9ГЕОФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ КАК ФАКТОР НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ
Л.А. Абукова, Ю.И. Яковлев, О.П. Абрамова, Г.Ю. Исаева, А.В. Горева
ИПНГ РАН
В геологических разрезах многих осадочных бассейнов на больших глубинах установлено наличие нормальных, сверхгидростатических и субгидростатических пластовых давлений, придающих гидродинамическому полю общие свойства разномасштабной неоднородности. Нами произведена типизация геофлюидодинамической неоднородности нефтегазоносных осадочных бассейнов. Выделены три типа геофлюидодинамического режима (рис. 1).
Рис. 1. Типы геофлюидодинамических режимов осадочных нефтегазоносных
бассейнов
Первый тип (Г1) представляет собой переход от нормальных и субгидростатических пластовых давлений (СубГПД) в верхней части разреза к нормальным гидростатическим - в средней зоне и сверхгидростатическим пластовым давлениям (СГПД) - в нижней (рис. I А).
Второй тип режима (Г11) характеризуется нормальными или сверхгидростатическими давлениями в верхней части и постоянным снижением пластового давления - вниз по разрезу (рис. 1 Б). Подобный тип геофлюидодинамического режима обнаружен во многих нефтегазоносных бассейнах мира, в том числе на Сибирской платформе (Средне-Ботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское и другие месторождения с преимущественно карбонатно-галогенным осадочным чехлом нижнепалеозойского возраста).
Третий тип режима (Г111) характеризуется возрастанием пластовых давлений в верхней части разреза до СГПД, а затем их резким снижением с глубиной (рис. 1 В). Такой флюидодинамический режим встречается достаточно часто на Сибирской платформе, аналогичное распределение СубГПД и СГПД обнаружено в Иркутской части Непско-Ботуобинской НТО (Аянская, Даниловская, Марковская, Ярактинская и другие площади).
В реальной геологической среде взаимопереходы от сверхгидростатических к субгидростатическим давлениям проявляются и во времени, и в пространстве, причем как в латеральном, так и в вертикальном направлениях.
Уменьшение гидродинамического потенциала в пределах отдельных продуктивных комплексов отложений способствует латеральной миграции пластовых флюидов, в том числе УВ, и формированию залежей в зонах развития пьезоминимумов (рис. 2).
Например, самый низкий гидродинамический потенциал в Якутии обнаружен пока в венд-рифейских отложениях Вилючанской седловины (Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское месторождения). Здесь же выявлены залежи газа в древнейших осадочных отложениях, залегающих на кристаллическом фундаменте. Минимальный гидродинамический потенциал в этом тектонически-напряженном узле обусловливает латеральную и нисходящую вертикальную миграцию УВ. Это, в свою очередь, способствует формированию залежей УВ непосредственно в основании осадочного чехла и даже в коре выветривания фундамента.
В геологических разрезах многих уникальных и крупных месторождениях нефти одновременно проявляются как СубГПД, так и СГПД, что обеспечивает
внутриформационные перетоки и препятствует рассеиванию УВ за пределы залежи. Геофлюидодинамическая неоднородность в этом случае является благоприятным фактором сохранности месторождений. Убедительным примером, где фиксируется нисходящая миграция флюидов, обусловленная определенным положением СГПД и СубГПД, являются крупнейшие в мире месторождения нефти и газа: Боливар-Кост, США (разведанные запасы -4200 млн т нефти); Прадхо-Бей, США (разведанные запасы нефти - 1235 млн т, газа - 736 млрд м3); Пендхендл-Хьюготон, США (разведанные запасы нефти 2191 млн т нефти и 2038 млрд м3 газа); Ла-Пас, Венесуэла (запасы нефти 123 млн т), Норт-Ренкин, Австралия (523 млрд м3 газа), Хатейба, Ливия (570 млрд м3 газа), российские месторождения Восточной Сибири - Марковское (1 млн т нефти и 17 млрд м3 газа), Средне-Ботуобинское (166 млрд м3 газа и 22 млн т нефти), Западной Сибири - Бованенковское, Новопортовское и др.
Рис. 2. Зависимость геологических запасов нефти (а) и газа (б) от гидродинамических потенциалов Непско-Ботуобинской антеклизы
Анализ представленных материалов позволяет сделать следующий вывод. В молодых бассейнах геофлюидодинамическая неоднородность является регулирующим фактором, контролирующим сохранность крупных и уникальных месторождений нефти и газа, сформированных на новейшем этапе тектогенеза.
В древних бассейнах при проявлении сплошной вертикальной гео-флюидодинамической инверсии крупные и уникальные месторождения тяготеют к осям синклинальных структур и/или поднятий, гидродинамически изолированным и представляющим собой водонапорные депрессионные системы различного масштаба. Разработка УВ на синклинальных месторождениях требует новых инновационных решений при вскрытии и опробовании плотных коллекторов с низким гидродинамическим потенциалом.
