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

на вертикальную зональность особое влияние оказывает дифферен­ циация флюидов в процессе вертикальной миграции.

Особо важное значение для распределения в разрезе определен­ ных типов залежей имеют основные фазы нефтевыделения и газо­ выделения, непосредственно связанные с тектоническим режимом. При неблагоприятных термобарических и геолого-структурных усло­ виях газ и нефть, растворенные в воде, не выделяются. И только с изменением тектонического режима и гипсометрического положе­ ния зоны нефтегазонакопления в целом и отдельных ловушек при благоприятных палеогидродинамических условиях происходит газо- и нефтевыделение, в результате которого образуются скопления нефти и газа различных фазово-генетических типов.

ОБРАЗОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

ИГАЗА В ГЕОСИНКЛИНАЛЬНЫХ

ИПЛАТФОРМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Безусловно, важным является вопрос, в чем сходство и различие процессов миграции и аккумуляции углеводородов в ловушках геосинклинального и платформенного типов. Естественно, что в за­ висимости от условий развития того или иного типа бассейна или зоны накопления находится и формирование различных типов зале­ жей нефти и газа.

В геосинклинальных условиях нефтяные месторождения, как правило, являются многопластовыми. Это прежде всего опреде­ ляется мощностью осадочного выполнения и нефтеносных формаций. В reo синклинальных областях более древние и глубоко залегающие породы часто подвержены метаморфизму и интенсивному раздроб­ лению, в связи с чем залежи нефти и газа, приуроченные к ним, нередко оказываются разрушенными, в то же время вследствие интенсивного погружения и быстрого накопления осадков в моло­ дых отложениях могут формироваться скопления углеводородов.

Кроме того, в геосинклинальных условиях температуры и давле­ ния достигают значительно больших величин, чем в платформенных районах. Повышение давления и температуры находится в прямой зависимости от мощности и глубины погружения накопившихся осадков. Следовательно, в геосинклинальных условиях процесс преобразования органического вещества в битумы значительно ускоряется. По этому признаку бассейны, связанные с краевыми частями платформ, приближаются к геосинклинальным.

В силу того, что геосинклинальный режим характеризуется активными тектоническими процессами, на месте геосинклиналей возникают горные сооружения и прогибы. Центральные части складчатых горных сооружений вследствие максимальных текто­ нических напряжений не могут рассматриваться как перспективные для поисков месторождений, поскольку все тектонические факторы (инверсия, образование разломов, трещин) способствуют разруше­ нию сформировавшихся скоплений углеводородов. Следовательно,

132

вопрос о формировании залежей в геосинклинальных областях может рассматриваться лишь для периферийных частей горных сооружений.

Главную роль в формировании залежей нефти и газа в геосин­ клинальных условиях играют тектонические процессы, которые обусловливают помимо складкообразовательных движений и рас­ пределение нагрузок между антиклинальными зонами и зонами прогибов.

При наличии скоплений нефти и газа в результате складкообра­ зовательных движений происходит интенсивное перемещение и рас­ сеивание жидких и газообразных углеводородов.

Большая часть углеводородов в геосинклинальных областях связана с их периферическими частями,, сложенными более моло­ дыми отложениями, условия сохранения залежей в которых благо­ приятнее, чем в центральных частях геоантиклиналей. Благоприят­ ные условия формирования связаны также с дислоцированными зонами, возникающими в результате тектонических напряжений в наиболее погруженных частях предгорных прогибов (ТерскоКаспийского, Индоло-Кубанского, Предкарпатского, Предкордильерского и др.).

Таким образом, в геосинклинальных областях сохраняются те скопления углеводородов, которые могли аккумулироваться в отно­ сительно спокойных частях геоантиклиналей, в зонах предгорных и межгорных прогибов.

Битумообразование и различные стадии формирования скопле­ ний углеводородов в геосинклинальных областях имеют свои отли­ чительные черты. Углеводороды из зон генерации поступают как в сторону воздымающегося горного сооружения, так и в сторону платформенного борта. В результате одна часть скоплений, связан­ ная со складчатым сооружением, формируется в залежи нефти и газа, резко отличные от залежей внутренней части предгорных прогибов и платформенного борта.

На складчатом борту залежи нефти и газа будут связаны в основ­ ном с антиклинальными складками, нарушенными разрывами надвигового типа, разорванными на блоки и т. п. Поэтому на склонах горных сооружений можно часто встретить залежи различного типа. Здесь вследствие многочисленных разрывов и смещений нарушаются закономерности размещения залежей различных фазово-генетических типов, поэтому можно наблюдать картину, когда в пределах одной складки, разбитой на блоки, обнаруживаются различные залежи на одном уровне или же газовые залежи, расположенные ниже зале­ жей с тяжелой нефтью и т. п.

Во внутренних зонах предгорных прогибов, тектонически очень сложно построенных, осложненных надвигами, подворотами складок и т. п., процесс формирования залежей происходит в очень сложных условиях.

133

Газовая

Рис. 29. Схема формирования нефтяных и газовых за­ лежей в отложениях менилитовой серии месторождения Битков (по В. И. Берлявскому, 1964).

надвигов складки вместе с залежами нефти и газа были надвинуты друг на друга и образовали своеобразное многоэтажное сооруже­ ние (рис. 29).

Анализ материалов показал, что нефтяные и газовые залежи Внутренней зоны Предкарпатского прогиба были образованы в отно­ сительно пологих структурах на значительно меньших глубинах, чем они находятся сейчас (Битков, Борислав и др.).

Надвиговое строение внутренней зоны прогиба и скибовой зоны Карпат обусловило формирование тектонически экранированных залежей, создание аномально высоких пластовых давлений и нару­ шение гидродинамического равновесия. Наличие аномально высоких пластовых давлений способствовало вертикальной миграции, в ре­ зультате которой образовались месторождения озокерита и легкой светлой нефти. В процессе боковой миграции в сторону внешней зоны образовались газовые и нефтяные месторождения.

Небезынтересно рассмотреть сложные соотношения залежей и свойств нефтей и газов месторождения Битков, характерные для месторождений Внутренней зоны Предкарпатского прогиба (рис. 29). Здесь под краевым покровом (Береговой скибой) залегают наклон­ ные антиклинали — чешуи, разделенные надвигами, — Газовая,

134

Дил, Старая Копальня и Глубинная. На Битковском месторождении по данным И. В. Высоцкого (Высоцкий, 1971) фазовые состояния залежей определяются не современной глубиной их залегания,

авозрастом нефтесодержащих отложений, т. е. глубиной залегания

вдосарматское время (до инверсии).

Первичный ряд скоплений (газоконденсат внизу, нефть парафинистая вверху) возник еще до образования современных чешуи месторождения, возможно, в пределах одной крупной и сложно изогнутой антиклинали. Заполнение ее углеводородами началось еще в досарматское время. Окончательно ловушки сформировались в позднесарматское время, т. е. когда эта часть Бориславско-Покут- ской зоны испытывала сильный подъем.

В предплиоценовое время, в фазу окончательного формирования карпатских надвигов, складки Биткова были надвинуты одна на другую и залежи оказались запечатанными. В результате этих движений наиболее высокое гипсометрическое положение заняла газовая залежь на антиклинали Газовая, а наиболее низкое — нефтяная залежь на антиклинали Глубинная.

Большую роль в формировании залежей нефти и газа в таких сложных тектонических зонах играет гидрогеологический фактор. Непосредственная близость залежей к областям питания инфильтрационных вод создает неблагоприятные условия для сохранения залежей нефти и газа. В то же время водоносные горизонты глубоко погруженных частей прогибов характеризуются уплотненными поро­ дами и элизионной водонапорной системой. Инфильтрационные

игазом.

Вмежгорных впадинах миграция углеводородов происходит из центральных ее частей к бортам. При длительном и унаследованном погружении здесь создаются благоприятные условия для формиро­ вания и сохранения залежей различных типов. Примером могут служить Ферганская, Афгано-Таджикская и другие впадины, в кото­ рых формирование подчиняется законам термодинамики.

Несколько своеобразно происходит формирование залежей нефти и газа в областях погружения складчатых систем и прилегающих к ним прогибов. Здесь огромную роль играют региональные глубин­ ные разломы, которые прекрасно трассируются грязевыми (газо­ нефтяными) вулканами. Глубинные разломы сопровождаются приразломными складками, аккумулирующими нефть и газ, поступа­ ющие с глубин по вертикальным разрывам сплошности пород. Ярким примером может служить Южно-Каспийская впадина. Глубинные разломы, рассекающие мезозойскую толщу, определяют положение глубинных валов Апшеронского полуострова и более южных участ­ ков западного и северо-западного бортов этой впадины. Весьма показательно, что газовые и нефтяные месторождения формируются на границе горных сооружений и прилегающих депрессионных зон,

135

указывая на очень тесную связь тектонических подвижек по разло­ мам с миграцией и аккумуляцией углеводородов.

Процесс образования периферических впадин обусловлен сту­ пенчатым опусканием блоков фундамента от периферии к центру, по обрамляющим впадину разломам. Последние и являются путями миграции нефтяных флюидов, образовавшихся в глубоко залега­ ющих нефтематеринских толщах. Таким образом, первыми, наиболее древними месторождениями будут месторождения внешних обра­ мляющих разломов. В процессе опускания впадины вследствие межформационной (вертикальной) и внутриформационной (лате­ ральной) миграции углеводородов образуются скопления их раз­ личных типов. В периферийных частях обычно встречаются залежи с тяжелой нефтью. К центру впадины отмечается закономерное увеличение газонасыщенности пластов, обусловливающее переход от нефтяных залежей к газонефтяным, газоконденсатным и газовым.

Сочетание вертикальной (при больших аномально высоких давле­ ниях) и латеральной миграции обусловливает многопластовость месторождений, чередование в одном и том же районе нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей. Месторождения с закономер­ ным распределением флюидов по плотности указывают на формиро­ вание залежей в относительно спокойных условиях, при которых могло произойти гравитационное разделение нефти, газа и воды.

В этом можно легко убедиться на примере той же Южно-Каспийской впадины, ее западного и северо-западного бортов (Апшеронская нефтегазоносная область), в пределах которых развиты тектонически нарушенные и частично размытые антиклинальные складки с приуро­ ченными к ним крупными многопластовыми месторождениями (Бибиэйбат, Сураханы, Балаханы-Сабуячи-Раманы и др.). Наличие

и вертикальной миграции по ним флюидов. Вместе с тем важнейшее значение имеют эти нарушения и в те периоды, когда они становятся экранирующими и способствуют концентрации флюидов в ловушках.

Формирование залежей нефти и газа в платформенных и геосин­ клинальных условиях протекает по-разному, что обусловлено прежде всего различием в структуре и геологическом развитии геосинкли­ нальных и платформенных бассейнов, масштабах и темпах меж­ формационной миграции нефти и газа. Для платформенных бассей­ нов характерна пологая складчатость со сравнительно ограничен­ ным развитием разрывных нарушений и малой амплитудой складок, в то время как для геосинклинальных условий типичны крутые, разорванные складки, что обусловливает развитие тектонически экранированных залежей.

Если в платформенных условиях закономерности формирования залежей различных фазово-генетических типов контролируются тер­ модинамическими факторами, то в геосинклинальных условиях

136

преимущественное значение имеет тектонический фактор, который нарушает не только термодинамическое, но и гидродинамическое равновесие. Именно поэтому месторождения нефти и газа предгор­ ных впадин (особенно молодых, как, например, Западно-Туркмен­ ская впадина) имеют характерные особенности. Например, в оди­ наковых по возрасту отложениях и даже в одних и тех же пластах, но в разных блоках одних и тех же структур, могут находиться залежи различных по групповому углеводородному составу нефтей: метаново-нафтеновых и нафтеново-метановых. Характерно также изменение нефтей по разрезу, независимо от гидрогеологических, гидрохимических, геотермических и других условий, и чередование по разрезу залежей газа, газоконденсата и нефти преимущественно с залеганием газоконденсатных залежей под нефтяными.

Таким образом, в геосинклинальном бассейне в различных его частях формирование залежей контролируется различными факто­ рами. На начальных стадиях развития геосинклинали процесс накопления осадочных образований и органического вещества про­ исходит так же, как и в платформенных впадинах. Вначале обра­ зуются углеводороды в газовой фазе, затем по мере погружения и уплотнения пород вместе с газом генерируются и жидкие угле­ водороды. С накоплением нефти и газа начинаются процессы их миграции как по пластам, так и по зонам нарушений в краевых частях геосинклиналей; в последнем случае нефть и газ движутся в свободном состоянии, в то время как по пласту углеводороды мигрируют в растворенном виде. Последовательность распределе­ ния газовых и нефтяных залежей от осевой части впадины по регио­ нальным наклонам может быть различной и зависеть от характера и интенсивности латеральной и вертикальной миграции. Зна­ чительные масштабы вертикальной миграции, при которой в основ­ ном мигрирует газ, нарушают закономерное распределение залежей нефти и газа.

Дальнейшее погружение впадин связано с образованием в ниж­ ней зоне (от 5 до 10 км) только газовой фазы, в то время как в верх­ них толщах продолжается генерация преимущественно жидких углеводородов. Миграция метана из нижней зоны по пластам и нару­ шениям и нефти по пластам из более высоких зон приведет к обога­ щению нефти и образованию в этой зоне газонефтяных и газокон­ денсатных залежей.

При формировании горных сооружений нарушаются гидро­ динамическое и термодинамическое равновесия. Возникновение си­ стемы разломов и нарушений активизирует процессы вертикальной миграции и разрушения ранее сформировавшихся залежей Нефти и газа. Наиболее спокойными оказываются бортовые зоны, сопря­ женные с платформами, и относительно спокойными — области по­ гружения горных систем и межгорные впадины.

Формирование залежей нефти и газа в платформенных условиях принципиально ничем не отличается от ранее описанных схем образования нефтяных и газовых месторождений. Относительно

137

спокойные тектонические условия, отсутствие активной нарушенное™ осадочного чехла, выдержанность литолого-стратиграфических ком­ плексов в пространстве, — все это создает благоприятные условия для дифференциации флюидов в ловушках и размещения залежей нефти и газа в соответствии с термодинамическими условиями недр. Именно в платформенных условиях можно наблюдать последова­ тельное размещение скоплений углеводородов, отражающее фазовогенетический переход залежей от газовых — наиболее древних до газовых — более молодых.

В отличие от геосинклинальных бассейнов источниками питания платформенных зон нефтегазонакопления являются как геосинкли­ нальные прогибы, так и внутриплатформенные впадины.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ДРЕВНИХ И МОЛОДЫХ ПЛАТФОРМАХ

Условия формирования залежей нефти и газа на древних и моло­ дых платформах имеют много общего и в то же время существенно отличаются. Дело в том, что формирование скоплений углеводо­ родов на древних платформах происходило по сравнению с моло­ дыми платформами в течение очень длительного отрезка времени, соизмеримого с несколькими периодами. На молодых же платфор­ мах процессы формирования прошли сравнительно недавно. Так, верхнемеловые залежи Предкавказья окончательно сформировались лишь к началу плиоцена, а некоторые из них — вначале антропогена и формируются даже на современном этапе.

Следовательно, условия формирования залежей и их размещение в пространстве определяются особенностями развития осадочных толщ в пределах древних и молодых платформ.

Формирование залежей нефти и газа и их генетический тип тесно связаны с продолжительностью процессов нефтегазообразования, мощностью нефтематеринских свит, количеством органи­ ческого вещества. Состав нефтей и газов в процессе исторического развития изменяется от простого к сложному, что определяет харак­ тер и тип залежи. Наряду с внутренними причинами превращения нефтей (метанизация) оказывают влияние и внешние условия, которые в состоянии ускорить термодинамические процессы или замедлить их, но не могут изменить направленности общего сниже­ ния энергетического уровня и связанного с этим вещественного состава нефти.

Для образования легких метановых нефтей и углеводородных газов необходимы кроме седиментационной среды высокие давления и температуры, что связано с большой мощностью осадков, дли­ тельным временем их накопления, уплотнением до стадии мета­ морфизма. Эти особенности характерны для молодых платформ. В пределах последних (Скифско-Туранская, Западно-Сибирская)

138

установлены залежи всех генетических типов — нефтяные, газо­ нефтяные, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, газовые.

Многообразие типов залежей и месторождений на СкифскоТуранской и Западно-Сибирской плитах объясняется параллельно протекающими наложенными процессами геологического, физикохимического и термодинамического характера, маскирующими ос­ новную энергетическую направленность процессов формирования

генетического типа занимают определенное гипсометрическое поло­ жение, что указывает на непосредственную связь их с нефтепроизводящими толщами и определенными фазами нефтегазообразования.

На характер распределения газообразных и жидких углеводо­ родов в первую очередь влияет геологическая природа зон нефте­ газонакопления, определяющая термодинамические условия среды, в которой они образуются и формируют свои скопления. В преде­

Волгоградское Поволжье). На молодых платформах (СкифскоТуранская плита) зоны преимущественного газонакопления нахо­ дятся на гипсометрически высоких отметках в краевых частях впадин или на сводовых поднятиях в центральной части впадин, причем первые, как уже указывалось, формируются за счет поступ­ лений углеводородов первого этапа процесса газонефтеобразования (преимущественно газообразования). В последующем эти залежи могут пополняться газом, поступающим из более глубоких зон того же нефтегазопроизводящего комплекса, образующимся за счет метаморфизации нефтей в залежах или полной превращенности органического вещества на стадии катагенеза.

Глубинные газовые скопления или газоконденсатные залежи формируются на последних этапах нефтегазообразования, когда при больших давлениях и температурах (особенно) могут генери­ роваться углеводороды только в газовой фазе.

На территории молодых платформ газоносные районы располо­ жены преимущественно в пределах высокоприподнятых структур­ ных элементов (сводовые части крупных поднятий, краевые части впадин, осевые части выступов).

Газоконденсатные залежи по сравнению с газовыми характери­ зуются более высокими пластовыми давлениями и температурами, значительным содержанием жидких компонентов нефтей (конден­ сатов) и соотношением объемов жидкой и газовой фаз 1 м3 нефти на одну-несколько тысяч кубических метров газа. В отличие от газовых залежей, формирующихся в зонах малых градиентов мощ­ ностей, газоконденсатные залежи образуются в зоне больших мощ­ ностей. Этот факт свидетельствует о том, что залежи газоконденсат-

139

процесса нефтегазообразования и большим глубинам погружения нефтематеринской толщи.

Газоконденсатные залежи в пределах Предкавказской части Скифско-Туранской плиты расположены преимущественно в газо­ носных зонах. В среднеазиатской части платформы и в Западной Сибири газоконденсатных залежей открыто мало. В Средней Азии преимущественное развитие получили газовые залежи, а в Западной Сибири — газовые, газонефтяные и нефтяные. Для территории Средней Азии это можно объяснить относительно незначительным погружением нефтематеринских толщ, в связи с чем газовые залежи

всяком случае незначительного их количества), очевидно, является быстрый переход от газовой стадии генерации углеводородов верх­

концентрируются в одних и тех же зонах и интервалах глубин.

На основе анализа геологических, геохимических и термодина­ мических условий представляется возможным районировать тер­ ритории молодых платформ на преимущественно газоносные или нефтеносные зоны.

Выявленные закономерности формирования и размещения зале­ жей нефти на территории Скифско-Туранской и Западно-Сибирской плит в общих чертах присущи и древним платформам, в частности Волго-Уральской области. Однако характер самих углеводородов, фазово-генетические типы их скоплений в залежах так же, как и коли­ чественные соотношения между нефтяными, газонефтяными и газо­ выми залежами, существенно различаются на молодых и древних платформах. В Волго-Уральской области, например, преобладают нефтяные месторождения, газонефтяные занимают по количеству второе место и газовые — третье (для хорошо разведанных зон нефтегазонакопления).

Некоторые исследователи (В. Д. Наливкин и др., 1967) считают, что поскольку Русская платформа является древним сооружением, то в течение длительного развития претерпела неоднократную пере­ стройку структурных планов. В результате трансгрессий некоторые толщи отложений были денудированы, в связи с чем создавались благоприятные условия для дегазации ранее сформированных газовых (нефтегазовых) залежей.

В. Ф. Раабен (1965) полагает, что преимущественное развитие нефтегазоконденсатных залежей в Саратовско-Волгоградском По­ волжье в отличие от других районов Волго-Уральской области определяется в первую очередь различными источниками питания и структурным положением их в разных тектонических зонах.

Ни та, ни другая точки зрения не убедительны. Действительно, основная часть территории Волго-Уральской нефтегазоносной обла-

140

сти характеризуется преимущественным распространением нефтя­

источником углеводородов являлись различные по составу исходные органические вещества и преобразование их происходило в различ­ ной фациальной обстановке. Но дело в том, что направленность процессов нефтеобразования и дифференциация углеводородов во время миграции и аккумуляции определяются прежде всего осо­ бенностями геологического развития зон нефтегазонакопления, глу­ биной погружения нефтепродуцирующих и нефтесодержащих толщ, термодинамическими условиями, в которых они находятся и в кото­ рых формируются залежи.

Если сравнить потенциальные запасы нефти и газа молодых платформ и запасы древних платформ, то окажется, что в среднем

запасы газообразных углеводородов по сравнению с запасами жидких углеводородов составляют ничтожную величину. Это указывает на первое существенное отличие условий миграции и аккумуляции углеводородов на молодых и древних платформах.

указывает на второе принципиально важное отличие условий форми­ рования залежей нефти и газа на молодых и древних плат­ формах.

На эпигерцинских плитах установлено высокое насыщение пла­ стовых вод растворенными углеводородными газами. Упругость растворенных газов предельна или близка к предельной. По сравне­

150—250 кгс/см2 , причем состав растворенных газов в большинстве случаев неуглеводородный. Только в районе Нижнего Поволжья упругость растворенных газов (в основном углеводородных) уве­ личивается, достигая на некоторых участках предельной. Это объяс­ няется спецификой формирования осадочной толщи, очень близкой к условиям молодых платформ.

Таким образом, высокая газонасыщенность (упругость) пласто­

Нефти в залежах эпигерцинских платформ, связанные с нефте­ газоносными горизонтами, залегающими в основном на глубинах более 2500 м, — бессернистые, парафинистые, имеют небольшую

141