Обоснование причин многократной восполнимости запасов нефти и газа на разрабатываемых месторождениях Самарской области

• ¹    Самарский государственный технический университет

• ²    Комитет природных ресурсов по Самарской области

Начиная с конца 50-х годов и по настоящее время, на ряде месторождений Самарской области отмечен происходящий рост запасов нефти на разрабатываемых месторождениях. В ряде случаев пересчет запасов производился трижды. Объяснить их возрастание против результатов первых подсчетов, производившихся по неполным разведочным данным, нельзя, так как последующие пересчеты базировались на данных уже разбуренных месторождений, когда подсчетные параметры были предельно уточнены. Авторами работы предпринята попытка комплексного рассмотрения обозначенной проблемы и установления причин данного явления, представляющего как большой научный, так и, особенно, практический интерес.

Большинство исследователей придерживаются взглядов на геологически раннее время формирования нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений, в том числе и в Урало-Поволжье. Однако накопленный за прошедшие годы значительный по объему фактический материал, не позволяет согласиться с существующими представлениями.

Когда мы говорим о формировании месторождений или миграции нефтей, необходимо учитывать, что нефть обладает способностью своими полярными компонентами -смолами, асфальтенами и др. гидрофобизо-вать вмещающие ее породы как в объемах залежей, так и породы, по которым нефть мигрировала, создавая на поверхности пор и трещин пленку из ее полярных компонентов. Толщина пленок зависит как от содержания в нефтях гидрофобизаторов (при более вязких нефтях толщина пленки больше), так и от температуры, которая снижает толщину.

Толщина пленок, именуемых граничными слоями, по данным исследований И. Л. Мархасина [1] по объему может занимать от 20 до 60 % порового пространства. Установлено, что во всех случаях при уходе нефтей из залежей и на путях их миграции обязательно должен оставаться след в виде практически накрепко связанного с пористыми породами граничного слоя.

По данным исследований И.Л. Мархасина даже длительная разработка с прокачкой через нефтенасыщенные пласты больших объемов воды не может смыть граничные слои, сохраняющиеся практически полностью в “промытых” объемах залежей.

Далее необходимо учесть установленный геохимиками ВНИГРИ, а также другими исследованиями факт генетической общности нефтей и битумов нефтепроизводящего дома-никового горизонта с нефтями и битумами месторождений Урало-Поволжья [2]. Стратиграфически доманик приурочен к кровле отложений девона.

С учетом изложенного невозможно согласиться с некоторыми исследователями в том, что формирование месторождений происходило в несколько этапов, причем стратиграфически более молодые залежи формировались за счет более древних.

Так, по К.А. Машковичу, в Урало-Поволжье первоначально нефтяные залежи формировались в отложениях девона одновременно с литификацией морских осадков причем на небольших глубинах. Затем за счет миграции нефти из девонских нефтяных залежей сформировались месторождения в отложениях карбона и перми. Но им не учитывается тот факт, что первоначально сформировавшиеся девонские структурные ловушки имели

Таблица 1. Зависимость газонасыщенности и давления насыщения нефтей от мощностей покрышек у залежей пластов Д 1 - Д₄ в терригенной толще девона Мухановского месторождения

Пласты	Плотность дегазированной нефти при 20 ° С, г/см 3	Средняя проницаемость коллектора, 2 мкм	Мощность глинистой покрышки, м	Газовый фактор, м3/т	Давление насыщения, МПа
Д 1	0,823	50	25-30	400	21,0
Д 2	0,838	200	4-10	120	12,3
Д з	0,818	200-300	15-22	170	14,5
Д 4	0,807	10	15-25	290	20,3

емкость, равную всего 25-45% от современной, и их доформирование с увеличением их емкости было связано с последующим альпийским тектогенезом. Но и в настоящее время девонские структурные ловушки по емкостной вместимости в Зольном овраге в 2,5 раза меньше карбоновых, в Муханово меньше в 2 раза, в Тарханах и Дерюжовском месторождениях в 3 раза и т.д. Поэтому, когда К.А. Машкович утверждает, что нефтяные залежи в отложениях карбона и перми сформировались за счет девонских залежей, возникает вопрос, как менее емкие по запасам нефти девонские залежи могли за свой счет сформировать залежи в более емких ловушках в карбоне да еще остаться с запасами на полную их емкость? К этому нужно добавить, что и из девонских ловушек вся нефть не могла мигрировать, так как значительная ее доля должна была остаться в виде граничных слоев.

Или, согласно взглядам В.В. Вебера, А.А. Али-Заде, П. Смита и др., залежи нефти сформировались одновременно с захоронением органики в морских илах. Тогда непонятно, как нефть, образовавшаяся в илах (будущих глинах), которые крайне бедны органикой по сравнению с количеством органики, захороненной в доманиковом горизонте, могла отжаться из илов, когда ее не хватило бы даже для формирования граничного слоя? Да и вообще глины непроницаемы для крупных углеводородных молекул. Кроме того, для преобразования морской органики в углеводороды необходимо время и высокая температура, что отсутствовало у свежеотложенных илов.

Канадский ученый В. Гассоу предложил определять возраст нефтяных залежей по давлению насыщения нефти газами. Но данный метод неприемлен, потому что газонасыще-ность нефтей различна на различных участках нефтегазоносного бассейна, как на его площади, так и по разрезу. А также и потому что газонасыщенность нефтей связана с мощностями глинистых покрышек над залежами [3]. Так, на западе Самарской Луки на Сызранском месторождении у залежи пласта Б2 среднего карбона газовый фактор всего 5 м3/ т, тогда как на востоке Самарской области газовые факторы исчисляются сотнями кубических метров на тонну. А влияние мощностей покрышек на газонасыщенность пластовых нефтей видно из приводимой таблицы 1.

В последние годы наука стала как бы омолаживать залежи. По А. Леворсену залежи нефти формируются за один миллион лет. По С. Федорову, нефтяные месторождения Азербайджана формировались 20-30 млн. лет. С.П. Максимов, В.П. Степанов, Ю.Г. Та-каев считали, что формирование месторождений Урало-Поволжья продолжалось 30-60 млн.лет, а время, необходимое для формирования месторождений Южной Эмбы, Н.А. Калинин определял в 35-100 млн.лет.

Для определения возраста газовых залежей В.В. Белоусовым, В.П. Савченко и А.Л. Козловым был предложен гелиево-аргоно-вый метод, а В.А. Соколовым - метод по диффузионной утечке из залежей метана. Но оба метода не нашли поддержки из-за невозможности определения необходимых параметров, зависящих от многих, подчас неподдающих-ся учету условий.

Итак, каково же реальное геологическое время формирования нефтяных и газовых месторождений?

Как отмечалось, для месторождений Урало-Поволжья главным условием является признание для всех месторождений любого стратиграфического возраста единой нефтепроизводящей толщи пород доманико-вой фации [4, 5].

Вторым условием является учет геологического времени формирования структурных ловушек для нефти и газа, формирование которых еще не завершилось в продолжающуюся фазу альпийского тектогенеза.

Продолжающиеся тектонические процессы на Русской платформе подтверждаются ежегодными подъемами на 5-6 мм татарского и башкирского сводов, а в Жигулях -залеганием свыше, чем на 100 м над уровнем моря морских акчагыльских отложений, возраст которых - конец третичного периода. Стало быть, подъем Жигулей мог начаться только в четвертичном периоде, т.е. в наш тектонический век, в котором мы живем и когда только и сформировались структурные ловушки для нефтяных залежей, которые, кстати говоря, на всю вновь созданную их емкость заполнены нефтью.

Доказательством геологической молодости нефтяных залежей служит наличие у них древних горизонтальных водонефтяных контактов.

Например, в Самарской области на Покровском месторождении нефтяная залежь в башкирском ярусе среднего карбона в подошве полностью изолирована от пластовых вод горизонтальным слоем из вторичного кальцита. Если бы данная залежь сводового типа (в прошлом, плавающего типа) была сформирована раньше четвертичного периода, когда окончательно сформировалась здесь ловушка для залежи, то запечатывающий ее подошвенной слой не был бы горизонтальным.

В Жигулях на ряде месторождений, над которыми на поверхности имеются месторождения асфальтов, у залежей нефти имеются два водонефтяных контакта - нижний древний и верхний современный. Между ними коллекторы содержат остаточную нефть. Значит, первоначально, объем залежи определялся нижним водонефтяным контак том. В последующем, в процессе имевших место землетрясений, которые происходят и в наше время, как в Самарской области в Нефтегорске в 1986 году и в 1989 году в Татарии в Набережных Челнах и др., по образовавшимся разломам нефть излилась на поверхность, образовав залежи асфальтов. Но, поскольку и древние и современные водонефтяные контакты горизонтальные, то ясно, что структурные ловушки у залежей имеют самый молодой возраст, что подтверждается молодостью Жигулей на примере сверхвысокого залегания на них акчагыльских отложений. Доказательством современного излива нефтей, образовавших асфальтовые залежи, служит то, что асфальтом пропитаны современные отложения, а также то , что в асфальтовой массе заключены споры и пыльца современных растений.

Доказательством продолжающегося формирования нефтяных месторождений являются реальные водонефтяные контакты (ВНК) на крутых крыльях структур, примыкающих к тектоническим разломам. Например, в Татарии на Ромашкинском месторождении у горизонта Д 1 на пологом северо-восточном крыле, на начало разработки ВНК отбивался на абсолютной глубине минус 1484 м, а на крутом южном крыле - на минус 1492 м, т.е. ниже на 8 метров. На Бавлинском месторождении в горизонте Д 1 ВНК на пологом северном крыле отбивался на минус 1485 м, а на крутом южном - на минус 1491 м, т.е. ниже на 6 м.

В Башкирии в горизонте Д 1 Туймазинс-кого месторождения ВНК на пологом крыле был на минус 1482 м, а на крутом северном -на минус 1492, т.е. ниже на 10 м.

В Самарской области на Дмитровском месторождении у залежи пласта С4 на пологом южном крыле ВНК на минус 2242 м, а на крутом северном на минус 2864 м, т.е. ниже на 26 м. Итак, за редким исключением, на крутых крыльях структур ВНК ниже, чем на пологих крыльях [6].

Обычно считается, что самая легкая нефть в залежах в их сводах, а на крыльях утяжеляется. Но на Ромашкинском месторождении, что характерно для всех месторождений, если сводовая нефть имеет плотность 0,860 г/см3, а на пологом крыле 0,870 г/см3 и, соот- ветственно, вязкость сводовой нефти 2,4 мПа.с, а на пологом крыле 4,2 мПа.с, газовые факторы 65 м3/т и 39 м3/т и давление насыщения нефти газом 96,7 и 79 МПа, то на крутом крыле нефть самая легкая, с плотностью 0,854 г/см3, вязкостью 2,2 мПа.с, газовым фактором 71 м3/т и давлением насыщения 94 МПа. Характерно и то, что на крутых крыльях залежей по сравнению с пологими на приведенных плоскостях пластовая температура выше на 1-2 0С.

Согласно взглядам авторов пониженное положение водонефтяных контактов на крутых крыльях структур, примыкающих к тектоническим разломам, по которым в ловушки поступала нефть, связано с продолжающимся подтоком нефти из нефтематеринских отложений.

Имеющиеся примеры, как на Калиновском месторождении в Самарской области в пласте КС в верхней перми нефтяная залежь располагается только на крутом крыле, а свод структуры занят газовой шапкой.

Ясно, что в данном случае, поднимаясь по разлому, на крутом крыле нефть разгази-ровалась, газ, обгоняя нефть, сформировал газовую шапку, а нефть осталась на крутом крыле, под газом.

Примеры можно было бы и продолжить, но и приведенных достаточно для доказательства молодого, продолжающегося и в наше время, формирования месторождений.

Не менее характерны примеры грязевых вулканов в Азербайджане, Туркмении, на о. Сахалине, на юге Крснодарского и Ставропольского краев. Многие из них извергались на памяти людей десятки раз углеводородными газами. Самое интересное, что их залежи -накопители газа в недрах, не иссякают. А этот подток газа, естественно, современный [7,8].

Выводы о геологически молодом возрасте залежей нефти и газа (причем факты подтверждают и продолжающийся подток в их ловушки углеводородов) имеет и большое практическое значение.

На примере многих месторождений Самарской области было установлено, что при их разработке запасы нефти в них как бы восстанавливались в объемах, даже превосходя щих первоначальные. Поэтому приходилось их переутверждать в сторону их увеличения, иногда даже трижды, что видно из приводимой таблицы 2.

Объяснить увеличение запасов со временем ошибками при их подсчетах трудно (конечно, в отдельных случаях они и могли быть), так как видно из таблицы 2 имеются примеры, когда запасы пересчитывались трижды, т.е. когда залежи были разбурены и все подсчетные параметры были достоверны.

Приведенные факты подтверждают, что в процессе разработки может продолжаться приток в залежи новых порций нефти, чему должны содействовать образующиеся в них депрессии пластового давления.

По представлениям авторов внутрипла-стовой миграции нефти из нефтематеринских отложений кроме силы всплывания в сторону структурных поднятий способствовала и центробежная сила, связанная с вращением Земли. При достижении нефтью разломов и поднятия по ним в толщах осадочных пород (а возможно и поднятиях трещиноватых пород фундамента) формировались многопластовые месторождения [4, 9, 10].

На северной приразломной кромке Жигулей кроме изливавшейся на поверхность нефти изливались и тяжелые глубинные высокоминерализованные воды, где по месту их излияний получило свое название и село Усолье.

Наглядно влияние центробежной силы от вращения Земли не только на подземный поток флюидов от полюсов к экватору, что установлено исследованиями В.А. Кротовой [11], но и при формировании уровней воды в поверхностных водоемах, в которых уровни воды у южных берегов имеют более высокие отметки, чем у северных, что видно из данных таблицы 3 [12].

На основании изложенных выше фактов может быть сделан важный практический вывод: в связи с установленными фактами восстановления в разрабатываемых месторождениях запасов нефти месторождения, завершенные разработкой, могут с течением времени восстанавливать свои запасы и вновь становиться объектами разработки [6, 13, 14].

Таблица 2. Результаты пересчетов балансовых и извлекаемых запасов нефти на разрабатываемых месторождениях Самарской области (в числителях - балансовые, в знаменателях - извлекаемые)

Месторождения Запасы нефти категории АВС1 По первоначальному подсчету (с годом утверждения в ГКЗ), млн.т Пересчет (с годом утверждения в ГКЗ), млн.т Дополнительный пересчет (с годом утверждения в ГКЗ), млн.т 1 2 3 4 Ново- 10,365 22,323 Ключевское 5,730 9,965 1961 год 1992 год Южно- 4,500 19,327 36,349 Неприковское 1,590 6,277 14,230 1980 год ЦНИЛ 1987 год 1998 год Никольско- 4,073 6,504 7,841 Спиридоновское 1,804 3,055 3,262 1974 год 1982 год 1993 год Софинско- 4,670 13,343 19,183 Дзержинское 1,670 5,310 7,103 1980 год 1982 год 1994 год Подъем- 2,265 4,136 Михайловское 1,133 2,309 1971 год 1993 год Радаевское 64,751 78,227 30,595 35,085 1967 год 1994 год Яблоневское 36,408 56,608 13,794 17,321 1954 год 1995 год Верхне- 20,645 28,498 Ветлянское 9,808 11,466 1980 год 1996 год Винно- 14,230 17,089 Банковское 5,739 5,841 1968 1996 год Зольненское 1,483 1,823 0,446 0,547 1959 год 1997 год Евгеньевское 2,819 4,619 1,099 2,091 утв. ЦКЗ 1991 год продолжение Таблицы 2

1	2	3	4
Утевское	13,617	16,904
	4,942	5,969
	1979 год	1995 год
Белозерско-	26,650	72,207
Чубовское	18,650	38,304
	1959	1986
Ново-	60,607	82,372
Запрудненское	34,217	46,543
	1962 год	1986 год
Кудиновское	1,090	13,905	26,623
	0,550	8,255	16,821
	1980 год	1982 год	1998 год
Красноярское	4,000	34,900	56,351
	3,000	23,203	32,596
	1956 год	1958 год	ЦКЗ, 1990 год
Козловское	41,180	43,092
	20,716	23,408
	1966 год	1991 год
Сологаевское	4,572	11,448
	1,574	5,431
	1992 год (01.01.92)	1992 год (27.03.92)

Выводы

• 1.    Установленные факты восполнимос-ти запасов нефти на разрабатываемых месторождениях наряду с другими отмеченными доказательствами указывают на то, что процесс генерации нефти и газа нефтепроизводящими породами доманиковой фации еще не завершился, что позволяет высоко оценить

• 2.    Восполнимость запасов нефти на разрабатываемых месторождениях наряду с общепринятыми представлениями о гравитационном механизме миграции позволяет выдвинуть новую, неучитывавшуюся до настоящего времени, причину миграции флю-

• Таблица 3. Характеристика уровней воды в водоемах

  Водоемы	Протяженность по меридиану, км	Высота над уровнем моря, м	Разность уровней воды их северной и южной части, см
  Рыбинское	110	100	8,4
  водохранилище
  Озеро Севан	55	1900	88
  Озеро Кара-Куль	30	3900	96
  Озеро Байкал	450	450	165

• 3.    На основании фактов геологически позднего, еще не завершившегося формирования структурных ловушек и наличия на крутых крыльях структур у нефтяных залежей пониженных водонефтяных контактов с геохимически - более свежими нефтями устанавливается незавершенность формирования месторождений нефти и газа, в которые продолжает поступать нефть из нефтепроизводящей толщи пород доманикового возраста.

• 4.    Анализ фактических данных показывает, что геологическая молодость месторождений нефти и газа характерна не только для Урало-Поволжья, но и для других провинций. Например, наличие в Урало-Эмбинском районе залежей нефти в коллекторах четвертичного возраста как на Ново-Богатинском месторождении, в Азербайджане и в Туркмении, где нефтяные и нефтегазовые залежи приурочены к отложениям верхнего плиоцена, месторождения асфальтов приурочены к современным отложениям и др.

• 5.    Наглядным примером современной углеводородной генерации являются грязевые вулканы Крымско-Кавказской, Азербайдано-Копетдагской провинций, многократные огненные извержения которых фиксируются даже на памяти людей (т.е. в истории нескольких поколений). Естественно, что для периодических неослабевающих по силе огненных извержений необходимо непрерывное пополнение газом глубинных очагов грязевых вулканов, иначе бы никаких разовых запасов не хватило для их непрерывной многовековой деятельности.

• 6.    На основании изложенного следует, что поскольку доказана как геологическая молодость месторождений, так и непрерывная восполнимость их запасов нефтью и газом, напрашивается вывод, что считающиеся выработанными месторождения со временем смогут восстанавливать свои запасы. Но для решения производственных задач необходима всеобъемлющая изученность проблемы в научном и практическом отношении.

• 7.    Доказательством справедливости сделанных выводов о причинах восполнения запасов даже в процессе разработки место-

• рождений является то, что вполне естественные ошибки при первоначальных подсчетах, производимых по данным разведочного бурения исключаются, так как при вторых и, особенно, третьих пересчетах приобретаются достоверные сведения, поскольку месторождения разбурены и геологическое их строение и подсчетные параметры изучены.

перспективы дальнейшей генерации в недрах нефти и газа.

идов в недрах - центробежную силу, связанную с вращением Земли.