The Nature of Abnormally High Terrastic Pressures in the Khapchagai Megaswell

Research article
DOI:
https://doi.org/10.23670/IRJ.2023.127.20
Issue: № 1 (127), 2023
Suggested:
08.11.2022
Accepted:
02.12.2022
Published:
24.01.2023
62
0
XML PDF

Abstract

During the prospecting and exploration work within the Viliui oil and gas bearing area, the presence of abnormally high terrastic reservoir pressures (AHTP) in the Permo-Triassic complex deposits of the Khapchagai megaswell of the Viliui syneclise with the coefficient of anomaly 1.25-1.35 was established. A review of the basic scientific ideas about the nature of the AHTP in the Upper Permian-Lower Triassic complex deposits of Khapchagai gas-bearing area (Permian deposits and deposits confined to the Nedzhelinskaya formation). Most likely, the main reason for the presence of AHTP in the Permo-Triassic complex of deposits is the ongoing generation of gas hydrocarbons in the Permian part of the section, screened by a fairly effective Nedjelinskii fluid seals. The presence of AHTP in the lower parts of the section of the Khapchagai gas-bearing region creates opportunities for technogenic regeneration of depleted deposits in the upper part of the section.

1. Введение

При проведении поисково-разведочных работ в пределах Вилюйской нефтегазоносной области установлено наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в пермо-триасовом комплексе отложений Хапчагайского мегавала с коэффициентом аномальности 1,25-1,35. При этом коэффициент аномальности растет с запада на восток (с углублением). На остальных территориях Вилюйской нефтегазоносной области пластовые давления вписываются в интервалы гидростатического давления (давлению столба воды). По генезису АВПД в этих отложениях не имеется консолидированной точки зрения. Основными факторами образования АВПД традиционно считаются уплотнение глинистых пород, процессы осмоса, катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества, тектонические процессы, геотермические условия земных недр и т.д. Несомненно, указанные факторы могут быть в той или иной степени определяющими в зависимости от геологического строения недр и происходящих и происходивших в ней процессов. На примере Хапчагайского мегавала попытаемся выяснить генезис АВПД в пермо-триасовом комплексе отложений.

2. Постановка проблемы

Хапчагайский мегавал – положительная структура I порядка расположена в центральной части Вилюйской синеклизы. Вилюйская синеклиза является наиболее крупной отрицательной структурой Сибирской платформы. По данным бурения в Хапчагайский мегавал вскрыт верхнепалеозойско-мезозойский осадочный чехол до глубины 6519 м, из них 446 м отложений верхнего карбона

. Мегавал проявляется по толщине батылыхской свиты, которая варьирует от первых сотен метров на Хапчагайском поднятии и более 1000 м во впадинах, который многими исследователями рассматривается как показатель времени роста Хапчагайского мегавала. Он имеет субширотное простирание с протяженностью 200-240 км при ширине 45-50 км. Амплитуда мегавала составляет более 1000 м. На севере мега­вал сопряжен с Линденской впадиной, на юге с Тангнарынским прогибом, на востоке плавно погружается в сторону центральной части Предверхоянского прогиба, западный контур его дан по восточной границе глубокого прогиба, существующего между мегавалом и Тюкян-Чебыдинской моноклиналью. Северное крыло мегавала более крутое до 7-80, южное более пологое 2-30 (по сейсмическому горизонту TП, соответствующему границе триас-пермь)
.

В пределах Хапчагайского мегавала по мезозойским и пермским отложениям выделяются западная (Средневилюйская брахиантиклиналь), центральная (Толонская и Мастахская) и восточная (Соболохская и Неджелинская) группы складок. Кроме того, к Хапчагайскому мегавалу относят Бадаранскую структуру.

Структурный план Хапчагайского мегавала по отражающему горизонту ТП

Рисунок 1 - Структурный план Хапчагайского мегавала по отражающему горизонту ТП

Хапчагайский мегавал, осложненный вышеперечисленны­ми складками, в целом имеет довольно сложное строение. Фиксируется постепенное погружение шарнира вала в восточном направлении. Так, например, максимальные отметки кровли триасовых отложений по скважине с запада на восток изменяются следующим образом: Средневилюйская структура 1550 м, Толонская - 1900 м, Мастахская – 1930, Неджелинская – 1650 м, Бадаранская – 2320 м
.

Современный тектонический план Хапчагайского мегавала и всех его структур, контроли­рующих залежи газа, сформировались, по мнению большинства исследова­телей к концу нижнемелового времени

,
.

Относительно природы АВПД в пермо-триасовом комплексе отложений Хапгагайского мегавала также высказываются различные точки зрения. Дискуссионный вопрос природы аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в верхнепермском комплексе отложений Хапчагайского района достаточно широко рассмотрен в коллективной статье

. В указанной работе, проанализировав различные варианты объяснения природы АВПД в пермо-триасовом комплексе, авторы
объясняют АВПД преимущественно за счет латеральной миграции УВ из прилегающей Линденской впадины, в пределах которой отложения перми залегают на больших глубинах (более 5 км).

Между тем, в статье А.А. Грауссман «О природе давлений во флюидных системах осадочных бассейнов» подвергается к сомнению существование так называемого «условного гидростатического столба» в глубинах размещения залежей нефти и газа. По мнению А.А. Граусман граница между инфильтрационной водонапорной системой (зона гидростатических давлений) и эксфильтрационной (элизионной зоной) проводится на уровне базиса эрозии. Т.е., если геогидродинамическая система расположена выше базиса эрозии, то движение вод возможно за счет энергии положения самой системы, если ниже (не имеет наружного стока), то гидростатического напора, существующего в «области питания», не хватит для энергетического обслуживания движения вод

. По Грауссман, пластовое давление в водонасыщенных породах осадочного чехла определяется упругой энергией (напряжениями) в скелете пород. Обосновывается минимальный порог пористости в 8%, при которой возможна проницаемость, т.е. существуют взаимосвязанные поры (открытая пористость). К сожалению, в своей статье А.А. Грауссман не объясняет причину резкого скачка напряженности скелета между пермо-триасовыми и триасовыми комплексами отложений за какие-то 100-120 м разности по глубине.

3. Экспериментальная часть

Для оценки изменения пористости от глубины в верхнепалеозойско-мезозойских отложениях изучаемого района построен график зависимости изменения коэффициента пористости от глубины по скважине №27. Скважина №27 имеет глубину 6519 м, является сверхглубокой на территории Республики Саха (Якутии) и пробурена на Средневилюйской структуре Хапчагайского мегавала Вилюйской нефтегазоносной области. Коэффициенты пористости кроме кернового материала были оценены по каротажным кривым ИК, АК и БК. Выборку попали интервалы с коллекторами и не коллекторами, глинистыми и неглинистыми разностями плотных пород вскрытых скважиной №27. Всего 343 определений начиная с глубины от 1200 до 6500 метров.

Как видно из рисунка, начиная с глубины 4000 м (абс. отм.), аппроксимирующая кривая спускается ниже 8% пористости. Можно уверенно предположить, что для верхнепалеозойско-мезозойского осадочного чехла Вилюйской нефтегазоносной области начиная с глубины 4000 м, поровая проницаемость флюидов исключается. Верхнепермский водоносный комплекс в пределах Хапчагайского мегавала залегает на глубине более 3000 м

.

Поскольку амплитуда мегавала составляет более 1000 м, то верхнепермский водоносный комплекс в регионе представляется латерально ограниченным. При этом верхнепермские отложения представлены песчаниками с прослоями и линзами аргиллитов с очень плотной упаковкой и наличием тонкозернистого обломочного материала. Продуктивные пласты, вскрытые в пределах Хапчагайского мегавала, отличаются сложным внутренним строением, как за счет условий осадконакопления, так и из-за влияния комплекса вторичных изменений.

В этой связи природа АВПД в пермо-триасовом комплексе отложений может быть объяснена только вертикальным притоком УВ. Существование высокой газовой залежи исключается по промысловым характеристикам. При этом процессы аккумуляции и формирования залежей, по всей видимости, продолжаются и в настоящее время

Несомненно, современному этапу аккумуляции и формирования предшествовали более ранние этапы формирования скоплений УВ. В этой связи, особый интерес вызывает статья В.П. Киселева о роли АВПД в формировании залежей газа в пределах Хапчагайского мегавала

. Автор, при изучении трещиноватости неджелинской свиты (флюидоупор пермо-триасового комплекса), выявил локализацию последних в сводовых частях залежей в пермо-триасовом комплексе Хапчагайского мегавала.

Зависимость коэффициента пористости верхнепалеозойско-мезозойских отложений от глубины в скважине № 27

Рисунок 2 - Зависимость коэффициента пористости верхнепалеозойско-мезозойских отложений от глубины в скважине № 27

Примечание: Средневилюйская площадь

Наличие трещиноватости в сводовых частях он связывает прорывом неджелинского флюидоупора из-за перепада пластовых давлений. Эмиграция углеводородов в вышезалегающие продуктивные горизонты обуславливает подтягивание подошвенных и законтурных вод в пермо-триасовом комплексе. Далее, по мере уравновешивания пластовых давлений до гидростатических норм трещины в неджелинской свите залечиваются кальцитом, а в проницаемых пластах происходит кольматация порового пространства за счет выпадения из раствора минералов кальция. Как приводилось выше, проницаемые пласты пермского возраста имеют сверхсложное распределение фильтрационно-емкостных свойств в пространстве и интенсивно карбонатизированы. В качестве доказательства перетока углеводородов через неджелинскую свиту В.П. Киселев приводит описание трещиноватого керна неджелинской свиты с примазками и прожилками битума (скв.18, 25 Неджелинская площадь, скв. 22 Средневилюйская площадь и др.). По характеру прорастания битума с кристаллами кальцита, делает вывод об одновременной с кальцитом генерации битума вторичной эмиграции.

4. Заключение

По всей видимости, неджелинская свита служит неким «природным клапаном» в пределах Хапчагайского мегавала, которая накапливает исходящие из глубин углеводороды и выпускает их при достижении определенной величины пластового давления.

Таким образом, главной причиной образования АВПД в пермо-триасовом комплексе отложений представляется продолжающаяся в настоящее время генерация газовых углеводородов в пермской части разреза под достаточно эффективным неджелинским флюидоупором.

Относительно спокойная тектоническая позиция и наличие признаков активных процессов газообразования в Центральной части Вилюйской синеклизы свидетельствуют о высоких перспективах нефтегазоносности рассматриваемой территории.

Article metrics

Views:62
Downloads:0
Views
Total:
Views:62