22.Вертикально-стратиграфическая и геоструктурная зональности нефтегазонакопления

Впервые вертикальная зональность нефтегазообразования была выявлена Соколовым В.А (1948 год) установившим, что физико – химические условия, определяющие интенсивность и направленность процессов образования газа и нефти, по разрезу осадочных пород значительно меняются. В верхней части разреза В.А.Соколов выделил биохимическую зону, где наиболее активно идут биохимические процессы. По мере углубления биохимическая зона переходит в термокаталитическую через некоторую переходную зону, где биохимические процессы затухают, а термокаталитические идут очень медленно. Здесь находится как бы минимум интенсивности нефтегазообразования. Термокаталитическая зона охватывает всю часть разреза глубже 1 км и подразделяется на верхнюю, или нефтегазовую и нижнюю, или метановую подзоны. Глубина этих зон, постепенно переходящих одна в другую зависит от геотермического градиента.

Н.Б.Вассоевич предложил несколько отличающуюся схему зональности процессов нефтегазообразования: в зоне катагенеза по мере погружения вначале образуется газ, затем – нефть, а в позднем катагенезе – газоконденсат. В 1967 году Н.Б.Вассоевичем введено понятие «главная фаза нефтеобразования» - этап в геохимической истории погружающейся осадочной толщи, находящейся в условиях определенных температур и давлений, при которых в составе рассеянного органического вещества пород наиболее энергично происходит новообразование битумоидов, в том числе углеводородов.

Процессы генерации углеводородов начинаются еще на ранних этапах преобразования органического вещества и продолжаются в течении всей его последующей геохимической истории. Таким образом, образование промышленных скоплений углеводородов может быть связано как с биохимической зоной преимущественного газообразования, так и с термокаталитической зоной нефте- и газообразования. Безусловно, все эти процессы должны изучаться на фоне геологической истории развития того или иного региона.

Как указывает А.А.Бакиров, процессы активизации нефтегазообразования из захороняемого в осадке органического вещества зависят от ряда факторов: природы органического вещества, геотермического градиента, продолжительности геологического времени воздействия температуры и давления на исходное органическое вещество и др. Наряду с этими факторами эти процессы в значительной степени зависят также от особенности режима тектонических движений. По-видимому, при прочих равных условиях температура и давление, воздействующие на породы и заключенное в них органическое вещество, весьма различны для складчатых и платформенных областей

23. Фазовая зональность размещения скоплений нефти и газа в земной коре

Обычно фазовую зональность в образовании и размещении скоплений углеводородов различного фазового состояния связывается с составом или типом исходного органического вещества и степенью его катагенической преобразованности.

Исследования последних лет показали, что наряду с этими факторами формирования фазовой зональности играют и другие не менее важные условия, и основными среди них являются термобарические, которые в значительной степени определяют фазовое равновесие, фазовые переходы и фазовый состав.

Выделяют 2 фазовые зональности:

- аккумуляционно-миграционная

- генерационная

В разрезе осадочного чехла выделяются 2 термобарические мегазоны – верхняя и нижняя. В верхней происходит прямо пропорциональное давление. А в нижней темп нарастания температур и темп нарастания давления различен. Это приводит к тому, что в верхней зоне гидростатическое давление (вес столба жидкости), а ниже появляется сверхгидростатичность (заключается в том, насколько статическое давление превышает гидростатическое). Если мы возьмем за единицу нормальное гидростатическое давление, то появится понятие коэффициент гидростатичности. Этот коэффициент может составлять от1,1 до 2,2 по отношению к нормальному гидростатическому.

Анализ распределения температур и давлений в недрах различных нефтегазоносных провинций свидетельствует о том, что в зависимости от условий геологического строения и условий геологического развития в каждой из исследуемых провинций наблюдаются пропорциональные изменения температур и давлений до определенных глубин, и до этих глубин температуры и давления нарастают прямо пропорционально глубине замеров. Ниже темп нарастания давлений начинает превышать темп нарастания температур. И давления начинают расти быстрее, характеризуясь коэффициентом сверхгидростатичности. Таким образом, в земной коре выделяются 2 термобарические мегазоны: верхняя и нижняя.

Фазовые состояния флюидов в недрах определяются типом органического вещества, миграционными факторами. Главная зона нефтегазообразования 50 (60) - 180⁰.

В верхней термобарической мегазоне генерация углеводородов различного фазового состояния определялась геохронотермическими условиями недр, а в нижней геотермобарической мегазоне термобарическими условиями недр.

Для генерации тех или иных углеводородов в верхней термобарической мегазоне является время воздействия нарастающих температур на органическое вещество. Следовательно, процессы генерации и химические реакции в веществе происходят только при нарастании температур, как только нарастание температур прекращается процессы генерации затухают и возобновляются только после того как начнется нарастание температур. Если нарастание температур 1-2 градуса в млн.лет генерируются жидкие углеводороды, а если температуры нарастали со скоростью 3-4 градуса в млн.лет или 0,6-0,5 градусов в млн.лет генерировались преимущественно газообразные углеводороды. Если температуры нарастали быстро и высоко 4-5 градуса в млн.лет, то генерировался высокотемпературный газ, а если 0,5-0,6 градусов в млн.лет, то генерировался низкотемпературный газ.

Залежи жидких углеводородов в верхней термобарической мегазоне при Т палео=120. Месторождения Лейк-Барр (Н>6 км), Лейк-Вашингтон (Н>6 км), Тибр (Н=9,5 км).