Геология и геохимия нефти и газа

заполнения ловушек, расположенных гипсометрически еще выше, то они могут оказаться пустыми (водоносными).

Рис. 30. Схема размещения залежей нефти и газа согласно принципу дифференциального улавливания углеводородов

Совершенно иная картина наблюдается при миграции углеводородов в растворенном состоянии. При движении растворов по региональному восстанию слоев снижение давления и температуры будет способствовать выделению из них нефти и газа в свободное состояние. Поскольку жидкие углеводороды растворяются хуже, чем газообразные, первой из раствора должна выделиться нефть, которая и заполнит первую, гипсометрическую, самую нижнюю ловушку. В дальнейшем по мере миграции раствора вверх по восстанию слоев и снижения пластовых давлений и температур наряду с жидкими углеводородами будут выделяться и газообразные, и поэтому в следующих ловушках будут аккумулироваться нефть и газ, а еще выше – только газ. Такая дифференциация углеводородов соответствует принципу

гравитационного разделения флюидов.

Авторы теории дифференциального улавливания рассматривают его как универсальный закон формирования залежи нефти и газа. Однако с критикой этой теории выступили И.О. Брод, А.А. Бакиров, И.В. Высоцкий, которые считают, что описанное явление является частным случаем общей закономерности и не объясняет всего многообразия условий формирования залежей нефти и газа в земной коре.

Вдействительности процесс аккумуляции УВ протекает

вболее сложных условиях, которые зависят от конкретной геологической обстановки и ее изменений во времени.

132

28.3. Время формирования залежей нефти и газа

Выявление условий и времени формирования месторождений углеводородов имеет не только теоретическое, но и практическое значение. Процессы формирования определяются тектоническими, литологическими, гидрогеологическими и другими факторами, основными из которых являются: характер структур, интенсивность тектонических движений, присутствие нефтематеринских толщ, свойства пород-коллекторов и флюидоупоров, наличие путей миграции и др.

Время начала образования скопления УВ определяется моментом формирования ловушки при условии, что к тому времени в бассейне уже начались процессы интенсивной генерации углеводородов.

Ряд исследователей считают, что залежи формируются сразу после отложения вмещающих пород. В.Б. Порфирьев предполагает, что формирование всех известных залежей на земном шаре происходило от начала миоцена до четвертичного периода. К.Б. Аширов считает, что формирование месторождений на Русской платформе относится к позднему кайнозою (неогену).

Вопрос о времени и длительности формирования залежей, протекании миграционных процессов по перемещению углеводородов необходимо решать путем детального изучения геологического строения, истории его развития в конкретных условиях. Приведем следующий пример такого изучения по территории Соликамской впадины. Коллективом авторов: В.Л. Воеводкиным, В.И. Галкиным, И.А. Козловой, С.Н. Кривощековым − в 2010 г. была разработана модель формирования залежей углеводородов для данной территории. Для Соликамской депрессии Предуральского прогиба, по исследованиям В.А. Чахмахчева (1983), а также по данным работ этих авторов, считается, что в основном формирование залежей УВ происходило за счёт своего нефтематеринского потенциала. Для более детального по-

133

нимания процесса формирования залежей УВ и его количественной оценки авторы использовали геохимические показатели, которые, по их мнению, учитывают генерационный потенциал нефтегазоматеринских толщ: содержание в породе рассеянного органического вещества (РОВ, %), содержание органического углерода (Сорг, %) в РОВ, концентрации хлороформенных битумоидов (Бхл, %), битумоидный коэффициент (β ). Условия накопления и преобразования рассеянного органического вещества (РОВ) в данной работе комплексно используются по отложениям основных нефтегазоматеринских толщ, развитых в разрезе СолД: франского – D3f, фаменского – D3fm, турнейского – С1t ярусов. Анализ был выполнен по данным 90 площадей, 55 из которых содержат промышленные скопления углеводородов.

Чтобы уйти от различной размерности используемых геохимических показателей и перейти к количественным вероятностным оценкам, были построены статистические линейные модели для определения вероятности принадлежности объектов к нефтяным структурам. Вероятностные модели представлены в табл. 12.

По вышеприведенным уравнениям регрессии были вычислены вероятности нефтегазоносности по всем исследуемым 90 структурам. Для выяснения информативности построенных вероятностных моделей по геохимическим показателям по двум классам структур вычислим средние значения, среднеквадратичные отклонения и с помощью критериев t и χ2 выполним оценку степени их влияния на нефтегазоносность. Авторы данной разработки считают, что чем больше по критерию t разделяются средние значения и чем больше по критерию χ2 отличаются плотности распределения для нефтяных и пустых структур по исследуемым показателям, тем более сильно они контролируют нефтегазоносность структур. Средние значения вероятностей для исследуемых показателей в рассматриваемых классах приведены в табл. 12.

134

Выполненный анализ значений t и χ2 показал, что вероятности Р(СОРГ), Р(ОВ), Р(БХЛ), Р(БСБ) являются информативными, так как средние значения вероятностей и их распределения в 1-м и 2-м классах статистически различаются. По Р(БПЭ), Р(БХЛ/БСБ), Р(β) статистического различия не получено как по критерию t, так и по критерию χ2.

Все это указывает на то, что необходимо исследовать совокупности показателей при различных m для вычисления условных комплексных вероятностей (РУКВГУ).

При вычислении РУКВГХ используется такое сочетание веро-

ятностей, при котором средние значения вероятностей РУКВ наиболее сильно отличаются в изучаемых классах при равном значении m. Выбранные таким образом сочетания вероятностей, вычисленные по геохимическим показателям от m = 2 до m = 7, приведены в табл. 13. Из табл. 13 видно, что при m = 2 значения

для РУКВГХ значительно различаются как по средним значени-

ям (критерий t), так и по плотностям распределения (критерий χ2).

При повышении m от 2 до 4 среднее значение РУКВГХ для нефтяных структур закономерно растет от 0,608 до 0,633, затем уменьшается и при m > 5 остается постоянным. Для пустых структур наблюдается тенденция уменьшения значений РУКВГХ

при повышении m. Верность распознавания по вероятностям, вычисленным по геохимическим данным, составляет 66–67 %. Для анализа возможных масштабов миграции используется значение РУКВГХ, определенное при m = 7. Для этого построена кар-

та изменения РУКВГХ для территории Соликамской депрессии

(рис. 31).

136

Таблица 13

Сочетание показателей при разных значениях m по геохимическим критериям

137

дальше от источника образования УВ до ловушки нефти и газа как по латерали, так и по вертикали, тем меньше вероятность, что ловушка будет заполнена. Для оценки этих процессов количественно в пределах каждой из 3 зон (РУКВГХ > 0,75) вычислим

геометрические центры и определим минимальное расстояние от них до центра всех локальных структур (LГЕОХ) и определим расстояние до LРАЗЛ ближайших разломов (рис. 32). Выдвинем гипотезу о том, что величина LГЕОХ отвечает за латеральный массоперенос УВ, а LРАЗЛ – за вертикальный. Среднее значение

LГЕОХ для нефтяных структур равно 26,8 ± 18,9 км, для пустых структур оно равно 41,1 ± 22,58 км, т.е. полученные цифры в

определенной мере подтверждают нашу гипотезу. По критерию t средние значения статистически различаются, по критерию χ2 плотности распределений также отличаются. Все это показывает, что положение структур относительно выделенных зон благоприятной генерации УВ влияет на заполнение структур углеводородами при прочих равных условиях.

Отметим, что во многих работах масштабы субвертикальной миграции связывают с положением структур относительно региональных разломов. Среднее значение LРАЗЛ для нефтяных структур равно 3,9 ± 2,9 км, для пустых – 5,1 ± 3,0 км. По критерию t средние значения по LРАЗЛ являются статистически различными, плотности распределения также отличаются. Полученные статистические оценки показывают, что нефтегазоносность действительно контролируется величинами LГЕОХ и LРАЗЛ. Модели для определения вероятности принадлежности к нефтя-

ным структурам по LГЕОХ и LРАЗЛ приведены в табл. 12. По этим моделям вычислены значения вероятностей по всем структурам

и определены средние значения для нефтяных и пустых струк-

тур. Средние значения Р(LГЕОХ), Р(LРАЗЛ) для нефтяных структур в обоих случаях выше 0,5, для пустых – ниже 0,5 и по критерию

t они статистически различаются.

139