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

сформировались лишь в неогене, т. е. в связи с образованием Жигу­ левских дислокаций.

Перекликаются с мнением К. Б . Аширова взгляды В. Б . Порфирьева. Но последний рассматривает этот вопрос с точки зрения неорганического синтеза. В результате анализа условий залегания

месторождения образовались недавно, на промежутке времени от миоцена до четвертичных, и что на Земле не было до этого нефтяных месторождений» (Порфирьев, 1967). В качестве аргументации этого положения В. Б . Порфирьев применил очень оригинальный прием. Не приводя ни одного факта, он указывает: «Во всяком случае, отсутствуют полностью доказательства существования скоплений, сформированных в дотретичное время. Таким доказательством не

Спрашивается, почему нефтяные и газовые месторождения обра­ зовались в кайнозойское время, а, предположим, не в юрское или девонское? На это В. Б . Порфирьев, не задумываясь, отвечает: «Вначале нам казалось, что возможность миграции нефти из подкоровых зон была обусловлена образованием особо глубоко про­ никающих разломов, очевидно, присущих именно альпийскому диастрофизму. Дальнейшее изучение материала (какого? — М. Б.) показало ошибочность этого представления. В развитии Земли как планеты наступил какой-то особый период, стимулирующий одно­ временную и повсеместную миграцию флюидов (нефть, газ и вода), которые воспользовались всеми подходящими для них путями и зонами проницаемости. Таким путем образовались все нефтяные месторождения. Где и на каких глубинах находилась нефть до ее миг­ рации, остается неясным. Несомненно только одно — в подкоровых зонах».

Взгляды В. Б . Порфирьева не вяжутся с имеющимися фактами. Время миграции и аккумуляции в настоящее время поддается отно­ сительно точным расчетам. Так, например, в результате палеогеологического и термодинамического анализа установлено, что уни­ кальное газовое месторождение Шебелинка сформировалось в верх­ непермское время, не раньше и не позже. Ловушка же начала образовываться еще в верхнекаменноугольное время; окончательное время формирования связывается с несогласным перекрытием газо­ носных пластов глинистыми отложениями верхней перми.

Противоречат высказанным В. Б . Порфирьевым взглядам факты, указывающие, что в одном и том же комплексе нефтегазоносными оказываются ловушки, сформировавшиеся на более ранних этапах, и пустыми — ловушки, образовавшиеся позже. Поскольку более поздние ловушки являются пустыми, этого совершенно достаточно для утверждения, что аккумуляция нефти и газа в ловушках ран­ него заложения происходила.до их образования. Это положение

применимо к любому комплексу — от кембрийских и до плиоценовых отложений.

А. Леворсен (1954) считает, что для генерации углеводородов, миграции и аккумуляции нефти и газа минимально необходимо около 1 млн. лет. В качестве аргумента он ссылается на наличие залежей в плиоценовых отложениях, приуроченных к ловушкам, образовавшимся в плейстоцене (залежь Кейтльмен-Хиллс в Кали­ форнии). С этим можно вполне согласиться.

Имеются примеры, которые показывают на еще меньшие от­

продуктивной толщи Апшеронского полуострова залежи нефти и газа формировались в промежуток времени от 0,78 до 0,94 млн. лет (Багир-Заде, 1969).

A. Леворсен сформулировал некоторые положения для опре­ деления времени миграции и аккумуляции: 1) если нефть с газовой

B. Гассоу высказал свои положения о принципах определения времени миграции и аккумуляции нефти и газа, разработанные на основе гипотезы нефтепроизводящих свит. По его представлениям, определение геологического времени формирования залежей в любом регионе может быть произведено по совокупности следующих фак­ торов: 1) уплотнения пород, от чего зависит время первичной миг­ рации углеводородов из нефтематеринских свит; 2) изменения струк­ турного плана — времени образования регионального наклона, определяющего направление латеральной миграции; 3) времени образования ловушек; 4) газовмещающей способности ловушки, являющейся функцией глубины залегания пласта (гидростатического давления), которая определяет начало завершения процесса акку­ муляции; 5) давления насыщения, которое является функцией глубины залегания ловушки во время миграции и фиксирует время окончания аккумуляции; 6) времени образования в ловушке вто­ ричных изменений, связанных с вторичной пористостью, цемента­ цией и др.

Изучение этих факторов, безусловно, является необходимым для определения времени формирования скоплений нефти и газа. Однако они не позволяют достаточно точно определить время форми­ рования, так как являются отражением современного состояния залежи и структуры, к которой она приурочена. Тектоническое строение зон нефтегазонакопления не остается постоянным, оно может существенно изменяться во времени; могут меняться реги­ ональные наклоны, емкость ловушек, их гипсометрическое положе­ ние, состав нефтей и газов, их объемные соотношения в ловушках

164

и т. п. Поэтому кроме указанных необходимы еще и другие критерии времени аккумуляции, которые учитывали бы развитие залежей

висторическом плане.

Сэтой точки зрения совершенно правильно отмечают 3. М. Таба­ саранский (1954) и другие исследователи, что формирование зале­ жей нефти и газа представляет собой сложный процесс, происхо­

дящий в несколько фаз, по крайней мере не менее чем в две. 3. М. Табасаранский пришел к выводу, что в формировании зале­ жей Ильско-Холмского района Северо-Западного Кавказа отмеча­ ются две фазы: первая фаза миграции, происходившая одновременно с образованием складок и закончившаяся в конце эоцена, и вторая, наступившая в послемайкопское время, после частичного разру­

гиба).

Многофазность формирования залежей нефти и газа подтвер­ ждается примерами и других нефтеносных районов. В частности, нашими исследованиями установлено, что в формировании таких месторождений Прикумского района, как Озексуатское, Зимнеставкинское и Величаевское, было четыре фазы: к началу сантона, началу эоцена и среднего миоцена и к современному этапу. К этим этапам объемы ловушек менялись 3 раза, соответственно менялись объемы углеводородов, давления насыщения и т. п.

Таким образом, вопрос о времени формирования залежей нефти и газа является очень сложным. В разных нефтегазоносных бассей­ нах условия для миграции и аккумуляции нефти и газа различные. В связи с этим может быть и различной методика определения вре­ мени формирования залежей, хотя основные принципы этой мето­ дики должны быть едины.

В самом деле, может ли уплотнение пород, рассматриваемое как фактор, определяющий время первичной миграции углеводородов, служить основой для определения времени образования залежей, если в молодых, неглубоко погруженных отложениях, нефть и газ еще не образовались, и, следовательно, никакого отжатия углеводо­ родов из глин не происходит.

Региональный наклон также не всегда является критерием времени миграции и формирования залежей, так как поступление углеводородов в ловушку может происходить и в результате верти­ кальной миграции.

Наиболее надежным критерием может служить время образо­ вания ловушек. Однако для более древних ловушек расчет времени их образования является весьма затруднительным и недостаточно точным. Более определенным критерием может служить время дости­ жения объема ловушки, близкого к современному объему, что может быть сравнительно легко установлено посредством палеотектонических построений.

165

Недостаточно надежными критериями являются также величины давления насыщения и гидростатического давления, поскольку невозможно учесть потери газа из залежи в течение длительных отрезков времени. Ловушки могут быть неполностью заняты нефтью и газом не только в связи с уменьшением давления, но и, возможно, вследствие роста объема ловушки за счет увеличения самой струк­ туры или же за счет увеличения порового пространства.

Интересный способ оценки времени аккумуляции, прямо про­ тивоположный способу А. Леворсена, предлагает В. А. Соколов. Он считает, что на основе средних значений возможных диффузион­ ных потерь газа можно рассчитывать время, когда ловушка была целиком заполнена газом или когда нефть содержала газ в концен­ трации, соответствующей давлению насыщения. Этот способ рас­ чета в совокупности с другими факторами позволил бы более точно определять время формирования залежей нефти и газа, так как учитывает объем газа не только оставшегося в ловушке, но и диф­ фундировавшего из нее. Однако этот способ, хотя и более точный, чем способ определения времени формирования по давлению насы­ щения, встречает много затруднений, особенно в части количествен­ ной оценки потерь газа, которые зависят от диффузионной прони­ цаемости пород.

Наиболее простой способ определения времени формирования залежей по количеству газовой фазы в ловушке приводится Н. А. Еременко в книге «Геология нефти и газа» (1961). Исходными данными являются: время начала образования, объем и гипсо­ метрическое положение ловушки на разных этапах геологического развития. На основе законов газового состояния рассчитываются давления и температуры, при которых ловушка была полностью занята имеющимся в ней газом. Для этого используется формула:

ответствующую ей глубину залежи и, следовательно, время по геологическому разрезу.

Нами (Бурштар, Машков, Чернобров, 1961) был предложен метод определения времени формирования нефтяных залежей, осно­ ванный на принципе фазовых равновесий в системе нефть—газ (Маскет, 1953). Этот метод позволяет на основе физико-химических расчетов с помощью метода сопоставлений оценить количественные и качественные соотношения между жидкой и газовой фазами в залежах на отдельных этапах их геологического развития, а также объяснить некоторые особенности их строения на современном этапе.

166

Этот способ был разработан на примере нефтяных залежей Прикумского района Восточного Предкавказья.

За начало формирования нами принимается наличие структур­ ной ловушки полного контура с отчетливо выраженным гидро­ замком (структурным порогом). На основе палеоструктурного ана­ лиза выясняется развитие структурных форм. Гипсометрическое положение ловушек устанавливается по средним арифметическим значениям мощностей осадочного покрова над рассматриваемыми структурами. Полученные значения пересчитываются на величину пластовых давлений, определяемых как сумма условных гидроста­ тических давлений и дополнительных 20,6 кгс/см2 , эквивалентных

каждого месторождения на отдельных этапах геологической истории, при расчете принимают их средние значения г .

Величина пластовых температур в ловушках также зависит от мощности перекрывающей их толщи осадочных образований, зна­ чений геотермических ступеней и среднегодовой температуры на поверхности и выражается формулой:

заключить, что аккумуляция закончилась, вероятно, до того, как была достигнута глубина захоронения, эквивалентная давлению насыщения». Считая в принципе верным это положение, мы сделали попытку установить в пределах точности метода время достижения величины давлений насыщения в современных залежах:

где H — искомая высота гидростатического столба в м; рпл — пере­ считываемое пластовое давление в кгс/см2 ; р — средняя плотность пластовой воды на конкретном месторождении в г/см3 .

Произведя пересчет давлений насыщения на время достижения современных их величин, получаем высоты гидростатического столба. В случае наличия перерыва в разрезе из полученных результатов расчета величины H необходимо вычесть разность средней глубины морского бассейна и средней мощности размытых отложений. Тогда получим истинную величину H для каждого месторождения. Отло­ жив полученные величины от современного положения ВНК вверх

1 Подробные расчеты на конкретных примерах приводятся в работе М. С. Бурштара, И. В. Машкова, Б. С. Черноброва (1961).

167

по напластованию пород, находим геологическое время, когда давления насыщения могли достичь современных величин.

Принимая истинные величины H за исходные, можно определить

Предлагаемая методика определения времени формирования зале­ жей нефти позволяет не только объяснить некоторые особенности формирования современных залежей, но и проследить изменение физико-химических свойств углеводородов в залежах на отдельных отрезках геологического времени (в пределах точности самого метода расчетов), а также определить качественное и количественное соот­ ношение жидкой и газовой фаз в пласте-коллекторе в процессе формирования залежей.

Основная трудность применения этой методики заключается в том, что не всегда имеются данные о пластовых давлениях и темпе­ ратурах в залежах.

При прогнозной оценке перспектив нефтегазоносности новых территорий на основе изучения условий формирования скоплений углеводородов в расчетах возможных пластовых давлений и темпе­ ратур можно использовать данные сейсморазведки. При условии твердой стратификации отражающих горизонтов и отдельных стра­ тиграфических комплексов по аналогии с соседними хорошо изу­ ченными бурением районами, в которых выявлен общий характер изменения мощностей и литофаций, представляется возможным выяснить условия залегания пласта-коллектора в разрезе и в про­ странстве .

Описанная выше методика применялась нами в районах Пред­

По методу В. А. Кирова (1964) в основу расчетов времени окон­ чательного заполнения ловушек газом принято нарастание пласто­ вого давления по мере их погружения. Давление увеличивается пропорционально мощности осадков, перекрывающих залежь. Объем газа в ловушке сокращается по закону Бойля — Мариотта. Для опре­ деления глубины, а следовательно, и времени формирования залежи необходимо знание емкости ловушки на различных глубинах. Она находится при помощи палеоструктурных карт газонасыщенного пласта и данных эффективной мощности коллектора, открытой пористости, средней мощности отложений, перекрывающих пластколлектор, и других параметров.

Некоторые авторы (Г. А. Алексин, А. Я . Эделыптейн) предлагают в расчетные формулы ввести ряд поправок: на температуру, плот­ ность воды, уплотнение пород, на отклонение от закона Бойля — Мариотта для реальных газов и др. Но суммарная величина этих поправок настолько незначительна, что ими можно пренебречь.

Близким к методу В. А. Кирова является метод Ф. К. Салманова. При помощи этого метода на основе анализа палеоструктурных

168

карт определяется время, когда площадь замкнутой ловушки при­ мерно отвечает площади современной залежи нефти в данном пласте. Это время и будет моментом завершения формирования залежи.

Интересная попытка определения времени формирования залежи нефти сделана Г. Э. Прозоровичем (1967) — по степени эпигенетичных изменений породы-коллектора. Он полагает, что запол­ нение ловушки нефтью начинается с ее сводовой части, и проходит определенное время, пока подошва залежи достигнет современного положения ВНК. Следовательно, эпигенетические изменения пород на своде и в подошве залежи различны. Г. Э. Прозорович также считает, что длительность формирования залежи можно определить сравнением по степени эпигенеза нефтесодержащих и водонасыщенных пород в пределах залежи у водонефтяного контакта. Для этих сравнений им были использованы такие эпигенетические показатели, как регенерации кварца, соотношение обломочных и новообразован­ ных минералов титана, пелитизация полевых шпатов.

Из изложенного выше видно, что в настоящее время существует большое разнообразие в представлениях о времени формирования залежей нефти и газа. Ни один из приведенных методов и примеров расчета времени формирования не может претендовать на точность, но их комплексное использование может служить достаточно серь­ езным обоснованием для научных выводов. При всей противоре­ чивости взглядов на этот вопрос общим является мнение о том, что процесс формирования залежей нефти и газа является длитель­

они тесно связаны между собой. Термодинамический режим опре­ деляет фазовое состояние генерируемых углеводородов, а это в свою

нефти и газа является крайне неравномерным и зависит от конкрет­ ных геологических, термодинамических и физико-химических фак­ торов. В одних случаях в залежах более отчетливо выражены усло­ вия начального периода формирования, в других, наоборот, уста­ навливаются более поздние стадии этого процесса или же явления разрушения ранее сформировавшихся залежей.

Таким образом, на современном уровне знаний однозначное решение вопроса о времени аккумуляции нефти и газа в ловушках и нефтегазонакопления в целом возможно лишь при комплексном анализе всех указанных факторов. При определении времени форми­ рования залежей важнейшее значение имеют геологические, гидро­ геологические и физико-химические условия, которые в нефтегазо­ носном бассейне действуют одновременно, способствуя активизации или ослаблению созидательного процесса формирования залежей нефти и газа. На определенных этапах геологического развития гидрогеологический фактор, например, в одних случаях может способствовать аккумуляции углеводородов, в других — разрушать

169

ранее сформированные залежи. Рассеивание углеводородов или переформирование залежей нефти и газа может происходить также при изменении углов региональных наклонов, нарушающих равно­ весие гидродинамической системы. В других случаях, наоборот, изменение регионального наклона может усилить процессы мигра­ ции и дифференциации углеводородов.

Рассматривая вопрос о времени формирования залежей нефти и газа, не следует забывать, что этот процесс является неравно- -мерным как во времени, так и в пространстве. Этот процесс много­ стадийный и по своей активности не равнозначный. Он обусловлен,

нефтематеринских толщ или же в коллекторских пластах вблизи генератора углеводородов. На общем фоне погружения бассейна происходит формирование зон нефтегазонакопления и залежей нефти и газа, при этом часто весьма крупных.

Вторая стадия формирования залежей обусловливается после­ дующей тектонической дифференциацией бассейна и связывается с началом инверсии тектонических движений и с образованием новых зон поднятий и прогибов. К первым из них приурочены зоны нефтегазонакопления. Именно в этот период наращивается фазовогенетическая цепь залежей. Если на первой стадии на глубинах до 1,5—2,0 км доминировали процессы газообразования, то на вто­ рой стадии происходит преимущественно образование и миграция углеводородов в жидкой фазе. Тектонически подвижные районы, в пределах которых вертикальные нисходящие движения сменя­ лись восходящими, должны отличаться наиболее сложным сочета­ нием залежей различного вида, так как в нефтегазоносных горизон­ тах пластовые условия периодически были благоприятными для выделения из элизионных вод растворенного газа в свободную фазу, для обратного растворения его в воде и в нефти или для растворения нефти в свободном газе. Поэтому в менее погруженных горизонтах нефтегазоносных бассейнов, испытывающих вторую стадию форми­ рования, пластовые условия будут в основном ниже критических для двухфазных систем и в этих горизонтах будут формироваться наряду с газовыми газонефтяные и нефтяные залежи. В глубоко погруженных горизонтах будут формироваться преимущественно

Дальнейшее тектоническое развитие нефтегазоносного бассейна приводит к проявлению третьей стадии формирования залежей. При унаследованном погружении бассейна нефтематеринские толщи погружаются на большую глубину (более 4 км), где при высоких температурах и больших давлениях происходит дальнейшее пре­ образование органического вещества и генерация углеводородов

170

в газовой фазе (высокотемпературного глубинного метана). Таким образом, на третьей стадии формируются газовые и газоконден­

не во всех зонах существуют благоприятные условия для формиро­ вания тазовых и газоконденсатных залежей на третьей стадии разви­ тия бассейна. Дело в том, что тектоническая дифференциация зон развития залежей различных фазово-генетических типов может при­ вести к изменению региональных наклонов, а вместе с этим и к нару­

частичное или полное их разрушение. При этом огромные массы нефти и газа могут рассеяться.

Таким образом, третья стадия развития нефтегазоносного бас­ сейна является по существу переходной от формирования к разру­ шению залежей.

Важно отметить, что развитие нефтегазоносного бассейна может идти и по другой схеме. Так, после первой стадии развития нефте­ газоносного бассейна могут иметь место процессы неоднократного воздымания и погружения региона, что создает неблагоприятные условия для процессов нефтеобразования. В результате изменения знака движения и активного погружения нефтепроизводящие толщи, оказавшиеся на глубинах более 3,5—4,0 км, могут генерировать углеводороды в основном в газовой фазе, минуя стадию преиму­ щественного нефтеобразования и связанные с ней процессы форми­ рования нефтяных и газонефтяных залежей.

Примером зоны нефтегазонакопления, в которой не было стадии нефтеобразования, может служить Ейско-Березанский район Запад­ ного Предкавказья, где установлены только газовые и газоконден­ сатные залежи в отложениях нижнего альба, образовавшиеся в па­ леогеновое время за счет углеводородов, поступающих из погружен­ ных частей Западно-Кубанского прогиба (более поздней генерации).

Имеются примеры, характеризующие формирование залежей нефти и газа в две первые стадии. Это особенно характерно для древних платформ. Так, в Волго-Уральской нефтегазоносной области на первой стадии в связи со специфическими условиями геологи­ ческого развития палеозойского комплекса отложений формирование залежей нефти и газа происходило недостаточно активно. До перм­ ского времени здесь еще не сформировалась водонапорная система. Лишь в конце ранней перми одновременно с заключительным этапом формирования водонапорной системы образовались мощные толщи гидрохимических осадков, послужившие надежной покрышкой для всех проводящих и продуктивных пластов нижележащей осадочной толщи карбона и девона. Произведенные расчеты соотношений пластового давления и давления насыщения по многим залежам показали, что именно этот отрезок геологического времени явился основным для формирования большинства залежей в девоне и кар­ боне. Однако в это же время происходило преобразование ранее

171

сформированных залежей и полное их разрушение (западный склон Урала).

каменноугольных нефтей, можно твердо говорить о том, что нефть, содержащаяся в пермских отложениях, не является продуктом пермских нефтематеринских толщ. Эти толщи почти нигде не погру­ жались на глубины, достаточные для начала нефтеобразования и первичной миграции нефти, за исключением некоторых районов Сылвенской депрессии, где нижняя часть сакмаро-ассельских отло­ жений достигла глубины 1500 м и более.

Таким образом, третьей стадии формирования бассейна здесь не было, за исключением некоторых краевых и мобильных частей Русской платформы.

Вопрос о времени и длительности формирования зон нефтегазо­ накопления и залежей нефти и газа является весьма сложным и должен решаться на геологической основе, т . е . на основе изучения истории геологического развития, гидрогеологических особенностей бассейна, геохимических закономерностей.

НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ

Вопросом классификации скоплений углеводородов занимались многие исследователи — И. О. Брод, Н. Ю. Успенская, А. Г. Алек­ син и другие. Перед нами же стоит задача — на конкретных при­ мерах рассмотреть геологические условия формирования месторож­ дений некоторых типов в пределах геосинклинальных и платфор­ менных областей.

Наиболее распространены как в геосинклинальных, так и в плат­ форменных областях пластовые залежи. На втором месте стоит группа массивных и на третьем — литологически экранированных залежей. Формирование залежей первых двух групп происходит в процессе движения седиментационных вод, в то время как в лито­ логически экранированных ловушках водообмен отсутствует и вода играет пассивную роль.

Пластовые залежи формируются в пластах-коллекторах и кон­ тролируются непроницаемыми экранами в кровле и подошве пласта, в то время как формирование и сохранение массивных залежей контролируются непроницаемой облекающей поверхностью (покрыш­ кой), имеющей самые разнообразные формы. Отличительной чертой массивных залежей является четкое разграничение нефти, газа и воды в горизонтальной плоскости.

Литологически ограниченные залежи формируются в различные по форме ловушках, сложенных либо песчаными разностями в тол­ щах глинистых слабопроницаемых пород, либо высокопроницае­ мыми участками среди плотных карбонатных пород, иногда мета­ морфических и вулканогенных образований. В формировании лито-

172