с трещиноватыми, нарушенными по-

родами, представляющими собой тектонические границы и отображающие трещиноватые, нарушенные породы (Трофимов В.А., 19991; 1994). Какова роль субвертикальных и наклонных тектонических зон в формировании месторождений, должно явиться предметом дальнейших исследований.

Одним из важнейших факторов, доказывающих это положение, являются данные о динамике добычи нефти на месторождениях. Хорошо известна классическая, практически неизменная, схема выработки месторождений, когда в начале разработки она растет, затем достигает максимума и позднее происходит неизбежное снижение добычи. На этом основании в середине XX в. американским ученым Хаббертом разработано и получило широкое распространение в мире положение, что объем добываемой нефти на этапе подъема равен таковому на этапе снижения. Это положение отражало представления о конечном объеме нефти как на отдельном месторождении, так и в мире в целом.

Однако, как показывает многолетний опыт, по мере выработки месторождений, нефть в них не кончается. На позднем этапе разработки, когда запасы нефти в ловушке на целом ряде месторождений были практически исчерпаны, добыча нефти продолжалась. На некоторых мелких по запасам месторождениях Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии и других регионов добыча производится с конца XIX в. до настоящего времени. В других регионах, таких, например, как Татарстан, крупные месторождения (Ромашкинское) разрабатывались весьма интенсивно на протяжении более полувека, в результате чего их извлекаемые запасы практически выработаны [2]. Однако добыча на этих месторождениях продолжается, а ее годовые уровни колеблются от 3 до 20 % максимального

DISCUSSIONS

Рис. 2. ТИПИЧНАЯ СХЕМА ВЫРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Рис. 3. ФАКТИЧЕСКАЯ СХЕМА ВЫРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Добыча нефти

Добыча из ловушки

Добыча за счет подтока

3 Время f разработки

Пояснения см. в тексте

(рис. 2). Таким образом, добыча нефти на заключительном этапе не прекращается, а годовые объемы добываемой нефти остаются неизменными на протяжении многих 10-летий. Этот факт и служит одной из основных предпосылок для утверждения того, что на большинстве разрабатываемых месторождений существует современный, подпитывающий их подток глубинных УВ-флюидов. При таком формировании нефтяных месторождений можно утверждать что, во-первых, каждое нефтяное месторождение расположено на нефтеподводящем разломе, и, во-вторых, под каждым нефтяным месторождением имеется нефтепод водящий канал, за счет подтока по которому нефтефлюида оно и образовалось.

Среди аргументов в пользу существования нефтеподводящих каналов под месторождениями, кроме геофизических данных (см. рис. 1) и характера динамики добычи нефти (см. рис. 2), можно привести следующие.

Так, свидетельством в пользу существования нефтеподводящего канала может рассматриваться восстановление дебита и пластового давления в выработанных скважинах (с высокой степенью обводненности) в некоторых случаях до первоначального [3]. Спустя некоторое время (обычно несколько лет) в них

восстанавливаются близкие к начальным пластовое давление и дебит нефти. Подток нефти из других участков обычно сильно выработанной залежи менее вероятен, чем по нефтеподводящему каналу.

Имеются месторождения, хотя и немногочисленные, коллекторами в которых являются кристаллические сланцы. Один из наиболее ярких примеров таких месторождений Белый Тигр во Вьетнаме [1]. В этом случае нефтеподводящий канал не выходит за пределы фундамента и надежно перекрывается глинистой покрышкой олигоцено-вого возраста.

Имеются примеры мелких месторождений, в частности, Мотемба, Бока-Хорука и другие на о-ве Куба, где небольшие притоки нефти получены из метаморфических сланцев, причем легкая, светлая нефть поступает в скважину дебитом от десятка до сотен литров в неделю.

В некоторых осадочных бассейнах существуют благоприятные условия для формирования нефтяных месторождений, в частности, имеется хорошая региональная покрышка, способная удерживать залежи газа, есть региональные и локальные структуры, а нефтяных месторождений либо вовсе нет, либо они очень редкие и мелкие. Примером подобного бассейна может служить Амударьин-

ский с его многочисленными гигантскими газовыми месторождениями и единичными нефтяными залежами. Это явление можно объяснить отсутствием глубинного резервуара и нефтеподводящих разломов.

На неразрабатываемых месторождениях между пластовым давлением в продуктивных горизонтах, нефтеподводящем канале и глубинном резервуаре существует равновесие. После начала разработки месторождений, которая иногда сопровождается фонтанными дебитами, пластовое давление снижается, ловушка частично освобождается, в результате чего нарушается равновесие между давлением в глубинном резервуаре и в залежи, и начинается подток нефти из глубины.

Этот подток происходит только в том случае, если нефтеподводящий канал сохранил активную связь с глубинным резервуаром. Иногда в результате окисления нефти в канале он перестает существовать как поставщик нефтефлюида, даже при сильной выработанности месторождения.

Этот канал может быть активным, сохраняющим связь между месторождением и глубинным резервуаром, или пассивным, когда эта связь нарушена обычно за счет окисления нефти и превращения ее

в высоковязкий флюид или твердый битум.

Современные методы разработки месторождений, особенно на поздней стадии, сопровождаются закачкой больших объемов воды с целью повышения пластового давления и вытеснения нефти в добывающую скважину. Повышение пластового давления отрицательно сказывается на подтоке глубинного флюида.

Основываясь на высказанных положениях, типичная кривая добычи нефти на месторождении может быть интерпретирована следующим образом (рис. 3). С начала разработки (точка 1) до стабилизации добычи (точка 3) добыча нефти осуществляется преимущественно из ловушки, на позднем этапе (после точки 3) добыча производится преимущественно за счет подтока нефти по нефтеподводящему каналу, а уровень добычи (точка 4) на этом этапе соответствует дебиту подтока.

На основании динамики добычи нефти и появления устойчивого уровня стабилизации может быть спланирована добыча нефти как по отдельным крупным месторождениям, так и по областям и регионам. Кроме того, появляет-

ся возможность добавить к современным методам разработки месторождений из ловушек новый, основанный на эксплуатации непосредственно нефтеподводя-щего канала.

Литература

1. Арешев Е.Г. Геология и нефте-газоносность фундамента Зондского шельфа / Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов, Ч.Д.Донг и др. - М.: Нефть и газ. - 1997.

2. Муслимов Р.Х. Потенциал фундамента нефтегазоносных бассейнов в пополнении резервов УВ-сырья в XXI ве-

ке / Международная научно-практиче-ская конференции "Прогноз нефтега-зоносности фундамента молодых и древних платформ". — Изд-во Кга. ун-та, 2001.

3. Халимов Э.М. Состояние разработки, итоги 65-летней эксплуатации, возможные меры по дополнительному извлечению нефти из месторождений Предуральского краевого прогиба / Э.М.Халимов, Н.А.Крылов // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, состояние проблемы и пути их решения. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

О В.А.Трофимов, В.И.Корчагин, 2005

From analysis of geological and geophysical data it was done a conclusion that each oil field consists of three main components: 1 — traps filled by oil, 2 — deep reservoir as the main supplier of HC fluid and 3 — oil-feeding channel connecting deep reservoir with a pool. These data along with interpretation of typical curves of fields capacity appear to be the weighable arguments supporting the existence of recent inflow of deep HC fluids feeding most fields under production.

Such approach to oil fields formation allows well-foundedly planning production as well as to add to present-day methods of trap development a new method based on exploitation of directly oil-feeding channel.

Выражаем глубокие соболезнования Роману Аваковичу Сумбатову, долгое время работавшему заместителем министра геологии СССР, по поводу кончины его супруги -Надежды Сергеевны Сумбатовой.

Редколлегия журнала Теология нефти и газа"