Тема 15. Вертикальная зональность

ВВЕДЕНИЕ

Миграция нефти и газа – это их перемещение в земной коре. Ученые выделяют первичную миграцию из нефтематеринских пород в природные резервуары и вторичную миграцию – передвижение нефти и газа в природных резервуарах (внутрирезервуарную миграцию).

Первичную миграцию называют эмиграцией. Она происходит под действием температуры и давления на нефтематеринскую толщу.

Новообразованные углеводороды растворяются в воде и вместе с ней отжимаются в коллекторы. Известный геолог-нефтяник И.В. Высоцкий считает, что с глубин 3,5-4,0 км начинается газовая эвакуация углеводородов, т.е. будто бы имются две зоны эвакуации – водяная верхняя и газовая нижняя. Углеводороды попадают в коллектор либо в водорастворенном, либо в газорастворенном, либо в свободном состоянии,

перемещаясь из зон с высоким давлением в зоны с меньшим давлением.

Различают латеральную (боковую) и вертикальную миграцию. Нет единства в мнениях ученых о путях миграции углеводородов.

Одни ученые признают только вертикальную миграцию, другие являются сторонниками только латеральной миграции углеводородов.

Вертикальная миграция происходит поперек напластования, по трещинам, зонам разрывных нарушений, которые возникают при тектонических движениях земной коры. Латеральная миграция происходит по пластам – коллекторам.

Коллекторские свойства пород не остаются постоянными, изменяются. Например, емкостно-фильтрационные свойства гранулярных коллекторов вначале улучшаются в интервале глубин 1,5-3,5 км, а затем ухудшаются до полного исчезновения. Область оптимальных коллекторов находится в интервале 1,5-2,0 км. Получается, что главная фаза нефтеобразования и зона оптимальных коллекторов почти совпадают; если не совпадают, то находятся в сходных условиях.

Ниже 1,5-2,0 км уменьшается пористость, проницаемость коллекторов за счет цементации порового пространства. С глубиной глинистые покрышки ухудшаются, они теряют пластичность, растрескиваются.

Миграция углеводородов в природном резервуаре завершается их поступлением в ловушку, а в пределах наиболее приподнятой части ловушки происходит их накопление. Наилучшие условия для нефти создаются при встрече с пластовой сводовой ловушкой, так как формирование залежи здесь происходит в результате миграции углеводородов по всему периметру поднятия, и ловушка быстро наполняется. В худших условиях находятся тупиковые ловушки, где аккумуляция углеводородов происходит лишь с одной стороны.

3

Для формирования нефтяной залежи надо, чтобы ловушка на пути движения углеводородов находилась в зоне генерации жидких

углеводородов (в главной зоне нефтеобразования в интервале 2,0-4,0 км).

Вопросы о дальности миграции углеводородов также не находят однозначного решения среди ученых. Значительная группа ученых

считает, что дальность латеральной миграции не превышает 100-150 км на платформах. Предполагается, что вертикальная миграция

характерна для бассейнов, структуры которых разбиты крупными и протяженными разрывными нарушениями. Глубинный диапазон

нефтегазоносности бассейнов обычно не превышает 3,0 км, чем и определяется возможная дальность вертикальной миграции жидких и

газообразных углеводородов. Для газа миграция по пласту – коллектору на моноклинали может превышать 340 км (по И.В.Высоцкому).

Формирование залежей углеводородов при вертикальной миграции по разрывному нарушению возможно при условии, если

разрывное нарушение где-то наверху замыкается. В такой «ловушке» вверху будет газ, ниже – жидкие углеводороды.

Если месторождение углеводородов многопластовое (Кулешовское месторождение нефти в Самарской области включает 20 залежей),

то при сходстве состава и свойств нефти в разрезе, при наличии разрывных нарушений можно предполагать о формировании его путем

вертикальной миграции углеводородов. Очень часто нефтематеринские породы контактируют с разрывными нарушениями, по которым

нефть и газ поднимаются к ловушкам.

Сформировавшиеся залежи имеют различный фазовый состав в зависимости от положения ловушек относительно генетических зон

распределения углеводородов в земной коре (вертикальная зональность).

На первом этапе формирования залежей наиболее заполненными углеводородами должны быть ловушки наиболее погруженные, а

расположенные выше будут заполнены водой.

Вопрос о времени и продолжительности формирования залежей нефти и газа тоже является предметом дискуссий. Существуют две диаметрально противоположные точки зрения: одни ученые считают, что месторождения нефти и газа имеют позднее формирование, связанное с движениями альпийского тектогенеза в неогене и после; другие считают, что месторождения нефти и газа формировались в прежние эпохи, в девоне, карбоне и др. По мнению известного ученого В.Б.Порфирьева (1966 г.), все месторождения нефти и газа образовались в промежутке геологического времени от миоцена до четвертичного периода.

4

Продолжительность формирования месторождения нефти и газа колеблется от 1 млн лет до 10-12 млн лет, а скорость формирования – от 12 т до 700 т в год

1.Зональность распределения месторождений нефти и газа в земной коре

Несмотря на то, что месторождения нефти и газа распределены неравномерно, имеются определенные закономерности в их распределении в земной коре.

1. Существует вертикальная, глубинная зональность нефти и газа. Впервые ее установил В.А.Соколов в 1948 г. Сверху вниз он выделил четыре зоны по характеру биохимических процессов превращения органического вещества и образования углеводородов.

I зона – 0,0 – 50,0 м. При глубине погружения до 50 м происходят только биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадочных отложениях, с выделением газообразных продуктов.

II зона – 50-1000 м. При погружении отложений от 50 м до

1000 м биохимические процессы постепенно затухают, сменяются процессами гидрогенизации и термокатализа.

III зона – 1000-6000 м. При глубине погружения от 1000 м до 6000 м, активно развиваются термокаталические процессы превращения органического вещества, в результате которых образуются углеводороды нефти и газа.

IV зона – более 6000 м. При глубине погружения более 6000 м, где температура достигает 200°С и выше, обнаруживаются только газовые месторождения.

По заключению В.А.Соколова залежи нефти распространяются лишь до глубины 5-6 км, глубже обнаруживаются только газовые залежи, причем он считает, что главную роль играет температура.

Американский ученый Г. Хадсон в 1960 г. обобщил материалы по распределению залежей углеводородов в Пермском бассейне США,

отчасти в бассейне Мексиканского залива, и пришел к выводу, что глубже 2-3 км резко сокращается количество залежей нефти, а на глубинах свыше 6000 м встречаются только газовые залежи. Он также установил, что с глубиной размеры залежей нефти и газа уменьшаются, значит, запасы тоже уменьшаются.

5

Таким образом, идеальная схема вертикальной зональности размещения залежей нефти и газа выглядит следующим образом: верхняя зона сухого газа → зона нефти с растворенным газом и газовыми шапками, газоконденсатом → зона газоконденсата → нижняя зона сухого газа. В реальной природной обстановке эта модель редко встречается, потому что под действием различных процессов такая зональность затушевывается, ее черты стираются. В целом же глубинная, вертикальная зональность месторождений нефти и газа подтверждается.

2.По нефтегазоносным бассейнам мира наблюдаются некоторые закономерности изменения свойств нефти и газа по разрезу, глобального значения. Общая закономерность в том, что в верхних частях разреза плотность нефти (уд. вес) увеличивается под влиянием гипергенеза.

3.Наблюдается латеральная зональность распределения месторождений нефти и газа. Она выражается в преимущественной нефтеносности одних бассейнов или их частей и газоносности других.

Например, в Западно-Сибирском бассейне центральная и южная части нефтеносны, северная часть – газоносна.

4.Установлены некоторые закономерности в распределении нефтегазоносности в стратиграфическом аспекте.

Запасы нефти и газа мира по возрасту вмещающих пород распределены следующим образом, в %:

Вцелом доминирующий комплекс на земле – мезозойский.

Вмезозойских отложениях находятся залежи бассейнов Мексиканского залива, Северного моря, почти все месторождения Западной Сибири. Запасы отложений мезозоя значительно превосходят запасы отложений кайнозоя и палеозоя. Некоторая увеличенная доля запасов нефти в отложениях кайнозоя связана с гигантскими месторождениями Маракаибского бассейна, отчасти Персидского залива. Палеозойские отложения нефтеносны на древних платформах.

Вмезозойских отложениях главные нефтегазоносные комплексы -это юрский и меловой.

Распределение запасов месторождений по геоструктурным элементам следующее: платформы содержат 90% нефти и 66% газа.

6

Интересно распределение ресурсов нефти и газа в морских (подводных) и континентальных фациях.

Высокая доля запасов нефти и газа в мезозойских и кайнозойских отложениях объясняется тем, что начиная с каменноугольного периода, в связи с массовым развитием высшей наземной растительности, произошел качественный скачок в процессах накопления органического вещества в сторону увеличения.

Таковы некоторые закономерности распределения нефти и газа в земной коре.

2.Латеральная зональность в размещении месторождений нефти и газа

Некоторые исследователи объясняют латеральную зональность в размещении месторождений нефти и газа с принципом их дифференциального улавливания в процессе струйной миграции. Авторы этой теории дифференциального улавливания углеводородов – канадский ученый В. Гассоу и русский учёный С.П.Максимов.

Сущность теории дифференциального улавливания углеводородов заключается в следующем.

При региональном подъеме пласта, вдоль которого расположены структуры одна выше другой, но с прогибом между ними, в первой,

более глубоко погруженной ловушке будет скапливаться газ, нефти не будет.

Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение первых двух ловушек, то в следующей, третьей, более высоко залегающей, скопится нефть или нефть с газовой шапкой. В следующей ловушке выше скопится чистая нефть с растворенным газом. Если вся нефть будет израсходована, то последующие ловушки на пути движения будут заполнены водой. Все это происходит там, где пластовое давление ниже давления насыщения газом. Если же давление насыщения газом будет меньше пластового давления (или пластовое давление

7

больше давления насыщения), то разделения нефти и газа в ловушках не произойдет. В этом случае самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным газом. При дальнейшей миграции по цепочке постепенно повышающих ловушек нефть попадет в область, где пластовое давление будет меньше давления насыщения газом, тогда газ будет выделяться и будут либо газовые шапки, либо чисто газовые залежи, затем выше – нефть с газовой шапкой и так далее, т.е. самые погруженные ловушки будут с нефтью, средние – газом или нефтью с газовой шапкой, выше по ре­гиональному подъему пласта ловушка снова будет заполнена нефтью с повышенной плотностью,

а самые верхние ловушки заполнены водой (рис. 1).

Р и с. 1 Схема дифференциального улавливания нефти

по С.П.Максимову (1954 г.)

Такое распределение залежей нефти и газа встречено во многих районах, у нас и за рубежом, но есть ученые, которые не разделяют универсальность этого принципа. В действительности процесс происходит в сложных условиях, и отклонения от этой схемы есть. Максимов склонен рассматривать отклонения от этой схемы как результат последующих изменений геологических условий.

При миграции могут не только образовываться залежи нефти и газа, но и разрушаться за счет диффузии, внерезервуарной фильтрации, внутрирезервуарной фильтрации и др.

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания

пород.

8

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур,

глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок

(антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей

(синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же,

если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов, является:

•направление падения;

•простирание;

•угол наклона

9

Падение пластов - это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж

залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга.

При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

• Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

•Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие. Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

•Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия:

▪Наличие пластаколлектора

▪Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

▪Сводовую ловушку

10

▪Литологически экранированные

▪Тектонически экранированные

▪Стратиграфически экранированные

Если пласты-коллекторы латерально замещаются непроницаемыми породами, возникает стратиграфическая ловушка. Основная причина изменения пористости и проницаемости пласта в пространстве связана с изменениями условий осадконакопления по площади.

Другой причиной изменения коллекторных свойств является растворяющее действие пластовых вод. Так, участками может растворяться карбонатный цемент в песчаниках. Большую роль играет образование каверн в карбонатных породах. Важный вид стратиграфических ловушек образуется при срезании, эрозии серии наклонно залегающих пластов, в том числе пористых и проницаемых, и последующем их перекрытии непроницаемыми породами-покрышками.

По физической природе миграционные процессы подразделяются В. А. Соколовым (1956) на:

1)фильтрацию нефти и газа в проницаемых горных пород при наличии перепада давления;

2)всплывание нефти и газа в воде, содержащихся. в горных породах;

3)миграцию нефти и газа, обусловленную движением подземных вод;

4)отжатое нефти и газа при уплотнении или деформации горных пород;

5)перемещения нефти и газа под действием капиллярных и сорбционных сил;

6)прорывы газа или нефти через глинистые пластичные слои;

7)диффузию нефти и газа в г. п. и водах при наличии разницы концентраций.

11

По направлению и общему характеру процесса миграция нефти и газа подразделяется на:

1)первичную, т. е. миграцию из глинистых или иных плотных п. в соседние песчаные или иные породы-коллекторы;

2)пластовую, или латеральную, идущую по пористым песчаным и др. пластам;

3)вертикальную, идущую поперек напластования и направленную к земной поверхности.

Поскольку промышленное скопление (залежь) нефти или газа можно рассматривать только как временную задержку на путях их миграции от очагов нефтеобразования до полного разрушения залежей (в силу окислительных процессов или метаморфизма), большая часть перечисленных факторов и видов миграции являются активными и на стадии разрушения (рассеяния) сформировавшихся залежей.

Гидродинамические расчеты показывают, что латеральная миграция газа и нефти различается на два порядка величины и более. То,

что газ приходит в ловушку первым и освобождает ее от воды и тем самым решает проблему замещения, имеет очень важное значение.

Опыты смешивания воды и нефти и размещения эмульсии внутри толченого песка или карбонатной породы засвидетельствовали, что самопроизвольного разделения фаз не происходит в течение более года. И только искусственное создание газовой фазы внутри вмещающей породы приводит к стратифицированному распределению флюидов газ–нефть–вода.

Состав нефти любой залежи, выраженный через содержание в ней бензина и суммарное количество смол и асфальтенов и отраженный в ее плотности, - показатель механизма формирования залежи.

Процессы газообразования и газонакопления рассмотрены многими исследователями. Однако вопрос о вертикальной миграции газа из нижних частей разреза отложений в верхние освещен, на наш взгляд, недостаточно полно.

По мнению В.П. Савченко (1952 г.), современные залежи нефти и газа образовались главным образом за счет перераспределения УВ между ловушками посредством струйной миграции, а первичная миграция нефти и газа, в какой бы форме она ни происходила, для большинства нефтегазоносных районов является давно прошедшим этапом (1977 г.).

12