- •Оглавление
- •Предисловие
- •Предисловие автора к первому изданию
- •Предисловие редактора английского издания
- •Часть первая. Введение
- •Глава 1 Введение
- •Глава 2 Распространение нефти, газа и других нафтидов
- •Условия залегания
- •Поверхностные нафтидопроявления
- •Геологический возраст пород-коллекторов
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Часть вторая. Природный резервуар
- •Глава 3 Порода-коллектор
- •Классификация
- •Номенклатура пород-коллекторов
- •Обломочные породы-коллекторы
- •Глины
- •Цементация обломочных пород-коллекторов
- •Хемогенные породы-коллекторы
- •Химически осажденные карбонатные породы
- •Кремнистые породы-коллекторы
- •Породы-коллекторы смешанного происхождения
- •Разрезы буровых скважин
- •Породы-коллекторы морского и неморского происхождения
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 4 Поровое пространство породы-коллектора
- •Пористость
- •Измерения пористости
- •Проницаемость
- •Измерения проницаемости
- •Эффективная и относительная проницаемость
- •Классификация и происхождение порового пространства
- •Первичная, или межзерновая, пористость
- •Вторичная, или промежуточная, пористость
- •Связь между пористостью и проницаемостью
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 5 Пластовые флюиды-вода, нефть, газ
- •Флюиды, содержащиеся в природных резервуарах
- •Источники информации о пластовых флюидов
- •Распределение газа, нефти и воды в резервуаре
- •Вода
- •Классификация вод нефтяных месторождений
- •Характеристика вод нефтяных месторождений
- •Происхождение соленых вод нефтяных месторождений
- •Нефть
- •Измерение количества нефти
- •Химические свойства нефти
- •Ряды углеводородов
- •Другие компоненты нефтей
- •Физические свойства нефтей
- •Природный газ
- •Измерение объема природного газа
- •Состав природного газа
- •Примеси в природном газе
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Антиклинальная теория
- •Классификация ловушек
- •Структурные ловушки
- •Ловушки, связанные с разрывными нарушениями
- •Ловушки, связанные с трещиноватостью
- •Цитированная литература
- •Первичные стратиграфические ловушки
- •Линзы и фациальные замещения обломочных пород
- •Линзы и фации хемогенных пород
- •Вторичные стратиграфические ловушки
- •Гидродинамические ловушки
- •Заключение
- •Комбинированные ловушки
- •Соляные купола
- •Распространение соляных куполов
- •Соляные штоки провинции Галф-Кост
- •Кепрок
- •Происхождение соляных куполов
- •Глава 9 Пластовые условия - давление и температура
- •Пластовое давление
- •Измерение давления
- •Градиенты давления
- •Источники пластового давления
- •Аномальные пластового давления
- •Температура
- •Измерение температуры
- •Геотермическии градиент
- •Использование результатов температурных замеров
- •Источники тепловой энергии
- •Результаты воздействия тепла
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 10 Механика природного резервуара
- •Фазовые состояния
- •Поверхностные явления
- •Поверхностная энергия; поверхностное натяжение; межфазное натяжение
- •Капиллярное давление
- •Пластовая энергия
- •Газ, растворенный в нефти
- •Режим газовой шапки (газонапорный режим)
- •Водонапорный режим
- •Гравитационные силы
- •Комбинированные источники пластовой энергии
- •Движение нефти и газа в залежи
- •Явления, связанные с разработкой залежи
- •Максимально эффективный темп добычи
- •Коэффициент продуктивности
- •Уравнение материального баланса
- •Сверхвысокопродуктивные скважины
- •Малорентабельные скважины и залежи
- •Эксплуатационный период скважин и залежей
- •Вторичные методы разработки залежей
- •Добыча газа
- •Попутный газ
- •Свободный газ
- •Экономические и правовые вопросы
- •Заключение
- •Часть четвертая Геологическая история нефти и газа
- •Глава 11 Происхождение нефти и газа
- •Граничные условия
- •Неорганическое происхождение нефти и газа
- •Органическое происхождение нефти и газа
- •Современные теории органического происхождения нефти и газа
- •Природа органического материнского вещества
- •Современное органическое вещество
- •Органическое вещество неморского происхождения
- •Превращение органического вещества в нефть и газ
- •Деятельность бактерий
- •Теплота и давление
- •Изменение нефти под влиянием теплоты и давления
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 12 Миграция и аккумуляция нефти и газа
- •Геологические условия миграции и аккумуляции
- •Дальность миграции
- •Первичная миграция
- •Вода, выжимаемая из глин и сланцев
- •Циркуляция воды
- •Седиментационная и переотложенная нефть
- •Вторичная миграция
- •Перенос частиц нефти и газа водой
- •Явления, связанные с капиллярным давлением и давлением вытеснения
- •Плавучесть
- •Влияние растворенного газа на миграцию нефти
- •Аккумуляция
- •Наклонные водонефтяные контакты
- •Литологические и стратиграфические барьеры¹
- •Вертикальная миграция
- •Время аккумуляции
- •Приток нефти и газа
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 13 Глубинная геология
- •Типы глубинных карт
- •Структурные карты и разрезы
- •Карты изопахит ( карты равных мощностей)
- •Карты фаций
- •Палеогеологические карты
- •Геофизические карты
- •Геохимические карты
- •Другие типы глубинных карт
- •Счетно-решающие машины
- •Сухие скважины
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 14 Нефтегазоносные провинции
- •Характер отложений
- •Теория углеродного коэффициента
- •Седиментационные бассейны
- •Нефте- и газопроявления
- •Несогласия
- •Зоны выклинивания проницаемых отложении
- •Региональные своды
- •Локальные ловушки
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Глава 15 Перспективы нефтегазоносности¹
- •Открытие
- •Геологические факторы
- •Экономические факторы
- •Субъективные факторы
- •Заключение
- •Цитированная литература
- •Общие работы
- •Сокращения, принятые в английской литературе по нефти и газу
- •Литература
- •Дополнительный список литературы
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Фиг. 12-14. Схематический разрез, показывающий соотношения между наклонами плоскости ВНК и потенциометрической поверхности.
Стрелками показано направление движения воды.
Литологические и стратиграфические барьеры¹
Литологическими барьерами (экранами) называются такие препятствия на пути
миграции нефти и газа, которые связаны с уменьшением проницаемости латерально вверх
по восстанию пластов. Эти барьеры могут быть как самостоятельными ловушками, так и
дополнительными факторами, способствующими удержанию нефти
¹Данный раздел в английском оригинале называется «Stratigraphic Barriers». Это требует пояснения. А. Леворсен, как и другие американские авторы, называет ловушки выклинивания коллекторов (не связанного с экранированием тектоническими разрывами) стратиграфическими. В
СССР среди такого рода ловушек различают собственно литологические, связанные с фациальным, первичным выклиниванием коллектора (или потерей породой коллекторских свойств), и стратиграфические, связанные с перерывами в седиментации и обусловленные вторичными выклиниваниями пластов.
Соответственно «стратиграфические барьеры» (экраны) А. Леворсена отвечают нашим литологическому (в одних случаях) и стратиграфическому (в других случаях) выклиниванию. -
Прим. ред.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Фиг. 12-15. Номограмма для определения угла наклона водонефтяного контакта для различных наклонов потенциометрической поверхности и различной плотности нефти (в градусах API) (G.А. Hill, неопубликованное сообщение). Внизу приведены величины скорости движения воды для различных значений проницаемости песчаников (K - в миллидарси).
Фиг. 12-16. Векторная диаграмма, показывающая влияние гидродинамических условий на различные нафтиды.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Гидродинамические силы (ρw×g×dh/dl) характеризуются векторами,
параллельными пластам (BF, CG, DH), соответственно для нефтей с плотностями 40°API (0,934) и 20°API (0,825) и для газа. Силы плавучести характеризуются вектором,
направленным вертикально вверх. Его величина варьирует в соответствии с изменением разницы в плотностях воды и нефти (ρw-ρо)g. Чем больше разница в плотностях, тем больше и силы плавучести. AD - вектор плавучести для газа (плотность 80°API) в водной системе; АС - вектор всплывания для нефти плотностью 40°API; AB - вектор всплывания для нефти плотностью 20°API. При совместном действии гидродинамических сил и сил плавучести результирующими векторами для нефтей с плотностью 20 и 40°API и газа с плотностью 80°API являются соответственно векторы AF, AG и АН. Плоскости водонефтяных контактов (JO, KN и LM) перпендикулярны этим результирующим векторам.
и газа в ловушках других типов. Фациальные изменения, трансгрессивное залегание слоев,
вторичная цементация, растворение, трещиноватость - все это может привести к изменениям проницаемости коллектора, отражающимся тем или иным образом на залежи нефти и газа. Чтобы образовался литологический экран, совсем не обязательно полное исчезновение проницаемости. Даже небольшое уменьшение проницаемости может привести к такому повышению входного капиллярного давления, что подобный участок становится барьером, приостанавливающим дальнейшее движение нефти и газа. [Возникает ловушка выклинивания].
Вертикальная миграция
Такие флюиды, как вода, нефть и газ, могут мигрировать и вертикально (вкрест напластования), как снизу вверх, так и сверху вниз, в зависимости от местоположения зоны пониженного гидравлического потенциала. Если песчаный пласт,
характеризующийся высоким значением величины гидравлического потенциала,
расположен в разрезе данного участка выше, чем пласт с пониженным гидравлическим градиентом, движение флюидов будет направлено вниз, в сторону пласта с пониженным градиентом, по любому пути, по которому будет возможно такое движение¹. Различие в гидравлических градиентах разных пластов устанавливается различными методами, в том числе непосредственными замерами пластовых давлений и путем расчетов обычных гидростатических градиентов для этих пластов (см. стр. 384-389: глава 9, аномальные пластовые давления).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Зоны повышенного или пониженного давления по сравнению с нормальным гидростатическим градиентом обнаруживаются также в процессе бурения скважин
(выбросы бурового раствора или, наоборот, потеря его циркуляции, т.е. уход раствора в зоны пониженного давления). Выход водных источников на земной поверхности свидетельствует о том, что потенциометрическая поверхность располагается выше поверхности земли.
Можно говорить о трех основных путях вертикальной миграции флюидов.
1.В процессе диагенеза осадков флюиды отжимаются из илов и мигрируют вверх,
вводы, залегающие непосредственно на уплотняющихся осадках. По мере усиления диагенеза и в процессе катагенеза вертикальная проницаемость отложений постепенно уменьшается; в конечном счете боковая миграция начинает преобладать над вертикальной и флюиды двигаются в основном латерально, вдоль напластования отложений.
2.Сбросообразование может привести к возникновению зон повышенной или пониженной проницаемости. Частая приуроченность водных источников к зонам тектонической нарушенности свидетельствует о том, что последние нередко характеризуются повышенной проницаемостью и что флюиды могут двигаться вдоль этих зон. Таким образом, если в результате тектонической нарушенности начнут сообщаться пласты с повышенным и пониженным градиентом гидравлического потенциала, флюиды будут двигаться вверх или вниз в зависимости от локального градиента гидравлического потенциала, установившегося между этими пластами (см. фиг. 9-6).
3.Сообщение высоконапористых пластов с низконапорными может произойти и в случае несогласного срезания первых и перекрытия их последними. В этом случае, как видно на фиг. 9-6, направление движения флюидов может измениться вплоть до обратного.
¹Возможность миграции нефти и газа сверху вниз, как якобы противоречащая законам физики, отрицается столь же категорически, сколь необоснованно, некоторыми «неорганиками», например Н.А. Кудрявцевым. - Прим. ред.
Время аккумуляции
В ряде случаев можно достаточно обоснованно говорить о весьма раннем времени аккумуляции нефти и газа в залежах, а это в свою очередь проливает свет на условия миграции нефти и газа. Следует отметить два существенно различных момента [35].
Закон газового состояния. Этот закон говорит о том, что объем газа изменяется прямо пропорционально температуре и обратно пропорционально давлению. Поскольку влияние температуры на объем газа несравнимо меньше, чем давления, то ею можно пренебречь. В этом случае закон газового состояния применительно к рассматриваемой
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
нами проблеме позволяет утверждать, что эффективный объем ловушки для газа есть функция давления, т.е. что ловушка, целиком заполненная газом при данном давлении, не может вместить дополнительное количество газа до тех пор, пока это давление сохраняется постоянным. Поскольку в большинстве случаев пластовое давление примерно соответствует глубине залегания продуктивного горизонта, то это означает также, что ловушка не может быть целиком заполнена газом до тех пор, пока осадконакопление в данном районе (т.е. погружение) не закончится.
Возьмем для примера некоторый объем газа в условиях, характерных для начального периода образования осадка - температура 60°F и давление 14,7 фунт/кв.
дюйм (1 атм). По мере погруягения возрастающее пластовое давление будет обусловливать уменьшение объема газа, а возрастающая температура - увеличение его объема. Общим результатом действия обоих этих факторов будет уменьшение объема газа. При давлении 2250 фунт/кв. дюйм (153 атм) и температуре 160°F, что соответствует в общем случае глубине 5000 футов, объем газа окажется в 143 раза меньше, чем в поверхностных условиях¹. Следовательно, если мы обнаруживаем на глубине 5000 футов ловушку, целиком заполненную газом, то можем полагать, что все это количество газа не могло попасть в ловушку до того, как пластовое давление в ней достигло 2250 фунт/кв.
дюйм, поскольку при меньшем давлении ловушка будет заполнена и соответственно меньшим количеством газа. С увеличением давления увеличивается емкость ловушки для газа. Другими словами, емкость ловушки представляет собой прямую функцию пластового давления. Газ, заполняющий в настоящее время ловушку, мог вместиться в нее только после того, как она погрузилась на глубину 5000 футов. Однако для того, чтобы ловушка постоянно была заполненной газом до замка складки, были необходимы непрерывная миграция газа и пополнение им этой ловушки по мере ее погружения и роста пластового давления. Принципиальная схема изменения объема газа с глубиной приведена на фиг. 12-17.
Ловушка может оказаться целиком заполненной газом и в том случае, если этот газ образовывался в самом продуктивном пласте из нефти или органического вещества в результате распада тяжелых углеводородов под действием биохимических, термических и каталитических процессов, протекавших в пласте в течение геологического времени вследствие изменения температуры, давления, химических условий и условий жизнедеятельности бактерий. Однако этот способ менее вероятен, чем заполнение ловушки газом из внешнего источника, поскольку температуры и давления, необходимые для крекинга тяжелых углеводородов, могут быть достигнуты только в лабораторных или заводских условиях, а в природе они несравненно ниже. Более того, если бы внешних
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
источников газа не было и весь газ образовывался
¹Пластовое давление увеличивается с глубиной со скоростью 45 фунт/кв. дюйм на 100 футов (1 атм на 10 м), а температура - 2°F на 100 футов (3,3°С на 100 м). Первоначальный объем газа на поверхности принят за единицу. При постоянной температуре объем газа при давлении 2250 фунт/кв. дюйм составит 0,0065 или ¹/154 первоначального объема, а при пластовой температуре 160°F (60°+100°) - 0,0077 или ¹/129 первоначального объема.
лишь из нефти, содержавшейся в той же ловушке, то не только все древние нефти к настоящему времени должны были бы превратиться в газ, но и большая часть, если не все,
нефтяных залежей, в особенности в древних породах, должны были бы полностью насытиться газом и содержать газовые шапки. Все нефтяные залежи содержат какое-то количество растворенного газа, а многие нефти полностью насыщены газом или близки к полному насыщению им. Этот факт позволяет подойти к суждению о времени аккумуляции нефти. Нефть наиболее подвижна, если ее вязкость наименьшая, а
плавучесть наивысшая, т.е. при давлении, равном давлению насыщения. Если нефтяная залежь полностью насыщена газом, имеет газовую шапку и заполняет всю ловушку до замка складки, это означает, что аккумуляция нефти и газа должна была закончиться здесь ко времени достижения современного пластового давления или, в общем случае, ко времени достижения современной глубины залегания этой ловушки как в результате осадконакопления, так и в результате эрозии. С другой стороны, если нефть недонасыщена растворенным газом, можно сделать вывод, что формирование залежи закончилось раньше, чем была достигнута глубина, соответствующая давлению насыщения¹.
Фиг. 12-17. Изменение объема газа с глубиной.
Газ показан точками. А - газ целиком заполняет сосуд, находящийся в условиях поверхностных давления и температуры; Б - в связи с ростом давления объем газа значительно уменьшился и большую часть сосуда занимает вода; В - дополнительное
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
поступление газа приводит вновь к заполнению всего сосуда газом (эффективная емкость сосуда при повышении давления значительно выше, чем в поверхностных условиях, следовательно, наличие целиком заполненной газом ловушки при высоком давлении является доказательством миграции в эту ловушку дополнительных количеств газа по мере повышения пластового давления); Г - в результате эрозии и снижения пластового давления газ расширяется, объем его увеличивается и избыточное количество газа удаляется из ловушки.
На месторождении Ист-Тексас давление насыщения нефти, заключенной в
песчаниках Вудбайн (верхний мел), составляет 53 атм, а пластовое давление - 100 атм.
Величина давления насыщения соответствует глубине погружения 530 м, что примерно
равно мощности перекрывающих залежь пород до поверхности несогласия между
меловыми и третичными отложениями. Следовательно, к началу периода эрозии меловых
пород ловушка в песчаниках Вудбайн уже была сформирована и емкость ее была
достаточной, чтобы удержать всю нефть и газ, содержащиеся ныне в этой залежи [36].
Поскольку наиболее благоприятные условия для миграции
¹Подобное объяснение не однозначно. Недонасыщенность нефти растворенным газом в современных условиях может быть обусловлена и тем, что нефтяная залежь, сформировавшаяся при пластовом давлении, равном давлению насыщения, затем погрузилась на большую глубину, а дополнительного подтока газа в эту ловушку со стороны не было. Это следует, кстати, и из приводимого ниже автором примера. - Прим. перев.
создаются при пластовом давлении, приближающемся к давлению насыщения, можно полагать, что формирование залежи в песчаниках Вудбайн закончилось ко времени отложения третичных осадков, потому что после этого времени дополнительные количества свободного газа в эту залежь уже не поступали. Последующие тектонические движения привели только к изменению положения залежи в соответствии с изменившимися пластовыми условиями после образования регионального южного наклона продуктивного горизонта Вудбайн.
Еще одно объяснение различного содержания нефти и газа в соседних ловушках предложено Гассоу [37]. Вкратце оно сводится к следующему. Если структурная ловушка заполняется нефтью и газом, то нефть расположится в нижней части ловушки.
Последовательность такого заполнения ловушки показана на фиг. 12-18. В конечном счете нефть может вообще вытесниться газом из данной ловушки и переместиться в следующую по восстанию ловушку, как это показано на фиг. 12-19,
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Фиг. 12-18. Избирательное улавливание нефти и газа [37].
Стадия 1: нефть и газ располагаются выше замка складки и удерживаются в ловушке до тех пор, пока вся вода не будет вытеснена из ловушки и водо-нефтяной контакт не достигнет замка. Стадия 2: газ продолжает удерживаться в ловушке, в то время как нефть оттесняется из нее и движется вверх по восстанию пласта. Стадия 3: газ целиком заполняет ловушку, и избыточное количество его также мигрирует вверх по восстанию пласта.
А, где ловушка 1 соответствует стадии 2 на фиг. 12-18. В последовательной стадии
ловушек, показанной на фиг. 12-19, В, наиболее погруженная ловушка 1 оказывается
целиком заполненной газом, следующая по восстанию ловушка 2 содержит как нефть, так
и газ, ловушка 3 - только нефть и. наконец, самая последняя - только воду. Однако
ловушка 4 также в конце концов может оказаться заполненной нефтью, оттесненной из
ниже расположенных ловушек 1, 2 и 3.
Время образования ловушек. Совершенно очевидно, что аккумуляция нефти и
газа не может происходить до тех пор, пока не будет сформирована ловушка.
Следовательно, если мы знаем время образования ловушки, мы знаем и время, раньше
которого аккумуляция нефти и газа происходить еще не могла. Ловушка может быть
образована в течение одного геологического этапа непосредственно вслед за отложением
будущих продуктивных осадков или значительно позднее. Кроме того, ловушка иногда
формируется на протяжении всей истории коллектора с перерывами и повторными
видоизменениями. Таким образом, первичная аккумуляция нефти в ловушке может
происходить как на ранней, так и на поздней стадии отложения продуктивных пород.
Первичные залежи местами заполняют как весь эффективный объем ловушки, так и
только часть его, в зависимости от того, какая часть ловушки сформировалась раньше, или
от того, была ли ловушка сформирована в течение одного или нескольких геологических
этапов. Трудно представить себе, чтобы нефть и газ образовывались точно на том же
самом месте, где много времени спустя сформировалась и ловушка. Почему, например,
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
аккумуляция нефти и газа в ордовикских песчаниках должна была происходить точно на
том же месте, где первые признаки складкообразования появились только в
Пенсильвании? Нефть и газ не могли быть такими «предусмотрительными». Но тогда мы
должны предположить, что нефть и газ поступили в ловушки откуда-то со стороны уже
после того, как эти ловушки начали формироваться (в нашем примере - после первого
пенсильванского складкообразования), и что окончательная емкость ловушки была
достигнута только после последнего образования складок и регионального наклона слоев.
Фиг. 12-19. Схема вытеснения нефти в серии последовательных ловушек [37].
А - ловушка 1 находится в положении стадии 2 фиг. 12-18, нефть из этой ловушки оттесняется в ловушку 2, ловушки 3 и 4 заполнены пластовой водой. Б - нефть из ловушки 1 полностью переместилась в ловушку 2, последняя заполнена этой нефтью до предела, поэтому избыточное количество нефти мигрировало в ловушку 3; ловушка 1 нацело заполнена газом. В - ловушка 1 остается без изменений, а в ловушке 2 образовалась газовая шапка за счет избыточного количества газа, мигрировавшего в нее из ловушки 1; ловушка 3 целиком заполнена нефтью, а ловушка 4 - водой, однако ловушка 4 является ближайшей к ловушке 3 и будет заполняться нефтью по мере удаления ее из этой ловушки.
Время образования ловушки можно установить разными способами. Один из
графических способов показан на фиг. 12-20. Ловушка 1 образована выклинивающимся
песчаным пластом. Время ее образования относится к моменту перекрытия песка
вышележащими глинами, т.е. ко времени а. Это наиболее ранняя ловушка. Ловушка 2
сформировалась после образования сброса в течение времени, прошедшего до
образования поверхности несогласия, т.е. до времени b. Коллектор ловушки 3 возник во
время перерыва в осадконакоплении, в период эрозии, а сама ловушка - после отложения
перекрывающих глин, т.е. ко времени с. Ловушка 4 образовалась в песчаной линзе ко
времени d, а ловушки 5 и 6 - во время складкообразования, т. е. после образования пласта
е, поскольку он параллелен обеим этим складкам. В это же время сформировалась и
ловушка 7, но нефть через этот участок уже прошла ранее и заполнила ловушку 1 в
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
течение периода е, вследствие чего ловушка 7 оказалась пустой: в короткий период от времени отложения пласта е до настоящего времени нефть и газ в нее не поступали.
Пример определения возраста тектонически экранированной ловушки приведен на фиг. 12-21. До образования сброса ловушки в известняках Эдварде не было. Ловушка, а
затем и залежь нефти образовались после отложения глин формации Индио, в настоящее время обнажающихся на поверхности. Другой пример - одно из типичных месторождений грабена Суэцкого залива - приведен на фиг. 12-22. Предмиоценовое сбросообразование привело к формированию ловушек в меловых и каменноугольных известняках и песчаниках. Позднее эти отложения были эродированы, и большая часть нефти оказалась уничтоженной. Затем ловушки снова были запечатаны несогласно залегающими глинами и ангидритами миоцена. И только тогда эти ловушки стали вместилищами ныне заключенных в них скоплений нефти. Несколько более сложный случай представляет фиг.
12-23, где показан разрез месторождения Вошелл в округе Макферсон, Канзас. На фиг. 12-
23, А приведено положение структуры к концу отложения глин Киндерхук. Совершенно очевидно, что к этому времени локальной антиклинальной складки еще не существовало.
Однако уже видно выклинивание известняков Хантон (девон - силур), которые в настоящее время образуют стратиграфическую ловушку на южном крыле структуры Вошелл.
Фиг. 12-20. Схематический разрез, иллюстрирующий метод определения времени образования ловушки.
Цифрами (1-7) показаны ловушки, ныне содержащие залежи нефти.
Сформировалась ловушка и в песчаной линзе Майсенер (миссисипий). На фиг. 12-23, Б
показано положение структуры к началу пенсильванского времени (все допенсильванские породы смяты в складку), а на фиг. 12-23, В - положение структуры к концу отложения формации Лансинг. Антиклинальная складка здесь нарушена взбросом. В складку смяты как допенсильванские породы, так и отложения от подошвы Пенсильвания до кровли
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
формации Лансинг. Это складкообразование иаложилось на допенсильванское складкообразование, обусловив формирование значительного количества новых ловушек для нефти и газа. Последующее складкообразование также привело к созданию большого количества новых ловушек. Таким образом, в образовании ловушки в ордовикских отложениях месторождения Вошелл можно выделить три этапа: допенсильванский,
предлансингский и предсовременный. Каждый прирост структуры приводил и к соответствующему увеличению эффективного объема ловушки, содержащей в настоящее время основные запасы нефти этого месторождения.
Два периода миграции нефти можно выделить для таких залежей, как Гастингс и Ван в Техасе (см. стр. 146). На разрезе месторождения Гастингс (фиг. 12-24) видна газовая шапка на опущенном по сбросу крыле. Это значит, что первый этап аккумуляции и формирование газонефтяной залежи произошли до сбросообразования, а затем, во второй этап, один из блоков месторождения опустился, и газовая шапка оказалась расположенной гипсометрически ниже, чем чисто нефтяные залежи в других блоках. Единый водо-
нефтяной нтакт свидетельствует о хорошей сообщаемости различных пластов продуктивной толщи Коккфилд (эоцен) под перекрывающими породами Марджинулина,
несмотря на сложную систему сбросов, разбивающих месторождение на серию приподнятых и опущенных блоков. Центральный грабен препятствует перемещению газовой шапки в более высокую часть структуры (см. на фиг. 8-17 структурную карту месторождения).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Фиг. 12-21. Разрез месторождения Дарст-Крик, округ Гуаделуп, Техас (МсСа11um,
Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 17, p. 26, Fig. 3, 1933).
Типичными ловушками в данном регионе являются слабоизогнутые пласты, осложненные сбросами. Так как величина смещения пластов по сбросу одинакова и на поверхности и в продуктивном известняке Эдварде, время образования сброса более позднее, чем возраст отложений, выходящих на поверхность. Следовательно, ловушка образовалась после отложения формации Индио, а залежь нефти - через некоторое время после образования ловушки.
Фиг. 12-22. Разрез типичного месторождения в миоценовом грабене Суэцкого залива (Weeks, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, p. 2118, Fig. 25, 1952).
Залежи приурочены к миоценовым органогенным рифам, располагающимся выше поверхности несогласия, и к пористым известнякам и песчаникам, залегающим под этой поверхностью. Последние не могли образоваться до запечатывания эродированных известняков и песчаников глинами и ангидритами.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Фиг. 12-23. История формирования структурной ловушки на месторождении Вошелл, округ Макферсон, Канзас (Bunte, Fortier, Stratigraphic Type Oil Fields, p. 111,
1941).
Один из методов графического определения времени образования ловушки, а
следовательно, и нижнего предела времени аккумуляции нефти и газа, показан на фиг. 12-
25. Высота прямоугольника соответствует интервалу времени от образования продуктивного пласта до настоящего времени.
Ширина зачерненной части прямоугольника характеризует степень эффективной емкости ловушки, образовавшейся в то или иное время. А - ловушки типа линз, рифов и изолированных песчаных скоплений. Б - ловушки, формировавшиеся в результате неоднократного последовательного складкообразования. Такие ловушки характерны для многих продуктивных пластов ордовика в Мид-Континенте, которые впервые были смяты в складки в течение пенсильванского времени. В - ловушки, сформированные в течение
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
одного
Фиг. 12-24. Разрез месторождения Гастингс, расположенного к югу от Хьюстона,
Техас (На1bоutу, Houston Geol. Soc. Guidebook, 1953).
периода складкообразования. К этому типу относятся ловушки в пенсильванских песчаниках Скалистых гор, образовавшиеся в раннетретичное время. Г - ловушки наиболее позднего заложения, такие, например, как в третичных продуктивных горизонтах Калифорнии, образовавшиеся в течение плейстоценового времени. Светлая часть прямоугольника характеризует отсутствие ловушки, а следовательно, и
возможности аккумуляции
Фиг. 12-25. Метод графического определения времени образования ловушек.
нефти и газа в соответствующий этой части графика период. Возникает вопрос, где же была нефть в этот период?
Из всего изложенного относительно времени аккумуляции должен быть сделан вывод, что формирование некоторых залежей может происходить даже при незначительной миграции, т.е. что источник нефти и газа содержится в самой ловушке или в непосредственной близости от нее. В других случаях нефть и газ безусловно мигрировали извне, причем иногда из областей, расположенных довольно далеко от современных залежей. Эта миграция могла быть ранней или поздней, одноили многократной, происходившей на разных этапах геологического времени - от времени образования продуктивных отложений до современности.