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

В платформенных условиях формирование основных залежей происходит »на фоне спокойного для древних платформ и относи­ тельно спокойного для молодых платформ тектонического развития.

их переформирования. На молодых платформах оно может происхо­ дить в течение двух-трех фаз, а в передовых и межгорных прогибах, являющихся весьма подвижными тектоническими элементами, в те­ чение нескольких фаз миграции и аккумуляции углеводородов, причем здесь может наблюдаться неоднократное переформирование залежей. Так, в Терско-Каспийском, Западно-Кубанском и Предкарпатском прогибах намечается несколько фаз миграции и акку­ муляции углеводородов — в отложениях мезозоя, палеогена и нео­ гена.

Подобная картина имеет место и в других нефтегазоносных райо­ нах, связанных с тектонически мобильными участками. Но при всем разнообразии размещения залежей нефти и газа в разрезе осадочного чехла платформенных и геосинклинальных областей основные запасы нефти и газа расположены в интервале глубин 1,5—3,5 км (для нефти 2,5—3,5 км). Имеются и очень немногочисленные откло­ нения от указанной закономерности, например размещение газо­ конденсатов и легких нефтей в несвойственных для их образования термодинамических условиях, обусловленное вертикальной мигра­ цией.

Имеющийся обширный материал, характеризующий залежи нефти и газа, позволяет наметить порядок и соотношение величин основных параметров, определяющих тип залежей (пластовых давлений, давлений насыщения нефти газом, соотношений объемов жидкой и газовой фаз и т. п.). Однако порядок может изменяться в довольно широких пределах и иногда по этим показателям нельзя достаточно

Таким образом, для генетической классификации залежей тре­ буется прежде всего наибольшее число факторов (параметров), определяющих современное состояние залежей в ловушках, а также характер и степень изменения этих факторов во времени, позволя­ ющие по ряду дополнительных частных (геологических) закономер­ ностей наметить о'бщую закономерность в эволюции залежей и установить отличие одного (генетического) типа скоплений от дру­ гого.

Образование залежей еще не означает полного прекращения ее дальнейшего развития: в течение дальнейшей геологической истории могут произойти количественные и качественные изменения, в ре­ зультате которых залежи одного генетического типа переходят в другие (например, газовая в газоконденсатную и пр.).

Предлагаемая система основных типов залежей отражает не. только генезис, но и фазовое состояние углеводородов в залежи, а также возможность постепенного перехода залежей одного типа

122

в другие, т. е. по форме и содержанию она отвечает понятию об эволюционной фазово-генетической схеме классификации.

Г а з о в ы е з а л е ж и . Залежи этого типа в современном струк­ турном плане располагаются в разрезе осадочной толщи как на высоких гипсометрических отметках (до 800—1000 м) — первый подтип, так и на больших глубинах (свыше 3,5 км) — второй подтип. Если первые характеризуются невысокими пластовыми давлениями и температурами, практическим отсутствием в газе жидких углеводо­ родов, то в газовых залежах на больших глубинах давления и тем­ пературы несравнимо выше, к тому же в них присутствуют жидкие углеводороды.

Так как формирование первых по времени структурных ловушек происходит, как правило, в зонах, характеризующихся небольшими градиентами мощностей, т. е. на высоких гипсометрических отмет­ ках в краевых частях впадин, а на первых стадиях процесса вторич­ ной миграции углеводородов мигрирует в основном газ, то газовые залежи, сформировавшиеся в этот период, будут в генетическом отношении наиболее молодыми; по времени формирования залежи первого подтипа будут относиться к более древним.

В последующем развитии залежи первого подтипа могут попол­ няться газом, поступающим из более глубоких зон того же нефтегазопроизводящего комплекса, образующимся в результате регенерации органического вещества под влиянием высоких температур и давлений или же в результате метаморфизации нефтей в залежах.

Временем начала формирования газовых залежей второго под­ типа можно считать время создания на пути миграции углеводородов структурных ловушек полного контура, а временем завершения аккумуляции — момент наиболее полного насыщения газом эффек­ тивного объема ловушки, когда флюидальный раздел газ — вода совпадает с плоскостью структурного порога (гидрозамка).

Переход газа в ловушки из водорастворенного состояния может происходить в результате разности величин пластового давления и давления насыщения. Причем интенсивность выделения газа будет тем большей, чем больше эта разность.

С момента создания в залежи раздела газ — вода вступает в дей­ ствие закон термодинамики о фазовых равновесиях в системе двух флюидов (в данном случае газа и пластовой воды), и по мере посту­ пления в газовую залежь тяжелых углеводородов (гомологов метана) при повышении давления и температуры в ней будет уменьшаться содержание легких и повышаться содержание тяжелых углеводоро­ дов (от пропана и выше). Изменения в компонентном составе газа будут наиболее заметными и глубокими в более ранних залежах; в залежах, сформировавшихся на более поздних геологических эта­ пах, газ практически будет метановым.

В том случае, если в ловушку вместе с газом поступает небольшое количество нефти, то при определенных пластовых давлениях и тем­ пературах нефть может растворяться в газе, образуя ретроградный газонефтяной раствор. В случае поступления нефти в газовую

123

залежь при пластовых давлениях, температурах и компонентном составе газа, недостаточных для ее растворения в газе, образуются газовые залежи с незначительными нефтяными оторочками. По мере роста пластовых давлений и температур и увеличения в газе содержа­ ния тяжелых компонентов при определенном объемном соотношении жидкой и газовой фаз нефтяная оторочка может быть частично или же полностью растворена.

Таким образом, наличие газонефтяных залежей или газовых залежей с нефтяной оторочкой не является чем-то противоестествен­ ным, а часто определяется строением самой ловушки, соотношением жидкой и газовой фаз в ней и термодинамическими условиями.

Увеличение содержания конденсата в газовых залежах может произойти не только за счет растворения в газе части легких фрак­ ций поступившей в залежь нефти, но и за счет поступления в эти залежи газоконденсата, образующегося на более поздних этапах генерации углеводородов.

делах Предкавказья они встречаются в основном на глубинах 1200— 2700 м и свыше 3500 м.

Характеризуются эти залежи более высокими, чем в газовых залежах, пластовыми давлениями и температурами, значительным содержанием в газе жидких компонентов нефтей и соотношением объемов жидкой и газовой фаз от нескольких единиц до десятков тысяч.

В отличие от ловушек, содержащих газовые залежи, структурные ловушки, с которыми связаны газоконденсатные залежи, образуются в зонах больших градиентов мощностей осадочного чехла в период активных унаследованных погружений седиментационных бассей­

ческого вещества и миграции углеводородов в водорастворенном состоянии и частично в виде ретроградных газонефтяных растворов.

Несмотря на то, что содержание жидких углеводородов в газоконденсатных залежах достигает больших величин, они растворены в газе, и поровое пространство в пласте занято газовой фазой. Это позволяет считать, что процесс формирования газоконденсатных залежей проходит по тем же законам, что и газовых залежей.

За начало формирования газоконденсатных залежей также может быть принято наличие ловушки полного контура, а за время оконча­ тельного формирования — момент совпадения плоскости раздела газ — вода с плоскостью структурного порога.

Время формирования газоконденсатных залежей может быть определено путем расчетов величин пластового давления.

Переход ретроградных газонефтяных растворов из водорастворенного состояния в свободное будет происходить вследствие пере­ пада между давлением насыщения и пластовым давлением в ловушке.

124

Процесс выделения ретроградного газонефтяного раствора в свобод­ ное состояние не является единственным путем формирования зале­ жей газоконденсатного типа. Газоконденсатные залежи могут форми­ роваться и в результате поступления в первичные газовые залежи тяжелых углеводородов и постепенного накопления конденсата. Такой тип газоконденсатных залежей будет наиболее древним среди газоконденсатных залежей, но более молодым, чем газовые залежи.

Газоконденсатные залежи могут быть подразделены на следующие подтипы.

1.Собственно газоконденсатные залежи.

2.Газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой, образовав­ шейся в результате частичного разрушения ретроградного газонефтя­

ного раствора в чуждой для него термодинамической обстановке.

3.Газоконденсатные залежи с остаточной оторочкой, характе­ ризующей переход газовых залежей с нефтяной оторочкой или газо­ нефтяных залежей в газоконденсатные.

4.Газоконденсатные залежи с нефтяной оторочкой, образовав­ шейся за счет частичного разрушения собственно газоконденсатной залежи: а) при снижении пластовых давлений и температур; б) при разрушении газоконденсатной залежи пластовыми водами; в) при наличии диффузии или же нарушений в ловушке.

Помимо давлений и температур, существенную роль в образовании ретроградных газонефтяных растворов играет объемное соотношение газовой и жидкой фаз, а также компонентный состав га за-раствори­ теля (наличие в нем тяжелых углеводородов от пропана и выше). Поскольку на ранних стадиях образования подобных растворов все указанные выше параметры (за исключением объемного соотношения фаз) характеризуются низкими значениями, в газе растворяются только легкие компоненты нефтей. Поэтому в газоконденсатных за­ лежах, сформировавшихся на ранних этапах геологического разви­ тия данного района, конденсат будет более легким.

По мере увеличения плотности растворяющихся в газе фракций нефти устойчивость ретроградных растворов будет снижаться.

Анализ газоконденсатных залежей Предкавказья (Бурштар, Машков, 1963) показал,,что во всех залежах, начиная с момента их окончательного формирования, в газе происходит уменьшение содержания легких компонентов и увеличение содержания тяжелых (от пропана и выше).

первоначально заполнялись газами практически метанового состава, а затем, по мере поступления в газовую залежь гомологов метана, газовые залежи превращались в газоконденсатные. Следовательно, первоначальные газоконденсатные залежи содержат конденсаты мень­ шей плотности и, наоборот, более молодые залежи, образовавшиеся позднее, — конденсаты большей плотности. Поэтому можно сделать вывод, что не только современный состав газа, но и плотность конденсата в залежах, приуроченных к одному продуктивному

125

комплексу, может служить относительным показателем времени формирования газоконденсатных залежей.

Анализ материалов показал, что формирование залежей газоконденсатного типа, так же как и газовых, происходит в условиях устой­ чивого геотермического режима, хотя и при несколько более высоких величинах геотермического градиента (в пределах Скифско-Туран- ской плиты от 0,037 до 0,032° С/м) в течение одного или двух циклов гравитационного водообмена, обеспечивающего достаточно полную дифференциацию газообразных и жидких углеводородов и поступле­ ние последних в первичные газовые залежи.

Г а з о н е ф т я н ы е и н е ф т я н ы е . з а л е ж и . Эти два типа залежей генетически являются наиболее близкими, хотя объем жидкой фазы в них может быть меньшим, равным или большим, чем объем содержащейся в них газовой фазы. Основным отличием между нефтяной и газонефтяной залежью является не столько соот­ ношение объемов жидкой и газовой фаз, сколько соотношение в них пластового давления и давления насыщения нефти газом. Поэтому при одном и том же соотношении объемов газовой и жидкой фаз

достигающей величины от нескольких единиц до нескольких сотен килограмм-сил на квадратный сантиметр.

Таким образом, газонефтяные залежи, больше других подвержен­ ные внешнему воздействию, по сути дела являются самым неустой­ чивым и недолговечным генетическим типом залежей: при увеличе­ нии пластовых давлений и отсутствии поступления в эти залежи газа они переходят в нефтяные залежи.

Газонефтяные залежи характеризуются наличием двух флюидальных разделов: нефть — вода и нефть — газ, которые подчиняются законам фазового равновесия.

По мере продвижения через газонефтяную залежь пластовые воды будут постепенно растворять в себе и выносить за пределы залежи первоначально растворенные в нефти газовые компоненты. Так как система нефть — газ находится в состоянии фазового равно­ весия, то уменьшение содержания газа, растворенного в нефти, вызовет уменьшение его содержания в газовой шапке газонефтяной залежи. Поэтому даже при постоянном пластовом давлении интен­ сивный водообмен (движение пластовых вод) может вызвать полную ликвидацию газовой шапки и переход газонефтяной залежи в неф­ тяную, насыщенную газом, а на последующих стадиях — и в недонасыщенную газом нефтяную залежь.

126

Как можно представить себе формирование газонефтяных зале­ жей? Во-первых, они могут образовываться на стадии диагенеза — среднего катагенеза, т. е. на более поздних стадиях преобразования органического вещества, когда в нефтематеринских толщах генери­ руются преимущественно углеводороды в жидкой фазе. Во-вторых, на этой стадии могут образовываться ретроградные газонефтяные растворы, содержащие углеводороды тяжелых фракций и компоненты нефтей.

Таким образом, в процессе движения по пласту-коллектору ретроградные газонефтяные растворы, обладающие малой или недо­ статочной устойчивостью (неблагоприятные термодинамические и фи­ зико-химические условия), попадая в ловушку, будут полностью или частично распадаться на жидкую и газовую фазы. Кроме того,

вловушку могут попадать нефть и газ в свободном состоянии.

Втом случае, если распад ретроградного газонефтяного раствора будет неполным, в газе образовавшегося газонефтяного скопления будет находиться некоторое количество конденсата. По мере увели­ чения пластового давления газ постоянно будет насыщать скопившуются в ловушке нефть до существующего в ней пластового давле­ ния, а не выжимать или выталкивать ее из ловушки, как это пока­ зано на схемах В. Гассоу, С. П. Максимова и других исследователей.

Процесс постепенного насыщения нефти газом будет происходить до тех пор, пока идет водообмен и продолжается миграция углеводо­ родов. По времени формирования газонефтяные и нефтяные залежи будут еще более поздними, так как благоприятные для улавливания и аккумуляции нефти ловушки с крутыми крыльями (примерно в 5 раз превышающими угол наклона пьезометрической поверхности) обра­ зуются в зонах еще больших градиентов мощностей осадочного ком­ плекса, в пределах бортов прогибов, близких к их осевой части.

За время окончания формирования залежей газонефтяного и неф­ тяного генетических типов нами принимается время достижения величин давления насыщения нефти газом, близких к современным.

По мере приближения давлений насыщения в залежах к современ­ ным и увеличения пластовых давлений газовые шапки в этих зале­ жах постепенно исчезают и первоначально газонефтяные залежи преобразуются сначала в нефтяные насыщенные, а затем и недонасыщенные газом (Бурштар, Машков, 1963).

Изучение некоторых физико-химических свойств жидкой и газо­ вой фаз в залежах и их соотношений, основанное на принципах фазо­ вого равновесия в системе нефть — газ, позволяет не только объяс­ нить некоторые современные особенности залежей, но и проследить изменение этих свойств и соотношений во времени. Тем не менее формирование нефтяных залежей в одном продуктивном горизонте многопластового месторождения не может рассматриваться в отрыве от залежей других продуктивных горизонтов.

Сопоставление современных величин давлений насыщения в из­ вестных в настоящее время залежах и последующий пересчет этих давлений на геологическое время, в течение которого они могли быть

127

достигнуты, - позволяет выявить диапазон геологического отрезка времени формирования залежей (Бурштар, Машков, 1963) нефти.

Подводя итоги по вопросу формирования залежей различных фазово-генетических типов, попытаемся сформулировать основные принципиальные положения.

Формирование залежей в структурных ловушках, расположенных на фоне регионального наклона и приуроченных к одному коллекторскому пласту или системе пластов (при латеральной миграции), или же в локальных поднятиях, сложенных свитой пластов-коллек­ торов (при вертикальной миграции), происходит стадийно, при явном преобладании на ранних этапах газообразных углеводородов над жидкими, что приводит к образованию вначале чисто газовых зале­ жей с весьма незначительным содержанием конденсата в газе,.

Формирование газовых залежей происходит при сравнительно невысоких пластовых давлениях, температурах и мощностях оса­ дочного комплекса в условиях устойчивого геотермического гра­ диента в течение первого (полного или неполного) цикла гравита­ ционного водообмена (уплотнения).

Газоконденсатные залежи, приуроченные к одному горизонту, пласту, по времени формирования являются более молодыми, чем газовые, и соответствуют более поздним стадиям миграции. Они могут образоваться из газовых залежей при условии увеличения содержания в газе тяжелых углеводородов и определенных соотно­ шений пластовых давлений, температур и др. Кроме того, газокон­ денсатные залежи могут формироваться за счет ступенчатого разгазирования и распада ретроградных газонефтяных растворов, а также за счет разрушения газонефтяных залежей.

Газонефтяные и нефтяные залежи представляют собой особую группу наиболее близких по генетическим связям залежей.

Характерными для залежей этого типа являются (в системе одного коллекторского горизонта) наименьшие величины давлений насыще­ ния и плотности нефтей и наибольший коэффициент растворимости газа в нефти в случаях раннего и более позднего формирования.

Нефти в залежах, сформировавшихся в системе одного пласта или свиты пластов, на ранних этапах геологического развития харак­

(пластовых и насыщения) возникают благоприятные условия для преобразования залежей одного фазово-генетического типа в другие: газовых в газоконденсатные, последних в газонефтяные и т. п.

Полнота фазово-генетического ряда скоплений углеводородов будет определяться прежде всего мощностью осадочного выполнения бассейна и, в частности, мощностью нефтегазопроизводящей толщи, масштабами миграции, зависящими от мощности и протяженности гидродинамической системы, градиентами давления, обеспечива­ ющими активную миграцию углеводородов и другими факторами.

128

В случае отсутствия каких-либо из указанных факторов отдельные звенья фазово-генетической цепи могут выпасть.

Анализ материалов показал, что газовые залежи формируются в течение первого цикла гравитационного водообмена; это соответ­ ствует диагенетической стадии превращения органического вещества. Основным продуктом генерации углеводородов является метан.

Главную роль при формировании газовых залежей играет метан биохимического происхождения, а при образовании газоконденсатных залежей — метан термокаталитической деструкции органиче­ ского вещества пород.

Преобразование залежей газового типа в газоконденсатные происходит в течение второго цикла гравитационного водообмена, когда наряду с образованием метана происходит образование гомо­ логов метанового ряда, появляются углеводороды в жидкой фазе. Это соответствует еще стадии диагенеза и начальной стадии катаге­ неза (глубины до 2000 м и температуры до 75° С). Поскольку с ростом температур и давлений увеличивается генерация тяжелых углеводо­ родов, количество метана в процессе газообразования уменьшается. Погружение залежей и продолжающийся газообмен в них приводят к постепенному изменению газового состава и превращению газовых залежей в газоконденсатные.

Формирование залежей газонефтяных и нефтяных происходит, очевидно, в течение третьего и четвертого циклов гравитационного водообмена, т. е. в период активного уплотнения пород в зоне ката­ генеза, когда образуются преимущественно углеводороды в жидкой фазе (3000—4000 м). На глубинах свыше 5000—6000 м и при темпе­ ратурах выше 175° С органическое вещество может генерировать углеводороды только в газовой фазе.

Вертикальная зональность для разных геологических условий различна и зависит от геотермических градиентов, гидрогеологи­ ческих условий и других факторов, но в основном от степени мета­ морфизма пород и органического вещества.

Анализ современного пространственного положения скоплений углеводородов различных фазово-генетических типов показал, что дифференциация углеводородов может быть наиболее полной в гео­ логических условиях, при которых зона нефтегазонакопления испы­ тывает унаследованное развитие и сопряжена с зоной устойчивого погружения зон генерации углеводородов.

Основным фактором размещения залежей различных фазовогенетических типов в разрезе осадочной толщи является тектони­

Каждая зона характеризуется своей, присущей ей совокупностью залежей. Причем для различных геологических условий вертикаль­ ная и пространственная зональность различны. Если для СкифскоТуранской плиты газовые залежи мезозойского комплекса располо­ жены в интервале глубин до 1200 м, газоконденсатные и редко

нефтяные — до 2700 м, преимущественно нефтяные — свыше 2700 м и газовые залежи нижней газогенной зоны —до 5500—6000 м, то в Ти- мано-Печорской нефтегазоносной области до глубины 1350 м распо­ лагаются залежи с тяжелыми, утяжеленными и легкими нефтями и неконденсатными газами, в интервале глубин 1350—3200 м встре­ чаются легкие нефти и газоконденсат; к глубинам более 3200 м большей частью приурочены газоконденсатные залежи (Анищенко и др., 1968). В целом нефтегазоносность этой области характеризуется существенным преобладанием нефти над газом при большей доле залежей нефти в интервале от первых сотен до 3500—4000 м.

Нефть с глубиной становится легче, а газы, включая попутные, утяжеляются. Причем в газах с глубиной растет доля гомологов метана. Увеличивается содержание тяжелых разностей гомологов — пропан, бутан; в то же время снижается доля этана в общей сумме гомологов. С возрастанием глубины залегания скоплений нефти наблюдается закономерное уменьшение плотности, смолистости нефтей, увеличение количества легких фракций и твердых парафиновых углеводородов (Анищенко и др., 1972).

Такие же закономерности наблюдаются и в пределах СкифскоТуранской плиты. Так, в Прикумском районе Восточного Пред­ кавказья состав нефтей и попутных газов в разрезе и в одноименных горизонтах изменяется в определенном направлении: с возрастанием глубины наблюдается увеличение содержания газообразных угле­ водородов, облегчение нефтей, уменьшение смолистости и снижения кислотного числа, увеличение содержания масляной фракции нефти парафино-нафтеновых углеводородов с повышением доли парафино­ вых структур и снижением количества колец в молекулах. Одно­ временно происходит резкое увеличение содержания высокомоле­ кулярных парафинов нормального строения и повышение степени метаморфизма нефтей.

С погружением нефтеносных горизонтов происходит метанизация нефтей. Нефти залежей, расположенных на небольших глубинах, богаче ароматическими углеводородами. Газонасыщенность нефтей растет за счет метана, концентрация которого в предельно насы­ щенных нефтях достигает 70—,80% (для Тимано-Печорской области), а иногда 90% (для Предкавказья). Состав попутных газов обусло­ влен определенным химическим составом нефтей и отражает те изменения, которым нефти подвергались в залежах в процессе формирования.

Анализ имеющегося материала показывает, что формирование залежей нефти в большинстве случаев происходит за счет латераль­

а в некоторых случаях вертикальная миграция является даже пре­ обладающей.

Наблюдаемые изменения в нефтях в пространстве и по разрезу отражают общие закономерности формирования залежей нефти.

130

Они обусловлены различными термодинамическими условиями гене­ рирующих зон, дифференциацией нефтей в процессе миграции и сте­

Важно отметить, что общие тенденции вертикальной зональ­ ности (изменение состава нефтей и газов, типов их скоплений) про­ являются в каждой тектонической зоне, однако в зависимости от особенностей геологического строения, режима тектонических дви­ жений, термодинамических условий и других факторов типы верти­ кальной зональности различны. В одном случае преимущественное развитие имеют процессы нефтенакопления, а процессы газообра­ зования и газонакопления играют подчиненную роль и могут быть также часто вызваны преобразованием нефтей в залежах.

Так, например, в Прикумском районе Восточного Предкавказья, в платформенной части Тимано-Печорского бассейна преимуще­ ственно происходят процессы нефтеобразования и нефтенакопления, а процессы газообразования и газонакопления являются вторичными, вызванными главным образом явлениями метаморфизма нефтей в залежах. В то же время в пределах Каракумской платформы веду­

Таким образом, формирование скоплений углеводородов раз­ личных фазово-генетических типов прежде всего связано с процес­ сами нефтегазообразования и нефтегазовыделения на определенных этапах геологического развития.

Важнейшим фактором, определяющим характер нефтегазонос­ ное™, является глубина погружения нефтегазопроизводящих пород и нефтегазосодержащих пластов-резервуаров. Для большинства преимущественно нефтеносных районов выделяются зоны относи­ тельно стабильного состояния нефтяных флюидов, глубина которых изменяется в пределах от 1000—1500 до 3000—4000 м. Ниже распо­ лагаются газоконденсатные залежи, формирование которых может быть связано со специфическими условиями, характерными для областей глубокого прогибания, где при наличии высоких темпе­ ратур (150—170° С) могли происходить процессы образования угле­ водородов в жидкой и преимущественно в газовой фазах. Нефть, растворенная в сжатом газе, выносилась из зон генерации углеводоро­ дов. Ретроградные газонефтяные растворы при определенных термо­ барических условиях и наличии благоприятных ловушек образовы­ вали газоконденсатные залежи или же газовые залежи с нефтяной оторочкой. На глубинах более 5000 м и температурах выше 170° С могло происходить образование только метана.

Таким образом, размещение скоплений углеводородов определен­ ных фазово-генетических типов в вертикальном разрезе может рас­ сматриваться как следствие фазовых переходов нефтегазового флюида, процессов метанизации нефтей, глубокого их преобразова­ ния и генерации углеводородов в газовой фазе на больших глубинах, а также гипергенных процессов на малых глубинах. В ряде случаев