24840 (Благоприятные структурные формы скопления нефти и газа), страница 2

О ранней эвакуации ОВ из материнских пород в коллекторы свидетельствует тот факт, что бактерии, в том числе представители железобактерий (Leptothrix) присутствовали в органогенных коллекторах. На фото 1, 2, 3 приводятся микроснимки срезов пород, взятых керном из карбонатных отложений Южного Узбекистана (J2 и J3). Из них отчетливо видно соседство и ассоциации битумов с включениями пирита и сидерита, которые являются продуктами работы железобактерий. Другой причины их совместного нахождения нет. Пиритизация связана с бактериальным восстановлением сульфатов в стабильные формы (пирит (Fe S2), что обеспечивается присутствием сероводорода и реакционно-способного железа в карбонатных коллекторах. Наличие кроме пирита еще и сидерита (Fe СОЗ) дает основание утверждать, что железобактерий было много и их работа продолжалась долго.

Если принять, что эмиграция УВ происходит на начальной стадии погружения осадков (в интервале первых сотен метров), то скорость миграции и дальность разноса микронефти в коллекторах будет зависеть не только от времени, но и от глубины, учитывая уплотнение осадочных пород и их проницаемость. Линией отсчета латеральной миграции УВ, в соответствии с теорией конвергенции, может служить ближайший глубинный разлом (линеамент). Это немаловажный поисковый признак, вполне поддающийся прогнозному расчету, если считать газовые потоки движущей силой миграции.

Газовые потоки глубинного абиогенного генезиса, выделяемые в теории конвергенции УВ, как собиратели и носители рассеянной микронефти, явно просматриваются при формировании нефтяных и газовых залежей в Предкавказье.

Газ, восходящий из разлома в предгорном прогибе, накапливался в коллекторах юры, мела и палеогена и вначале заполнял передовые ловушки. Учитывая систему трещин, оперяющих глубинный разлом, и возможность межрезервуарных перетоков, вертикальная зональность залежей в передовом прогибе закономерна: наибольшее число нефтяных скоплений (более 90) выявлено в интервале от 500 до 1 500 м; в интервале 1 500–2 000 м их становится 29, 2 000–2 500 м – 18. Ниже в основном газовые залежи.

На платформенных территориях наблюдается иная картина: наибольшее количество газовых залежей приходится на интервал 500–1 000 м (более 20); в интервале 2 000–2 500 м – газоконденсатные скопления, ниже 3 500 м – небольшие нефтегазовые. Это говорит о том, что при латеральной миграции запасы нефти были исчерпаны, а УВ-газы продолжали поступать в больших объемах. В конечном счете и они прекратились в позднем палеогене, т. к. неогеновые ловушки оказались пустыми.

Гидродинамические расчеты показывают, что латеральная миграция газа и нефти различается на два порядка величины и более. То, что газ приходит в ловушку первым и освобождает ее от воды и тем самым решает проблему замещения, имеет очень важное значение. Опыты смешивания воды и нефти и размещения эмульсии внутри толченого песка или карбонатной породы засвидетельствовали, что самопроизвольного разделения фаз не происходит в течение более года. И только искусственное создание газовой фазы внутри вмещающей породы приводит к стратифицированному распределению флюидов газ–нефть–вода.

Рассмотрим модель формирования и закономерности размещения углеводородных залежей в прикаспийской впадине.

На современном этапе изученности Прикаспийской впадины данными нефтепоисковых работ установлена региональная нефтегазоносность ее осадочного выполнения от девонских отложений до современных, т.е. всего вскрытого бурением разреза. Рассмотрение результатов многих сотен анализов по общему, групповому, структурно-групповому и другим составам нефтей, а также газов и газоконденсатов этого региона, полученных из различных стратиграфических подразделений, приводит к выводу о чрезвычайном разнообразии ряда этих углеводородных соединений, в полярных точках которого находятся газоконденсаты и битумы (киры). Систематизация жидких углеводородов (УВ) (нефтей) по стратиграфическому принципу оказалось практически неосуществимой ввиду того, что в пределах каждого стратиграфического подразделения встречаются нефти от конденсатных до осмоленных. В то же время разные стратиграфические уровни содержат однотипные по составу нефти.

Эмпирически было установлено, что большая их часть, а именно восемь нижних продуктивных горизонтов, залегающих на глубинах 600–4 400 м в широком стратиграфическом диапазоне от конгломератового нижнетриасового горизонта до башкирских отложений включительно, содержат нефти одного состава. Они имеют парафино-нафтеновое основание, близкий углеводородный состав, плотность 0,82–0,84 г./см?, фракцию, выкипающую до 200? С (25–35%) и смолисто-асфальтеновую составляющую (10–14%). В то же время нефти пяти верхних горизонтов (глубина залегания 250–550 м), приуроченные к юрско-меловому комплексу и двум нижнетриасовым горизонтам, отличаются от нефтей нижних горизонтов повышенной смолистостью и почти полным отсутствием или значительным понижением бензиновой составляющей, что отражается и в их плотности (0,88–0,92 г./см?). Как показало изучение изолирующих свойств глинистых образований над верхними продуктивными горизонтами, они изобилуют открытыми микротрещинами, на стенках которых зачастую отмечаются примазки нефти. Эти микротрещины и явились путями фильтрации газовой и прочих составляющих нефтей из залежей и ухода их в атмосферу.

Повышение смолистости нефтей верхних горизонтов связано с увеличением воздействия на них гипергенных факторов.

Таким образом, эмпирически была установлена определенная вертикальная зональность в распределении составов нефтей по разрезу в пределах одного месторождения с самым большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.

Объяснение направленного изменения состава нефтей верхних горизонтов разреза в сторону их уплотнения за счет низких изолирующих свойств флюидоупоров над ними позволило сделать два основных вывода о нефтях нижних горизонтов. Первый из них сводится к тому, что однотипность их составов, учитывая широкий стратиграфический диапазон размещения и большую пространственную разобщенность, можно объяснить только единым источником заполнения ловушек, содержащих эти нефти, находящимся ниже. Второй вывод говорит о том, что между нефтесодержащими пластами существуют достаточно надежные флюидоупоры, исключающие возможность сколько-нибудь значительных перетоков УВ из одного продуктивного пласта в другой. Изучение изотопного состава УВ в узких фракциях нефтей (как нижних, так и верхних горизонтов), а также рассмотрение индивидуальных УВ, подтвердило сделанный вывод о едином их источнике, т.е. о вертикальном способе формирования этого месторождения. Сущность такого способа формирования состоит в том, что нефть по проводящему каналу струйно мигрировала вверх и заполняла под давлением по пути продвижения все встречающиеся коллекторские породы независимо ни от их стратиграфической принадлежности, качества, глубины залегания, экранирующих свойств флюидоупоров над ними, ни от структурного фактора. Поскольку напряжение в недрах нарастает относительно постепенно и его разгрузка осуществляется также не мгновенно, заполнение однотипными углеводородными флюидами происходит последовательно снизу вверх по мере постепенного разрыва сплошных горных пород до полного завершения этого процесса.

С затуханием тектонической активности и закрытием проводящего канала заканчивается первый этап формирования месторождения. К этому моменту однотипные углеводородные соединения, состоящие из нефтей с растворенными в них газами и имеющие такой же состав, как в нижних горизонтах, оказываются в разнообразных геологических условиях. С этого момента начинается второй этап – переформирование залежей в соответствии с этими условиями. Частным случаем является достаточная изоляция углеводородных скоплений, как наблюдается в восьми нижних горизонтах Кенкияка, где составы нефтей практически не изменились по сравнению с изначальными.

Значительно чаще встречаются случаи отсутствия в разрезе надежных флюидоупоров, что является причиной развития диффузионно-фильтрационных процессов, которые и порождают исключительное многообразие составов нефтей, наблюдаемое во впадине. Рассмотрим один из основных вариантов перераспределения углеводородных скоплений, когда между двумя залежами с однотипной нефтью находится толща с недостаточно хорошими изолирующими свойствами, а над верхней – надежный флюидоупор. Очевидно, газоконденсатные компоненты нижней нефтяной залежи вытеснят нефть из верхней ловушки по латерали через замок структуры. В верхней ловушке окажется не нефтяная, а газоконденсатная залежь. Нефть верхней ловушки, проходя через коллекторские пласты, будет фильтроваться, теряя по пути продвижения асфальтово-смолистые компоненты и превращаясь в нефть фильтрованного типа. Ее продвижение будет тем дальше от точки начала латеральной миграции, чем больше газоконденсатных компонентов поступает снизу. Вытесняющий ее газоконденсат на пути латеральной миграции по коллектору сформирует во встреченных ловушках дочерние газоконденсатные залежи. Это один из основных путей образования газоконденсатных залежей во впадине. В случае ограниченного подтока газоконденсатных компонентов снизу из верхней залежи мигрирует по латерали лишь часть нефти и в верхней ловушке залежь станет газонефтяной. Достаточно убедительным доказательством осуществления ухода газоконденсатных компонентов из нефтей является нахождение в различных стратиграфических подразделениях и на разных, иногда довольно больших глубинах нефтей тяжелых, отбензиненных, но не окисленных, так называемых псевдогипергенных.

Нефти нижней залежи, потерявшие легколетучие компоненты, становятся более тяжелыми, чем исходная нефть, и будут тем плотнее, чем большую часть подвижных компонентов они потеряли (см. рисунок).

Модель поэтапного формирования нефтяных и газоконденсатных залежей Прикаспийской впадины.

а – первый этап; б – второй этап

1 – газоконденсат; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – плотность углеводородов (г/см?); 5 – непроницаемый флюидоупор; 6 – флюидоупор, проницаемый для легких УВ; 7 – субвертикальный канал струйной миграции УВ; 8 – след субвертикального канала миграции УВ; 9 – направление диффузионно-фильтрационного потока УВ; 10 – направление литеральной миграции УВ.

Можно сформулировать следующие выводы:

Формирование и размещение всех углеводородных залежей впадины обусловлено первичной вертикальной и вторичной вертикально-латеральной миграцией УВ.

Нефти впадины имеют единый источник и, как следствие, изначальный близкий состав, приведенный выше.

Отклонение от изначального состава нефти, обусловленное ее миграционным фракционированием, является поисковым критерием для открытия новых залежей углеводородов с прогнозом их местоположения, количественной оценки и фазового состояния.

Состав нефти любой залежи, выраженный через содержание в ней бензина и суммарное количество смол и асфальтенов и отраженный в ее плотности, – показатель механизма формирования залежи.

Процессы газообразования и газонакопления рассмотрены многими

исследователями. Однако вопрос о вертикальной миграции газа из нижних частей разреза отложений в верхние освещен, на наш взгляд, недостаточно полно.

Основные запасы газа, как известно, сосредоточены на относительно небольших глубинах. Предполагается, что формирование залежей здесь происходило за счет газа, образовавшегося на больших глубинах, в нижней зоне интенсивного газообразования.

Большая роль «нижних» газов при формировании залежей преимущественно газоносные области приурочены к глубоким бассейнам осадконакопления и что более 2/3 основных нефтегазоносных областей и провинций мира с мощностью осадочных пород свыше 4 км являются преимущественно газоносными, в то время как среди провинций с толщей осадков менее 4 км, наоборот, преобладают преимущественно нефтеносные.

Анализ пространственного размещения газовых месторождений с запасами более 100 млрд. м3 и геологических условий их формирования, проведенный П.К. Куликовым (1976 г.), показал, что эти месторождения имеют разный генезис и представлены несколькими типами. В частности, им выделены окраинные (по отношению к областям максимального погружения бассейнов осадконакопления) и центральные типы месторождений. Образование последних, по П.К. Куликову, является результатом миграции газа из глубокозалегающих газоматеринских толщ в верхние части разреза осадочных бассейнов, т.е. прямой дегазации глубинной зоны газообразования. Залежи этих месторождений в бассейнах с песчано-глинистым разрезом формируются в верхних горизонтах, а в бассейнах с мощными эвапоритовыми толщами – непосредственно под ними.

В глубоких зонах катагенеза (более 3 км) интенсивность процессов газообразования может быть достаточно высокой, а газоемкость поровых вод глинистых толщ незначительной, что приводит к возникновению избыточного (струйного) газа в материнских породах и перемещению его в природный резервуар. В последнем он будет находиться какое-то время в неподвижном состоянии. При критической газонасыщенности начнется перемещение газовой фазы в природном резервуаре и аккумуляция газа в ловушках. Формирование залежей газа в нижних зонах происходит также в результате его выделения из воды при восходящих тектонических движениях. Перенос газа в растворенном состоянии водой имеет подчиненное значение. Поэтому масштабы образования избыточного газа при их движении невелики.

В верхних зонах катагенеза условия формирования газовых залежей существенно отличаются от нижних. Здесь процессы генерации газа в породах протекают не столь интенсивно. Значительную роль в насыщении подземных вод в этих зонах играет «нижний» газ. Движение подземных вод, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод и восходящие тектонические движения – все эти процессы приводят к дегазации пластовых вод и образованию газовой фазы.