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

движений. При полном обращении рельефа и подъеме пород близко к поверхности процесс разрушения залежей усиливается и следы этого разрушения в виде нефтегазопроявлений можно видеть во внутренних частях складчатых областей в межгорных впадинах (Гру­ зии, Армении, Карпат и др.).

Часто вследствие уплотнения пород на значительных глубинах покрышки над нефтегазоносными толщами становятся более проч­ ными и процессы разрушения ослабевают. Но в то же время пласто­ вое давление может возрасти до уровня геостатического. В этом случае наступает момент прорыва флюидов через покрышки или же по нарушениям в осадочной толще, что способствует возникновению грязевых вулканов. Последние почти всегда развиты в зонах актив­ ного погружения, где уплотнение не компенсируется отжатием флюидов (Кобыстан, Керченский полуостров).

РАЗРУШЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ В ПЛАТФОРМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Платформы, как и геосинклинали, но в более ослабленном виде, испытывают тектонические напряжения, в результате которых про­ исходит унаследованное развитие поднятий и прогибов и ново­ образование элементов. Тектонические движения в платформенных

на платформах в ряде случаев значительно больше, чем в геосин­ клинальных бассейнах. При этом условия сохранности залежей нефти в наиболее глубоко залегающих и стратиграфически более древних отложениях гораздо лучше, чем в геосинклинальных бассейнах.

Как указывалось выше, в развитии платформ перестройка струк­ турных планов происходит в течение длительных промежутков времени, в связи с чем сформированные в более древних отложениях залежи сохраняются на протяжении последующих этапов развития зоны нефтегазонакопления. Но наряду с унаследованным развитием зон поднятий и прогибов происходит и образование новых структур, ловушки которых также заполняются углеводородами. Замечено, что унаследованные структуры в основном содержат нефтяные место­ рождения, новообразованные — газонефтяные. Наличие газонеф­ тяных месторождений в новообразованных структурах в значитель­ ной степени обусловлено дегазацией нефтяных месторождений,

213

НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ТЕОРИИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Процессы образования и размещения залежей нефти И. М. Губ­ кин рассматривал в тесной связи с окружающими условиями в рам­ ках единого процесса формирования нефтегазоносного бассейна.

С теоретических позиций формирование залежей неразрывно связано с образованием нефти и газа, с одной стороны, и разруше­ нием их скоплений, с другой, и является, таким образом, одним из звеньев единого процесса созидания и разрушения, борьбы про­ тивоположных тенденций.

Формирование залежей происходит на определенных стадиях развития нефтегазоносного бассейна, при благоприятном сочетании геологических, геохимических, гидродинамических и термодинами­ ческих условий.

Процессы образования нефти и газа, формирования и разрушения и переформирования их залежей представляют собой три самостоя­ тельные стадии. Первая из них охватывает период накопления органического вещества в осадках, преобразования его в нефтяные углеводороды и эмиграции их из нефтепроизводящей толщи.

Вторая стадия начинается с миграции углеводородов вместе с водой (в растворенном или в свободном виде) в пласте-коллекторе, т. е. в совершенно иных по сравнению с первой стадией термодина­ мических условиях. В пределах зон нефтегазонакопления и гидро­ динамических минимумов происходят аккумуляция и дифференци­ ация нефти и газа в ловушках и формирование их залежей. Этим по существу завершается вторая стадия, которая и является соб-

в результате чего меняется термодинамическая и гидродинамичес­ кая обстановки.

всебе элементы разрушения (рассеяния углеводородов) и созидания;

врезультате разрушения могут возникнуть новые скопления угле­ водородов, часто с совершенно иными соотношениями жидкой и газо­ вой фаз.

Всовокупности эти стадии составляют единый процесс, который может при унаследованном развитии бассейна повторяться в более

215

молодых стратиграфических комплексах в определенной последо­ вательности, сохраняя общие тенденции к завершению его в виде образования ряда залежей. В этом случае процессы формирования залежей являются наложенными, могут проявляться в различных масштабах как во времени, так и в пространстве.

В каждой стадии устанавливаются пределы, соответствующие критическому состоянию, разграничивающие участки с разными термодинамическими условиями^ интенсивностью миграции, физикохимическим состоянием флюидов и различными их концентрациями. Механизм концентрации углеводородов и формирования их скоп­ лений, действующий в разных критических звеньях (точках), прин­ ципиально различен как по условиям, так и по масштабам явлений. Количественные изменения (повышение или понижение концентра­ ций) приводят к качественным изменениям, новым сочетаниям жидкой и газовой фаз и, следовательно, к образованию залежей новых фазово-генетических типов.

Принцип стадийности, т. е. определенной последовательности

С другой стороны, применение этого общего принципа дает возмож­ ность рассматривать в едином плане ряд эмпирических законо­ мерностей, которые на первый взгляд не имеют теоретического обоснования.

Исходя из принципов стадийности, можно представить формиро­ вание залежей нефти и газа как процесс, зависящий от термодинами­ ческих условий, характеризующих определенные зоны, в которых происходит преимущественное нефтеили газообразование. Они во многом определяют и интервалы глубин залегания скоплений нефти и газа.

При ранней эмиграции углеводородов из уплотняющихся нефтематеринских толщ вместе с водой в пласт-коллектор в основном поступает метан. Углеводороды, генерирующиеся на глубинах более 1,5—2 км, попадают в пласт-коллектор позднее: в эту фазу эмигра­ ции из зон генерации выделяется основная масса жидких углеводо­ родов.

Нерастворенная часть газа по мере погружения нефтематеринской (нефтепроизводящей) толщи может растворять в себе жидкую фазу углеводородов, создавая газоконденсатные смеси (ретроград­ ные газонефтяные растворы).

Выделение газа в свободную фазу происходит прежде всего в результате изменения термодинамических условий в процессе миграции углеводородов по пласту-коллектору, зависящих от осо­

216

)

гружения их на глубины 1300—1500 м. Этот интервал глубин, соот­

.углеводородов, эмигрирующих из нефтематеринских толщ, соот­ ветствует г л а в н о й ф а з е н е ф т е в ы д е л е н и я , насту­ пающей значительно позднее, чем главная фаза газовыделения.

Если главная фаза газовыделения происходит в основном в зоне сравнительно небольших нагрузок (близких к гидростатическому давлению), то главная фаза нефтевыделения соответствует вначале зоне переходных пластовых давлений, возникающих в результате больших нагрузок вышележащих пород, при полном (или почти полном) отжатии свободной воды.

По мере погружения на большие глубины в зонах пластовых давлений, приближающихся к геостатическим, жидкие углево­ дороды выделяются из нефтематеринских толщ вместе со связанной водой.

На более поздней стадии эмиграции, на глубинах более 1500— 2000 м, при давлении свыше 150—200 кгс/см2 и температуре 80—150°С происходят преимущественно процессы нефтеобразования (Бурштар, Бизнигаев, 1969). Именно на этой стадии (по А. Э. Конторовичу — главная фаза нефтегазообразования) образуется основная масса жидких углеводородов, которая эмигрирует из зон нефтегазообра­ зования.

гую, из зон геостатических давлений в зоны гидростатических или

ческих условиях) происходит выделение основной массы углеводо­ родов в газовой и жидкой фазе. Последняя, вступая во взаимодей­ ствие с углеводородами в газовой фазе, поступает в пласт-коллектор в свободном или растворенном виде.

и газовой фаз, основанное на принципах, фазовых равновесий в системе нефть—газ, позволяет объяснить не только некоторые особенности современного размещения залежей, но и проследить изменение этих особенностей во времени.

Сопоставление приведенных к поверхностям флюидальных раз­ делов (контактов) нефть—вода и газ—вода начальных пластовых

217

давлений в залежах молодых платформ Юга СССР с гипсометри­ ческим положением этих разделов показало, что определенным интервалам абсолютных глубин соответствуют залежи определенного фазово-генетического типа (Бурштар и др.,1963, 1969). Поинтервальное размещение залежей различных типов свидетельствует не столько „ об особенностях современных пластовых условий в залежах, сколько об особенностях формирования их в различных термодинамических и гидрогеологических условиях.

Анализ обширного фактического материала по месторождениям нефти и газа платформенных и геосинклинальных областей поз­ волил выявить последовательность и соотношение величин основных параметров, определяющих тип залежей (пластовых давлений, дав­ лений насыщения нефти газом, соотношение объемов жидкой и газо­ вой фаз, степени недонасыщенности или пересыщенности пластовых нефтей и др.).

Для нефтяных залежей, характеризующихся, как правило, недонасыщенностью нефти газом ( р п л > р н а с ) , величина недонасыщен­ ности изменяется в пределах 1—200 кгс/см2 и более при соответствую­ щих величинах отношений объемов газа и нефти (от нескольких сотен до нескольких единиц м3 /м3 ).

Порядок величин ряда параметров, позволяющих определить тип залежи, изменяется в очень широких пределах; иногда наблю­ дается перекрытие этих пределов, затрудняющее в большинстве случаев четкую дифференциацию залежей по их фазово-генети- ческим признакам.

Относительно четкую характеристику залежей можно получить при помощи показателя фазовых соотношений ( R ) , который был предложен нами ранее (Бурштар, Машков, 1963). Этот показатель позволяет выразить различное физическое состояние нефти и газа в залежи.

Значением показателя фазовых соотношений определяется ряд фазово-генетических залежей, где крайними будут: при R = 1— чисто газовая залежь и при R — 0—нефтяная залежь, практически лишенная растворенного газа. Фазовые соотношения углеводородов в интервале значений R между единицей и нулем соответствуют залежам нефти с растворенным газом, нефтяным залежам с газо­ вой шапкой (газонефтяные), нефтяным и газоконденсатно-нефтяным залежам. Показатель фазовых соотношений характеризует не только тип залежи, но и нефтегазовые системы регионального масштаба (зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные бассейны), позволяя судить о степени газонасыщенности и объемах нефти и газа в нефте­ газоносном бассейне.

Подобно миграции углеводородов формирование залежей пред­ ставляет собой непрерывно-прерывистый процесс. Образование за­ лежи определенного фазово-генетического типа еще не означает прекращения ее дальнейшего развития или разрушения. Изменение тектонического режима, перестройка структурного плана, изменение термодинамических и гидрогеологических условий влечет за собой

218

количественные и на определенных отрезках времени качественные изменения, в результате которых один фазово-генетический тип залежи переходит в другой.

В случае унаследованного развития нефтегазоносного бассейна в пределах зон нефтегазонакопления размещается полный ряд фазово-генетических типов скоплений углеводородов, отражающий последовательное развитие нефтегазовых систем не только во вре­ мени, но и в пространстве. На отдельных этапах развития скоплений углеводородов наступает такое критическое состояние, когда коли­ чество (в данном случае отношение количества газа к количеству нефти (и конденсата) в залежи в м3 /м3 ) будет характеризовать уже новое качество, новую качественную ступень и будет выражать

нефтяная залежи). При этом количество проявляется в определенных пропорциях, которые устанавливаются при сравнении различных скоплений углеводородов.

Таким образом, новое качественное состояние возникает в резуль­ тате скачкообразного перехода от одного состояния к другому, причем не случайно, а закономерно, в результате постепенных количественных изменений. Новый тип залежи (новое качество) не существует без его количественной выраженности, т. е. опреде­ ленных соотношений составляющих его компонентов, уже в других термодинамических условиях.

Количественная сторона скопления углеводородов выражает сте­ пень, уровень его развития (сложности).

Исходя из этих концепций, нами были выделены по генетическим признакам качественно отличающиеся друг от друга типы скоплений, подробно описанные выше. Здесь мы укажем лишь на их принципиаль­ ные различия на фоне стадийности формирования, граничных усло­ вий их существования.

Формирование скоплений углеводородов на ранних этапах про­ исходит при явном преобладании газообразных углеводородов над жидкими, поэтому вначале образуются газовые залежи с незначи­ тельным содержанием конденсата в газе.

По мере погружения пласта-коллектора при сравнительно высоких градиентах пластовых давлений вместе с газом перемещается и нефть, миграционная способность которой определяется величиной ее плотности. Попадая в ловушку, не полностью занятую газом, нефть при пластовых давлениях, температурах и компонентном со­ ставе газа, недостаточных для ее растворения в газе, образует нефтяную оторочку, а при весьма интенсивном поступлении нефти (вместе с газом) формируется газонефтяная залежь.

По мере роста пластовых давлений и температур, увеличения содержания в газе тяжелых компонетов, при определенном объемном соотношении жидкой и газовой фаз нефтяная оторочка в газовой залежи может частично и даже полностью раствориться в газе. Накопление конденсата в газе газовых залежей происходит не только

219

за счет растворения в газе части легких фракций нефти, поступив­ шей в залежь, но и за счет ретроградных газонефтяных растворов, образующихся на более поздних этапах генерации углеводородов, на больших глубинах при высоких температурах. Увеличение пласто­ вого давления приводит к скачкообразному изменению физического состояния системы, переходу количества в качество, т. е. к образо­ ванию двухфазной газонефтяной системы — газоконденсатной или нефтегазоконденсатной.

Таким образом, основным фактором образования газоконден­ сатной залежи является прежде всего образование газонефтяной залежи (в общем виде), которая является по существу переходной от газовой к газоконденсатной (в иных случаях от нефтяной к газо­ конденсатной).

Газоконденсатные залежи могут формироваться .как в процессе первичной дифференциации углеводородов во время миграции, так и в результате разрушения ранее существовавших скоплений. Следовательно, эти залежи в зависимости от соотношения жидкой и газовой фаз, пластовых давлений и температур, гидродинамических условий делятся на четыре основных подтипа (см. с. 125). Каждый из них характеризуется определенными физико-химическими усло­ виями и временем формирования. Наиболее древним подтипом явля­ ется газоконденсатная залежь, образовавшаяся за счет постепенного накопления конденсата в первичных газовых залежах.

Формирование газоконденсатных залежей так же, как и газо­ вых, происходит в условиях устойчивого геотермического режима и гидродинамического равновесия, обеспечивающих достаточно пол­ ную дифференциацию газообразных и жидких углеводородов и по­ ступление последних в первоначально газовые скопления.

Газонефтяные й нефтяные залежи являются наиболее близкими между собой генетическими типами скоплений углеводородов и отли­ чаются в основном соотношением величин пластовых давлений и дав­ лений насыщения нефтей газом. Газонефтяные залежи при увели­ чении пластовых давлений и прекращении поступления в них газа постепенно переходят в залежи нефти.

Таким образом, газонефтяные залежи — наиболее неустойчивый тип залежей и по существу .являются переходными от газоконден­ сатных к нефтяным. Они формируются в условиях менее устойчивых геотермического (при резко меняющихся термодинамических усло­ виях) и тектонического режимов. В то же время нефтяные залежи в своем развитии проходят стадию газонефтяных (а на отдельных этапах и стадию газоконденсатных) залежей. Характерной особен­ ностью нефтяной залежи является отсутствие в ней свободного газа.

Предельное насыщение нефти газом наступает в момент, когда пластовое давление становится равным давлению насыщения. При этом масса растворенного в нефти газа будет максимальной. Если пластовое давление становится меньше давления насыщения, то газ выделяется в свободную фазу, но нефтяная оторочка остается пре­ дельно газонасыщенной.

220

При дальнейшем снижении пластового давления часть газа, растворенного в нефти, образует газовую шапку, что характерно для газонефтяных залежей. При увеличении пластового давления

залежи нефти пласта I X нижнего мела Восточного Предкавказья в верхнемеловое время (на начало палеогена): они характеризова­ лись превышением давления насыщения над пластовым и наличием газовых шапок. Только в среднем миоцене газовые шапки исчезли и газонефтяные залежи преобразовались в нефтяные сначала насы­

Анализ условий формирования показывает: если в развитии зон нефтегазонакопления преобладали тенденции устойчивого унасле­ дованного прогибания, и пластовые давления в залежах были выше уровня региональных значений давлений насыщения, то преиму­ щественное распространение будут иметь нефтяные залежи. В при­ поднятых зонах, наоборот, при пластовых давлениях ниже уровня региональных значений величин давления насыщения будут раз­ виты газонефтяные и газовые залежи. В тектонически активных зонах нефтегазонакопления существуют различные виды залежей, что связано с частым переформированием одних фазово-генети­ ческих типов залежей в другие.

Таким образом, в пределах нефтегазоносных бассейнов пред­ ставляется возможным выделить зоны нефтегазонакопления с преи­ мущественным развитием газовых или нефтяных залежей, иногда чисто газовых или чисто нефтяных, газовых с неглубоким залега­ нием нефтегазоносных горизонтов и, наоборот, с глубоким залеганием горизонтов и т. п.

Особенности тектонического развития позволяют классифициро­ вать зоны нефтегазонакопления и нефтегазоносные бассейны в целом.

Основанием для выделения различных зон и нефтегазоносных бассейнов является совокупность признаков, определяющих прежде всего возможные условия нефтегазообразования и нефтегазонако­ пления. Для всех нефтегазоносных бассейнов на первых этапах характерным является длительное погружение, в процессе которого происходят захоронение и преобразование органического вещества, генерация углеводородов, их эмиграция из нефтепроизводящих толщ, миграция и аккумуляция в ловушках, расположенных в пределах зон нефтегазонакопления. На последующих этапах геологического развития нефтематеринские формации могут подниматься, а в отдель­ ных случаях выводиться на поверхность.

221

Первый тип бассейнов характеризуется преобладанием прогиба­ ния над восходящими тенденциями и обусловливает (даже при активных тектонических подвижках) преобразование и перераспре­ деление углеводородных флюидов и препятствует разрушению зале­ жей.

Среди зон нефтегазонакопления (бассейнов), испытавших преи­ мущественное погружение, могут быть выделены зоны преимуществен­ но палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопле­ ния.

Бассейны преимущественно палеозойского нефтегазообразования и нефтегазонакопления приурочены к платформам с неглубоко залегающим докембрийским фундаментом (Русская и Северо-Аме- риканская платформы) и к погруженным частям каледонских и герцинских складчатых сооружений (Урала, Донбасса и др.).

Бассейны преимущественно мезозойского нефтегазообразования и нефтегазонакопления располагаются в пределах погруженных частей платформ, испытавших глубокое погружение в мезозойское время (Мексиканский залив, Прикаспийская впадина и др.).

К бассейнам преимущественно кайнозойского нефтегазообразо­ вания и газонефтенакопления относятся в основном предгорные прогибы и краевые части платформ, испытавшие значительное погружение в это время.

Наибольшие запасы нефти и газа сосредоточены в тех зонах нефтегазонакопления, которые испытывали преимущественное погру­ жение на всех этапах геологического развития. Здесь нефтяные и газовые залежи практически распространены почти во всех интер­ валах разреза.

Таким образом, зоны с преобладающими тенденциями унасле­ дованного прогибания и наличием пластовых давлений выше зональ­ ных (региональных) давлений насыщения характеризуются преи­ мущественным развитием нефтяных залежей. Газовые и газонефтя­ ные залежи в этих условиях распространены в гипсометрически приподнятых ловушках при пластовых давлениях меньше регио­ нальных (для зоны) величин давления насыщения.

Второй тип нефтегазоносных бассейнов в противоположность первому характеризуется неустойчивыми тектоническими тенден­ циями.

К ним относятся бессейны, в пределах которых на общем фоне прогибания отдельные тектонические зоны (блоки) отстают в погру­ жении, а на некоторых этапах геологического развития, наоборот, характеризуются поднятием. В этих зонах пластовые давления зна­ чительно ниже пластовых давлений опущенных зон, а в некоторых случаях и меньше региональных значений давления насыщения. Поэтому в таких зонах распространены преимущественно газовые

игазонефтяные залежи (для гипсометрически приподнятых участков).

Внаиболее погруженных частях разреза преобладают газоконден­ сатные залежи легкой (газоконденсатной) нефти. Типичными при­ мерами таких зон являются Ейско-Березанская зона поднятия,

222