pdf.php@id=6161.pdf

4

Рис. 7.24. Схема гидростатических давлений и пьезометрических по­ верхностей

воды принимается за единицу. В других случаях, если участки питания пластов расположены выше уровня моря, расчетное дав­ ление в них оказывается выше действительного. Распределение величин пьезометрических уровней дает представление о том, в каком направлении перемещаются водные потоки в тех случаях, когда они связаны с поверхностью. Для выяснения направления движения жидкостей в пласте (или между пластами) важно знать положение пьезометрической поверхности (или пьезометриче­ ских поверхностей). При больших перепадах уровней в областях питания и разгрузки в последних происходит подъем давления для выравнивания этих уровней. В природе чаще наблюдается постепенное увеличение пластовых давлений с глубиной в соот­ ветствии с погружением пласта. Приращение гидростатического давления на единицу расстояния по глубине называется гидро­ статическим градиентом.

В более глубоких горизонтах в пласты начинают поступать элизионные воды за счет отжатия главным образом из преобразо­ ванных глинистых пород. Их движение в целом направлено вверх и даже может достигать поверхности, если повышенное пласто­ вое давление усиливает флюидные потоки. Так происходит в кумской свите на южном предгорном борту Индоло-Кубанского прогиба. На выходах на дневную поверхность песчаных пластов свиты высота подъема над уровнем моря достигает 100 м. Вниз по падению пластовое давление в кумских песчаниках на глубине около 3 км достигает 36 МПа, в то время как в выше- и нижеле­ жащих оно гораздо меньше.

Снижение давления при движении потока вверх является важным фактором, так как вызывает дегазацию пластовых вод; в совокупности со снижением температуры это изменяет раство-

361

римость различных соединений, в том числе нефтяных углеводо­ родов, они могут выделяться из растворов. В случае достижения потоками поверхности земли или дна водного бассейна возника­ ют участки выделения газа, нефти, появляются сопки или даже грязевые вулканы, в недрах которых могут находиться нефтегазо­ вые месторождения.

Интенсивная дегазация пластовых вод происходит при бы­ стрых поднятиях бассейна или росте структуры внутри него. Предполагается, что одной из основных причин возникновения газовых скоплений в хадумских отложениях на Ставропольском поднятии является быстрый рост его в неогеновое время и вы­ деление растворенных в воде газов при снижении давления. При подъеме этой крупной структуры перепад между пластовым дав­ лением в хадумских песчаниках и более высоким геостатическим давлением в подстилающих и перекрывающих его глинах дости­ гал 15 МПа. Можно предположить, что в результате этого боль­ шая часть выжимаемого в коллектор газа, растворенного в поровых водах, сразу же переходила в свободную газовую фазу. Как показали расчеты, это выделение газа в пределах Ставропольско­ го поднятия произошло за время от 35 до 40 тыс. лет. Быстрые подъемы в короткие интервалы времени, по-видимому, особен­ но характерны для нефтегазоносных бассейнов складчатых об­ ластей. Выделение газа здесь происходит в больших объемах, что усиливает мощный флюидный поток, идущий из недр. Газ несет и нефтяные углеводороды в растворенном виде.

Механизм подъема нефти и газа совместно с водой и отде­ ление их от воды из-за разности удельных плотностей был по­ ложен в основу формирования «антиклинальной теории» об­ разования месторождений. В ней был сделан вывод о важной роли в формировании скоплений вдольпластовой, так называе­ мой латеральной миграции. В процессе ее может осуществляться дифференциальное улавливание, принцип которого был изло­ жен в главе 5. Он состоит в том, что при постепенном запол­ нении ловушек снизу вверх по пласту углеводороды заполняют одну ловушку за другой, при этом в более погруженных нахо­ дятся преимущественно газовые, выше — газонефтяные и еще выше — нефтяные скопления. В. Гассоу применил этот принцип при анализе распределения нефти и газа в выступах рифогенных известняков свиты Ледюк девонского возраста, протягивающих­ ся вдоль Скалистых гор в Канаде. В качестве подобного примера можно привести распределение залежей в пределах ШапкинскоЮряхинского вала в Баренцево-Печорском бассейне. Здесь в более погруженной северной части находятся газоконденсатные месторождения (Василковское и др.), южнее в более приподня­

362

той зоне — газоконденсатно-нефтяные (Шапкинское и др.), а в наиболее приподнятой части на юге располагаются нефтяные залежи (Юряхинское, Верхне-Грубешорское и Пашшорское). Свидетельство возможного вытеснение нефти газом находит под­ тверждение в существовании многих газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в порах коллекторов остаточную нефть. Нефтенасыщенные керны подняты из пластов Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Предполагается, что Оренбургское месторождение тоже вначале было нефтяным. Но так бывает не всегда. Часто формирование скоплений нефти и газа подчиняется более сложным законам, перемещение воды, нефти и газа происходит не одновременно и не только по пласту вдоль оси основного направления складчатости. Поэтому, каза­ лось бы, в сходных условиях одни ловушки являются нефтегазо­ насыщенными, а другие такого же строения и в тех же пластах — газонасыщенными, а могут и вовсе не содержать залежей.

Вопрос соотношения вертикальной (субвертикальной) и лате­ ральной миграции является существенным. Анализ особенностей размещения нефтяных и газовых месторождений показывает, что они неравномерно распространены по площади даже при сходных структурных и других условиях. Создается впечатление, что из­ бирательная насыщенность связана скорее всего с субвертикаль­ ным подъемом флюидов в определенных местах. В ряде случаев преобладающим является субвертикальный подъем флюидов. В небольших масштабах такое перемещение часто наблюдается при перетоках из одних пластов в другие (вблизи зон разрывов, тре­ щиноватости и др.).

Потоки подвижных веществ с глубин вверх всегда двигают­ ся в сторону меньших давлений в связи с последовательными этапами дефлюидизации при погружении и т.д. Иногда проис­ ходит усиление этих потоков в связи с периодическим усилением тектоно-сейсмических и иных процессов. Б.А. Соколов полага­ ет, что интенсивные восходящие потоки флюидов по ослаблен­ ным зонам могут способствовать формированию положительных структур, особенно в платформенном пологозалегающем чехле. Ареалы развития таких структур отмечаются в Западной Сибири. В некоторых случаях создание ловушки и формирование скопле­ ния в них углеводородов — процессы взаимосвязанные. Как до­ казательство преимущественно вертикальных перемещений угле­ водородов в процессе формирования ряда месторождений нефти Среднего Поволжья за счет единого источника в доманиковых слоях девона К.Б. Аширов и другие ученые приводят сходство нефтей во многих залегающих друг над другом нефтеносных пла­ стах. Возможности преимущественно вертикального перемещения

363

существуют на северном борте Бузулукской впадины. Горизонты каменноугольного возраста представлены здесь известняками и трещиноватыми известковыми глинами, пропитанными неф­ тью. В вышележащих пермских отложениях развиты трещино­ ватые кремнистые доломиты. В них повсюду прослеживаются нефтепроявления. Слои самого верхнего — кунгурского — яруса нижней перми мощностью в десятки метров здесь непостоян­ ны по составу, фациально изменчивы, в разрезе наряду с гидро­ химическими осадками залегают доломитизированные пористые известняки с нефтенасыщением. Таким образом, значительная часть разреза, сложенная разновозрастными отложениями, пред­ ставляет собой сквозной путь субвертикального перемещения нефти. Можно предположить, что образование залежей нефти в вышележащих пластах происходит за счет ее перемещения из бо­ лее глубоких горизонтов. В структурах Жигулевских дислокаций нефть проникает до поверхности и образует скопления гудрона. И.В. Высоцкий и В.И. Высоцкий считают, что сообщаемость от­ дельных природных резервуаров между собой может быть обе­ спечена разрывами, прорывами соляных штоков, ядер глиняных диапиров, интрузивных и вулканических тел.

Процессы формирования залежей и характер их размещения определяются положением в разрезе материнских толщ, характе­ ром плохо проницаемых покрышек, их мощностями, выдержан­ ностью по площади, соотношением с пластами-коллекторами. Существенно влияет также степень преобразованности пород и вторичные изменения в них, о чем уже говорилось в предыдущих главах.

Условия формирования залежей во многом определяются рас­ пределением в разрезе коллекторских пород и флюидоупоров. Маломощные покрышки не всегда способны удержать залежи,

итогда они концентрируются в верхней части нефтегазоносной толщи под региональной более мощной покрышкой, развитой на большой площади. При чередовании в разрезе коллекторов

ипокрышек незначительной мощности (обычно метры) залежи нефти и газа образуются в ловушках по всему разрезу, в частно­ сти потому, что маломощные покрышки при избытке давления могут пропускать углеводороды — тогда возникают многопласто­ вые месторождения.

Все больше накапливающихся факторов свидетельствуют о том, что формирование залежей происходит длительное время и даже может идти постоянно. Особенно это проявляется, если ловушка находится в непосредственной близости от источника питания (нефтеили газоматеринской свиты) или от располо­ женной вблизи разрушающейся залежи. Примером такой залежи

364

мытых складок палеогена вследствие продолжающегося подтока нефти в палеогеновых пластах образовались пластовые стратигра­ фически экранированные залежи, у них даже появились газовые шапки. Залежи сформировались и выше поверхности размыва в более молодых выклинивающихся пластах майкопской толщи, может быть, в том числе и за счет материнских пород, входящих в состав этой свиты.

Перерывы в осадконакоплении играют неоднозначную роль. Они могут быть причиной создания так называемого страти­ графического экранирования, а также являются причиной раз­ рушения залежей. Кроме того, перерывы создают возможность существования проводящей зоны для перетоков флюидов. В ме­ сторождениях, объединяемых в группу Боливар, в Маракаибском бассейне продуктивные горизонты находятся в меловых, палео­ геновых и неогеновых отложениях. Залежи нефти находятся в миоценовых отложениях, падающих в целом моноклинально на юго-запад. Подстилающие слои палеогена, где также есть за­ лежи, наклонены в противоположную сторону и представляют собой оставшееся от размыва крыло антиклинальной складки. Обе залежи местами объединяются в единую залежь. Очевидно, существует переток нефти из палеоценовых отложений в пес­ чаные пласты миоценового возраста. Нефти палеогена и более глубоких горизонтов сравнительно легкие, а миоценовые песча­ ные пласты, залегающие близко к поверхности, содержат залежи тяжелой сернистой нефти, которая поступала из более глубоких горизонтов, а затем окислилась.

Одлительности формирования залежей свидетельствуют также следы древних водонефтяных контактов (ВНК), обнаруженных во многих месторождениях. Следы эти остаются при разруше­ нии залежи или частичном переформировании ее при некоторой перестройке структуры ловушки. Следы бывших ВНК остаются потому, что на контактах происходят интенсивные химические и биохимические процессы взаимодействия нефти, веществ, рас­ творенных в подстилающих залежи водах, и продуктов жизнедея­ тельности бактерий, которые обычно здесь селятся. В результате вдоль контактов концентрируются загустевшая нефть, переотложенный кальцит и сульфиды. Все эти вещества образуют своео­ бразную «пробку», которая после перемещения нефти останется на месте и фиксирует былую подошву залежи (положение водо­ нефтяного контакта).

Среди множества месторождений нефти и газа выделяются две крайние категории. Одна из них включает скопления в самих нефтегазоматеринских слоях, где УВ не испытали существенных перемещений (залежи нефти в нефтематеринской баженовской

366

свите, скопления газа в угольных пластах и др.). Другую кате­ горию составляют залежи, в которые УВ пришли извне, испы­ тав более или менее длительное перемещение. В подавляющем большинстве случаев формирование скоплений УВ-флюидов происходит наиболее успешно в непосредственной близости от очагов генерации УВ и над ними. При миграции из ближайших очагов в продуктивных горизонтах обычно наблюдаются неоди­ наковые по размерам залежи, расположенные друг над другом. Помимо неравномерного подтока из близлежащих очагов генера­ ции углеводородов это может объясняться, конечно, и литолого­ фациальной изменчивостью пород. Одни литологические разно­ сти более благоприятны по своим свойствам для образования в них скоплений, а другие — менее. И.И. Нестеров, И.Н. Ушатинский и другие считают, что в Западно-Сибирском НГБ очаги генерации нефти располагаются в тех же толщах, что и нефтяные скопления, и близко от них. Это говорит о том, что нефти кон­ центрировались в ближайших ловушках, в пластах с хорошими коллекторскими свойствами.

При анализе формирования месторождений можно выделить последовательные этапы заполнения отдельных ловушек. Пре­ жде всего это относится к многопластовым месторождениям, в которых видны достоверные признаки вертикального перетока флюидов, особенно при маломощных разделах (глинистых и др.) между продуктивными пластами. В более верхних продуктивных пластах нефть может иметь меньшую плотность, чем в нижних. Это можно объяснить тем, что при просачивании нефти через плохо проницаемые породы, разделяющие залежи, происходит как бы естественное хроматографирование, более легкие углево­ дороды легче просачиваются через разделяющие продуктивные пласты глинистые или иные разделы. При хорошей сообщаемости пластов различия в составе нефтей небольшие.

Свидетельством вертикальных перетоков является наличие га­ зовых скоплений в верхних горизонтах продуктивных толщ не­ фтегазовых месторождений. В месторождении Узень в Западном Казахстане на Мангышлаке скопления газа в меловых отложени­ ях сформировались за счет его перетока из юрских отложений. При этом вверх по разрезу отмечается постепенное снижение содержания в составе газа тяжелых гомологов метана, который как более легкий идет первым. Если перетоки флюидов между пластами осуществляются достаточно свободно и между серией пластов существует гидравлическая связь, в них образуется «мас­ сивная» залежь, имеющая единый ВНК. При формировании за­ лежей нельзя не учитывать и направленного напора воды, кото­ рый может создавать перекос нефтеили газоводяного контакта

367

(более высокий уровень со стороны большего напора при дви­ жении воды по пластам), и залежь частично смещается на крыло складки. Такие залежи называют висячими. В случае большого напора вода может вымыть нефть или газ из пласта.

Если межпластовые флюидоупоры более мощные и сложены плохо проницаемыми породами (пластичными глинами и др.), то перетоки затруднены. При наличии залежей с раздельными ВНК, образовавшимися в результате межрезервуарных перето­ ков, контуры и размеры залежей в вышележащих горизонтах ча­ сто меньше, чем в нижележащих, поскольку они образовались позже, хотя бывают случаи, когда верхние залежи имеют более крупные размеры. В этом случае, видимо, играет роль подток газа или нефти не только по вертикали, но и по пластам сбоку. В крупных нефтегазоносных комплексах, разделенных мощными региональными флюидоупорами, первостепенное значение для формирования скоплений имеют «свои» источники генерации углеводородов. Конкретное распределение газовых, нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных залежей зависит не только от того, какие углеводороды генерируют материнские толщи и от их связи с природными резервуарами и ловушками, но и от соотно­ шения пластовых давлений и давлений насыщения нефти газом.

Газоконденсатные месторождения имеют свои особенно­ сти формирования, которые определяются фазовыми перехода­ ми углеводородных растворов. Газовая фаза может переходить в жидкую и наоборот. В процессе погружения сжатие при ро­ сте давления приводит к появлению жидкой фазы, содержание которой возрастает до определенного предела. Дальнейшее по­ вышение давления вызывает испарение жидкости и растворение образовавшегося пара в газе. Часть УВ нефти (преимущественно легких) таким образом растворяется в газе. При снижении дав­ ления эта часть газовой фазы выпадает в виде конденсата. Кро­ ме того, материнская толща ниже ГЗН может пополнять залежь жирным газом и растворенным в нем легкими жидкими УВ. Со­ держание жидкой фазы в некоторых месторождениях ДнепровоДонецкого бассейна возрастает от 14 см3/м 3 на глубине 2450 м (пластовое давление 25 МПа) до 76 см3/м 3 на глубине 4320 м (давление 44 МПа). В некоторых случаях содержание конденсата может достигать 800-900 см3/м 3 при давлении около 82 МПа, как это отмечено в месторождении Тенгиз в Казахстане.

При погружении залежи в более глубокие горизонты в нее начинает поступать сухой газ из материнской толщи, что умень­ шает растворимость жидких УВ в газе и тем самым способствует дополнительно образованию конденсата. Не растворившаяся в газе нефть может образовать в нижней части залежи своего рода

368

экран, в какой-то степени препятствующий поступлению в верх­ нюю часть залежи новых порций УВ, которые будут перетекать в другие структуры.

При воздымании и снижении давления из парообразной сме­ си происходит выделение жидких углеводородов и выпадение га­ зоконденсата. Он может забивать тонкие капилляры в пластах и затруднять разработку месторождения.

При постоянном поступлении углеводородов ловушка обычно заполняется полностью (до замка). При погружении ловушки и росте термобарических условий объем УВ в залежи может умень­ шаться за счет сжатия газа, растворения газа в нефти, легких фракций нефти в газе, и в связи с уменьшением объема залежь будет заполнять уже не всю ловушку, а часть ее (если, конечно, не приходят дополнительные порции УВ). При подъеме ловушки возникают обратные процессы, и избыток УВ переходит в сосед­ ние ловушки или прорывается в более высокие пласты.

Переформирование залежей происходит активно в те перио­ ды, когда изменяется структурный план, раскрываются ловушки, возникают разрывы, способствующие перетоку флюидов. Напри­ мер, в скибовой зоне Карпат залежи антиклинальных складок были переформированы в результате образования лежачих скла­ док, возникновения покровов, и распределение залежей носит очень сложный характер. Современное размещение залежей от­ ражает прежде всего современный структурный план, начальное расположение нефти и газа может сохраняться только в «запе­ чатанном виде» в случае литологических преобразований пород за пределами залежи (цементация) или по гидродинамическим причинам.

По мере погружения усиливается флюидодинамический фак­ тор за счет поступления в осадочный бассейн новых порций флюидов. Особенно интенсивно субвертикальные перемещения происходят во время активации тектоно-магматической деятель­ ности, когда могут поступать дополнительные объемы флюидов из глубоких горизонтов литосферы. В формировании месторож­ дений могут выделяться несколько фаз или этапов образования залежей.

Формирование месторождений зависит от тектонического режима нефтегазоносных бассейнов. Месторождения во вну­ тренних частях платформ обычно формируются в тектонически спокойных условиях, для которых характерны пологие слабовыраженные поднятия, группирующиеся в валы или развитые на обширных сводах. Фазовый состав залежей и соотношение этих фаз со временем изменяются. Ловушки раннего образования первоначально, возможно, заполнялись газом. В процессе даль­

369

нейшего погружения и поступления нефтяных углеводородов за­ лежь принимала газонефтяной характер. При еще более глубоком погружении материнских пород в зону преимущественного газо­ образования усиленное поступление газа трансформирует залежь, нефть будет выжата, легкие углеводороды нефти растворятся в газе, более тяжелые компоненты останутся в порах коллектора. Одним из примеров такого образования является Оренбургское газоконденсатное месторождение, где в порах отмечается при­ сутствие остаточной нефти. Следы предыдущего существования нефтяной залежи, возможно, остались и в Астраханском место­ рождении.

При общем вздымании бассейна соотношение разных фаз в месторождениях меняется. Газ может отделиться в самостоятель­ ную фазу. Западно-Сибирский бассейн испытал значительный неотектонический подъем. Выделившийся при этом из пласто­ вых вод газ частично растворил нефтяные углеводороды. Вероят­ но, газоконденсатные месторождения на севере Западной Сиби­ ри являются результатом этого процесса.

В краевых погруженных частях платформ условия формиро­ вания месторождений имеют свои особенности. Здесь действует важный фактор интенсивного и быстрого прогибания с накопле­ нием отложений большой мощности. В Прикаспийской впадине мощность осадочных образований, видимо, превышает 2 0 км, во впадинах Баренцева моря более 18 км. Интенсивное погружение

впозднепермское-триасовое время, по-видимому, послужило причиной интенсивной генерации газа в глубоких горизонтах и последующего формирования крупнейшего Штокмановского га­ зоконденсатного месторождения и др.

Другой важный фактор — наличие в разрезе соленосных толщ. Они являются благоприятным признаком для нефтегазоносности. Примером этого являются такие крупнейшие бассейны, как Прикаспийский и Мексиканского залива, и менее масштабные, как Предкарпатский. Соленосные толщи, как уже упоминалось, способствуют консервации крупных скоплений и являются мощ­ ным структурообразующим фактором. Формирование месторож­ дений происходит в процессе роста соляных куполов, который продолжается длительное время. При этом образуются многочис­ ленные ловушки различного типа. За время роста соляного ку­ пола формирование и переформирование залежей, по-видимому, происходит неоднократно. Об этом свидетельствуют перерывы

внакоплении осадков, которые возникают при ускоренном ро­ сте купола. При конседиментационном развитии купола отдель­ ные пласты выклиниваются к своду, возникают условия форми­ рования литологически экранированных залежей, связанных с

370