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

обусловливается разницей плотностей воды, нефти и газа. Известно, что 1 м3 газа, находящийся в воде под небольшим дав­

лением, имеет подъемную силу, равную почти 1 тс, поскольку масса газа составляет лишь 0,001 массы воды в том же объеме. Масса газа, сжатого до 100 кгс/см2 , составляет около 0,1 массы воды та­ кого же объема. Эта подъемная сила служит одной из основных причин всплывания свободного газа в воде или в нефти. При очень

В пористой среде всплывание газа и нефти затруднено: подъем­ ная сила отдельных капель нефти, находящихся в мелких порах, •обусловленная меньшей плотностью нефти по сравнению с водой, недостаточна, чтобы преодолеть поверхностное натяжение пленок воды. Отдельные капли нефти в порах породы и даже небольшое скопление нефти в мелкопористой породе не могут подниматься вверх за счет сил всплывания. В то же время, если нефть или газ находятся в виде значительных масс, заполняющих поровое про­ странство породы, они обладают подъемной силой, достаточной для их продвижения вверх по пласту. Сила, обусловливающая всплы­ вание нефти, зависит от угла наклона пласта. Чем больше угол

•что протяженность жидкой (нефтяной) фазы 1—10 м вполне доста­ точна для всплывания нефти в песчаных породах. Для карбонатных пород протяженность жидкой фазы должна быть 245 м при наклоне

клону пласта способствует продвижению отдельных масс газа или нефти и накоплению их в сводовой части пласта. Если нефть насы­ щена газом, то при подъеме вверх газ будет выделяться в свободную фазу. Такой механизм формирования скоплений нефти и газа путем всплывания характерен для мелкопористых зон. В трещиноватых породах всплывание газа и нефти значительно облегчено.

«0

ВЕРТИКАЛЬНАЯ МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

Под вертикальной миграцией углеводородов следует понимать движение нефти в основном поперек напластования. В комплекс вертикальной миграции входят фильтрация по зонам разломов и нарушений, всплывание в вертикальных или крутопадающих водоносных пластах и зонах, а также продвижение газа и нефти

вить формирование газовых и нефтяных залежей в ловушках на путях миграции, то выход нефти и газа на поверхность приводит к рассеянию газов и переходу их в атмосферу и к частичному рас­ сеянию и окислению нефти.

До глубин 5—б км горные породы обладают объемными свой­ ствами твердого тела, поэтому трещины и зоны нарушения в толщах осадочных пород сохраняются длительное время и могут служить

миграции, однако роль вертикальной миграции, особенно в геосинкли­ нальных областях и в тектонически напряженных зонах платформен­ ных областей (авлакогены, тафрогены и др.), весьма существенна.

Вертикальная миграция принципиально отличается от лате­ ральной. Если латеральная миграция происходит в тесной связи и взаимообусловленности с гидродинамической системой, то вер­ тикальная миграция возникает в связи с нарушенностью пластов разрывами и трещинами или с наличием литологических окон. Причем нарушается не только сплошность разреза, но и цель­ ность пластовых гидродинамических систем, что сказывается на характере дифференциации углеводородов. В процессе перетоков нефти и газа из нижних горизонтов в верхние мигрирующие угле­ водороды взаимодействуют с флюидами других пластовых систем, образуя в разрезе большое разнообразие залежей, размещение которых отклоняется от физических законов.

Так, например, в некоторых. многопластовых месторождениях тяжелые нефти находятся в нижней части разреза, а более легкие — в верхней; водоносные слои расположены ниже нефтегазоносных горизонтов или же между ними и т. п.

В формировании многопластовых месторождений большая роль отводится разрывным нарушениям. Однако разрывы, сопровождаю­ щиеся смещением пород, в одних случаях могут служить путями миграции, в других — экранами.

61

Проводимость тектонических разрывов зависит от ряда факторов как геологических, так и физических. Определяется она главным образом литологическими свойствами пород и временем появления разрывов. Наибольшей проводимостью обладают разрывы в карбо­ натных и плотных терригенных породах, образованные при дей­ ствии радиальных сил и в более позднее время. Последнее объяс­ няется тем, что разрывы, возникшие на ранних этапах геологической истории, трансформируются, заполняются мелкими частицами обло­ мочных пород, цементируются, т. е. становятся непроводящими. Проводимость разрывов тем больше, чем больше зона дробления. Значительными по площади зонами дробления сопровождаются крупные региональные разрывы большой протяженности, со зна­ чительными глубинами заложения и длительностью развития. Обычно такого рода разрывы характерны для зон с различным геотектони­ ческим режимом развития, а также для зон с активными тектони­ ческими подвижками. Наиболее благоприятными для миграции флюидов являются места пересечения разрывов и участки изгибов пластов.

Каждый из проводящих и экранирующих разрывов в каждом конкретном случае может быть установлен по ряду прямых и кос­ венных показателей, которыми могут служить результаты гидро­ динамических исследований, данные изменения энергетических режи­ мов в процессе эксплуатации, данные структурного анализа и т. п.

К месторождениям, сформированным в результате вертикальной миграции по разломам, можно, например, отнести месторождения внешней зоны Предкарпатского прогиба, имеющей блоковое строе­ ние. Основание этой зоны разбито множеством крупных и мелких разрывов типа сбросов с амплитудой от нескольких десятков до 2000—3000 м и протяженностью от нескольких до 300 км. Разрывы группируются в сложные системы, пересекаются друг с другом или располагаются кулисообразно. Крупные разрывы выражены, как правило, несколькими круто падающими сбросами, образу­ ющими зону дробления шириной в несколько сотен метров (Ярош, 1967).

Длительное развитие крупных тектонических разрывов, относи­ тельно недавнее время последних тектонических вертикальных подвижек по их плоскостям, высокая прочность мезозойских и палеозойских пород по сравнению с неогеновыми и постепенное затухание разрывов в последних дают основание утверждать, что про­ водимость тектонических разрывов внешней зоны Предкарпатского прогиба в мезозойских и палеозойских породах значительно выше, чем в молодых отложениях. Многочисленные данные гидрогеологи­ ческих наблюдений показали, что химический состав пластовых вод разных горизонтов мезо-палеозойского комплекса пород сход­ ный, минерализация вод с глубиной закономерно возрастает, а при­ веденные статические уровни вод различных горизонтов примерно совпадают. Это свидетельствует о гидродинамической связи между различными горизонтами мезозоя и палеозоя.

62

Таким образом, региональные и локальные разрывы внешней зоны Предкарпатского прогиба в мезозойских и палеозойских отложениях являются проводниками флюидов, оказывая большое влияние на распределение залежей газа и нефти.

Примеров месторождений, образовавшихся в результате вер­ тикальной миграции по нарушениям или же при наличии непосред­ ственных контактов коллекторских толщ (литологических окон), можно привести очень много (Прикумский район Восточного Пред­

Вертикальная миграция происходит преимущественно при пере­ формировании залежей, когда давление в верхней части залежи оказывается выше общего давления в пласте, т. е. при наличии избыточного давления. Величина последнего определяется мощ­ ностью пласта, высотой ловушки и разностью плотностей нефти, газа и воды. Под влиянием избыточного давления нефть или газ стремятся двигаться вверх и в зависимости от сопротивления, оказы­ ваемого покрышкой или коллектором на пути миграции, аккумули­ руются в вышележащих пластах-коллекторах, формируя различного типа залежи. Отсутствие скоплений нефти или газа в целом ряде гори­ зонтов, расположенных на пути вертикальной миграции, объяс­

вверх по разрезу.

Таким образом, возможность образования вторичных залежей зависит от гидродинамических условий. Если газ или нефть пере­ мещаются вверх по разрывам или другим каналам под давлением, превосходящим гидростатическое давление в пересекаемом пластеколлекторе (при условии свободного перемещения воды), то про­ исходит оттеснение воды и образование вторичной залежи. В про­ тивном случае вторичная залежь образоваться не сможет. Кроме того, нефть, поднимающаяся по разрывам, будет заполнять лишь те по­ ристые пласты, проницаемость которых соизмерима с проницаемостью разрыва. В пласты с меньшей проницаемостью нефть не поступает.

Перемещение нефти и газа непосредственно из залежей нижних горизонтов в верхние для платформенных областей явление сравни­ тельно редкое и могло проявляться лишь там, где имеются крупные разрывы и трещиноватость.

Наибольшей интенсивности вертикальная миграция может дос­ тигать в период активных тектонических подвижек, при значитель­ ных перестройках структурных планов, когда полости разрывов и трещин становятся более емкими. В этих случаях может произойти перемещение огромных масс газа и нефти. При больших перепадах давления и других благоприятных обстоятельствах могут про­ исходить прорывы газа, а иногда и нефти через глинистые породы. Типичными примерами таких прорывов с выделением газа на зем­ ную поверхность служат грязевые вулканы.

63

Перемещение подземных вод с растворенными в них газом и нефтью в зонах нарушений может происходить при перепадах дав­ лений, превышающих гидростатические давления. Так как в рас­ положенных выше пластах давление снижается, то при вертикальной миграции из воды будет выделяться растворенный газ. В то же

движении подземных вод вверх по восстанию пластов, но такая миграция по пластам отличается от вертикальной миграции по нарушениям. При движении подземных вод вверх по восстанию пласта выделяющиеся газ и нефть аккумулируются в тех или иных ловушках согласно законам дифференциации флюидов в пористом коллекторе, насыщенном водой. В то же время формирование скоп­ лений углеводородов при вертикальной миграции по нарушениям поперек напластования происходит в условиях, которые опреде­ ляются разностью давлений в полостях разрывов (путей миграции) д пластовых систеМі

Выше была рассмотрена одна сторона вопроса — вертикальная миграция газа и нефти по разрывным нарушениям и ее роль в форми­ рований залежей. Однако изучение разрывных нарушений ряда нефтяных месторождений различных районов показывает, что они

залежей, приуроченных к различным блокам, ограниченным сбро­ сами, указывают также разные гидродинамические режимы. Со­ хранение залежей нефти и газа в этих случаях свидетельствует о том, что разрывные нарушения быстро герметизируются во времени и сохраняют нефтегазоносные пласты от разрушения.

ВРЕМЯ МИГРАЦИИ (ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ МИГРАЦИИ И ЕЕ СТАДИЙНОСТЬ)

Времени миграции в нефтяной геологии придается большое зна­ чение. Различные скорости и глубина погружения седиментационных бассейнов определяют время и продолжительность процессов миграции (и аккумуляции) углеводородов. Различные скорости седиментации и захоронения рассеянного в них органического ве­ щества обусловливают образование различных фазово-генетических

64

типов углеводородных скоплений и их распределение в разрезе и пространстве. При интенсивном прогибании ускоряются процессы формирования пород, преобразования органического вещества и эмиграции углеводородов из нефтематеринских толщ.

При погружении нефтематеринской толщи в процессе диаге­ неза, а затем протокатагенеза (буроугольная стадия) вначале обра­ зуется биохимический метан, а затем до глубин 1,5 км основными углеводородными продуктами метаморфизма органического веще­ ства будут низкотемпературный метан и его гомологи. В зоне мезо-

углеводороды (легкая нефть, конденсаты) и газ (высокотемпера­ турный метан).

Следовательно, на стадии катагенеза происходит выделение основной массы углеводородных компонентов рассеянного органи­ ческого вещества из нефтепроизводящей толщи, в связи с чем зна­

тационных вод и формирование в основном газовой фазы углево­ дородов. На второй стадии, при достижении зоны катагенеза (мезо-

ровать углеводороды сначала в жидкой фазе, а затем в газовой. Эмиграция углеводородных соединений из нефтематеринской толщи происходит уже на первых сотнях метров ее погружения.

Продолжительность процессов региональной миграции угле­ водородов и формирования их скоплений определяется конкретными геологическими условиями, режимом тектонических движений, мощ­ ностями осадочной и генерирующей толщ и др.

Примером очень непродолжительной миграции, соизмеримой с продолжительностью нескольких геологических веков, могут служить месторождения продуктивной толщи Апшеронского полу­ острова. Палеогеологический анализ показал, что все месторожде­

Месторождения Терско-Каспийского прогиба (Терско-Сунжен- ский район), связанные с чокрак-караганским комплексом (сред­ ний миоцен), сформировались в течение примерно 1,5 млн. лет.

лекса, выдержанные в региональном плане и являющиеся надеж­ ными покрышками, высокоамплитудные структуры. Большое зна­ чение имела непосредственная близость нефтепроизводящих толщ к зонам нефтегазонакопления.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

Формирование зон нефтегазонакопления, объединяющих группы

газоносного бассейна, представляющего собой часть гидродинами­ ческой (водонапорной) системы. Поэтому изучение зон нефтегазо­ накопления необходимо проводить в связи с гидродинамическими условиями, существующими в нефтегазоносных бассейнах на всех этапах их развития. По существу гидрогеологические и гидроди­ намические факторы определяют формирование зон нефтегазона­ копления и размещение скоплений углеводородов.

Залежи нефти и газа концентрируются в определенных участках земной коры и связаны с крупными структурно-тектоническими элементами. Поэтому раскрытие и познание закономерностей фор­ мирования и размещения зон нефтегазонакопления является одной из важнейших задач нефтяной геологии. Изучение этих закономер­ ностей представляет собой очень сложную задачу, требующую всестороннего и глубокого анализа геологического строения, палео­ географических, палеотектонических и палеогидродинамических условий, геохимической и физико-химической обстановок и других факторов.

В размещении зон нефтегазонакопления определяющую роль играет структурный фактор, т. е. наличие положительного струк­ турного элемента, формировавшегося в благоприятных тектони­ ческих условиях, преимущественно в унаследованном плане. Так как зоны нефтегазонакопления являются неотъемлемой частью нефтегазоносных бассейнов, или гидродинамических систем, то при районировании нефтегазоносных территорий главенствующая роль отводится гидрогеологическим условиям, которые нами пони­ маются как условия, объединяющие динамику подземных вод, их минерализацию, газонасыщенность и т. д.

Гидрогеологические условия рассматриваются нами в рамках водонапорных систем, с которыми генетически связаны зоны нефте­ газонакопления и нефтегазообразования. Причем мы рассматриваем не классическую схему движения вод в артезианском бассейне, пи­ тание которого происходит за счет инфильтрации поверхностных вод, а седиментационную водонапорную систему, где напор создается за счет уплотнения пластических пород и выжимания седиментационных

вод в коллекторы под действием геостатических нагрузок. Часть геостатического давления, создаваемая нагрузкой вышележащих

ственной сторон седиментогенные воды и в целом седиментационные водонапорные системы играют роль в формировании нефтегазо­ носных бассейнов и размещении зон нефтегазонакопления.

Лринятая в научном и техническом обиходе классическая схема артезианских бассейнов под давлением множества фактов изжи­ вает себя. Указанная схема в качестве единственной причины дви­ жения подземных вод —• основных носителей пластовой энергии — считает силу тяжести самих вод. Между тем должно быть ясно, что на условия региональной гидродинамики и величину пластовой энергии влияют прежде всего тектоника, горное давление, текстура горных пород, и другие факторы.

Что понимается под гидродинамической системой и какое место занимают зоны нефтегазонакопления и залежи нефти и газа в этой системе? Под гидродинамической системой нами понимается динами­ ческое единство и связь всех частей пластовой системы, насыщенных нефтью, газом и водой.

Источником энергии движения воды, нефти и газа в гидродина­

стей и газов, а также другие физико-химические процессы, сопро­ вождающиеся изменением объемов и соответствующим выделением энергии.

Направление процесса образования (гео)гидродинамических си­ стем определяется прежде всего характером тектонических движе­ ний и вызываемых ими трансгрессий и регрессий моря.

Каждому тектоническому циклу в начальной стадии отвечает период преимущественного погружения (трансгрессия и, следо­ вательно, определенной направленности процесс созидания гидро­ динамических систем) и в конечной стадии — период преимуществен­ ного поднятия (регрессия, а значит, и преобладание тенденций, противоположных тенденциям первого периода). Таким образом, периоды тектонических циклов, характеризующиеся преимущест­ венно погружениями, с точки зрения гидрогеологической сущности следует считать периодами созидания, так как с ними связано обра­ зование гидродинамических систем. В периоды преимущественных поднятий созданные ранее (гео)гидродинамические системы видо­ изменяются. По существу происходит процесс разрушения седимен­ тационных (гео)гидродинамических систем, создающий благоприят­ ные условия для инфильтрации поверхностных вод в пласты, за­ нятые ранее седиментогенными водами.

Гидрогеологические условия различных районов весьма разно­ образны. Каждый гидрогеологический район, несмотря на многие

68

общие черты строения и развития, присущие всем бассейнам под­ земных вод, отличается своей спецификой: условиями поверхностного

Границы такого бассейна не всегда могут определяться только тектоническими признаками.

На основе анализа огромного фактического материала, связанного с изучением условий распространения подземных вод, можно ска­ зать, что понятие «артезианский бассейн» (или «грунтовый бассейн») не отражает особенностей водонапорных систем, с которыми свя­ заны зоны нефтегазонакопления и месторождения нефти и газа. Употреблявшееся ранее понятие «область питания» стало явно непри­ годным для объяснения источников пополнения вод и создания на­ поров в водоносных комплексах.

А. М. Овчинников (1961) водонапорной системой называет, как правило, большие бассейны подземных вод, находящиеся в самых разнообразных геологических условиях. Он отмечает, что во мно­ гих случаях имеют место промежуточные зоны между двумя водо­ напорными системами. Часто устанавливается перелив вод из одной системы в другую, т. е. отмечается очень широкая связь водона­ порных систем огромных территорий земной коры. Глубина залега­ ния основания водонапорных систем в платформенных областях определяется положением кристаллического фундамента на древних платформах и метаморфизованного складчатого основания на моло­ дых платформах.

В каждой водонапорной системе среди множества водоносных комплексов можно выделить основной. А. М. Овчинников указы­ вает, что бассейны подземных вод можно разделить на «одноэтаж­ ные» (одноярусные), «двухэтажные» и «многоэтажные» (многоярус­ ные). Для некоторых крупных «многоэтажных» бассейнов приме­ чательным является то, что направления движения подземных вод различных этажей могут быть разными. Так, в артезианском бас­ сейне Московской впадины дренаж горизонтов перми в основном

Вся подземная гидросфера подразделяется на природные водо­ напорные системы. Крупные и средние артезианские бассейны на платформах, в межгорных котловинах и в предгорных краевых прогибах, а также водонапорные системы трещинных вод в масси­ вах кристаллических и метаморфических пород относятся к систе­ мам первого порядка, а остальные (малые артезианские бассейны, системы сопряженных бассейнов горных сооружений и др.) — от­ носятся к системам второго и третьего порядков.

69