Учение о нефти

Фораминиферовая свита 11представленная глинами, мергелями и песками, широко развита на Северном Кавказе и в Крыму. Песча­ ные коллекторы приурочены по преимуществу к нижнему ее отделу (Кубань).

Майкопская свита играет огромную роль в нефтедобыче на Се­ верном Кавказе, особенно в Майкопском районе, по имени кото­ рого она и названа, и где она является основным нефтеносным го­ ризонтом Нефтяно-Ширванского и Хадыженского месторождений. Эта свита имеет широкое развитие в районе Черных гор и Даге­ стана. Она дала промышленную нефть в Бенойском месторождении.

ВБакинском районе к олигоцену относятся свиты коунская

имайкопская.

Вкоунской глинисто-мергелистой свите признаки нефти име­ ются в верхнем отделе («зеленый коун»), средний же («бурый коун») содержит прослои битуминозных сланцев. Стратиграфически эта свита, по крайней мере ее средний и нижний отделы, является аналогом фораминиферовых слоев Северного Кавказа и Керчен­ ского полуострова.

ВЦентральной Европе с олигоценовыми образованиями увя­

зано несколько очень богатых месторождений: так, среднему оли­ гоцену, именно добротовским слоям, подчинены залежи нефти в Бо­ риславе и Тустановице. Аналогом майкопской свиты в месторожде­ ниях Румынии и Польши является соленосная формация, которая во многих местах обнаруживает признаки нефтеносности.

Верхнему олигоцену подчинены и богатейшие залежи нефти в южноиранских месторождениях^ например, в Майдан-и-Нафтун- ском месторождении нефть залегает в известняках Асмари, возраст которых определяется как верхнеолигоценовый.

Миоцен

Миоценовым отложениям подчинен ряд богатейших месторожде­ ний. В западном полушарии, в Южной Америке, в богатых и все­ мирно известных нефтяных месторождениях Венесуэлы главные залежи нефти находятся в. породах миоценового возраста.

ВСША в строении ряда нефтяных месторождений внутренней

ивнешней зоны Калифорнии очень видное участие принимает мощ­ ная (до 1000 м) свита Монтерэй, представленная диатомовыми слан­ цами, местами прослоенными песчаниками. Свита Монтерэй в ряде месторождений содержит нефтяные залежи, кроме того, она счи­ тается, вообще говоря, многими американскими геологами за ма­ теринскую породу, послужившую исходным материалом для кали-

форнских нефтей.

В восточном полушарии, особенно в пределах СССР, миоцен играет тоже весьма видную роль в качестве поставщика нефти:

1Согласно исследованиям, фораминиферовой свите Кавказа (и ее аналогу — коунской свите Бакинского района) приписывается эоценовый возраст.

139

среднему миоцену, так называемому II средиземноморскому ярусу, именно спаниодонтелловым и чокракско-спириалисовым слоям, подчинены залежи Старогрозненского, Новогрозненского и дру­ гих месторождений Грозненского района. С этими же свитами свя­ заны многочисленные нефтепроявления в ряде других мест всего Кавказа.

В диатомовой свите Бакинского района, возраст которой опреде­ ляется как верхне- и отчасти среднемиоценовый, также обнару­ жены залежи легкой нефти, например, в Бинагадах и в сводовой части аташкинской антиклинали (Шубаны). Залежи этой нефти маломощные, хотя признаки ее в этой свите в пределах Бакинского района весьма многочисленны. Эта свита занимает такое же стра­ тиграфическое положение по отношению к вышележащей продук­ тивной толще Апшеронского' полуострова, какое занимает свита Монтерэй по отношению к свите Репэто, являющейся продуктивной толщей нефтяных месторождений внешней зоны Калифорнии (неф­ тяной бассейн Лос-Анжелес). Видную роль миоценовые образова­ ния в качестве нефтесодержащих пород играют и в румынских место­ рождениях. Наиболее бодатые нефтяные месторождения Румынии, как, например, Морэни, Бузэу, Рунку и другие, содержат нефть в мэотических слоях. В миоцене нефть встречается и в месторожде­ ниях Индии, Японии* и др.

Плиоцен

В плиоцене находятся самые богатые нефтяные залежи обоих по­ лушарий. В самом деле, в США богатейшие месторождения нефтя­ ного бассейна Лос-Анжелеса в Калифорнии (как, например, Сан- тафэ-Спрингс, Лонг-Бич, Сил-Бич, Домингес и др.) содержат нефть в мощных песчаных пластах группы Репэто; низы этой группы принадлежат к самым верхам миоцена, а остальная часть — к'нижнему плиоцену. Мощность ее — более 2 тыс. м. Она содер­ жит отдельные нефтяные пески мощностью свыше 100 м. Ряд ме­ сторождений внутренней зоны Калифорнии содержит нефтяные пески тоже в свитах плиоцена.

Нефтяные месторождения Голфа, расположенные в Южном Техасе и в Южной Луизиане вдоль северного берега Мексиканского залива и генетически связанные с соляными куполами, содержат богатые залежи нефти среди песчано-глинистых отложений плио­ ценового, а в некоторых случаях, может быть, даже постплиоце­ нового возраста.

В пределах СССР, богатейшие и старейшие нефтяные месторо­ ждения Бакинского района приурочены к отложениям тоже плио­ ценового возраста. Знаменитая продуктивная толща, которая содержит богатейшие залежи нефти, принадлежит к верхнему плио­ цену. Она представлена чередованием глин и песков, с преоблада­ нием то тех, то других. Песок составляет в среднем около 40%, местами его содержание повышается до 75%.

140

Из нефтеносных свит, залегающих выше продуктивной толщи в Бакинском районе, к плиоцену же относятся (в порядке снизу — вверх) акчагыльский и апшеронский ярусы. В акчагыле Сураханов среди толщи глин залегают прослои песка, дававшие легкую нефть.

Апшеронский ярус в Бакинском районе, являясь нефтенос­ ным в ряде месторождений, не играет, однако, существенной роли в добыче нефти. Несколько скважин на южном крыле антиклинали Ленинского района дали нефть, по-видимому, из низов среднего отдела апшерона. Ряд скважин на Сураханах давали из этого яруса «белую» легкую нефть. Он оказался также продуктивным на про­ мыслах Нефтечала, где суточный дебит отдельных скважин дохо­ дил до 100 т и где к апшерону приурочен основной нефтеносный горизонт.

Апшерон и акчагыл продуктивны также в Туркменистане (Небит-Даг).

Нужно еще упомянуть, что в Закавказье, в районе Ширакской степи, найдена нефть в так называемой ширакской свите, которая по своему возрасту, по-видимому, аналогична продуктивной толще Апшеронского полуострова, по крайней мере ее верхний отдел. Признаки нефти наблюдаются в ряде мест Кавказа и соседних с ним мест в отложениях постплиоценового возраста, так же как и на о. Челекен, но все эти многочисленные выходы нефти не получили до сего времени промышленного значения.

Вышеприведенный беглый обзор распределения нефтяных месторождений по геологическим системам и отделам подтверждает высказанное нами в начале главы положение, что нефть в промыш­ ленных количествах встречается в осадочных породах различного возраста, от кембрия до наиболее верхних членов верхнего плиоцена и даже до отложений послетретичного возраста (месторождения Мексиканского залива) [35].

ЗАКОН РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Ознакомившись с географическим распределением нефтяных ме­ сторождений и с распределением их по геологическим системам, можно задать вопрос, подчинено ли это распределение какому-

либо закону или же оно случайно.

Если нанести на карту все нефтяные месторождения и посмо­ треть, как они связаны с основными орографическими элементами земной поверхности, то мы убедимся, что они так или иначе увязаны с орографией.

141

Прежде всего бросается в глаза, что не существует ни нефтя­ ных месторождений, ни поверхностных признаков нефти в цен­ тральных частях горных систем, где развиты массивно-кристал­ лические изверженные или метаморфические породы.

Далее бросается в глаза расположение нефтяных месторожде­ ний в окраинных зонах горных цепей и на их погружениях, в местах развития вторичной, значительно ослабленной складчатости, и нахождение многочисленных, месторождений в больших депрес­ сиях, расположенных между большими горными областями. По­ смотрим, как на примерах подтверждаются эти основные выводы о законе распределения нефтяных месторождений. Начнем с гор­ ных цепей СССР. Кавказский хребет, в центральных частях ко­ торого до сего времени не отмечено ни нефтяных месторождений, ни признаков нефти, по своим окраинам опоясан почти, непрерыв­ ной полосой нефтяных месторождений.

На юго-восточном его погружении в пределах Апшеронского полуострова и соседних с ним Кабристанских пастбищ находится ряд нефтяных месторождений и между ними знаменитые бакинские старые и новые нефтеносные площади. Вся эта область харак­ теризуется развитием мелкой второстепенной складчатости, глав­ ным образом складок диапирового типа на фоне основного подня­ тия хребта и погасанием его в направлении погружения. Вдоль подножия северо-восточного склона Кавказа от Каспия до Черного моря тянется полоса нефтяных месторождений. Сначала идут место­ рождения Южного и Северного Дагестана, в направлении к се­ веро-западу они переходят за р. Сулак в месторождения Черных гор и многочисленные месторождения Грозненского района, приуроченные к так называемым передовым хребтам: Сунженскому и его отрогам Грозненскому, Терскому и его продолжению на юговостоке Брагунскому и т. д. Эта полоса месторождений приурочена или ко вторичной складчатости, развитой на фоне общего моно­ клинального залегания верхнемезозойских и третичных свит, сла­ гающих северо-восточный склон кавказских складок Дагестана и Черных гор, или же к складчатости типа брахиантиклинальных складок, развитых в вышеупомянутых передовых хребтах, и про­ слеживается от р. Самур, впадающей в Каспийское море, до р. Терек возле г. Орджоникидзе.

Начиная от Майкопа вплоть до впадения р. Кубани в Черное море, у подножия северо-восточного склона Кавказа тянется почти сплошная полоса нефтяных месторождений: Нефтяно-Ширванское, Хадыжинское, Асфальтовая гора, Кура Цеце, Кутаисское, Калуж­ ское, Ильское, Крымско-Кудакинское, Варениковское и др. Почти все эти месторождения приурочены ко вторичной складчатости, развитой в предгорьях Кавказа на фоне моноклинального залегания пластов. Далее следуют месторождения Темрюкско-Анапского района, приуроченные к северо-западному погружению всего Кав­ казского хребта. Их продолжением являются месторождения Та­ манского полуострова, расположенные между поднятием Кавказ­

142

ского и Крымского хребтов и связанные с развитием здесь мелкой складчатости диапирового типа. По другую сторону Кавказского хребта, вдоль его юго-западного склона, тоже в связи с развитием складок второстепенного типа, тянется полоса закавказских нефтя­ ных месторождений, которая прослеживается от Черного моря до Каспийского. Это будут нефтяные месторождения Гурии, Тбилис­ ского района, Кахетий, Ширакской степи вплоть до месторожде­ ний Аджикабульского района и Сальянской степи. Вдоль северовосточного склона Малого Кавказа тоже наблюдается ряд место­ рождений — это месторождения Триалетских гор, Нафталанское месторождение*и т. д. до Ленкорани.

Второй большой горный хребет — Уральский, протягивающийся почти в меридиональном направлении от Северного Ледовитого океана до прикаспийских степей, при слабой еще изученности

вэтом смысле уже позволяет констатировать ту же закономерность

враспределении нефтяных месторождений. Вдоль его западного склона от Тимана и до р. Урал на юге в ряде мест встречены при­ знаки нефти (реки Большая и Малая Кожва, Точильная гора,

Чердынь, Кизеловский район, месторождения Верхнечусов­ ских Городков, Стерлитамакский район и т. д.). Тектонические усло­ вия этих нефтепроявлений не одинаковы и обобщения пока пре­ ждевременны. Продолжением этой полосы является Урало-Эмбен- ский район с его многочисленными нефтяными месторождениями, приуроченными к куполовидным складкам, разбитым сбросами — складками, развитым по соседству с основной уральской складча­ тостью в Мугоджарских горах, представляющих южное продол­ жение Уральского хребта. По отношению к Уральскому хребту также следует отметить, что в его центральных частях, сложенных изверженными массивно-кристаллическими, а также метаморфи­ ческими породами, признаков нефти не найдено. Следует отметить, что при бурении в Нижнетагильском районе в дунитах была встре­ чена залежь углеводородных газов. Восточный склон Урала с точки зрения нефтеносности еще не изучен, и потому мы не имеем здесь того замкнутого нефтеносного кольца, какой видели на при­ мере Кавказа *. Из других примеров следует указать на нефтяные месторождения Ферганы, расположенные у подножия северовосточного склона Туркестанского хребта в области развития складок брахиантиклинального типа.

Переходя к характеристике европейских нефтяных месторожде­ ний, мы видим в их распределении ту же закономерность: так, нефтяные месторождения Румынии и Галиции приурочены к юж­ ному и северо-восточному склону Карпатской горной дуги — ру­ мынские месторождения связаны с развитием складчатости вто­ рого порядка и диапирового типа; галицийские месторождения приурочены к складкам, осложненным явлениями надвигового

143

типа. На погружении Карпат в западном направлении расположены небогатые месторождения Чехословакии, а на юго-западных скло­ нах Карпат в области Семиградья (Трансильвания) наблюдаются признаки нефти и выходы углеводородных газов исключительной мощности.

На обоих склонах Аппенинского хребта, в зонах развития вто­ ричной складчатости, известны нефтяные месторождения Италии.

Нефтяные месторождения Азии в своем распределении подчи­ нены тому же закону: например, южноиранские месторождения находятся в области вторичной складчатости, развитой на югозападных склонах одноименного нагорья, связанного с общим гималайским поднятием; месторождения Индии расположены на юго-западном склоне юго-восточного погружения Гималайских гор, т. е. в краевых зонах гималайскогр поднятия.

На распределении американских "месторождений этот закон подтверждается тоже с определенной ясностью.

Вдоль всего западного берега Северной и Южной Америки тя­ нется, как известно, громадная горная цепь Кордильер, которая в разных местах имеет разные названия: в Канаде и на западе Сое­ диненных Штатов она носит название Скалистых гор, в пределах Калифорнии — Сиерра-Невада и Кост-Рэндж, в Южной Аме­ рике — Анды и т. д. Вдоль восточного склона этой цепи встреча­ ется ряд нефтяных месторождений, приуроченных к краевым зонам как главного хребта, так и его второстепенных цепей и отро­ гов. Сюда относятся поверхностные признаки нефти в районе Се­ верной Канады, начиная от берегов Северного Ледовитого океана; нефтяные месторождения штатов Монтана, Вайоминг, Колорадо, Нью-Мексико, месторождения Мексики и других стран Центральной Америки; месторождения Южной Америки: Колум­ бии, Венесуэлы, Боливии и Аргентины; по западному склону рас­ положены месторождения Аляски и признаки нефти в штатах Оре­ гон и Вашингтон; некоторые месторождения Центральной Аме­ рики и в Южной Америке — месторождения Колумбии и Перу.

Нефтяные месторождения Калифорнии связаны с хребтом КостРэндж (Береговой хребет), причем месторождения внутренней зоны расположены на северо-восточном склоне этого хребта, а месторождения внешней зоны — у подножия его юго-западного склона. В области Кордильер, как правило, появление нефтя­ ных месторождений приурочивается также к местам развития вторичной складчатости в краевых зонах хребтов.

Нефтяные месторождения встречаются не только в горных стра­ нах, у подножия горных массивов, но и среди плато и платформен­ ных равнин, в областях развития жестких плит в палеозойских отложениях, перекрытых почти горизонтально залегающими осад­ ками более молодого возраста со слабо выраженной тектоникой. Примерами платформенных месторождений являются нефтяные месторождения Мид-Континента.

Делонэ попытался закон распределения нефтяных месторожде­

144

Г л ава III

ЛИТОЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТЕНОСНЫХ ПОРОД

Нефть и углеводородные газы залегают в земной коре, заполняя пустоты горных пород, пропитывая эти породы, как вода губку.

Каждое тело имеет пустоты, или поры, и поэтому все тела яв­ ляются в той или иной степени проницаемыми для жидкостей и газов. Горные породы, из которых построена земная кора, тоже содержат пустоты, являются пористыми и в той или иной степени проницаемы для жидкостей и газа, даже такие плотные, как граниты и другие кристаллические породы [37].

В особенности присуща пористость породам осадочного про­ исхождения. Эти породы, как говорят, имеют кластическое строе­ ние, т. е. сложены из мелких или крупных обломочных частиц, плотно или неплотно прилегающих друг к другу. Между этими частицами и существуют пустоты, или поры. В некоторых слу­ чаях, при наличии определенных условий эти пустоты, или поры, бывают заполнены нефтью или газом. Чаще всего эти поры в по­ родах бывают заполнены водой, образуя, в случае рыхлых пород, водоносные горизонты, или же обусловливая то, что называется влажностью горных пород, если вода заполняет мельчайшие поры плотных пород.

Чтобы ответить на вопрос, как много может вместиться в. по­ добных пустотах нефти, воды или газа, нужно уяснить себе, как велик объем, который эти пустоты занимают в породе, и от чего зависит величина этого объема. Что мы разумеем под объемом пустот, или величиной пористости? — Всю сумму пустот в породе, начиная от больших каверн, трещин и т. д. и кончая мельчай­ шими порами. Величина этого объема, выраженная в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициен­ том пористости.

Величина объема пустот и коэффициент пористости зависят от ряда причин: от формы зерен или частиц, слагающих породу, от их взаимного расположения и от наличия или отсутствия цементирующего вещества в породе. Пористость породы, сложен­ ной из более или менее однородных зерен, например округлых песчинок, будет значительно отличаться от пористости породы, сложенной из зерен разной формы и разной величины. Одни зерна — округлые, другие — угловатые, одни — крупные, другие — мел-

146

кие. Такие составные части значительно понизят коэффициент пористости по сравнению с пористостью пород, составленных из однородных зерен. Это наглядно показывают фиг. 13 А и В, где видно, что мелкие зернышки и угловатые частицы заполняют промежутки между крупными зернами и, таким образом, значи­ тельно сокращают объем пустот.

Далее взаимное расположение зерен даже одинаковой по вели­ чине сфероидальной формы оказывает влияние на величину по­ ристости. Расположение шаров на фиг. 14 А, В и С дает отчет­ ливое представление о наибольшей или наименьшей пористости. В случае зерен сферической формы объем пустот колеблется от 45 до 25% в зависимости от их расположения и группировки. Трудно предполагать, чтобы зерна в природе сохранили то идеальное расположение, которое показано на фиг. 14 С. Также трудно до­ пустить, чтобы они были уложены так, как изображено на фиг. 14 А, если только они не находятся под весьма высоким давле­ нием. В действительности устанавливается какое-то промежуточ­ ное положение, приближающееся к типу фиг. 14 В.

Само собой понятно, что наличие цементирующего вещества, заполняющего пустоты и промежутки в породе, также сильно влияет на объем пор и коэффициент пористости [38].

Наглядным примером этого может служить наличие так на­ зываемых лысых, или пустых, мест среди богатых нефтеносных пластов. На Биби-Эйбате и Доссоре некоторые скважины натолк­ нулись на такие пустые места и показали полное отсутствие нефти, несмотря на то, что соседние скважины из того же пласта давали богатую добычу. Вот почему отличают теоретическую пористость от действительной пористости, к которой относят только те пус­ тоты, которые на самом деле заполнены жидкостью. Отношение объема этих пустот к объему всех пустот, выраженное в процен­ тах, называют иногда коэффициентом насыщения и условно его

10* 147

означает, что при прочих равных условиях грубозернистый пес­ чаник, тонкозернистый песок и плотный мергель и глина будут обладать одинаковым объемом пор. Например, пористость гравия, сложенного из зерен правильной сферической формы в 2 мм в диаметре, та же самая, что и у ила или глины, составленных тоже из зерен правильной сферической формы, но с диаметром 0,55 мм. Конечно, с точки зрения нефтяника эти породы в прак­ тическом отношении являются далеко не равноценными.

Первая порода (гравий) может служить великолепным резер­ вуаром для нефти, а вторая, содержащая одинаковый с первой объем пустот, в качестве подземного резервуара для нефти ника­ кой роли играть не может.

Изменение объема пор зависит не только от сложения породы, но и от давления, под которым она находится. Так как с глубиной давление возрастает вследствие возрастания веса пород, то с глу­ биной уменьшается и объем пор. По данным Ван-Хайзе, на глу­ бине 20—30 км пористость исчезает, т. е. зерна прилегают на этой глубине вплотную друг к другу. На еще большей глубине породы становятся скрытопластичными. Это обстоятельство нужно учесть сторонникам глубинного происхождения нефти, выводящим ее из глубоких недр земной коры, как противоречащее их теории.

По своей величине порЬг подразделяются на сверхкапилляр­ ные, или обыкновенные, капиллярные и субкапиллярные. Соеди­ няясь вместе, они могут образовать внутри породы трубки, кото­ рые по величине их диаметра могут быть подразделены на те же три группы: обыкновенные, капиллярные и субкапиллярные. Сюда же должны быть отнесены и промежутки между плоскостями наслоения с таким же подразделением.

За последние годы систематические работы по физическому анализу нефтеносных песков и изучению их пористости велись в лаборатории Геологического Комитета США под руководством Мельчэра. По данным Мельчэра, размеры зерен для большинства нефтеносных песков варьируют обычно в пределах 0,09—0,21 мм (большой диаметр). Из исследованных в его лаборатории много­ численных песков, собранных из месторождений всех частей света, лишь очень немногие оказались исключением из этого правила — так, более тонкозернистыми (менее 0,07 мм) оказались лишь три песка: немецкий (из района Битце близ Ганновера) и американские из месторождений Гернэтт в штате Канзас и из место­ рождения Бернэй-Миллс в штате Нью-Йорк. Что же касается крупнозернистых песков, то собственно нефтеносных песков крупнее 0,21 мм Мельчэр не обнаружил, но среди газоносных таковые оказались. О^ин из песков Пешельбронна диаметром 0,20 мм, по размерам зерен стоит как раз на самой границе крупности, допустимой с точки зрения возможности удержания им нефти. На практике, при условии принятой в Пешельбронна

148