книги из ГПНТБ / Бурштар М.С. Основы теории формирования залежей нефти и газа

что основными путями миграции являются пески и выветрелые регио­ нальные поверхности несогласий. Дальнейшее развитие представ­ ления о дальней миграции получили в работах И. О. Брода,

В. А. Соколова, В. П. Савченко, С. Ф. Федорова, С. П. Максимова,

В. Гассоу и др.

И.О. Брод указывал (1960), что углеводороды в основном пере­ мещаются в водном растворе, из которого они выделяются при изменении его физико-химической обстановки. За пределами залежей углеводороды обнаруживаются в воде лишь в растворенном состоя­

нии. Отвечая сторонникам так называемой струйной миграции, он писал, что «ни одной скважиной, вскрывающей природные резер­ вуары за пределами ловушек, не были обнаружены углеводородные струи, представленные свободным газом или нефтью. Выделение из воды растворенных в ней газообразных углеводородов, а из последних жидких, наблюдается лишь при перепадах давления. Следовательно, перемещение углеводородов надо представлять в ос­ новном в растворенном состоянии в воде в процессе ее перемещения и физико-химической дифференциации в природных резервуарах. Процесс внутрирезервуарной дифференциации с образованием в од­ них ловушках чисто газовых залежей и в других — нефтяных с газовой шапкой или газом, растворенным в нефти, не вызывает сомнения». Далее И. О. Брод указывает, что процесс дифференциа­ ции с изменением региональных наклонов может также изменяться в связи с перетоками нефти и газа в другие ловушки. Перемещение

в виде ручейков, причем ловушки, расположенные вдоль путей миграции, заполняются нефтью, газом или нефтью и газом, а ло­ вушки, находящиеся в стороне от пути миграции, останутся запол­ ненными минерализованной водой (рис. 26).

В чем ошибочность гипотезы дифференциального улавливания? Во-первых, она основана на неправильном положении о том, что миграция нефти и газа происходит из какого-то одного очага генерации углеводородов, находящегося ниже уровня цепи лову­

шек, расположенных по воздыманию пласта.

Во-вторых, ошибочно положение о том, что нефть в процессе миграции будет опережать газ. Это находится в явном противоречии с существующими представлениями о миграции нефти и газа и их аккумуляции в ловушках. Игнорируется факт миграции углеводо­ родов в водорастворенном состоянии.

112

В-третьих, не учитывает­ ся время образования угле­ водородов в газовой и жид­ кой фазах на различных этапах диагенеза и ката­ генеза (преимущественно жидких и преимущественно газовых углеводородов).

В-четвертых, механизм формирования залежей, со­ гласно этой гипотезе, связы­ вается с цепочкой ловушек современного структурного плана, т. е. не учитываются время формирования этих ловушек и связь их с раз­ витием региональной струк­ туры. Это превращает гипо­ тезу дифференциального ула­ вливания в абстракцию, существующую вне объек­ тивной реальности.

Если встать на позиции авторов этой гипотезы, то придется отречься от суще­ ствующих закономерностей размещения залежей по глу­ бинам, физико-химическим свойствам нефтей и газов, термодинамическим усло­ виям и т. п., а отсюда после­ дует вывод, что и не суще­

ствует эволюционного фазово-генетического перехода одних типов залежей в другие: есть только нефтяные и газовые залежи.

Согласно этой гипотезе обязательным условием формирования нефтяных залежей является полное и последовательное заполнение нефтью нижних по региональному наклону ловушек, затем вытес­ нение ее газом вверх по воздыманию и заполнение нефтью верхних ловушек. Таким образом, в основу своих взглядов они берут прин­ ципиально неверное положение о своеобразной «инертности» нефти и газа, не способных к физико-химическому взаимодействию, взаимо­ растворимости и т. п.

формирования В. Гассоу «нормой» и искавший причины отклонения от этой «нормы». Однако исключения настолько многочисленны, что сама «норма» приобрела форму исключения. Но несмотря на это С. Ф. Федоров все же утверждал, что во всех нефтегазоносных областях СССР залежи нефти и газа формируются по закону ступен­ чатой миграции.

Гипотеза дифференциального улавливания идеализирует и очень упрощает сложный процесс формирования залежей нефти и газа, зависящий от многих факторов и прежде всего от особенностей тектонического развития, термодинамических, гидродинамических и других условий. Она по сути дела лишь фиксирует единичные

отнюдь не являются результатом первичной ступенчатой миграции. Такое размещение залежей возникает в результате перераспределе­ ния ранее сформировавшихся залежей под влиянием тектонических движений (подвижек отдельных блоков, раскрытия структур, изме­ нения гидравлического уклона и т. п.).

Многие исследователи — К. А. Машкович (1961), А. А. Бакиров (1963, 1969), М. Ф. Мирчинк (1963), 3. Л. Маймин (1963) и др. указывают, что предложенные схемы дифференциации углеводоро­ дов при их миграции по региональному наклону не соответствуют процессам, наблюдаемым в природе.

3. Л. Маймин, рассматривая возможности дифференциации газа и нефти при дальней миграции, отмечает, что пример, приводимый С. П. Максимовым в качестве подтверждения правильности его схемы дифференциального улавливания (по Самарской Луке), совер­ шенно не убедителен, поскольку такое расположение залежей нефти и газа объясняется гидрогеологическими особенностями района и, в частности, различной степенью его раскрытое™.

Все положения гипотезы В. Гассоу опровергаются практикой геологоразведочных работ. Так, в США Д. Ирвин и М. Линк (1955), проверив материалы В. Гассоу по формированию и распределению залежей нефти и газа в нефтяных районах Лост-Солджерс, СолтКрик, Ледукской рифовой полосы в Канаде и др., пришли к заклю­ чению, что его схема дифференциального улавливания не подтвер­ ждается.

Как показали исследования В. И. Ермолкина (1966), не отвечает указанной схеме и распределение залежей нефти и газа в районах Юго-Западного Ирана, которое приводилось В. Гассоу в качестве примера теоретического обоснования его представлений по форми­ рованию залежей. В. Гассоу считал на основе современных структур­ ных соотношений, что не разведанное в то время наиболее погру­ женное антиклинальное поднятие Ахваз (в системе поднятий антит

в результате бурения была открыта залежь с более тяжелой нефтью, чем на структурах, расположенных выше, и без газовой шапки.

114

Ближе к действительной схеме формирования и размещения залежей нефти и газа подошел В. А. Соколов (1965). Рассматривая аккумуляцию нефти и газа в последовательно расположенной цепи ловушек, он считает, что в каждой из ловушек должен происходить один и тот же процесс — накопление в сводовых частях газа и нефти. Только в том случае, если вода с газами и нефтью двигались бы строго в одном направлении (в одной плоскости) и не обходили бы ловушки, а при прохождении через них весь газ и вся нефть пол­

часть газа и нефти. При этом следует иметь в виду, что если в воде имеется свободный газ, то нефть и вода должны быть насыщены до предела. Во второй ловушке вследствие снижения давления выделится новая порция газа. То же произойдет в третьей и чет­ вертой ловушках и т. д. Таким образом, в каждой ловушке присут­ ствуют и нефть и газ, но в разных соотношениях.

На больших глубинах углеводородные газы будут находиться преимущественно в растворенном состоянии. Причем нефть будет более насыщена, чем вода. Попадая в первую ловушку, растворенный газ будет частично выделяться в соответствии с перепадом давления. Возможность же продвижения свободного газа по пласту при поло­ гих углах и медленном продвижении воды очень ограничена.

В любых случаях вода и нефть насыщены газом и при движении вверх по региональному наклону будут выделять газ в каждой ловушке (рис. 27, А, Б; рис. 28).

Далее В. А. Соколов (1965), критикуя исследователей, которые представляют себе движение вод в одной плоскости от антиклинали к антиклинали, пишет: «Трудно представить, чтобы в природных условиях по какому-то сравнительно узкому каналу вода, двигаясь под некоторым напором вверх по региональному наклону, взбира­ лась к своду одной ловушки, затем спускалась, а после этого снова поднималась, снова опускалась и т. п. Так может двигаться вода по изогнутой трубе, поскольку ей некуда деться. Но в природных условиях вода будет преимущественно обходить эти антиклинальные складки . . . основная масса подземных вод будет двигаться мимо ловушек . . .». Таким образом, В. А. Соколов полностью опровер­ гает концепции В. Гассоу, считая их абсурдными и не укладываю­ щимися ни в какие физико-химические и термодинамические законы.

Очень любопытны объяснения процессов миграции нефти и газа сторонниками неорганического происхождения (Кудрявцев, Линец­ кий, Чекалюк, 1965, 1971).

Н. А. Кудрявцев вообще отрицает далекую латеральную мигра­ цию и считает, что перенос нефти из геосинклинали на платформу просто невозможен. По его мнению, «гидростатические давления на платформах вряд ли где-либо превышают 300 атм, а на террито­ рии Волго-Уральской области далеко не достигают и этой цифры. Таким образом, жидкие углеводороды, если бы и были в глинах

116

Следовательно, образование нефти и ее миграция в водораство­ ренном состоянии протекают преимущественно на стадии диаге­ неза нефтематеринского осадка. Но в илах и молодых глинах про­ цесс нефтеобразования не происходит.

3.Образование нефти происходит на глубинах 1,5—2,0 км. Но на таких глубинах глинистый осадок (?) содержит лишь прочно связанную воду, которая, обладая особыми физическими свойствами, лишена растворяющей способности.

4.Исходя из сделанных расчетов, построенных на допущении, что растворимость нефти зависит только от давления и температуры,

аудаляемая из глин вода движется вверх с растворенной в ней нефтью, он считает, что на завершение такого процесса аккумуля­ ции необходимы миллиарды лет, в то время как эти процессы кратковременны.

Рассматривая физические условия разнообразных факторов миг­ рации нефти, В. Ф. Линецкий пытается обосновать невозможность первичной миграции из глин в коллекторы, латеральной миграции небольших количеств нефти и далекой латеральной миграции даже больших масс нефтяных углеводородов. Им допускается только миграция больших непрерывных масс нефти по вертикальным раз­ ломам и на небольшие расстояния по проницаемым пластам. На этом основании он приходит к выводу о несостоятельности теории нефтепроизводящих свит и о возможности нефтегазообразования только на очень больших глубинах в основном путем неоргани­ ческого синтеза.

Анализ факторов миграции и аккумуляции углеводородов, про­ изведенный В. Ф. Линецким, имеет существенные методические недостатки. Во-первых, каждый фактор рассматривается обособленно, без связи с другими факторами.

В. Ф. Линецкий отрицает возможность миграции нефти в газовом растворе потому, что сжатые газы плохо растворяют тяжелые ком­ поненты нефти. Он не признает также миграцию в процессе диаге­ неза по той причине, что «в илах и молодых осадках легкие'фракции нефти не обнаружены». Если же рассматривать эти процессы в сово­ купности, т. е. учитывать преимущественное растворение легких углеводородов в сжатых газах и тяжелых в воде, то возражения В. Ф. Линецкого окажутся несостоятельными.

Во-вторых, В. Ф. Линецкий сплошь и рядом не учитывает катагенных условий нефтеобразования, при которых освобождается свя­ занная вода,-облегчается десорбция углеводородов и миграция нефти

вколлекторах.

В-третьих, В. Ф. Линецкий не рассматривает тепловое расшире­ ние пород и целый ряд других факторов первичной миграции.

Помимо методических ошибок В. Ф. Линецкий допускает целый ряд других ошибок и просчетов, влияющих на основные выводы в области миграции нефти и газа. Он, например, приходит к выводу, что попавшая в пласт-коллектор рассеянная нефть, если бы таковая могла образоваться, не в состоянии в нем передвигаться из-за

117

отсутствия в природных условиях механизма, способствующего слия­ нию разрозненных капель нефти в непрерывную фазу. Поэтому прин­ цип дисперсности исходного для нефти органического вещества, положенный в основу гипотезы нефтематеринских пород, создает не­ преодолимые затруднения и для схем латеральной миграции нефти.

Иногда он просто ссылается на исследования, которые ничего общего не имеют с данным вопросом. Так, рассматривая вопрос о воз­ можности десорбции битумов, он указывает, что все рассеянное органическое вещество прочно сорбировано на поверхности глини­ стых частиц и покрыто пленками связанной воды. В связи с этим В. Ф. Линецкий ссылается на Р. Е. Грима и М. Ф. Викулову (1959), якобы проводивших электронномикроскопические исследования по этому вопросу. Но в работах указанных авторов ничего подобного не упоминается.

В. Ф. Линецкого совершенно не смущает то, что имеются данные, которые опровергают его выводы по ряду вопросов. Так, согласно Ф. А. Макаренко (1958), породы лишаются пленочной воды при температурах 50—60° С, а гигроскопической — при 100—120° С. Таким образом, десорбция битумов с поверхности глинистых частиц

вители неорганической теории происхождения нефти и газа, лате­ ральную миграцию микронефти по коллектору. Опираясь на непра­ вильные расчеты Б . Ашенбреннера и К. Ачауэра (1963), В. Ф. Ли­ нецкий считает, что даже для нормальных коллекторов минимальные

и водой не только снижается с глубиной, но и постепенно исчезает. Эти авторы не учитывали процессы вторичной цементации, в резуль­ тате которых уменьшаются диаметры пор и особенно соединительных каналов. Подсчет по тем же самым формулам с учетом этих процессов дает во много раз меньшие размеры нефтяного тела, способного к ла­ теральной миграции.

Также несостоятельны, а в отдельных случаях искажены данные, освещающие миграцию нефти в газовом растворе. В. Ф. Линецкий указывает, что для перевода в газовый раствор 1 т углеводородной части нефти требуется при температуре 40° С около 30—50 т метана. Обогащенность газового растворителя этаном и пропаном значи­ тельно уменьшает необходимое количество газа, но все же его тре­ буется не менее 7—10 т.

Однако многие исследователи на основе экспериментальных исследований приводят цифры, далеко не похожие на цифры В. Ф. Ли­ нецкого. Так, В. С. Чемоданов (1967) на основе результатов иссле­ дования по Западной Туркмении указывает, что при температуре 70—100° С и давлении 400 кгс/см2 для растворения 1 т нефти тре­ буется 3000—11000 м 3 газа. В большинстве нефтегазоносных районов такие температуры и давления характерны для глубин порядка 3,0—

118

3,5 км. При температуре 100—150° С и давлении 700 кгс/см2 1 т нефти растворялась в 2200—3700 м 3 газа. В таких условиях нахо­ дятся породы, залегающие на глубинах 5—6 км.

Сопоставление результатов лабораторных исследований с факти­ ческими данными показало, что эти величины очень близки между собой, а в ряде случаев фактические данные намного ниже экспери­ ментальных.

По данным В. С. Чемоданова, на Кызылкумском газоконденсатном месторождении на глубинах 1800—1900 м при давлении 230— 240 кгс/см2 и температуре 60° С в каждой тонне конденсата содержа­ лось 10 000 м 3 газа. По данным А. Г. Дурмишьяна, в Карадагском месторождении на глубине 3600—3800 м при давлении 410— 420 кгс/см2 и температуре 100° С на каждую тонну конденсата при­ ходилось 5000 м 3 газа.

Таких примеров можно привести по другим нефтегазоносным районам сколько угодно. Все они указывают на то, что в природных

Если принимать в основу формирования залежей нефти и газа струйную миграцию, то тогда надо встать на совершенно неправиль­ ные позиции, т. е. считать, что нефть и газ имеют один источник образования, из которого в виде струй происходит их распределение по разрезу. Если принять точку зрения С. Ф. Федорова и других сторонников ступенчатой миграции, то опять-таки придется признать наличие какого-то очага, расположенного ниже уровня цепочки ловушек, и последовательное их заполнение вначале газом, а затем нефтью, что возможно в исключительных случаях и при стабильном тектоническом режиме.

генетические типы залежей, не показана физическая и термодинами­ ческая сущность процессов эволюционного перехода залежей одних генетических типов в другие, особенности их формирования и т. п.

АККУМУЛЯЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ РАЗЛИЧНЫХ ФАЗОВО-ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПОВ

Процесс формирования различных типов скоплений нефти и газа может быть рассмотрен с несколько других позиций.

119

В начале работы нами указывалось, что жидкие и газообразные углеводороды образуются в нефтегазопроизводящих толщах и эми­ грируют из них в различные периоды (фазы) формирования этих толщ. Газообразные углеводороды образуются в начальной стадии генерации углеводородов и сопутствуют этому процессу. Причем активность генерации углеводородов в газовой фазе меняется, так же как и активность генерации жидкой фазы. Жидкие углеводо­ роды эмигрируют из зон генерации и транспортируются седиментационными (элизионными) водами по пластам-коллекторам до лову­ шек в основном двумя способами: во-первых, в водорастворенном состоянии в период интенсивного нефтеобразования на стадии диаге­ неза и среднего катагенеза, когда в осадках и породах достаточно много седиментационной воды, и, во-вторых, в газорастворенном состоянии в основном на стадии катагенеза, когда происходит интен­ сивное газообразование в присутствии незначительных объемов седиментационных вод и освобождающихся из пород связанных вод.

Условия нефтегазообразования определяют характер генерируе­ мых флюидов, их соотношения в процессе миграции и аккумуляции в ловушках и закономерности размещения в разрезе и в про­ странстве.

Подобно миграции углеводородов, подразделяющейся на пер­ вичную и вторичную (в широком понимании этого слова), процесс аккумуляции углеводородов в ловушках в зависимости от различ­ ных факторов также следует подразделить на ряд последовательных и преемственных этапов аккумуляции, характеризующихся форми­ рованием скоплений, различных по фазовому состоянию углеводо­ родов, их соотношению в ловушках, расположенных на различных гипсометрических уровнях и в различных термобарических усло­ виях.

Таким образом, каждый фазово-генетический тип залежей харак­ теризуется не только определенным объемным соотношением жидкой и газовой фаз, физико-химическим составом нефтей и газов, но вре­ менем и условиями миграции флюидов в пласте-коллекторе.

В платформенных условиях (Скифско-Туранская и ЗападноСибирская плиты) газовые залежи располагаются преимущественно на наивысших абсолютных гипсометрических отметках — до 1,0— 2,0 км.

Нами (Бурштар, Машков, 1963) приводились фактические данные по размещению залежей нефти и газа по разрезу Предкавказья, свидетельствующие о четкой вертикальной зональности в размеще­ нии залежей: с увеличением стратиграфической глубины чисто газо­ вые залежи замещаются газовыми с нефтяными оторочками, газо­ нефтяными залежами с легкими нефтями и весьма незначительным содержанием конденсата в газе; в интервалах глубин до 3000—4000м газовые залежи различных подтипов замещаются газоконденсатными

инефтяными с легкими нефтями.

В. А. Соколов (1948, 1956, 1965) теоретически обосновал верти­ кальную зональность образования и размещения залежей нефти

120

и газа. Он указывал, что до глубин 5—6 км могут преобладать нефтяные залежи, а ниже — преимущественно газовые. Занимаясь изучением этого вопроса на материалах Предкавказья, Средней Азии, Западной Сибири, Волго-Уральской области и других нефте­ газоносных районов СССР и некоторых районов США, нам удалось убедиться в правоте идей В. А. Соколова и для различных районов выявить конкретные интервалы глубин размещения залежей раз­ личных типов. Несмотря на некоторые отклонения, основная тен­ денция замещения газовых залежей нефтяными, а затем вновь газо­ выми характерна для всех нефтегазоносных бассейнов мира.

Наличие нефтяных залежей наряду с газовыми отмечается в ряде районов (Прикумский район Восточного Предкавказья, Мургабская впадина в Южной Туркмении и др.). Но преимущественное развитие какого-либо одного фазово-генетического типа является главным для каждой конкретной зоны нефтегазонакопления, что отражает общую тенденцию формирования скоплений углеводородов и всей флюидальной системы в целом.

Анализ пространственного размещения газовых, газонефтяных (тазоконденсатных) и нефтяных залежей в различных геологических условиях показывает, что процессы нефтегазообразования и нефте­ газонакопления, независимо от стратиграфической принадлежности нефтегазоносных толщ, контролировались амплитудой прогибания зон нефтегазонакопления.

Достаточно четкая зональность в распределении скоплений угле­ водородов определенных фазово-генетических типов свидетельствует, очевидно, не столько об особенностях современных пластовых усло­ вий в залежах, сколько об особенностях палеотектонического (палеотермодинамического) развития нефтегазоносного бассейна.

Если развитие зон нефтегазонакопления и всего бассейна в целом шло в унаследованном плане, то существенных изменений в гипсо­ метрических соотношениях зон нефте- и газонакопления на протя­ жении геологической истории не произошло. Изменение тектони­ ческого режима (а в связи с этим термобарических и других усло­ вий) может привести к определенным качественным изменениям, новым фазовым соотношениям и, следовательно, к новым фазовогенетическим типам залежей и размещению их в пространстве. Но при этом сохраняется общая тенденция облегчения нефтей и уве­ личения их газонасыщенности с глубиной.

Однако между временем генерации, миграции и аккумуляции углеводородов существуют разрывы, которые определяются особен­ ностями тектонического развития зоны нефтегазонакопления, ее погружением и подъемом, размывом пород, перекрывающих нефте­ газоносные толщи и др. В связи с этим характер размещения и про­ цессы переформирования и новообразования скоплений углеводоро­ дов на молодых платформах происходят значительно активней и чаще, чем на древних. Этим объясняется широкий стратиграфический диапа­ зон залегания нефти и газа, резкие колебания в положении водонефтегазовых контактов по площади, различия в составе нефти и битумов.

121