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

доказать правоту представлений В. П. Савченко и его после­ дователей в вопросе о дальней струйной миграции. Отмечая, что

доказательством этому, — пишет А. Л. Козлов, — служит само су­

из зон генерации углеводородов уходит газ, который попадает в воду

расположенные ловушки. Вслед за газом движется нефть, которая, попадая в ловушки, занятые газом, образует газонефтяную залежь. При погружении таких залежей (т. е. при росте пластовых давлений)

к образованию нефтяных залежей. Формирование залежей по схеме

C. Ф. Федоров (1956). Ссылаясь на Н. К. Игнатовича, А. И. СилинаБекчурина и других исследователей, разработавших теорию дви­ жения пластовых вод в основном из геосинклинальных зон в сторону платформы, он считал, что «опускающиеся вниз по падению огром­ ные массы воды давят на рассолы, находящиеся в пористых породах, и постепенно выжимают их в сторону платформы. Эти мощные потоки воды, захватывая на своем пути нефть и газ, загоняют ее в ловушки». Причем в более глубоких ловушках будет скапливаться вода, выше по региональному наклону нефть, а еще выше газ. Вместе с тем С. Ф. Федоров признавал и принципиально противоположную

нефти и газа. «Структуры, позже сформированные, содержат меньше нефти и газа (а часто совсем пустые) по сравнению с ранее сформиро­ ванными». Впоследствии он целиком перешел на принципы диффе­ ренциального улавливания, называя их принципами дифферен­ циального траппирования или ступенчатой миграции. С. Ф. Федо­ ров считает схему формирования залежей нефти и газа посредством ступенчатой миграции нормой и в связи с этим утверждает, «что во всех нефтегазоносных областях СССР залежи нефти и газа форми­ руются по закону ступенчатой миграции».

10

Было бы неправильным полностью отрицать наличие в при­ роде явлений дифференциального улавливания, но попытка рас­ сматривать процессы формирования залежей только с этих пози­ ций, превращать эту случайную схему в универсальную законо­ мерность — явно противоречит действительности.

С очень своеобразными представлениями о формировании зале­ жей нефти и газа в свое время выступил M . Е. Альтовский (1958).

наполненные той или иной жидкостью, отдавали ее в покрывающий песчаный и тоже, конечно, заполненный водой пласт, так как необ­ ходимая для этого разность напоров в естественных условиях крайне ничтожна». Он не считал возможным, «чтобы тектонические силы сжи­ мали глинистый пласт, а покрывающий его песчаный слой — нет». И дальше: «Запутанность вопроса миграции нефти и механизма формирования нефтяных залежей заключается еще и в том, что по существующим представлениям большинства геологов нефтепроизводящие свиты могут залегать далеко и глубоко от нефтяных место­ рождений».

M . Е. Альтовский считает, «что нефть образуется в водоносных слоях. . . и миграция нефти происходит хотя и медленно, но в непре­ рывно движущейся среде, т. е. в среде подземных водных потоков».

Автор «гидрогеологической» гипотезы происхождения нефти по­ лагает, что она лучше, объясняет и увязывает в единую и стройную

Однако это утверждение M . Е. Альтовского является совер­ шенно не обоснованным. Наличие органических веществ в под­ земных водах — давно известный факт, но простой расчет показы­ вает, что органического углерода, заключенного в водах, совер­ шенно недостаточно для образования огромного количества нефти и газа, содержащегося в подземных водах. Этот исследователь, вопреки установленным фактам, утверждает, что наибольшие за­ пасы нефти приурочены не к морским осадкам, а находятся в конти­ нентальных отложениях и в изверженных породах.

Рассмотрим вкратце взгляды сторонников неорганического син­ теза углеводородов на проблему формирования и размещения зале­ жей нефти и газа.

Один из главных представителей этого направления Н . А. Куд­ рявцев особое значение в формировании и размещении залежей нефти и газа придает глубинным разломам.

Если следовать этой закономерности, то каждому глубинному разлому, по Н. А. Кудрявцеву, должна соответствовать нефте­ газоносная зона. Однако в действительности этого не наблюдается. Фундамент как древних, так и молодых платформ разбит системами

11

разломов на блоки, тем не менее зоны нефтегазонакопления приуро­ чены к определенным крупным тектоническим элементам и подчи­ няются закономерностям, не зависящим от размещения глубинных разломов. Более того, большинство глубинных разломов не являются

при разрушении месторождений, между залежью и поверхностью. Место образования нефти и газа — глубокие недра земли, где дав­ ление во много раз больше, чем в осадочной ее оболочке, в которой формируется подавляющее большинство нефтяных и газовых зале­ жей. Это и обеспечивает возможность латеральной миграции нефти по трещинам в почти горизонтально залегающих коллекторах на платформах».

В доказательство того, что нефть является продуктом глубин­ ного происхождения, Н. А. Кудрявцев указывает на наличие ано­ мально высоких давлений в залежах, а также на просачивание нефти в тончайшие трещины пород.

Другой сторонник глубинного происхождения нефти — Г. Н. До­ ленко, в основном повторяя идеи Н . А. Кудрявцева, пишет: «Распределение зон нефтегазонакопления контролируется взаимодей­ ствием продольной и поперечной зональности. Зоны нефтегазона­ копления располагаются преимущественно на промежуточных участках между поднятиями и депрессиями. . . Закономерности в распределении нефтяных и чисто газовых месторождений обусловли­ ваются, по нашему мнению, глубиной проникновения поперечных разрывов — основных проводников нефти и газа из очагов мантии Земли. Там, где эти разрывы достигают больших глубин (внутрен­ ние зоны предгорных прогибов, центральные зоны межгорных впадин, центральные грабены внутриплатформенных прогибов), образуются нефтяные месторождения благодаря поступлению нефти из более глубоких очагов мантии, там же, где разрывы менее глубо­ кофокусные (внешние зоны предгорных прогибов, бортовые зоны межгорных внутриплатформенных впадин), — образуются газовые месторождения за счет поступления газа из верхних очагов мантии» (Доленко, 1966). Этот автор считает, что в большинстве случаев основная концентрация залежей нефти и газа происходит в самом нижнем структурном тектоническом этаже, связанном со строением фундамента. Далее он пишет: «Вне зависимости от возраста нефте­ газоносных отложений распределение газовых, газонефтяных и неф­ тяных залежей контролировалось преимущественно размерами по­ гружения отдельных крупных тектонических элементов и глубиной

12

Одними из важнейших элементов формирования нефтяных и га зовых залежей являются эмиграция и миграция нефти и газа. Если под эмиграцией, или первичной миграцией, понимают пере­ мещение части углеводородных и неуглеводородных компонентов нефти и газа из пелитовых и других непроницаемых (глинистых, карбонатных и др.) пород в проницаемые пласты-коллекторы, то

О формах и возможных видах миграции нефти и газа существует множество самых различных представлений. Некоторые геологи, как, например, К. П. Калицкий (1937) и Н. А . Кудрявцев (1967), вообще отрицают миграцию. Сторонники абиогенного происхож­ дения нефти, например В. Ф. Линецкий (1965), отрицают эмиграцию, считая, что она невозможна в принципе, поскольку органическое вещество в целом и углеводороды, в частности, в глинах и других нефтематеринских породах находятся в рассеянном состоянии.

Нефть, как специфическая жидкость с углеводородными и не­ углеводородными компонентами может эмигрировать из пелитовых нефтепроизводящих пород, как установлено лабораторными иссле­ дованиями и полевыми наблюдениями, главным образом в растворен­ ном состоянии. Основная масса компонентов нефти сначала в виде микронефти, а затем в виде тяжелой макронефти, до которой они «созревают» в слабопроницаемых отложениях, эмигрируют из неф­ тепроизводящих пород в водорастворенном состоянии. Раствори­ тель, каковым является седиментационная вода, обогащенная орга­ ническими неуглеводородными соединениями, является в то же время десорбирующим веществом. Без десорбции, простым механи­

14

Растворимость значительных объемов различных групп жидких углеводородов и компонентов нефти в воде рассматривается в ряде работ (В. А. Соколов, 1965; М. И. Гербер, 1959; М. Ф. Двали, 1959; В. Д. Мейншейн, К. Ф. Родионова, 1967; А. Бейкер, 1960 и др.). Теоретические представления и подробные сведения о раствори­ мости углеводородов в газах, воде и водных растворах электролита содержатся в работе Л. А. Польстер, В. А. Висковского и др. (1967). На основе теоретических расчетов и экспериментальных данных указанные авторы построили ряд графиков растворимости различных групп углеводородов в воде (рис. 3, 4, 5, 6). Из рис. 3 видно, что растворимость жидких алканов изменяется прямопропорционально изменению температуры воды. Например, для w-гексана она состав­ ляет: при 25° С — 60,2 мг/л, или 60,2 г/м3 , при 50° С — 79,4 мг/л, или 79,4 г/м3 , при 100° С - 159 мг/л, или 159 г/м3 , при 150° С - 398 г/м3 , при 200° С - 1000 г/м3 .

Такам образом, при движении отжатых седиментационных вод из погруженных частей бассейна к краевым или приподнятым частям и при снижении температуры пластовых вод от 50 до 25° С из 1 м 3 воды может выделиться 20 г жидких метановых углеводородов, при

Растворимость моноядерных аренов (ароматических углеводо­ родов) при температуре воды до 100° С выше, чем растворимость алканов и цикланов (рис. 5). Растворимость ксилола составляет при 25° С 158 г/м3 , при 200° С — 2510 г/м3 . Таким образом, в про­ цессе движения седиментационных вод при снижении их температуры с 50 до 25° С из 1 м 3 воды может выделиться около 66 г ароматиче­ ских углеводородов, а при снижении температуры от 200° С до 100, 50 и 25° С соответственно может выделиться 2190, 2280, 2350 г аро­ матических углеводородов.

Приведенные данные показывают, насколько значительна сум­ марная растворимость жидких углеводородов даже в чистой воде. При 25° С она составляет 297 г/м3 (60 г алканов, 79 г цикланов и 158 г ароматических углеводородов). При 50° С растворимость углеводородов увеличивается до 423 г/м3 , а при 150° С достигает

16

как советских, так и американских исследователей. Эксперимен­ тальные работы по изучению растворимости жидких углеводородов в сжатых газах при повышенных температурах были начаты в 1956 г.

способность растворять различные жидкие вещества, в том числе и нефть.

Растворимость нефтей в сжатых газах при постоянной темпера­

и Резерфорд, 1958). Так, например, при давлении 60 кгс/см2 , темпе­ ратуре 100° С в присутствии пропана удается растворить до 1800 г нефти в 1 м 3 газа (при нормальных условиях).

Противники гипотезы эмиграции нефти в виде раствора в сжатом газе, в частности В. Ф. Линецкий (1956), высказывают мнение, что для растворения в сжатом газе рассеянной в породах первичной нефти требуются такие большие количества газа, которые не могут образоваться в процессе превращения захороненного органического вещества нефтегазопроизводящих комплексов.

Эти критические замечания совершенно несостоятельны, так как в настоящее время хорошо известны природные ретроградные газо­ нефтяные растворы, характеризующиеся сравнительно небольшим количеством газа в растворе (3,0—2,5 тыс. м 3 /м 3 и менее).

Ведущую роль в растворении нефти в сжатых газах играет не столько объемное соотношение исходных газовой и жидкой фаз, сколько величины пластовых давлений и температур, а также компо­ нентный состав газа-растворителя. Примером, иллюстрирующим это, может служить газонефтяной раствор, полученный при бурении скв. 1-р на Октябрьской площади в Крыму. Образовался этот рас­ твор при пластовом давлении 179 кгс/см2 и температуре 60—65° С. Он характеризуется сравнительно невысоким содержанием газа (630 м3 /м3 ) и содержит конденсат плотностью 0,784 г/см3 в коли­ честве 650 см3 /м3 (при нормальных условиях). Весьма показательным является очень высокое содержание тяжелых углеводородов (20— 23% объем.) в газе, причем на долю пропана и бутана приходится соответственно 10, 85 и 6,39% объем.

Явления ретроградного растворения нефтей в газах в условиях пласта способствуют отделению жидких углеводородов от материн­ ской частицы органического вещества (Двали, 1959). Возможность сохранения образующегося газонефтяного раствора ограничивается определенными физико-химическими условиями, из которых глав­

18

раствор чутко реагирует на любое изменение термодинамических условий и может распасться на составляющие его газовую и жидкую фазы.

Поскольку на ранних этапах нефтегазообразования из органи­ ческого материала генерируется газ преимущественно метанового

тельно небольшие величины, вероятность образования ретроградных газонефтяных растворов на этих этапах невелика. Даже если такой раствор и образуется, то в силу существующих в этот период времени термодинамических условий он быстро распадется на жидкую и газо­ вую фазы. Миграционная способность вновь образующейся газовой фазы будет значительно больше, чем жидкой, так как газ может частично или полностью растворяться в пластовых водах. В случаях больших объемов пластовых вод растворяется и жидкая фаза (нафте­ новые компоненты). Поэтому на первых этапах из нефтегазомате­ ринских глинистых пород в пласт-коллектор будут уходить (и, сле­ довательно, двигаться по нему первыми) газообразные углеводороды, а жидкие приобретут достаточную миграционную способность лишь тогда, когда вновь будут созданы условия, благоприятные для обра­ зования ретроградного раствора.

Миграция компонентов нефти или газа по пластам-коллекторам вплоть до ловушек, в которых существуют достаточно резкие пере­ пады давления и температуры и где, следовательно, имеются условия для снижения растворимости углеводородов в воде и выделения их из раствора, происходит в основном в водорастворенном состоянии.

Если бы нефть мигрировала не в водорастворенном состоянии, а в однофазном или в свободной фазе в двухили трехфазном потоке, то на пути движения нефти наблюдались бы ее следы далеко за пре­ делами залежей. Однако таких следов миграции нефти нет. Исклю­ чение составляют ее проявления на локальных участках, нарушенных

Миграция жидких углеводородов, растворенных в газе, т. е. миграция ретроградного раствора по пласту-коллектору, физически невозможна, так как с выходом такого раствора из глинистых отло­ жений в пласт-коллектор раствор попадает в условия пластовых вод, в специфические гидродинамические условия, что резко меняет кри­ тические температуру и давление. Образовавшийся в глинистой толще ретроградный раствор распадается на нефть и газ. Последние растворяются в седиментационных водах. Таким образом, вся си­ стема представляет собой водный раствор, и углеводороды транспор­ тируются в водорастворенном состоянии до ловушек, образуя залежи, или же до района разгрузки отжатых седиментационных вод.

Газообразные углеводороды, образовавшиеся в пелитовых поро­ дах, могут эмигрировать в зависимости от глубины залегания нефтепроизводящих толщ в однофазном или в водорастворенном состоянии.