Файл: Завьялов В.М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепропетровско-Донецкой впадине.pdf

ГЛАВА IV

ОВРЕМЕНИ АККУМУЛЯЦИИ У Г Л Е В О Д О Р О Д О В

ВД Н Е П Р О В С К О - Д О Н Е Ц К О Й В П А Д И Н Е

Определение времени аккумуляции углеводородов относится к одному из наименее разработанных вопросов нефтяной геологии. Существуют самые различные мнения, допускающие как раннее об­ разование скоплений нефти и газа, сразу же после отложения вме­ щающих пород, так и формирование залежей в недавнее геологи­ ческое время. Разнобой во взглядах на эту проблему объясняется, прежде всего, специфическими свойствами скоплений нефти и газа, представляющих в отличие от залежей других полезных ископае­ мых, аллохтонные флюидные образования, чутко реагирующие на изменение окружающих условий. Сказывается здесь также отсут­ ствие четких достоверных представлений об источниках нефтяных углеводородов, их формы миграции и т. п.

Критическое рассмотрение критериев и методов, используемых для установления времени миграции и аккумуляции нефти и газа, убеждает в том, что ведущим началом при подобных исследовани­ ях должно быть выяснение геологических условий нахождения этих полезных ископаемых. Данные о физических параметрах залежей и геохимические закономерности в условиях залегания нефти и газа возможно использовать только на фоне историко-геологического анализа развития региона, обязательно учитывая при этом выявлен­ ные особенности, размещения залежей.

Величины физических параметров залежей, привлекаемых во многих случаях для решения вопроса о возрасте нефтяных и газо­ вых скоплений (гидростатическое давление — в связи с газовмещающей способностью ловушки, давление насыщения), не являются определяющими факторами, так как они зависят от окружающей обстановки и не могли оставаться неизменными с момента образо­ вания -залежей. При определении времени формирования по методу расчета количества газовой фазы в ловушке нам не известна дей­ ствительная степень заполнения ловушки газом в момент форми­ рования и не учитывается количество рассеявшегося впоследствии флюида. При расчете глубины и времени образования нефтяной залежи по давлению насыщения также принимается, что содержа-

пие газа в рассматриваемой ловушке оставалось неизменным за 'всю историю существования залежи.

С данным представлением, не только положенным в основу раз­ работки ряда методов определения времени образования залежей, но H используемым зачастую при установлении закономерностей в размещении скоплении нефти п газа в отдельных провинциях, труд­ но согласиться. Практика разведки п эксплуатации нефтяных и га­ зовых месторождений свидетельствует, что значительные изменения в физическом состоянии жидкостей и газов происходят уже на пер­ вых этапах разбуривания месторождения. Изменяются давление, температура, состав компонентов нефти, газа и воды. Развивается

масштабе перемещение флюидов вверх по разрезу осадочной тол­ щи и в горизонтальном направлении по пористым пластам должно происходить в периоды повышения тектонической активности. Не вызывает сомнения, что образование разрывного нарушения или

возможно считать неизменным равновесие в недрах нефтяных и га­ зовых месторождений на протяжении длительного геологического периода?

Между тем, именно давление насыщения — как функция глуби­

времени аккумуляции нефти. Рекомендации по применению данно­ го метода, основанного на представлениях, что начальная залежь нефти формируется при предельном насыщении газом, и величина давления насыщения соответствует глубине ее образования, содер­ жатся во многих работах. Расчеты времени формирования нефтя­ ных залежей по давлению насыщения производились и для место­ рождений Днепровско-Донецкой впадины. Так, В. А. Витенко, Р. М. Новосилецкий и Л. П. Швай (1966), отметив недонасыщенность пластовых иефтей во впадине (степень пережатия составляет 84— 166 кгс/см2 ), делают вывод, что «формирование нефтяных залежей происходило на небольшой глубине при низком пластовом давле­ нии. Погружение сформированных залежей в мезо-кайнозойскую эру привело к увеличению пластового давления, а следовательно, и к явлению недоиасыщенности нефтей». Следуя этим представлени­ ям, придется допустить, что глубина формирования нефтяной зале­

9,3 кгс/см2 ). Но тогда необходимо согласиться с невозможностью потери газа из залежи на протяжении весьма длительного времени,

•82

что противоречит установленным фактам дегазации залежей. В частности, свидетельством ухода из нефтяной залежи Гнединцевского месторождения не только газа, но и жидких углеводородов слу­ жит восстановленность пород верхнепермской покрышки, выража­ ющаяся в смене красных и красно-бурых цветов на серо-зеленые и в сильной эпигенетической пиритизации пород (Клиточенко, Литви­ нов, Супронюк, 1966). Подобные изменения пород верхнепермской глинистой покрышки отмечаются во впадине и на других нефтегазо­ носных площадях.

Уместно добавить, что во многих нефтегазоносных районах,, характеризующихся распространением залежей нефти с давлением насыщения меньшим пластового, геологический материал исключа­ ет допущение возможности погружения залежей после их формиро­ вания. И. В. Высоцкий (1971) отмечает, что во всех мэотических залежах нефти Предкарпатско-Балканского бассейна давление на­ сыщения меньше пластового. Однако нет никаких оснований пред­ полагать, что эти залежи испытали какое-либо существенное погру­ жение в плиоценовое или постплиоценовое время.

рассчитывать на успешное решение вопроса, пока в основу их раз­ работки принимается представление о стабильности количества углеводородов в ловушке. И, наоборот, способы расчета, учитыва­ ющие изменение физических параметров залежи во времени, могут в определенных случаях помочь выяснению данной проблемы. Так,

давление, время сохранения которого в запечатанных пластах не может быть длительным. По расчетам названного исследователя даже при самых неблагоприятных для фильтрации воды условиях время снижения аномально высокого давления до нормального гид­ ростатического не должно превышать нескольких миллионов лет. Следовательно, аномально высокое давление в залежи служит ука­ занием на недавнее ее образование.

В данной главе мы попытаемся высказать некоторые представ­ ления о возрасте залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впа­ дине, основываясь главным образом на" установленных закономер­ ностях в размещении нефтяных и газовых месторождений, а также учитывая особенности геологического развития отдельных частей региона. Определенное указание на время образования ряда зале- . жей может дать и рассмотрение некоторых данных физического ха­ рактера.

Как уже-отмечалось, сравнительно надежный фактический мате­ риал позволяет относить начало формирования Днепровско.-Донец- кого: региона кѳ второй половине девонского периода. С этого вре­ мени и до' конца ранней перми для впадины и Донбасса было ха­ рактерно общее погружение с многократными кратковременными

поднятиями и опусканиями. Генетическое единство развития Днеп­ ровско-Донецкой впадины и Донбасса продолжалось до начала позднепермского времени. Проявившаяся в Донбассе на границе ранней Ii поздней перми саальская фаза герцинского тектогенеза сформировала его структуру, выраженную в основном системой крупных линейных складок северо-западного простирания. Прояв­ ление складкообразовательных движений имело место и во впади­ не. Однако меньшая мощность осадков и менее значительные под-4 вижкн фундамента привели к образованию брахиантиклинальцых поднятий платформенного типа. Начиная с позднепермской эпохи, впадина и Донбасс развивались по-разному: во впадине продолжа-. лось погружение и накопление осадков, а в Донбассе преобладали восходящие движения.

Сточки зрения выяснения условий формирования залежей нефти

игаза в истории развития впадины в первую очередь достойно вни­ мания то обстоятельство, что юго-восточная часть впадины, распо­ ложенная на границе разнонаправленных движений, являлась наи­ более мобильным участком. Следует также отметить, что разломы

(Чирвинская, 1958, 1962). Об общей причине роста структур сви­ детельствует совпадение их максимумов поднятий, указывающее на периодическое возникновение дифференцированных подвижек бло­ ков фундамента, проявлявшихся на значительной территории.

О времени образования залежей во впадине можно судить по возрасту ловушек, так как если известен возраст ловушки, известно по крайней мере время, раньше которого не могла иметь место ак­ кумуляция нефти и газа.

Как следует из анализа истории развития локальных поднятий Днепровско-Донецкой впадины (Баранов, 1965; Кривошея, Синич­ ка, Черпак, 1966; Кабышев, 1972 и др.), многие крупные месторож­ дения приурочены здесь к молодым структурным ловушкам, обра­ зовавшимся в период времени от конца мезозоя до современного периода (Шебелинское, Леляковское, Гнединцевское, Качановское, Рыбальское и другие месторождения). Данное обстоятельство, сви­ детельствующее о сравнительно недавнем поступлении углеводоро­ дов в верхние горизонты осадочной толщи, объясняется также и тем, что большинство поднятий1 в верхнем (надсолевом) структур­ ном этаже Днепровско-Донецкой впадины как современные ловуш-

* ки оформились именно в этот период. Так, В. А. Кривошея и его соавторы (1966), изучавшие условия роста локальных структур в средней части впадины, пришли к следующему заключению: «В первом приближении можно сказать, что ловушки южной прибортовой части впадины сформировались в основном к верхнему мезо­ зою, а ловушки центральной части грабена и северной прибортовой части впадины—только в конце палеогена».

Таким образом, можно сделать заключение, что использование

84

метода выяснения времени формирования залежей по времени об­ разования ловушек для Днепровско-Донецкой впадины дает кон­ кретное указание относительно возраста залежей в молодых струк­ турных формах верхней части осадочного комплекса. Труднее су­ дить о возрасте скоплений нефти и газа в древних поднятиях, в ко­ торых диапазон времени возможной аккумуляции значительно уве­ личивается.

Весьма ценные сведения о времени и длительности формирова­ ния залежей нефти и газа могут дать исследования, проводимые в геохимическом аспекте. Например, изучение ряда эпигенетических минералов в продуктивных разрезах способно внести определенную ясность в решение данного вопроса, сузив интервал времени воз­ можного образования залежи. Так, исследование эпигенетического пирита в продуктивных отложениях нижней перми и верхнего кар­ бона на Гнединцевском, Глииско-Розбышевском и Радченковском месторождениях позволило Л. А. Трухану и А. Е. Лукину (1964) сделать интересные выводы в отношении возраста содержащихся в них залежей нефти. Характерной чертой продуктивных горизонтов этих месторождений является высокое содержание пирита, состав­ ляющего до 90% тяжелой фракции. Образование пирита связано с анаэробным окислением нефти кислородом растворенных сульфа­ тов при участии сульфатредуцирующих бактерий. Данный процесс начинается сразу же после формирования нефтяной залежи и проте­ кает по той же схеме, что и диагенетическое пиритообразование в близких термодинамических условиях. С геологической точки зре­ ния длительность процесса значительна, и возраст пирита можно считать близким к возрасту формирования нефтяной залежи. При детальном петрографическом изучении пиритоносных пород уста­ новлен явно эпигенетический характер пирита.

Особенно примечательны результаты исследования на Гнединцевской площади кварцевых песчаников и алевролитов визейского яруса- (продуктивные отложения, содержащие газовую залежь) с кварцевым регенерационным цементом, формирующимся в резуль­ тате эпигенетических процессов в условиях больших (современных) глубин (Копелиович, 1962). Обнаружилось, что эпигенетический пирит часто замещает вторичный кварц. Также показательно взаи­ моотношение пирита с окисленным сидеритом, находящимся в зоне предверхнепермской коры выветривания в каменноугольных поро­ дах Радченковского месторождения. Часто пирит без всяких сле­ дов окисления замещает окисленный сидерит, а так как пирит окис­ ляется значительно легче сидерита и реагирует на гипергенные процессы более чутко, то можно сделать вывод, что образование его могло происходить только после процессов регрессивного эпигенеза и гипергенеза. Суммируя результаты своих исследований, Л. А. Тру1 хаи и А. Е. Лукин (1964) пришли к заключению: «Возраст эпигене­ тического пиритообразования близок к возрасту формирования неф­ тяных залежей. Пирит является позднеэпигенетическим образова­ нием. Наиболее вероятно, что пиритообразование происходило пос-

85