Ermolkin_V.I._Sovremennye_predstavleniya_o_fazovoy_zonalnosti_uglevodorodov

Рис. 1. Модель генетической фазовой зональности углеводородов

Залежи углеводородов:

1 - газовые; 2 - нефтяные; 3 - газоконденсатные (первичные); 4 - газоконденсатные (вторичные). Залежи вторичных газаконденсатов нане­

сены по данным современных температур.

Зоны образования вторичных газоконденсатов:

1 - в результате прямого испарения нефти в газ;

11 - в результате растворения нефти в сжатом газе.

Первичные газоконденсаты:

А - слабо превращенные; Б - превращенные; В - резко превращенные

10

пластовое сжатие, являются сверхгидростатические пластовые

давления, темпы нарастания которых с глубиной значительно

опережают темпы нарастания температур. В связи с этим целесо­ образно было на фазовой диаграмме величину пластового дав­ ления оценить коэффициентом сверхгидростатичности Кс (от­ ношение фактического пластового давления к гидростатичес­

кому, вычисленному для той же глубины).

Анализируя фазовую диаграмму, можно констатировать, что образование и размещение углеводородных скоплений в разрезе осадочного чехла литосферы происходит в двух термабарических мегазонах: верхней и нижней. Для верхней мегазоны характерны

нормальные гидростатические и аномально низкие пластовые

давления, для нижней - повышенные и высокие сверхгидроста­

тические пластовые давления. В верхней термабарической мега­

зоне ~составляют 0,75-1,0, в нижней- 1,1-2,2. Граница тер­

мабарических мегазон проводится в пределах значений Кс от 1,О

ДО 1,1.

По сочетанию палеотемператур (Т, "С) и коэффициентов сверх­ гидростатичности Кс модель генетической фазовой зональности

углеводородов дифференцируется на ряд зон нефтегазообразо­ вания, которые для области высоких температур (глубоких гори­

зонтов нижней термабарической мегазоны) могут соответство­

вать зонам нефтегазонакопления, так как здесь палеотемпературы

близки к современным. Это зоны: газовая (низкотемпературная),

газонефтяная, нефтяная, газоконденсатная (первичная) и газовая

(высокотемпературная).

Модель генетической фазовой зональности углеводородов

позволяет высказать мысль, что в условиях нормальных гидроста­

тических давлений процесс генерации нефти начинается при температуре 65 ос и затухает на рубеже 120-125 ос. Однако обра­

зование и существование нефтяных углеводородов возможно и при высоких температурах (до 200 ос и более), если эти темпера­

туры в недрах взаимосвязаны с соответствующими сверхгидро­

статическими пластовыми давлениями (Кс = 1,2-1 ,95).

В пределах палеотемператур от 65 до 85 ос при Кс равных 1,0, выделяется газанефтяная зона, жидкая фаза в которой увеличи­ вается по мере роста температур. При возрастании коэффициен­

тов сверхгидрастатичности пластовых давлений температура

зоны достигает 11 О ос, но одновременно с этим пределы ее быс­

тро сближаются, и на границе Кс = 1,6; Т= 110 ос газанефтяные

11

УВ исчезают. Исчезновение газанефтяной зоны связано с ретро­ градными явлениями. С ростом сверхгидрастатичности пластовых давлений свыше 1,3 увеличивается роль межмолекулярного взаи­

модействия в сжатом газе, свойства которого начинают прибли­ жаться к свойствам жидкости, что ведет к резкому возрастанию растворимости нефтяных углеводородов в сжатом газе и образо­

ванию качественно нового состояния - газаконденсатнога (вто­

ричные газоконденсаты).

На схеме различают две зоны газообразования: низкотемпе­ ратурную (<65 ОС) и высокотемпературную (>150 ОС), которые,

очевидно, следует связывать соответственно с газом ранней и по­

здней генерации. Среди углеводородных состояний генетическо­

го ряда между зонами образования нефти и высокотемператур­

ного газа отчетливо выделяется газоконденсатная зона, палео­

температурные пороги которой в условиях гидростатических дав­

лений составляют 120-150 ос, а в условиях сверхгидростатичес­ ких пластовых давлений нижний порог ее подымается до 180 °С. Это зона первичных газаконденсатов - самостоятельный про­ дукт преобразования ОВ.

Для верхней термабарической мегазоны в условиях гидро­

статических давлений, где Кс равны 1,0, важную роль в форми­

ровании генетических зон наряду с палеотемпературами играет

геологическое время. Результаты проведеиных исследований по­ зволяют представить схему изменения фазового состояния угле­

водородной системы в зависимости от геохронотермических ус­

ловий (табл. 1).

Таким образом, основными признаками вьщеления генетичес­

ких зон фазовой зональности УВ нижней термабарической мега­ зоны являются палеотемпературы и коэффициенты сверхгидро­

статичности пластовых давлений. Для надежности выделения зон

в условиях гидростатических давлений (Кс = 1) верхней термаба­ рической мегазоны, наравне с Т, ОС и Кс, необходимо также учиты­ вать время воздействия нарастающих температур на ОВ.

Модель генетической фазовой зональности углеводородов (см. рис. 1) универсальна. Она позволяет выявить зоны нефтегазо­

образования и установить границы фазаваразличных зон в пре­

делах определенных сочетаний тnалео' ос - кс по всем нефтегазо­

носным территориям мира. Однако модель не дает нам картины

вертикальной фазовой зональности УВ, так как вертикальная зо­

нальность ассоциируется с глубиной залегания нефтегазомате-

12

Таблица

Изменения фазового состояния углеводородной системы верхней термабарической мегазоны

в зависимости от геохроиотермических условий

ринских толщ (палеозональность) либо нефтегазосодtржащих

толщ (современная зональность), что весьма существенно для

решения теоретических проблем и практических задач.

В начале 70-х годов внимание исследователей привлекла схема

вертикальной генетической зональности нефтегазообразования

в земной коре, основанная на степени катагенетической преоб­

разованности органического вещества (Н.Б. Вассоевич, Н. В. Ло­ патин и др., 1972; Ю. И. Корчагина, 1973). По мере накопления новых данных схема генетической зональности УВ дополнялась и модифицировалась (И. В. Высоцкий, 1973; С. Н. Неручев, Н. Б. Вас­ соевич, Н. В. Лопатин, 1976). Шкала катагенеза ОВ увязывалась со стадиями и подстадиями литогенеза, а степень nреобразованности его приравнивалась к стеnени углефикации (маркам углей). В оса­ дочном чехле литосферы авторы схемы выделяют пять зон неф­

тегазообразования, которые приведены в табл. 2.

Схема предполагает, что в ходе геологического развития неф­

тегазоносных бассейнов, выполненных осадочными образования­

ми, нефтегазоматеринские породы, погружаясь, последовательно

13

проходят все генерационные зоны. Это, в конечном счете, опреде­ ляет вертикальную фазовую зональность углеводородов.

Однако это далеко не всегда так. Как видно из рис. 2, зоны нефтегазообразования четкими глубинными рубежами не обла­

дают. Если зоны раинекатагенетического (I) и позднекатагене­

тического (V) газообразования более или менее выделяются по глубинам, то зона начала генерации нефти (II), главная зона неф­

теобразования (111) и зона затухания процессов нефтеобразова­

ния (IV) по вертикали перекрывают друг друга. Прослеживается лишь некоторая тенденция нарастания глубин для выделенных

генетических зон. В переходных интервалах возможно образова­

ние гаммы УВ, свойственных сопряженным зонам. Практически в

близком интервале глубин l-7 км сосуществуют залежи нефти,

газа и газоконденсата.

14

Рис. 2. Вертикальная фазовая зональность УВ

(по схеме Н. Б. Вассоевича, Н. В. Лопатина и др.)

Зоны нефтегазообразования: 1 - раинекатагенетического газообразо­

вания; 11 - раинекатагенетического газообразования и начала нефте­ образования; 111 - главная зона нефтеобразования; IV- зона затуха­

ния процессов нефтеобразования и среднекатагенетического газооб­

разования; У - зона позднекатагенетического газообразования.

70-160 ·с -температурные рубежи генетических зон

15

Температуры в указанных выше зонах последовательно возра­

стают от 30 до 250 ·с, но они плохо увязываются с глубиной (см. рис. 2). Такой разнобой в температурах и глубинах некоторыми

исследователями объясняется сушествующими различиями в оп­

ределении граничных температур перехода одних стадий углефи­

каций и соответствующих им градаций катагенезав другие. Одна­ ко можно полагать, что определить четкие глубинные и темпера­ турные рубежи генетических фазовых зонУВне позволяет нели­

нейная зависимость параметров <<глубина - температура>) в недрах.

Если в верхней термабарической мегазоне в условиях гидростати­ ческих пластовых давлений распределения глубин и температур

близки к прямо пропорциональной зависимости, то в нижней тер­ мабарической мегазоне в области развития сверхгидростатичес­ ких пластовых давлений распределения этих же параметров носят

экспоненциальный характер, что и нарушает четкие глубинные и

температурные рубежи генетических фазовых зон углеводородов. Другой, не менее важной причиной, не позволяющей уверен­ но пользоваться этой схемой, является то, что она построена только

по температурным данным. Ведутая роль в нефтегазообразовании несомненно отводится температурному фактору. По законам тер­

модинамики температура является необходимым, но недостаточ­

ным фактором. Температура неразрывно связана функциональной

зависимостью с давлением. Температура и давление - зависи­

мые друг от друга параметры. Только связь температур и давле­ ний и их взаимообусловленное влияние на ОБ материнских пород позволяет выделить зоны нефтегазообразования.

Так, при одних и тех же температурах могут встречаться раз­ личные типы углеводородных скоплений в зависимости от того, с какими давлениями взаимосвязаны эти температуры. И напро­

тив, один и тот же тип УВ благодаря нарастанию сверхгидроста­

тических пластовых давлений может наблюдаться в тепловом поле,

температура которого колеблется в значительных пределах. Для нефтяных УВ интервал составляет от 65 до 200 ·с и, по-видимому, это еще не предел. Например, при температуре 140 ·с образо­

вание и существование залежей нефти возможно в том случае

(см. рис. 1), если значения~ колеблются в пределах 1,45-1,75.

При этих же температурах для образования и существования пер­

вичных газаконденсатов Кс могут составить не более 1,0-1 ,45, а

для растворения нефтяных фракций в сжатом газе (вторичные

газоконденсаты) необходимы очень высокие Кс - 1,75-2,2.

16

Образование и сохранение жидких углеводородов в глубоких не­

драх, где температура составляет 200 ·с и более, возможно только в области развития сверхгидростатических давлений, которые оце­ ниваются коэффициентами Кс не менее 1,65-1 ,95.

Таким образом, вертикальная фазовая зональность УВ зависит

от того, на каких глубинах наблюдаются благоприятные сочетания

температур и давлений, необходимые для образования и сохране­

ния того или иного углеводородного типа. В разновозрастных реги­ онах эти благоприятные сочетания встречаются на различных глу­

бинах. Следует подчеркнуть, что нефтегазоматеринская свита по

мере поrружения не обязательно начнет последовательно генери­ ровать весь набор известных фазовых сочетаний УВ, приведеиных к генетическому ряду в табл. 1. Даже в пределах одного нефтегазово­

го региона на одних крупных геоструктурных элементах в завиен­

мости от темпов прогибания и воздымания могут наблюдаться сочетания температур и давлений, благоприятные для образова­

ния и существования нефтяных УВ, а в пределах других на тех же

глубинахпреимущественно газовых или газокоJЩенсатных УВ. Уместно отметить, что схема генетической зональности неф­ тегазообразования (по Н. Б. Вассоевичу и др.) сыграла огромную роль в развитии геолого-геохимической науки об углеводород­ ных скоплениях земной коры. Схема используется многими ис­

следователями и в настоящее время. Мы также попытались увя­ зать модель генетической фазовой зональности УВ со схемой ге­ нетической зональности нефтеобразования (Н. Б. Вассоевич и др.) и определить степень катагенетической преобразованности ОВ под влиянием температур и давлений. Ниже приводятся приме­

ры (рис. 3). Так, в Западно-Кубанском прогибе кумекая и май­ копская нефтегазоматеринские свиты кайнозойского возраста по­ гружены на глубину до 5,5 км. Максимальные температуры здесь

достигают 165-176 ·с, Кс - 1,5-1 ,6. Преобразованность ОВ

соответствует стадии катагенеза МК3• На глубине 4,5-5,0 км в термабарической обстановке при Т= 165 ·с иКс= 1,5 возможна

генерация нефти и первичных газоконденсатов, в более глубокой

части разреза (Н= 5,5 км, Т= 176 ·с, f\ = 1,б) объемы генерации жидкой фазы УВ возрастают (рис. 3, точки 1 и 2).

В Предкарпатском прогибе на аналогичных глубинах при темпе­ ратурах 140 ·с, Кс = 1,4-1,5 в кремнеземных образованиях мани­

литовой свиты кайнозоя, обогащенной ОВ, стадия катагенеза соот­

ветствует М~. Более низкая степень катагенеза ОВ по сравнению со

17

ГАЗОВАЯ, НИЗКО­ ТЕМПЕРАТУРНАЯ

РАННЕЙ

ГЕНЕРАЦИИ

ГАЗОНЕФТЯНАЯ

НЕФТЯНАЯ

ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ (первичная)

ГАЗОВАЯ, ВЫСОКО­ ТЕМПЕРАТУРНАЯ

ПОЗДНЕЙ

ГЕНЕРАЦИИ

Рис. 3. Модель rенетической фазовой зональности углеводородов

Западно-Кубанский проrиб: 1 (Н= 4,5-5 км); 2 (Н= 5,6 км).

Предкарпатский прогиб: 3 (Н= 5 км). Галф-Кост: 4 (Н= 4,5).

Прикаспийская впадина (Биикжальская скв.): 5 (Н= 5,7 км).

Прогиб Анадарко (скв. Берта-Роджерс): 6 (Н= 7-7,5 км).

Тунгусский регион Сибирской платформы: 7. Юг Сибирской платформы: 8 (2,5 км), 9 (4,2 км)

18

степенью катагенеза в Западио-Кубанском прогибе объясняется по­

ниженными (на 30-40 ·с) температурами при относительно близ­ ких значениях f\. На глубинах, превышающих 5 км, с ростом темпе­

ратур возрастает и нефтематеринский потенциал (рис. 3, точка 3).

В пределах внешней части Мексиканского залива в миоцено­ вых отложениях ГалфКаста на глубине 4,5 км температуры со­ ставляют 130 ·с, Кс- 1,45. Это зона генерации нефти (рис. 3, точка 4). Нельзя не согласиться, что в данном регионе на глубине 5 км наблюдается лишь начало интенсивной генерации УВ, о чем

убедительно свидетельствуют залежи нефти, приуроченные к глу­

бине 6,5 км и характеризующиеся температурами 200-230 ·с.

В Биикжальской скважине, пробуренной в восточной прибор­

товой зоне Прикаспийской впадины, в интервале 4-6 км стадия

катагенетического преобразования ОВ терригеиных каменноуголь­

ных отложений относительно небольшая М~-МК3• Прикаспийс­

кая впадина, главным образом ее восточная часть, имеет низкое тер­

мальное поле, характерное для древних платформ. В Биикжальс­

кой скважине на глубине 5,7 км современные температуры не превыщают 120 ·с, палеотемпературы близки к современным, Кс- 1,7. По всей вероятности, генерация нефтяных УВ в карбо­ натных отложениях произошла до возникновения в них СГПД. В обстановке гидростатических давлений температура 120 ·с оп­ ределяет оптимальные условия генерации жидких УВ (рис. 3, точ­ ка 5). Относительно небольшие температуры, а также появивши­ еся СГПД, затормозивщие дальнейщий процесс преобразования ОВ, предопределили на больщих глубинах сравнительно низкие

стадии катагенеза.

Не менее интересные данные о замедленном катагенетическом

преобразовании ОВ в палеозойских отложениях (кембро-ордовик)

древних платформ получены в скважине Берта-Роджерс в прогибе

Анадарко Западного Внутреннего бассейна (США). Недра прогиба

от недр Прикаспийской впадины отличаются высокой прогрето­ стью. В скважине Берта-Роджерс температура на забое достигает

252 ·с. На глубинах 7,5 и 8,5 км соответственно 200 и 231 ·с.

По данным Л.С. Прайса, показатель отражения витринита в

интервале 4,3-7,1 км колеблется от 1,09 до 1,36 %, что отвечает стадиям катагенеза МК3-МК4• На глубинах 8,6-9,2 км битумный

коэффициент равен 5,3-13,5, отмечена также значительная кон-

центрация УВ С15+высш , что свидетельствует об их термической

устойчивости к высоким температурам. В этой же скважине на

19