21. Принципы выбора системы разведки многопластовых месторождений

В настоящее время скважины бурятся по этажам разведки. Под этажом разведки понимают часть разреза месторождения с одним, или несколькими продуктивными пластами, которые находятся на близких гипсометрических уровнях, характеризуются сходством геологического строения и свойств флюидов, разведку которых можно проводить одной сеткой скважин. Поэтому при разведке многопластовых залежей в целом применяют систему «снизу-вверх» - путем последовательной разведки группы нефтяных и газовых горизонтов последовательно от нижнего базисного горизонта вверх. Если же наиболее высокодебитные толщи находятся в верхней части разреза, применяется система разведки сверху вниз (более время емкая).

С геологических позиций оптимально последовательное бурение поисковых скважин на одной площади, потому, что в этом случае можно пользоваться одним станком и корректировать заложение последующих скважин, используя информацию по каждой уже пробуренной скважине. Однако для ускорения темпов разведки обычно одновременно бурят нескольких скважин. Однозначных критериев выбора альтернативных методик в настоящее время не существует, и последовательность и темпы разбуривания объекта определяется в каждом конкретном случае индивидуально. Если в качестве объектов поисков выбираются различные территории с разными глубинами залегания перспективных пластов и значительными перспективными ресурсами нефти и газа, на каждой отдельной площади принимается отдельная система разбуривания. Хотя, при этом и возрастает число скважин, делать это целесообразно. В последствии вопрос о последовательности введения в разведку этажей разведки уточняется. При этом, как правило, в первую очередь разведывают наиболее богатые этажи.

По последовательности бурения разведочных скважин различают ползущую систему и сгущающую системы. При сгущающей системе сокращаются сроки, но возрастает риск бурения законтурных и малоинформативных скважин.

22. Трансформация органического вещества в катагенезе

Дальнейшее превращение ОВ претерпевает на стадии катагенеза, наи­более длительной стадии в геохимической истории осадочных пород в це­лом и содержащегося в них ОВ, в частности. Стадия катагенеза подраз­деляется на подстадни, этапы и подэтапы. Две группы про­цессов являются определяющими для катагенетической стадии в истории ОВ. Первая — это глубокие и направленные изменения фнзико-хими- ческих свойств и химической структуры ОВ, сопровождающиеся новооб­разованием большого числа соединений. Вторая, не менее существенная, черта катагенеза — это громадные масштабы миграции ОВ, в том числе и продуктов катагенетических превращений ОВ (углекислого газа, амми­ака, сероводорода и др.) — обязательная, неотъемлемая черта катагенеза осадочных пород, а формирование скоплений нефти и газа — неизбежный при благоприятных геологических условиях результат этого процесса. Ха­рактер и тех и других процессов в очень сильной степени зависит от состава вмещающих ОВ пород и характера их катагенетического превра­щения, состава и палеогндрогеологии вод, насыщающих эти породы.

Главными факторами катагенеза являются температура и давление.

В основе процессов преобразования ОВ и новообразования УВ и дру­гих соединений лежат, как правило, процессы термолиза и термокатализа, протекающие по карбоний-нонному и свободно-радикальному механизмам. Эти процессы сопровождаются деполимеризацией керогена с высвобожде­нием унаследованных от живого вещества и частично преобразованных в диагенезе фрагментов типа жирных кислот, синтезом УВ, днспропорцио- нированием водорода и новообразованием и преобразованием сильно конденсированных соединений как нерастворимых, так и входящих в со­став битумоидов (смолы, асфальтены) и т. п.

В последнее время теоретически доказано, что возможны химические превращения ОВ в сторону карбонизации и битумоидоновообразования и при сравнительно невысоких температурах. Э. М. Галнмовым (1973 г.) развита теория, согласно которой изменения ОВ в зоне катагенеза сле­дует рассматривать в рамках единой системы: осадочная порода — рас­сеянное в ней ОВ. В этих случаях эндотермическое превращение ОВ мо­жет протекать за счет энергопередачи в самой системе путем обмена радикалами разной степени сопряжения. Согласно этой концепции пола­гают, что разница в энергиях активного радикала, генерируемого на по­верхности твердой фазы, и менее активного, сильно сопряженного ради­кала, регенерируемого в реакциях органических соединений, является тем дополнительным источником энергии, который снимает термодинамиче­ские ограничения с реакций катагенетических превращений ОВ. После­дующие исследования показали, что такой процесс должен особенно интенсивно проявляться при сейсмических явлениях, повышающих поверх­ностную энергию зерен минералов. Выполненные экспериментальные ис­следования показывают реальность такого механизма превращения ОВ. Таким образом, в сейсмически активных зонах возможно катагенетическое превращение ОВ при сравнительно невысокой температуре.

Правильно расшифровать сущность катагенетического превращения ОВ в том или ином седиментациониом бассейне можно, лишь рассматри- пая последовательно погружающиеся в зоны все более высоких темпера­туры и давления осадочные породы и насыщающие их воду и газы как единую динамическую систему.

Наиболее отчетливо превращения ОВ в зоне катагенеза при термо­лизе и термокаталнзе проявляются в направленном изменении его состава. Чем в более жестких термодинамических условиях находилось ОВ, тем при прочих равных условиях выше концентрация в нем углерода, ниже водорода, и особенно гетероэлементов: азота, серы и кислорода. Для угля эта закономерность давно известна и хорошо изучена. Для рассеян­ного и концентрированного ОВ аквагенной природы аналогичную законо­мерность впервые отметили в 1958 г. В. А. Успенский, Ф. Б. Инденбом и др. В дальнейшем Л. И. Богородская, А. Э. Конторович, И. И. Несте­ров, Г. М. Парпарова, К. Ф. Родионова, П. А. Трушков, О. П. Четвери кова, Б. Тиссо и другие исследователи на обширном материале подтвер дили наличие этой общей закономерности.

Интенсивность катагенетических превращений ОВ зависит от лито логии вмещающих пород. Так, в одной и той же толще при близко! концентрации аквагенного ОВ в карбонатных породах кембрия Сибир ской платформы оно содержит 78% углерода, в терригенных — при мак симальной глубине погружения 3 км 81 %, а при погружении на 4 к» соответственно 82 и 84 %. Поскольку эта разница наблюдается в одни: и тех же отложениях, то она объясняется разными температурами, пр; которых рассеянное ОВ достигает одной и той же степени карбонизациу

При общей направленности процессов катагенетического превращени ОВ разных типов между ними имеются и отчетливые различия. Аквагеи ное ОВ морских толщ отличается от ОВ террагенного генезиса более вь соким содержанием водорода, азота и особенно серы и пониженны содержанием кислорода. Повышенные содержания водоцода и азота в at вагенном ОВ объясняются особенностями состава и фоссилнзацин исхо; ного живого вещества. Повышенное содержание серы связано с процессами диагенеза ОВ в морских осадках.

Э. Дегенс в 1965 г. обратил внимание на важность изучения химических структур, в которых кислород находится в ОВ, для построения модели структуры молекулы ОВ. Долгое время для рассеянного ОВ подобного рода систематические данные отсутствовали. Исследования, проведенные Л. И. Богородской и А. Э. Конгоровичем в 1976 г., в значи тельной мере восполнили этот пробел. Ими было показано, что при общейодинаковой схеме изменения отдельные кислородсодержащие группы ве­дут себя в ОВ разного генезиса по-разному. В частности, в зоне началь­ного мезокатагенеза в террагенном рассеянном ОВ кислород различных функциональных групп распределен следующим образом: Ог.о > > Оон Фен > Осоон. В аквагенном рассеянном ОВ концентрация всех трех форм кислорода примерно равна, причем Осо≥Осоон≥Оон Фен. По концентрации в аквагенном и террагенном ОВ эти формы кислорода также различаются. В аквагенном ОВ резко повышено содержание кар­боксильного кислорода. Оба типа ОВ зоны протокатагенеза содержат примерно равные количества фенольного и карбоксильного кислорода. В мезокатагенезе в аквагенном ОВ несколько преобладает фенольный ки­слород, а в террагенном — карбоксильный. В аквагенном ОВ бблылая часть кислорода (60—70 %) представлена реакционноспособными фор­мами, в террагенном рассеянном и особенно концентрированном ОВ доля реакционноспособных форм кислорода относительно невелика.

Не остаются неизменными состав и количество битумоидов в ОВ. На разных подстадиях, этапах и подэтапах катагенеза они контролируются двумя противоположно направленными процессами: пер­вый — новообразование и превращение битумоидов, второй — первичная миграция.

В протокатагенезе, раннем и среднем мезокатагенезе новообразование битумоидов ведет к увеличению их доли в ОВ, их алифатизации, умень­шению в них роли цикланов и аренов, особенно конденсированных, моно­тонному приближению битумоидов по углеводородному составу к нефти. Последнее особенно четко выражается в постепенном вы­равнивании концентрации н-алканов с нечетным и четным числом атомов углерода в цепи, в новообразовании УВ бензиновых и керосиновых фракций.

Новообразование битумоидов начинается в конце протокатагенеза, в течение мезокатагенеза скорость этого процесса непрерывно увеличи­вается, достигает максимума на подэтапе ΜΚ₁ ², сохраняется в течение большей части среднего мезокатагенеза и затем падает.

Этап интенсивного новообразования битумоидов сопровождается пе­рестройкой структуры ОВ.

В течение большей части мезокатагенеза новообразование битумои­дов преобладает над их эмиграцией. Однако в конце раннего мезокатаге­неза и в начале среднего мезокатагенеза, по данным С. Г. Неручева и А. Э. Конторовича, наблюдается обратный процесс, что сопровождается снижением бнтумоидного коэффициента и другими изменениями в составе битумоидов. Чрезвычайно важно, что именно в этой части зоны катагенеза в близком интервале температуры и давления одновре­менно в одном направлении действуют три группы процессов: 1) дости­гает максимума скорость новообразования всего комплекса углеводород­ных и неуглеводородных соединений, свойственных нефти; 2) совершается глубокая перестройка, разрыхление структуры ОВ, что ослабляет связь битуминозных компонентов с керогеном; 3) происходит гидрослюдизация монтмориллонитовых образований с выделением межплоскостных воз­рожденных вод, что создает условия для массовой эмиграции новообразующихся битумоидов с возрожденными водами (этому способствует сни­жение сорбционной емкости пород, сопровождающее гидрослюдизацию).

Как известно, структуру керогена можно уподобить молекулярному ситу, в полостях и каналах-порах которого «запечатаны» крупные моле­кулы УВ, асфальтенов, смол. Эти компоненты битумоидов могут быть частично новообразованы в катагенезе, а частично унаследованы со стадии седиментогенеза в диагенезе. Обычно при экстракции пород из подобного молекулярного сита эти молекулы не извлекаются. В природных условиях они не вовлекаются в первичную миграцию. В ГЗН, когда происходит «разрыхление» структуры ОВ, что фиксируется, по данным А. Э. Конторовича (1976 г.), по убыванию количества парамагнитных центров на подстадии МК₂, нарушается структура молекулярного сита и вся масса соединений, во-первых, выделяется при экстракции, что сказывается на увеличении битумоидного коэффициента, а во-вторых, приобретает возможность эмигрировать из материнских пород. Таким об­разом, наряду с катагенетически-новообразованными битумоидами из материнских пород эмигрируют и ранее образованные про­дукты.

Несмотря на глубокие химические превращения ОВ, состав битумои- дов четко наследует главные черты химической структуры исходного жи­вого вещества и особенности его диагенетического превращения. В террагенном ОВ в составе фракции насыщенных высокомолекулярных УВ по­вышена по сравненню с аквагенным ОВ роль н-алканов, причем в наибольших концентрациях встречаются н-алканы С₂₀—C₂₄. В акваген- ном (алиновом) ОВ повышена роль изоалифатических УВ, а среди н-алканов преобладают соединения С₁₇—C₁₉. Существует мнение, что в аквагенном ОВ отношение фитан/пристан должно быть выше, чем в тер- рагенном, но вопрос этот требует дальнейшего изучения.

Различается в двух этих типах ОВ и состав аренов. В террагенном, арконовом ОВ большую роль играют би- и трициклические УВ, а также полиядерные арены. Этот тип ОВ, как правило, богаче и асфальтенами. В аквагенном ОВ преобладают арены с одним, реже двумя бензольными кольцами и замещениями в виде длинных алифатических цепей. На со­ставе битумоидов отчетливо сказывается и диагенез. В аквагенном ОВ, захоронявшемся в морских водоемах с восстановительным режимом в осадках, в составе битумоидов больше серы. Порфирины, как уже от­мечалось, в сколько-нибудь значительной концентрации фиксируются лишь в ОВ, захоронявшемся в резковосстановительных условиях. Ими обога­щены битумоиды пород типа домаиика Русской плиты и баженовской свиты Западной Сибири. Важнейшие из этих черт битумоидов материн­ских пород наследуются и дочерними нефтями, что позволяет использо­вать исследования на молекулярном и атомном уровне для диагностики нефтематеринских пород.

Выше было отмечено, что процессы термокатализа и мягкого термо­лиза, обусловливающие превращение ОВ и его битуминозных компонен­тов в катагенезе, а также, естественно, и нефтей в залежах, должны вести к снижению в таких системах уровня свободной энергии, к форми­рованию системы термодинамически равновесной. Однако в реальных природных условиях УВ битумоидов и нефтей, несмотря на достаточно жесткий во многих случаях термический режим недр и длительное время катагенетического превращения, сохраняют многие реликтовые черты, унаследованные от исходного живого вещества, в частности термодина­мически неравновесный характер системы. Долгое время· было не ясно, какие факторы тормозят химические превращения, которые должны были бы приводить состав битумоидов и нефтей к равновесию. Исследования, выполненные Ю. Г. Кряжевым, А. А. Сидоренко и др., показали, что в качестве ингибиторов (веществ, тормозящих превращения битумоидов и нефтей в зоне катагенеза) выступают асфальто-смолистые компоненты нефти как гетероатомные полисопряженные соединения. Ингпбирующая активность асфальто-смолистых компонентов битумоидов и нефтей раз­ного состава и в разных геолого-геохимических условиях, видимо, раз­лична.

В соответствии с интенсивностью процесса генерации нефти в едином цикле нефтеобразования в осадочной толще А. Э. Конторовичем и С. Г. Неручевым (1971 г.) выделены фазы: 1) созревания потенциально нефтепроизводящих отложений, 2) начала и прогрессивного развития нефтеобразования, 3) главную фазу нефтеобразования, 4) затухания не­фтеобразования и 5) существования нефтепроизводивших отложений. В разрезах осадочных бассейнов выделяются зоны, соответствующие каждой из этих фаз и носящие такие же названия.

Понятие о ГФН в научную литературу было введено Н. Б. Вассое- вичем в 1967 г. Под ГФН следует понимать этап в едином цикле про­цессов нефтеобразования, когда скорость их максимальна. Отсюда сле­дует, что в меньших, чем в ГФН, масштабах нефтеобразование протекает как до ее начала, так и после завершения. Ряд авторов, не учитывающих этого обстоятельства, неоправданно расширяет интервал термодинамиче­ских условий реализации ГФН.

В ГФН формируются нефти, в составе которых наиболее полно на­следуются фрагменты химической структуры липидов исходного аква- генного и террагенного ОВ. В фазу начала и прогрессивного развития нефтеобразования первичная миграция битумоидов настолько затруднена, что состав возникающих в небольших количествах нефтей определяется в основном миграционной способностью отдельных фракций битумоидов в этой зоне, а не особенностями битумоидов материнских толщ. В фазу затухания нефтеобразования катагенетические преобразования ОВ приво­дят к тому, что связь состава формирующихся и эмигрирующих жидких УВ с составом исходного ОВ проявляется также очень слабо.

Процесс катагенетического газообразования в осадочных толщах имеет верхнюю (ПК—ΜΚ₁) и глубинную (МКз—АК) фазы интенсивного газообразования. Верхней фазе отвечают первые две зоны нефтеобразо­вания, глубинной — зона затухания нефтеобразования и, возможно, верх­няя часть зоны распространения нефтепроизводивших отложений. Состав возникающих в каждой из этих зон газов существенно различен. В пер­вой доминирует углекислый газ, углеводородная составляющая газов практически полностью представлена метаном. В глубинной зоне интен­сивного газообразования сначала образуется жирный углеводородный газ с высоким содержанием конденсата. Направленно меняется и изотопный состав углерода генерируемых газов, в первую очередь метана. В верхней зоне интенсивного газообразования значения δ¹³С равны —60 -50%о, с глубинной —40 - 30%о. Известно, что в глубинном мезокатагенезе и апокатагенезе аквагенное ОВ очень быстро теряет водород. Это позволяет считать, что оно на этом этапе генерирует значительно большие массы газообразных и низкокипящих жидких УВ, чем террагенное ОВ.

Вертикальная зональность процессов нефтегазообразования ранее описывалась А. М. Акрамходжаевым, Н. Б. Вассоевичем, В. С. Выше- мирским, И. В. Высоцким, Н. А. Еременко, А. Э. Конторовичем, В. А. Со­коловым, А. А. Трофимуком. Газообразование в прото- и раннем мезо­катагенезе обосновывалось в работах В. Г. Васильева, В. И. Ермакова,

В. П. Строганова, в позднем мезокатагенезе и апокатагенезе — в работах В. А. Соколова, С. Г. Неручева, Б. Тиссо, Р. Пеле.

Между интенсивностью генерации УВ на разных стадиях катагенеза и размещением залежей нефти и газа в разрезах нефтегазоносных бассей­нов имеется однозначная и весьма четкая связь. Так, в полном соответствии с интенсивностью нефте- и газообразования по статистическим данным выделяются главная зона нефтенакоплення, от­вечающая начальному мезокатагенезу, и две зоны интенсивного газонакоплення. Первая соответствует нижней части зоны протокатагенеза и началу раннего мезокатагенеза, вторая — нижней части зоны раннего ме- зокатагенеза и среднему мезокатагенезу. Есть основания считать, что действительный максимум интенсивного газообразования этой зоны на­ходится глубже, в конце зоны среднего и начале зоны глубинного мезо­катагенеза. Еще более четко выделяются две зоны преимущественного газонакопления в графе распределения ресурсов нефти и газа в процен­тах от суммы УВ. Увеличение доли ресурсов нефти на глубинах менее 500—600 м связано с неблагоприятными условиями для сохранения газа в этой части разрезов нефтегазоносных бассейнов.