авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 9 |

«Министерство образования Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет А.И. Дьяконов, Б.А. Соколов, Ю.К. Бурлин ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ...»

-- [ Страница 3 ] --

Природные резервуары разнообразной прихотливой формы возникают в них в процессе катагенеза, и само возникновение или увеличение пустот связано с ге нерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой минеральной мат рицы породы. Не вдаваясь в детали, можно сказать, что в глинистых породах вследствие трансформации глинистых минералов, выделения связанной воды, генерации из органического вещества жидких продуктов и газов на определен ной глубине возникают зоны разуплотнения. Какой-то участок породы вследст вие роста внутреннего давления пронизывается системой трещин, и возникает природный резервуар, ограниченный со всех сторон менее измененными поро дами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Са лымское и др. нефтяные месторождения), в майкопской глинистой серии Став рополья (Журавское и Северо-Ставропольское газовые месторождения).

Несколько по-иному происходят процессы в кремнистых толщах биоген ного происхождения. На первых этапах "ажурная" структура створок диатоми товых водорослей и других организмов создает возможность существования природных резервуаров. В последующем в кремнистых толщах при повышен ном содержании сапропелевого органического вещества протекают процессы, сходные с процессами в глинистых толщах. Образующиеся углеводороды за нимают пустоты в возникшей к этому времени глобулярной структуре мине рального скелета. При дальнейшем усилении катагенеза происходит растрески вание, и связанная система трещин способствует образованию резервуара пла стового или массивного типов. На шельфе Калифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена про мышленно нефтеносны. Самым крупным является сингенетичное нефтяное ме сторождение Пойнт-Аргуэльо. На Сахалине также открыто два месторождения в таких толщах. Сходным образом возникают природные резервуары в глини сто-карбонатных богатых органическим веществом так называемых доманико идных толщах верхнедевонского возраста.

Что касается вулканогенных пород, то резервуары в них приурочены к туфам и другим разностям, пустотность которых связана с выходом газов из лавового ма териала или вторичным выщелачиванием. Нефтеносность их всегда эпигенетична.

Регионально нефтеносным является, например, осадочно-туфогенный вулканоген ный комплекс эоценового возраста Восточной Грузии и Западного Азербайджана.

Здесь открыто несколько месторождений, в том числе наиболее крупное Самгори.

Примером преимущественно газоносного эффузивного комплекса может служить формация "зеленых туфов" палеогенового возраста в Японии. Здесь резервуар мас сивного типа образован измененными туфами и лавами риолитов.

В составе фундамента нефтегазоносность бывает связана с метаморфиче скими и интрузивными породами. Большей частью природные резервуары в них возникают за счет выветривания, проработки гидротермальными раствора ми и других вторичных изменений. Притоки нефти получены из коры выветри вания гранитно-метаморфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. Притоки нефти и газа из кри сталлических пород бывают весьма значительны. На площади Оймаша на Юж ном Мангышлаке отмечены значительные притоки нефти и газа из зоны вто рично измененных гранитов. Природный резервуар здесь образовался за счет выщелачивания, дезинтеграции и образования гранитной дресвы. Процессы выветривания и тектонического дробления создают в кристаллических породах локальные резервуары, ограниченные плотными менее измененными породами.

Рассмотренная выше характеристика нефтегазоносных комплексов, являю щаяся основой типизации входящих в них природных резервуаров, позволяет по соотношению пород коллекторов с ограничивающими их плохо проницаемыми породами выделить, как было предложено ранее И.О. Бродом и Н.А. Еременко (1956), пластовый, массивный и литологически ограниченный неправильной (в частном случае линзовидной) формы.

Пластовый резервуар, являющийся наиболее распространенным, харак теризуется сравнительно однородным коллектором, ограниченным на значи тельной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Мощ ность его более или менее выдержана повсюду в области распространения, хотя на тех или иных локальных участках он может выклиниваться. Изменение со става и свойств коллекторов в пластовых резервуарах обычно происходит по степенно. Иногда он может быть представлен тонким переслаиванием пород, причем плохо проницаемые маломощные разделы могут выклиниваться. Пла стовый природный резервуар обычно представляет единую гидродинамическую систему. Наиболее характерное движение флюидов – боковое по пласту.

Массивный резервуар представлен мощной толщей проницаемых пород, перекрытой сверху и ограниченной с боков плохо проницаемыми породами.

Обычно такой резервуар приурочен к какому-либо крупному структурному, эрозионному или биогенному выступу. Коллекторы, слагающие природный ре зервуар, могут быть однородными и неоднородными. По составу это могут быть как осадочные, так и метаморфические и изверженные породы. Такой ре зервуар может состоять из коллекторов, относящихся к разновозрастным тол щам, даже разделенных перерывами. На месторождении Панхэндл-Хьюготон в США газоносный резервуар образован грубозернистыми песками, конгломера тами и валунами допенсильванского (верхнекарбонового) возраста, трещинова тыми известняками пенсильванского возраста и доломитами ранней нижней (рис. 19). На газовом месторождении Лак (Франция) коллектор, содержащий залежь, включает 600-метровую толщу карбонатных пород и песчаников не окомского и верхнеюрского возраста. Весь резервуар может быть поделен на зоны с различной пористостью и проницаемостью. Боковое движение флюидов в массивных резервуарах не происходит в таких больших масштабах, как в пла стовых, и вполне соизмеримо с вертикальным. Иногда массивные резервуары имеют непосредственную связь с пластовыми.

1 – соленосные отложения;

2 – свита ангидрита;

3 – свита доломита;

4 – свита серых известняков;

5 – выветрившийся гранит;

6 – гранит;

7 – накопление обломков гранита;

8 – газ;

9 – нефть.

Рис. 19. Разрез месторождения Панхендл-Хьюготон, США (по А.И. Леворсену) Литологически ограниченный резервуар неправильной формы, кроме линз песчаников в глинах, включает все участки повышенной пористости и проницаемости, которые могут возникать в различных породах по разным при чинам (зоны дробления, выщелачивания и т.п.). На месторождении Мурадхан лы в Азербайджане на глубине свыше 3000 м в стометровом интервале разреза встречена залежь нефти в андезитах, базальтах и туфах верхнего мела. Выделе но четыре зоны выщелоченных и трещиноватых эффузивных пород, содержа щих нефть и являющихся примером ограниченных локальных резервуаров.

Этот тип резервуара является замкнутой изолированной системой с ограничен ной циркуляцией флюидов.

Форма, размер и пористость пород резервуара характеризуют его вмести мость. Они определяют его энергетический запас. У пластовых резервуаров он, как правило, наибольший, так как флюиды, создающие напор, подтекают с ог ромной площади.

Природные резервуары в пределах нефтегазоносных бассейнов различают ся также по степени непрерывности своего развития. По этому признаку можно выделить следующие их разновидности:

1. Общебассейновые, выдержанные по всей площади бассейна. Чаще все го это пластовые резервуары.

2. Зональные, приуроченные лишь к отдельным частям бассейна и опре деленным структурным или фациальным зонам. Наиболее характерным приме ром являются зоны рифовых массивов.

3. Локальные резервуары, сложенные коллекторами ограниченного раз вития в пределах локальных структурных элементов;

это верхние выветрелые зоны интрузий, кэпрок и соляных куполов и пр.

Различным формациям часто свойственны различные по характеру при родные резервуары. В мощных карбонатных толщах часто образуются массив ные резервуары в структурных выступах (верхнемеловые известняки на Север ном Кавказе, палеогеновые известняки свиты "асмари" на Ближнем Востоке). К субформации рифов также приурочены массивные резервуары в биогенных или эрозионно-биогенных выступах (пермские рифовые массивы Предуралья). К терригенным (молассовым и другим) формациям чаще всего приурочены пла стовые резервуары.

На облик резервуара оказывает влияние фациальная ландшафтная обста новка. В зонах развития песчаных кос, береговых валов (баров) в мелководной части моря или в области распространения дюн на берегу образуются резервуа ры линзовидной формы. Таким примером является залежь Барбенк в Оклахоме, приуроченная к островерхому бару в пенсильванских отложениях. К такому же типу резервуара относится ископаемый бар Барбенк (Оклахома, США). Его схематический поперечный разрез представлен на рис. 20. Песчаные бары ино гда образуют вытянутые на сотни километров зоны, с которыми связаны десят ки месторождений нефти и газа.

Рис. 20. Поперечный разрез ископаемого бара Барбенк (Оклахома, США) Формирование крупных резервуаров связано с дюнами. В британском сек торе Северного моря основными резервуарами газовых месторождений явля ются песчаники эоловых дюн ("барханов"), образовавшихся в пустыне ранне пермского времени (свита ротлигендс "красный лежень"). Мощность песка в них достигает 200 м. Он состоит из хорошо отсортированных округлых зерен с гематит-глинистым и ангидрит-доломитовым цементом.

Среди других примеров влияния фациальных условий можно привести так называемые рукавообразные ("шнурковые") залежи в аллювии погребенных речных долин, типичной из которых является Ширванская залежь в песках по гребенного русла реки в майкопской толще Краснодарского края. Подобные примеры можно привести и по другим районам.

На рис. 21 показано, как сохранились аллювиальные отложения ранне каменноугольного времени и нефтяные месторождения в них в эрозионных врезах, приуроченные к поверхности карбонатов ордовика на месторождении Эльдорадо, США. Эти песчаные тела являются резервуарами и определяют места скопления нефти. Во всех этих случаях литологический и палеогеогра фический факторы имеют первостепенное значение для образования природно го резервуара.

Залежи: 1 – оконтуренные, 2 – неоконтуренные.

Рис. 21. "Шнурковые" залежи нефти и газа в округах Эндерсон и Лин (Канзас) (по Ричу, 1935) I.1.7. Коллекторы нефти и газа Коллекторами нефти и газа называются породы, слагающие природные ре зервуары, способные вмещать подвижные вещества (воду, нефть, газ) и отда вать их в естественном источнике или в горной породе при разработке в данной термобарической и геохимической обстановках. В качестве коллекторов могут выступать все известные разновидности горных пород (в одном из месторож дений Восточной Туркмении даже в толще соли содержится небольшое скоп ление газа).

Различают гранулярные (межзерновые), трещинные, кавернозные и био пустотные коллекторы. Часто встречаются промежуточные разности, особенно трещинно-кавернозные и гранулярно-трещинные.

Гранулярными являются в основном песчано-алевритовые породы и не которые разности карбонатных – оолитовые, обломочные известняки, а также остаточные породы (дресва выветривания). Пустоты коллекторов представлены порами.

Трещинными коллекторами могут быть осадочные породы, извержен ные и метаморфические. Трещины определяют, главным образом, проницае мость этих образований.

В качестве трещинных коллекторов среди осадочных пород чаще всего выступают карбонатные, но бывают и песчано-алевритовые и даже глинистые, которые ранее могли являться нефтегазопроизводящими.

Кавернозные коллекторы чаще всего связаны с зонами выщелачивания с образованием пустот (каверн, пещер) в карбонатных и эвапоритовых толщах. В качестве основного процесса, образующего пустоты, чаще всего выступает кар стообразование.

Биопустотные коллекторы связаны с органогенными карбонатными поро дами, пустоты носят внутрискелетный и межскелетный характер.

Характеризуя породу-коллектор, необходимо, прежде всего, учитывать ее емкость, т.е. способность вмещать в себя определенный объем нефти и газа, и способность отдавать – пропускать через себя нефть и газ. Первое свойство контролируется пористостью пород, а второе – ее проницаемостью.

Пористость горных пород. Суммарный объем всех пустот в породе, вклю чая поры, каверны, трещины, называют общей или абсолютной (теоретиче ской) пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или процентах. Часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не охватываются потоком флюида при раз работке. Кроме того, изолированные поры могут быть заполнены водой или га зом. Поэтому выделяют открытую пористость – отношение объема открытых пор к объему породы.

Открытая пористость всегда меньше теоретической. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. От ношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью, которая выражается в долях единицы или процентах. Эффектив ная пористость всегда должна определяться по отношению к конкретному флюиду и к пластовым условиям. Ее определение возможно методами ГИС или специальными промысловыми исследованиями. Иногда используется понятие приведенной пористости, представляющей отношение объема пор к общему объему матрицы породы.

В природных условиях пористость песчано-алевритового коллектора зави сит прежде всего от характера укладки зерен, от степени их отсортированности, окатанности, наличия, состава и качества цемента. Кроме того, пористость за висит от проявления и сохранения разного размера каверн и трещиноватости вследствие вторичных процессов выщелачивания, перекристаллизации, до ломитизации и др. Большое влияние на геометрию порового пространства ока зывают структура и текстура пород-коллекторов. Под структурой пород пони маются внешние особенности зерен породы: их форма, характер поверхности зерен и т.д.;

под текстурой характер взаимного расположения зерен породы и их ориентация. В частности, слоистость является одним из важнейших и широ ко распространенных признаков текстуры.

Существенное влияние на взаимодействие пород-коллекторов с флюидом оказывает величина поверхности пор. В обломочных породах общая поверх ность пор находится в обратной зависимости от размера частиц и характеризу ется величиной удельной поверхности:

6 (1 f ), см-1, Sy = D где f – коэффициент пористости;

D – средний диаметр зерен, см.

Плотность осадочных горных пород определяется в пределах от 1,5 до 2,6 г/см3 и для обломочных образований находится в обратной зависимости от пористости.

Карбонатные породы, как уже отмечалось, часто являются коллекторами.

Первичная пористость характерна для биогенных пород, обломочных известня ков, онколитовых, сферолитово-сгустковых и оолитовых их разностей. Она су щественно изменяется уже в диагенезе когда происходит выщелачивание, пе рекристаллизация и доломитизация. Первый их этих процессов имеет опреде ляющее значение для карстообразования. Карстообразование может начаться еще в зонах повышенной трещиноватости пород. Кавернозные известняки явля ются наиболее емкими коллекторами. К сожалению, часто образовавшиеся ка верны заполняются кальцитом позднейшей генерации и другими новообразова ниями. Процессы доломитизации могут увеличить емкость коллектора до 12%, а процессы сульфатизации и окремнения существенно ее снизить. В массивных известняках и доломитах основная емкость коллектора формируется, как прави ло, благодаря трещиноватости, достигая 2 3%.

Наиболее распространенным методом определения пористости является объемный метод, основанный на точной фиксации объема заполняющей поры жидкости.

Проницаемость горных пород. Под проницаемостью понимается способ ность пород пропускать через себя флюиды. Опытным путем было определено (Дарси), что скорость установившейся фильтрации пропорциональна перепаду давления:

V = Кп 1/м2, где V – скорость фильтрации, м/с;

m – динамическая вязкость, Па с;

р – пере пад давления на отрезке А1, Па/м;

Кп – коэффициент проницаемости, м2.

Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости Кп, м2. Определение проницаемости горных пород, наряду с указанным харак тером размерности (Кп, м2), может выполняться также в Д (Дарси) и мД;

при этом для перевода используется соотношение: 1Д = 10-15 м2.

Проницаемость зависит от размера пор, их взаимосообщаемости и конфигу рации, размера зерен, плотности их укладки и взаимного расположения, отсор тированности, цементации и трещиноватости. Величина коэффициента прони цаемости не зависит от природы фильтрующейся жидкости через образец порис той среды и от времени фильтрации. Однако в процессе эксперимента наблюда ются и некоторые отклонения. Так, при фильтрации жидкостей в рыхлых кол лекторах и наличии весьма мелких фракций песка возможна перегруппировка зерен породы (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами, из меняющими проницаемость среды. Частицы, находящиеся в нефти во взвешен ном состоянии, при выпадении вызывают частичное закупоривание пор, снижая проницаемость.

В результате выделения смолистых веществ, содержащихся в сырой неф ти, происходит отложение их на поверхности зерен породы-коллектора, что приводит к уменьшению поперечного сечения поровых каналов. При фильт рации воды в коллекторах, содержащих небольшой процент глинистого мате риала в составе песчаника, глины разбухают, что вызывает уменьшение сече ния поровых каналов. При воздействии пластовых вод, особенно агрессивных, на кремнезем возможно образование коллоидального кремнезема в поровых каналах – это также ведет к их закупориванию. Из глинистых минералов, по данным Т.Т. Клубовой (1984), максимально снижают проницаемость пород минералы монтмориллонитовой группы. Примесь 2% монтмориллонита к крупнозернистому кварцевому песчанику снижает его проницаемость в 10 раз, а 5% монтмориллонита в 30 раз. Этот же песчаник с примесью каолинита до 15% все еще сохраняет хорошую проницаемость (соответственно 150 и 100-110 мД).

Вопрос о связи между собой двух основных параметров коллекторов – по ристости и проницаемости пор – достаточно сложен. Проницаемость наиболее тесно связана с размерами пор и их конфигурацией, в то время как общая по ристость по существу не зависит от размера пор. Если в поровых коллекторах проницаемость пропорциональна квадрату диаметра пор, то в трещинных кол лекторах она пропорциональна кубу раскрытости трещин. Проницаемость и пористость в зоне разрывных дислокаций зависят от условий и степени запол нения их при перекристаллизации и вторичной цементации.

Подавляющая часть коллекторов представлена породами осадочного про исхождения, но встречаются среди них и другие типы. Так, например, на Ша имском месторождении в Западной Сибири нефть залегает в выветрелых гра нитах эрезионного выступа фундамента. В месторождении Литтон-Спрингс в Техасе нефть залегает на контакте серпентинитов и вмещающих их известняков (рис. 22).

Рис. 22. Схематический разрез месторождения Литтон-Спрингс в Техасе На Кубе нефть получают из серпентинитов. В месторождении Фибро в Мексике часть подземного резервуара образована изверженными породами ос новного состава. В Японии некоторые залежи газа связаны с туфами и лавами.

Залегает нефть и в коре выветривания фундамента, сложенного изверженными и метаморфическими породами.

По данным, полученным в результате изучения свыше 300 крупнейших месторождений в мире, запасы нефти распределяются в коллекторах следую щим образом: в песках и песчаниках – 57%;

в известняках и доломитах – 42%;

в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и извержен ных породах – 1%.

Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла территории СССР приурочено к основным продуктивным пластам терригенного состава (меловые отложения Западной Сибири, карбон и девон Русской плиты).

Из литолого-фациальных разновидностей среди терригенных пород в ка честве нефтегазоносных наиболее часто встречаются нормальные морские мел козернистые песчаники и алевролиты. Реже всего нефтегазоносность связана с конгломератами и породами частого флишевого переслаивания.

С карбонатными коллекторами в настоящее время связано меньше разве данных запасов нефти и газа, чем с терригенными. Отчасти это может быть объяснено недостаточной разведанностью карбонатных пород. Широкое разви тие карбонатных коллекторов предполагается в пределах Восточно-Сибирской платформы.

Как следует из сказанного выше, глинистые толщи имеют весьма широкое распространение. Глины выполняют роль вмещающей среды или локальных покрышек, роль коллекторов заключенные в них прослои или линзы песков, песчаников, карбонатных пород. Однако еще в начале XX столетия были полу чены притоки нефти и газа и непосредственно из глин в Калифорнии (США), затем в других районах мира и, наконец, из битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири. Как правило, глины, выполняющие роль коллектора, подверглись существенным изменениям в процессе литогенеза (в основном различных уровней эпигенеза), что идентифицируется нами с процессами ката генеза органического вещества.

Эти глинистые породы по существу занимают промежуточное положение между собственно глинами и глинистыми сланцами. По мнению Т.Т. Клубовой (1984), они преимущественно гидрослюдистые, содержат значительное количест во рассеянного ОВ, окремнелые. Наличие жесткого каркаса из кремнекислоты и сорбированного глинистыми минералами ОВ, гидрофобизировавшего поверх ность монтмориллонитов из частиц глинистых минералов, а значит и зоны кон такта их друг с другом и с другими микрокомпонентами пород, обусловливают их промышленную емкость. Именно гидрофобизация зон контактов предопределила их достаточно легкое разъединение, а впоследствии и отдачу той нефти, которая в них заключалась (Т.Т. Клубова, 1984). Формированию емкостного пространства способствует также тектоническая активность.

Пористость коллекторов обусловлена наличием пор различного размера или трещин. Выделяются макропоры (1 мм). Среди последних различают сверхкапил лярные размером от 1 до 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм и субкапилляр ные поры размером 0,0002 мм. Породы, обладающие субкапиллярными порами, для нефти практически непроницаемы;

к ним, в частности, относятся глины.

Изучение терригенных коллекторов, выполненное Г.Н. Перозио, Б.К. Про шляковым, П.А. Карповым, Е.Е. Карнюшиной, Р.Н. Петровой, И.М. Горбанец и др., показало тесную корреляционную зависимость между типом коллекторов и величиной открытой пористости, с одной стороны, и уровнем катагенетического преобразования их с глубиной, с другой. Определяющими при этом являются процессы уплотнения пород-коллекторов и трещиннообразование. Данные Б.К. Прошлякова по Прикаспийской впадине показывают, что соответствующее уплотнение и активное трещиннообразование происходит на глубине 3,5-4,0 км, а образующаяся при этом трещинная пористость составляет около половины всего объема пор, а трещинная проницаемость измеряется тысячами миллидар си. Наглядное представление о типах коллекторов в терригенных породах и влиянии катагенеза в процессе погружения их дает сводная таблица, составлен ная Е.Е. Карнюшиной (табл. 2).

Таблица Типы коллекторов в терригенных породах в разных зонах катагенеза (по Е.Е. Карнюшиной) Складчатые области Платформенные области Северный Сахалин Воронежская антеклиза катагенеза Градации (Карпов, 1977) (Амосов, Уткина, 1975) Коллектор – полимиктовые Коллектор - кварцевые песчаники песчаники Тип Глубина, Пор., Тип Глубина, Пор., км % км % Поровый 4,0 40 ПК1.2 Поровый 2,7 38 ПКз 25 МК1 Порово- 4,8 10 МК2 трещинный Трещинный 5,2 3 МК3 Порово- 4,0 трещинный МК4 МК5 Порово- 5,2 5, трещинный и AK1 трещинный АК2 1, АК3 1, Для сравнения, по данным И.М. Горбанец (1977), трещиннообразование в кварцевых и глауконито-кварцевых алевролитах верхнего эоцена Западно Кубанского прогиба Скифской эпигерцинской плиты начинается с глубины около 4,0 км. В интервале разреза от 0,6 до 5,0 км выделяются следующие зо ны распределения различных типов коллекторов: I тип (до 3,5 км) поровые;

II (3,5-4,5 км) преобладание трещинно-поровых при наличии всех остальных типов;

III (глубже 4,5 км) трещинные.

Существует основная классификация пор, каналов и других пустот по раз мерам на основе различия основных сил, вызывающих движение флюидов.

М.К. Калинко составил общую классификационную таблицу всех видов пустот в зависимости от их морфологии и размеров (табл. 3;

пределы отклонения раз меров указаны в каждом конкретном случае).

Таблица Классификация пор и пустот в горных породах (по М.К. Калинко) По морфологии пустот Поры, каверны, Размеры, Каналы Трещины мм пещеры Поры Каналы Трещины 0,0002 субкапиллярные 0,0002-0,001 микропоры микропоровые микротрещины (0,0001-0,001) 0,001-0,01 тонкие тонкопоровые волосные 0,01-0,1 очень мелкие очень мелкопоровые тонкие (0,01-0,05) 0,1-0,25 мелкие мелкопоровые очень мелкие 0,25-0,5 средние среднепоровые средние (0,1-0,5) 0,5-1 крупные крупнопоровые крупные 1-2 грубые грубопоровые грубые Каверны 2-20 мелкие мелкокаверновые макротрещины (2-5) широкие макро трещины (5-20) 20-100 средние среднекаверновые весьма широкие макротрещины (20-50) 100-200 крупные крупнокаверновые весьма широкие макротрещины (более 50) Пещеры 200-1000 мелкие - 1000-2000 средние - Более 2000 крупные - А.А. Ханин применяет иную, чем М.К. Калинко, градацию пор по размерам, выделяя макропоры крупнее 1 мм и микропоры меньшие, чем эта величина.

Комплексное использование основных отмеченных выше параметров по род-коллекторов позволило предложить на базе рекомендаций А.А. Ханина и др. в качестве практической (промышленной) следующую классификацию кол лекторов, различающихся по величине пористости и проницаемости.

К коллекторам первого класса относятся коллекторы с эффективной по ристостью свыше 26% и проницаемостью – свыше 1000 мД;

второго класса – коллекторы с эффективной пористостью от 18 до 26% и проницаемостью – от 500 до 1000 мД;

третьего от 12 до 18% и проницаемостью – от 500 до 100 мД;

четвертого от 8 до 12% и от 100 до 10 мД;

пятого класса от 4,5 до 8% и от 10 до 1 мД. Породы-коллекторы, имеющие эффективную пористость менее 4,5% и проницаемость ниже 1 мД, промышленного значения не имеют, образуя коллекторы шестого класса. Наиболее полные классификации карбонатных коллекторов разработаны Е.М. Смеховым и др. (1962) и М.К. Калинко (1957).

Обычно карбонатные коллекторы разделяются на три большие группы: меж зерновые, межагрегатные и смешанные. Группа межзерновых коллекторов включает несколько типов в зависимости от состава вещества, заполняющего межзерновые пространства, и степени заполнения, а межагрегатных две под группы: порово-каверновые и трещинные коллекторы;

пористость последних не превышает, как правило, 1,72%.

I.1.8. Покрышки (флюидоупоры) для нефти и газа Породы-покрышки, или флюидоупоры, должны обладать абсолютной или почти абсолютной удерживающей способностью для нефти и газа, т.е. практиче ски полным отсутствием проницаемости и способностью надежно экранировать залежь углеводородов. К числу идеальных флюидоупоров относятся различные пластичные образования и прежде всего галогенные, сульфатные и другие поро ды. Возможность герметически изолировать скопление нефти или газа определя ется часто не столько величиной мощности флюидоупора, сколько степенью его пластичности. Все упомянутые выше свойства пород-флюидоупоров тесно свя заны с термобарической и геохимической обстановками.

Вероятно наиболее подходящим определением покрышки будет: порода, которая для данного типа флюида при определенных термобарических услови ях препятствует началу фильтрации. Таким образом, свойства породы как по крышки для того или иного флюида будут различными, одна и та же порода по отношению к конкретному флюиду может приобретать или наоборот терять свойства покрышки.

По сочетанию экранирующих способностей флюидоупоров предлагается выделять три вида глинистых покрышек (Н.А. Еременко и др., 1978). Флюидо упоры первого типа характерны для уплотняющихся глинистых толщ, развитых в областях молодого прогибания земной коры, имеющих аномально высокие давления поровых вод. Экранирующая способность этих покрышек определяется величиной капиллярного давления на границе коллектора и флюидоупора, поро вым давлением воды, насыщающей породу-покрышку, ее начальным градиентом давления и соотношением гидравлических сил по разрезу. Если учесть, что ве личина капиллярного давления для таких покрышек (группы 1 и 2 по А.А. Хани ну, 1969) может превышать 100 кгс/см2, то покрышки первого типа можно счи тать способными удержать залежь нефти любой высоты.

Флюидоупоры второго типа свойственны породам, уплотняющимся ниже предела пластичности и потерявшим способность к разбуханию в контакте с водой. Такие породы не содержат набухающих глинистых минералов (бейде лит, монтмориллонит и др.), а воды – поверхностно-активных веществ, и по этому поровая вода в них не имеет начального градиента давления. Такие флюидоупоры отмечаются, в основном, в пределах молодых и древних плат форм в палеозойских и мезозойских отложениях, где четко выраженных АВПД не наблюдается.

Флюидоупоры третьего типа характерны для пород с жестким скелетом и интенсивной трещиноватостью. Они распространены, главным образом, на древних платформах в районах с низкой тектонической активностью, не имею щих заметной гидродинамической расчлененности разреза. Качество этих флюидоупоров существенно ниже первых двух типов.

Среди карбонатных пород, экранирующих залежи нефти и газа, встреча ются известняки микро- и тонкозернистые, массивные и слоистые. Почти все известняки в той или иной степени доломитизированы и подвержены трещино образованию, что значительно ухудшает их экранирующие свойства, карбонат ные породы со значительной примесью глинистого вещества имеют слоистую текстуру, что, как правило, ведет не к улучшению, а к ухудшению экранирую щих свойств вследствие возникновения ослабленных зон на контакте разных по литологическому составу участков.

Гидрохимические покрышки довольно широко распространены и пред ставлены каменной солью, гипсами, ангидритами, реже другими сульфатами или их переслаиванием с глинами. Лучшие свойства их в качестве флюидоупо ров подтверждаются пластичностью пород. Появляющаяся в них местами тре щиноватость полностью "залечена" вторичными солями или битумами. Ло кально керн пропитан эпигенетической нефтью, битумами или асфальтом.

Флюидоупорные свойства пород-покрышек определяются не только вели чиной их мощности, но, главным образом, абсолютной проницаемостью по газу и давлением прорыва газа. По значениям последних, согласно существующей классификации А.А. Ханина (1969), выделяется пять классов пород-покрышек (табл. 4), являющихся надежной основой практической оценки их качества по степени экранирования углеводородных скоплений.

Таблица Классификация А.А. Ханина (1969) флюидоупорных свойств пород-покрышек Группа Экранирующая Абсолютная Давление прорыва газа, м2/МПа способность проницаемость по газу, мД/ат - 10-21 м2/12 МПа 1. Весьма высокая 10 мД/120ат 10-5мД/80ат 10-20 м2/8 МПа 2. Высокая 10-4мД/55ат 10-19 М2/5,5 МПа 3. Средняя 10-3мД/ЗЗат 10-18 м2/З,З МПа 4. Пониженная 10-2мД/5 ат 10-17м2/0,5 МПа 5. Низкая I.1.9. Фациально-формационная основа нефтегазоносности В понимании российских, в т.ч. советских, и большинства зарубежных ученых понятие "формация", как отмечалось выше, является историческим, т.е.

характеризующим определенный этап развития, и в этом отношении полностью соответствует стадийности развития осадочно-породных нефтегазоносных бас сейнов. При выделении формаций берется главное и основное – состав образо ваний, затем эти отложения привязываются к определенному этапу развития.

Наиболее совершенную схему рядов формаций для решения важнейших задач нефтяной литологии и прогнозирования нефтегазоносности разработал В.Е. Хаин, она была рассмотрена ранее в табл. 1.

Важнейшей фациально-формационной основой прогнозирования сингене тичной или эпигенетичной нефтегазоносности является принадлежность к гу мидному, аридному или смешанному типам седиментационных режимов. Оп ределяющую прогнозную роль в этом играет высокая насыщенность гумидных формаций и формаций смешанного типа темноцветными глинистыми нефтега зоматеринскими породами, наиболее обогащенными органическим веществом.

Особая активность процессов образования углеводородов и наибольшие мас штабы накопления сингенетичной и эпигенетичной нефтеносности отмечаются в условиях сильно восстановительной фациально-геохимической обстановки, характеризуемой преобладанием в составе формации, кроме отмеченных мине ральных компонентов, дисперсно рассеянного пирита и монтмориллонита. Для генерации и аккумуляции углеводородного газа условия восстановительной среды в нефтегазоматеринских осадках могут быть менее жесткими с наличием сидеритовой и гидрослюдисто-каолинитовой минеральных ассоциаций. Таким образом, отмеченные компоненты следует рассматривать в качестве показате лей сингенетичного газо- и нефтегазонакопления.

Кроме указанных, в качестве оценочных выступают: соответствующий тип органического вещества, среднее его количество, соотношение в разрезе оса дочного чехла коллекторов и глин (флюидоупоров). При этом красноцветные и соленосные формации обладают крайне низким генерационным потенциалом или не имеют его вовсе. Видное место в составе формации отводится также эк ранирующим свойствам пород-флюидоупоров, характеризующих степень со хранности нефтяных и газовых месторождений в разрезе осадочного чехла.

В целях выяснения методических принципов оценки прогнозной роли фа циально-формационных условий нефтегазоносности рассмотрим ряд наиболее характерных примеров.

Существенные значения для нефтегазоносности имеют угленосные, глав ным образом, субугленосные толщи. В бывшем СССР и других районах мира они широко развиты в отложениях палеозоя и мезозоя. В большинстве случаев на платформах и в меньшей степени – в более подвижных областях. Сложены эти толщи переслаиванием алеврито-песчаных и глинистых пород с подчинен ным содержанием карбонатных. Преобладают породы континентального или прибрежно-морского генезиса, для отложений характерна полифациальность;

преимущественно гумусовый состав ОВ предопределяет, в основном, генера цию газа, однако контакт с другими отложениями может обеспечить и эпигене тичное нефтенакопление. На древних платформах, где формирование отложе ний происходило в условиях выровненного рельефа при активном воздействии химического выветривания, разложение неустойчивых минералов привело к преобладанию двухкомпонентного (кварц, полевой шпат) или даже мономине рального кварцевого материала. Широкое развитие имеют каолиновые глины.

На молодых тектонически подвижных плитах породы, в основном, поли миктового состава. Субугленосные формации характерны для нижней и сред ней юры Предкавказья и Западной Сибири. Это толщи сероцветов, занимающие в прогнутых зонах обширные пространства. Мощность их составляет сотни метров и первые километры. Подобный характер присущ иногда и переходным промежуточным комплексам между фундаментом и чехлом. Угленосные и су бугленосные толщи играют важную роль в вышележащих регрессивных частях разрезов. Наиболее благоприятными для нефтенакопления являются фации прибрежно-морские, лагунные, дельтовые, а в ряде случаев – отложения круп ных озер.

Среди пород аллювиально-руслово-дельтового типа преобладают песчани ки и алевролиты, для которых весьма характерны косая слоистость, невыдер жанность по мощности и преимущественно линзовидная форма залегания.

Наиболее часто изменение в гранулометрическом составе и количественном соотношении песчаных и глинистых разностей наблюдается среди аллювиаль но-русловых отложений. Невыдержанность мощности разреза угленосных толщ, низкая сортировка материала, полимиктовый состав и другие особенно сти определяют неравномерное распределение коллекторских свойств и часто их низкие значения. Угленосные и, в особенности, субугленосные отложения – источники газообразных УВ, и насыщают ими вышележащие комплексы;

при мером чему является газоносность континентальных пород нижней перми (ме сторождения Слохтерен в Голландии, многие месторождения Северного моря, в т.ч. уникальное Гронинген), формирование которых произошло вследствии ми грации газа из подстилающих угленосных пород карбона. Наиболее известны ми нефтяными месторождениями в самих угленосных толщах являются Узень ское на Мангышлаке (нижняя и средняя юра), Арланское в Волго-Уральской провинции (угленосная свита нижнего карбона) и Буш-Сити в Восточном Кан засе. Подобные месторождения известны также во многих нефтегазоносных областях США. Они здесь получили название "шнурковых". Типичными при мерами могут служить известные месторождения Восточного Канзаса: Горнетт, Буш-сити (рис. 23), Сентрвилл и др., которые приурочены к песчаным шнурко вообразным линзам, залегающим у кровли сланцев свиты чероки пенсильван ского отдела верхнего карбона. Эти песчаные линзы представляют собой обра зования ископаемых русел палеорек в прибрежных частях моря каменноуголь ного периода, имеют мощность от 13 до 30 м, а местами и больше, ширину – от 0,5 до 22,5 км и длину – от 3 до 1520 км. Линзы представляют собой типич ные прибрежные дельтовые образования лимнической серии;

характерные осо бенности их: извилистая форма залегания, местами утолщение в центральной части, неоднородность заполняющего их песчаного материала (состав зерен, текстура и др.).

Рис. 23. Карта и разрезы месторождения Буш-сити, Восточный Канзас, США (по А.И. Леворсену) В Предаппалачской впадине типичным примером их может служить ме сторождение района Гей-Спенсер-Ричардсон (Западная Виргиния), которое приурочено к песчаным образованиям свиты бериа (миссисипского отдела нижнего карбона), представляющим собой ископаемый береговой песчаный вал протяжением свыше 90 км и шириной от 1 до 33,5 км (рис. 24).

Особенности распределения нефтесодержащих песчаников зависят от строения песчаных тел, которые представляют типичные русловые тела. На глядным примером регионально нефтегазоносной субугленосной сероцветной толщи является песчано-глинистый полифациальный комплекс, залегающий в основании чехла Скифской, Туранской и Западно-Сибирской эпигерцинских плит. Как отмечают Н.А. Крылов и А.К. Мальцева, сероцветные комплексы с четко выраженной цикличностью строения представлены в упомянутых регио нах геологическими телами, имеющими вид очень крупных линз толщиной в центральных частях свыше 2 км. Наиболее полные разрезы установлены в Усть-Енисейской синеклизе Западной Сибири, в Амударьинской впадине Ту ранской плиты и в Восточно-Кубанской впадине на Скифской плите.

Рис. 24. Месторождение Гей-Спенсер-Ричардсон (Западная Виргиния, США).

Структурная карта по пермскому угольному пласту Вашингтон (по Г. Гекку, 1942) (точками показаны нефтяные скважины) В составе наиболее насыщенных нефтью и газом песчано-глинистых толщ смешанного генезиса широко распространены отложения прибрежные и мелко водно-шельфовые, дельтовые, аллювиальные и озерные. Четкое разделение ал лювиальных и озерно-болотных отложений затруднено из-за частого чередова ния в разрезе и изменчивости по латерали. Быстро меняются и коллекторские свойства. В Западной Сибири к рассматриваемой категории относят нижне среднеюрские отложения. Это прибрежно-морские и континентальные субуг леносные образования.

Существование прибрежно-морских паралических и обширных озерных бассейнов обусловило переслаивание, часто линзовидного характера, песчани ков, алевролитов и аргиллитов, обогащенных углистым детритом, с прослоями углей. В центральной части Западной Сибири субугленосный комплекс выде ляется как тюменская свита, представленная частым чередованием линзовид ных пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов с углями. Повышенные мощности песчаников связаны с древними руслами рек. Две крупные речные артерии выявлены в Ханты-Мансийской синеклизе и в Колтогорско-Уренгой ской системе прогибов.

Природные резервуары передовых прогибов перед горно-складчатыми со оружениями и в межгорных впадинах отличаются по своему составу и проис хождению от платформенных. Образуются они в различных условиях более ак тивного, чем на платформах, тектонического режима. Это приводит к пестроте генетического и минерального состава и накоплению значительных по мощно сти, часто до нескольких километров, свит. В то же время интенсивная текто ническая дифференциация зон поднятий и прогибов отражается в значительном разнообразии (больших градиентах) мощностей. При формировании отложений в передовых прогибах сказывается также влияние граничащих с ними более стабильных платформенных блоков, откуда также поступает материал, имею щий для подвижной геосинклинальной зоны характер аллохтонного, т.е. прив несенного извне. Это сказывается на составе коллекторов, на росте их однород ности и мономинеральности.

На орогенических этапах основным формационным комплексом является моласса, которая обладает практически повсеместной нефтегазоносностью. В особенности это касается нижней молассы, которую называют также "тонкой" молассой. Это важнейший нефтегазоносный комплекс краевых прогибов. Сре ди пород по составу преобладают песчано-глинистые разности. Примерами нижней нефтеносной молассы предгорных бассейнов являются миоценовые толщи в Среднекаспийском и Азово-Кубанском осадочных бассейнах. Части этого комплекса, которые формировались на платформенном борту, имеют сходство по характеру тел и составу с платформенными песчано-глинистыми формациями морского шельфового происхождения. Характер развития бассей нов на заключительном орогенном этапе иногда приводит к возникновению в них соленосных толщ. С последними коррелируются красноцветные толщи, например, в составе моласс Ферганской впадины или свиты верхнего фарса в Месопотамском краевом прогибе. Молассовые комплексы могут содержать также покровы эффузивов.

В последнее время все большее внимание, с точки зрения нефтегазоносно сти, привлекают формации континентальных окраин. Нефтегазоносные ком плексы формируются здесь в условиях различных тектонических режимов, из которых наиболее характерными являются два. Один из них связан с пассивны ми, другой – с активными окраинами литосферных плит. Общее для них состоит в том, что они в обоих случаях принадлежат к поясам так называемой лавинной седиментации с повышенными скоростями накопления и большой толщиной от ложений. По основным чертам генезиса и в том, и в другом случае можно выде лить образования дельт и континентального склона.

Наиболее крупные нефтегазоносные дельтовые комплексы известны на пассивных континентальных окраинах. В структурном отношении дельтовые комплексы приурочены к крупным, поперечным к краю континента депресси ям, многие из которых развивались на фоне грабенов. Дельтовое тело зачастую перекрывает переходную зону от континентального типа к океанической коре.

Наиболее крупные нефтегазоносные комплексы известны в дельтах рек Мак кензи и Миссисипи в Северной Америке и р. Нигер на западе Африки. Нарас тание дельты, наложение тел разных этапов развития определяют разнообразие форм природных резервуаров. Состав пород полевошпатово-кварцевый, раз мерность и характер отсортированности сильно дифференцированы. Отмечает ся пестрота и в распределении коллекторских свойств, в промытых отложениях проток они более высокие.

Преимущество дельтовой по образованию является известная продуктивная толща плиоцена на Апшеронском п-ове. Наряду с накоплением "местных" осад ков, большое количество обломочного материала приносилось палеоВолгой (по В.П. Батурину) и с платформы, и это отразилось на составе – наличии кварцевых песков. Породы, образовавшиеся при высокоэнергетических режимах осадокона копления, обладают повышенными коллекторскими свойствами.

Специфические комплексы образовались на активных окраинах в условиях интенсивной вертикальной тектонической дифференциации (наличие уступов, крутых склонов и т.д.). Наиболее изученной в настоящее время в этом отношении является калифорнийская часть континентальной окраины Северной Америки.

Седиментогенез на континентальных склонах приводит к формированию линейно-вытянутых песчаных тел, которые становятся резервуарами для углево дородных флюидов. С ними связаны многие месторождения прибрежных кали форнийских нефтегазоносных бассейнов. Причина локализации этих тел – ин тенсивный снос материала с крутых склонов по каньонам до больших глубин с образованием глубоководных конусов – фэнов. "Питаемая" каньонами система есть и была обычной для деструктивной западной окраины Северной Америки.

В активные периоды потоки русла врезаются в более тонкие смежные от ложения, врезы заполняются грубым материалом, который запечатывается с боков.

Помимо участков континентального склона и подножия, в условиях резкой дифференциации подводного рельефа в опущенных по разломам блоках фор мируются вытянутые глубоководные троговые долины. Поступающий в них материал разносится вдоль осевых частей. В условиях повышенной гидродина мики материал сортируется, при этом глинистые фракции вымываются. Наибо лее отсортированный песчаный материал скапливается в центральных (осевых) частях этих долин. В бассейнах такого типа хорошие коллекторы связаны с от носительно глубоководными фациями. Примером являются песчаники свиты "репето" месторождения Вентура в Калифоринии. Таким образом, условия ла винной седиментации на крутых склонах приводят к формированию терриген ных коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Вышеизложенное позволяет сформулировать основные прогнозные фаци ально-формационные показатели оценки нефтегазоносности.

1. Перспективность каждой осадочной формации характеризуется наибо лее достоверной величиной углеводородного потенциала ее нефтегазоматерин ских отложений. Последние отличаются значениями нефтегазопроизводящего потенциала (НГПП), определяемого количеством сингенетических углеводоро дов в одном кубическом метре материнской породы. При этом рассчитывается последовательно через современное содержание органического вещества гуму сового или сапропелевого типа количество подвижного битумоида в нем и удельный вес породы. Условная контрольная мера нефтегазоносности при со держании ОВ – 1%, битумоида в ОВ – 0,01% и удельном весе 2,5 г/см3 НГПП составит 250 г/м3. Эта величина принимается в качестве контрольной меры прогнозируемой нефте- или газоносности, а именно: более 500 г/м3 высокого уровня перспективности, от 500 до 100 – среднего и менее 100 г/м3 малого (низкого) уровня.

2. Определяющую роль играет также соотношение в разрезе формации нефтегазоматеринских пород и песчано-алевритовых коллекторов. Многочис ленными статистическими данными находит подтверждение в качестве опти мального (по содержанию нефтегазоматеринских пород) для условий сингене тичного нефтегазонакопления количество песчано-алевритовых коллекторов от 30 до 50%;

среднее значение варьирует от 50 до 70% и от 15 до 30%, а низ кое более 70 и менее 15%. То же в процентном содержании относится к раз резам, сложенным биогенными природными резервуарами и глинистыми неф тегазоматеринскими карбонатами.

3. При оценке роли фациально-формационных условий нефтегазоносности прогнозное значение имеет также литологическая характеристика флюидоупо ров и их мощность. Увеличение мощности глинистых или соленосных покры шек в общем случае способствует лучшей сохранности углеводородных скоп лений в исследуемом разрезе и увеличивает возможности нефтегазонакопления и перспективы формирования новых, в том числе крупных и крупнейших ме сторождений нефти и газа.

4. Удельная плотность генерации углеводородов в нефтегазоносном бас сейне с нормально морским и эпиконтинентальным типом седиментации бази руется на установленной генетической зависимости этой величины от скорости и амплитуды прогибания (накопления осадков) в осадочном бассейне (см. ни же). Максимальные плотности нефтегенерации, превышающие 4-5 млн. т на 1 куб. км и обеспечивающие возможность формирования значительных по раз меру месторождений, отмечаются преимущественно в геоструктурных зонах со скоростями прогибания свыше 40-50 м/млн. лет и амплитудой более 0,5 км в течение геологического века. Для газа максимальные плотности генерации свыше 3 млрд. м3 на 1 км3, обеспечивающие образование крупных газоконден сатных месторождений, свойственны тектоническим зонам с темпом прогиба ния менее 25 м/млн. лет и амплитудой 0,3-0,4 км и меньше за геологический век. Максимальные масштабы аккумуляции и удельные запасы приходятся на нижне-среднеюрские, верхнеюрские и отчасти нижнемеловые породы Азово Кубанского НГБ;

на девонские и пермокарбоновые отложения Тимано Печорского НГБ.

ГЛАВА I.2. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА I.2.1. Условия формирования залежей и месторождений нефти и газа Условия, благоприятные для формирования залежей и месторождений неф ти и газа в осадочно-породных нефтегазоносных бассейнах и очагах генерации в пределах нефтегазосборных площадей, закладываются в течение длительного геологического времени. Они охватывают продолжительную стадию предвари тельного накопления "энергетического генерационного углеводородного потен циала", в соответствии с указанным выше законом Губкина-Брода составляю щую от 10 до 20 млн. лет. И более кратковременную стадию заполнения лову шек и формирования залежей от первых сотен до 1 млн. лет и более.


Как отмечалось выше, главными факторами генерации нефти и газа и пер вичной миграции углеводородов из нефтегазоматеринских пород являеюся ли тологическое изменение осадков и катагенетическое преобразование в них ор ганического вещества. Эти процессы связаны с седиментационным и постседи ментационным (в основном гравитационным) уплотнением отложений, сопро вождающимся ростом пластового давления и температуры при сохранении вос становительных условий среды и росте внутренней потенциальной энергии нефтегазоматеринских пород. Они протекают непрерывно вплоть до темпера тур, превышающих 200°С, и давлений 100 кг/см2, т.е. условий образования лишь сухого углеводородного газа. Генерация последнего по мере увеличения температуры сопровождается прогрессивной углефикацией ОВ, содержащегося в осадке, с накоплением, кроме углеводородного, также углекислого газа, спо собствующих переводу рассеянной микронефти (протонефть или "незрелая" нефть по Н.Б. Вассоевичу) в водный или водноэмульсионный и газоконден сатный растворы.

На всех стадиях генерации УВ идет непрерывный процесс накопления внутренней энергии нефтегазоматеринской толщи во всех формах: физико химической, тепловой, гравитационной и др. Физическая сторона этого процес са и сущность его развития могут быть представлены следующей обобщенной схемой. В диагенезе начинается, а затем в эпигенезе продолжается уплотнение осадка и катагенетическое преобразование находящегося в нем ОВ. Уплотне ние, вызванное повышением давления и перестройкой структуры вещества, ве дет к резкому сокращению площади поверхности частиц и, следовательно, уменьшению их поверхностной энергии. Уменьшение последней облегчает от рыв частиц и молекул, составляющих углеводороды и их компоненты, от мате ринской субстанции.

При наличии в составе материнского вещества седиментационной воды или водной пленки с углеводородами на его поверхности может произойти пе ремещение такой пленки либо на соседние частицы вещества с большей по верхностной энергией, либо в объем порового пространства, образуя там в слу чае наличия УВ свободную фазу (жидкую, газовую). На специфику такого про цесса существенное влияние будет оказывать гидрофильность или гидрофоб ность взаимодействующих веществ. Молекулы углеводородов, оторвавшиеся от материнского вещества, оказываются в водной среде, составляя с ней истин ный молекулярный раствор, активно перемещаясь в жидкой фазе.

Процессы активной эмиграции нефти и газа из нефтегазоматеринских глин и миграция ее в пласты-коллекторы начинаются при погружении осадков на глубину более 1000 м, давлении 150200 кг/см2 и пластовой температуре свыше 50°С (Тиссо Б., Вельте Д., 1981). В результате постепенного вытеснения седи ментационной воды из уплотняющегося осадка в коллектор под действием гра витационных сил и внутренней энергии органического вещества жидкие и газо образные углеводородные флюиды начинают перемещаться из центральных, наиболее погруженных зон очагов генерации седиментационного бассейна к его периферийным частям, т.е. в направлении снижения гидравлических на поров в пластах-коллекторах. Вместе с водой перемещаются и поступившие в пласты нефть и газ, которые концентрируются, образуя локальные скопления в ловушках.

Формирование углеводородных скоплений происходит, как будет показано ниже, под действием гравитационно-теплового потенциала, обеспечивающего постоянную миграцию нефти и газа в пластовых водах. При этом начальная фа за перемещения углеводородов, т.е. их эмиграция, выделена в самостоятельную стадию, названную первичной миграцией, приводящей к уходу наиболее под вижных битумоидов (протонефти, "незрелой" нефти – по Н.Б. Вассоевичу) и углеводородного газа из нефтегазоматеринской породы. В процессе вторичной миграции УВ по законам механики происходит перемещение нефти и газа в коллекторе по порам и трещинам.

Вместе с тем законы переноса углеводородных компонентов на стадии первичной миграции нефти остаются пока недостаточно выясненными. Отрыв новообразованных углеводородных соединений от ОВ, по-видимому, осущест вляется на молекулярном уровне. Рассеивание вновь сформированных молекул, как считают Н.А. Еременко (1967), Н.А. Еременко и Г.В. Чилингар (1996), про исходит благодаря внутренней избыточной энергии постоянно изменяющегося нефтегазоматеринского вещества и физико-химической характеристике углево дородов.

Физико-химическую сторону процесса образования протонефти из рассе янных УВ с переходом в "зрелую" нефть четко сформулировал П.Ф. Андреев в своей монографической работе (1958), подведя под это надежную энергетиче скую основу. Энергетическую сущность процессов генерации протонефти и пе рехода ее в зрелую нефть, заключающуюся в многофазно-стадийной полимери зации углеводородов, П.Ф. Андреев впервые представил в виде теоретической основы геохимии нефти. Ведущее место в ней занимают физико-химические и энергетические расчеты, которыми подтверждены определяющие геохимиче ские процессы и конкретизированы значения выделяемой при этом внутренней тепловой энергии. Количество последней полностью сбалансировано с теоре тическими расчетами энергетических затрат образования и величиной тепло энергетического потенциала (Андреев, 1958).

Исходя из вышеизложенного, можно заключить, что нефтегазоматерин ские толщи в процессе прогрессивного катагенеза ОВ находятся в крайне на пряженном энергетическом состоянии, главным образом, за счет накопленной внутренней энергии. Такая динамогенетическая модель стремится к равновес ному состоянию. Благодаря перераспределению внутренней тепловой энергии системы (углеводород флюидопродуцирующей толщи) и передаче ее в сосед ние пласты с меньшим потенциалом происходит выравнивание энергетической неоднородности. В результате органическое вещество, как отмечено выше, из меняется, теряя, прежде всего, наиболее подвижные компоненты. Отрыв от дельных молекул и их ассоциаций от ОВ может инициироваться также и дру гими различными по физической природе источниками энергии. Принимая ве дущую роль в миграционных процессах водной среды, можно представить сле дующую схему происходящего процесса.

Миграция нефти и газа путем всплывания и вертикальной диффузии проис ходит, главным образом, по крупным порам, микротрещинам и трещинам. Пере мещению нефти и газа под действием гравитационных сил препятствуют силы трения и, прежде всего, межфазовое трение, вызываемое относительным пере мещением газа, нефти и воды по отношению друг к другу, вязкость, молекуляр ное притяжение между стенками породы и молекулами подвижного вещества.

Латеральная миграция УВ, как показали многочисленные исследования дальности миграции углеводородов (С.П. Максимов, С.Г. Неручев, Т.А. Ботне ва, А.Э. Конторович, И.И. Нестеров и др.), ограничивается осевой зоной бли жайшей крупной впадины. Вертикальная миграция большей частью соразмерна с мощностью нефтегазоносных свит. Однако в природе часто наблюдается со четание латеральной и вертикальной миграции, при которой углеводородные флюиды выбирают энергетически более "доступный" для своего движения путь (с меньшим пластовым давлением), не сочетаясь с его направлением.

Процесс миграции УВ на более или менее значительные расстояния, со гласно исследованиям Н.А. Еременко и Г.В. Чилингара (1996), сопровождается разделением мигрирующей газонефтяной смеси. Дифференциация нефтей и га зов особенно отчетливо проявляется при формировании залежей в цепи лову шек, расположенных в пределах одного и того же геоструктурного элемента.

При пластовом давлении, превышающем давление насыщения нефти газом, а такие условия преобладают в большинстве нефтегазоносных бассейнов, весь газ растворяется в нефти и миграция происходит в одной фазе.

По мере миграции УВ в более поднятые структуры антиклинальной зоны и уменьшения пластового давления до давления насыщения газ выделяется из нефти в свободную фазу. Дальнейшая миграция происходит в двухфазном со стоянии. При высоких пластовых давлениях и преобладании в углеводородной смеси газовой фазы более легкие фракции нефтей растворяются в газе и мигра ция может происходить в виде конденсатной смеси. При латеральной внутрире зервуарной миграции нефти и газа вверх по региональному подъему коллекто ров они насыщают ловушки вверх по восстанию. Их заполнение происходит по принципу дифференциального улавливания жидких и газообразных углеводо родов, сформулированному В.П. Савченко (1954), В. Гассоу (1954), С.П. Мак симовым и др. (1954, 1964) и др.

Принципиальная схема формирования нефтегазовых месторождений на основе дифференциального улавливания УВ, показанная на рис. 25, является наиболее простой и наглядной, однако не охватывает всех возможных путей образования углеводородных скоплений. Вместе с тем она многое может объ яснить, не исключая при этом всего многообразия явлений и процессов, что бу дет показано ниже на примере Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна.

Авторы монографии по этому региону (А.Я. Кремс, Б.Я. Вассерман, Н.Д. Мат виевская, 1974) допускают, в частности, латеральную миграцию УВ на значи тельные расстояния из предгорных (краевых) прогибов на платформу. При этом необходимо учитывать в каком состоянии протекала миграция: в однофазном (газовом) или двухфазном (нефтегазовом) состоянии. Так, для впадин Урало Пайхойского предгорного прогиба А.Я. Кремс и др. считают, что миграция нефти и газа на платформу протекала преимущественно в однофазном состоя нии. Большинство современных исследователей допускают также дальнюю ми грацию углеводородных флюидов в виде легкой нефти, насыщенной газом, ли бо в растворенном в газе состоянии.

I – при пластовом давлении ниже давления насыщения;


II – при пластовом давлении выше давления насыщения;

1 – нефть, 2 – газ, 3 – вода, 4 – направление струйной миграции.

Рис. 25. Схема дифференциации нефти и газа в ловушках (А) и принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа в последовательной цепи ловушек (Б) по С.П. Максимову и В. Гассоу Рассмотрим условия образования залежей и месторождений в некоторых наиболее крупных нефтегазоносных бассейнах.

Формирование большей части нефтегазовых залежей в Тимано-Печорском НГБ хорошо укладывается в схему дифференциального улавливания углеводо родов различной фазовой характеристики (С.П. Максимов, В. Гассоу и др.), а также дифференцированно-дискретного со струйной миграцией поступления их в ловушки (по В.П. Савченко). В соответствии с ней жидкие УВ в процессе струйной миграции перемещались из региональных очагов генерации: Северо Предуральского краевого прогиба, внутренних впадин Печорской плиты и арк тического Южно-Баренцевоморско-Печорского, в зоны нефтегазонакопления ТП НГБ, последовательно вытесняя пришедший в них ранее газ.

Вдоль сводов валообразных поднятий и зон регионального литолого стратиграфического выклинивания коллекторов миграция углеводородов может происходить в виде струйных потоков на значительные расстояния от указанных областей нефтегазообразования с дифференциальным улавливанием нефти и га за в ловушках в соответствии с изложенной выше схемой. В каменноугольных и более молодых ловушках с пластовым давлением выше давления насыщения – газонефтяные и нефтегазовые (А.Я. Кремс и др., 1974). Наряду с широкой лате ральной миграцией углеводородов возможна и локальная вертикальная миграция нефти и газа. На масштабы последней непосредственное влияние оказывает на личие и распределение в разрезе надежных флюидоупоров.

Подобная дифференциация в формировании залежей соответствующего состава четко прослеживается в любом из предполагаемых направлений актив ной латеральной миграции УВ. Из Печороморского и Южно-Баренцевомор ского или единого Южно-Баренцевоморско-Печорского очагов поступление углеводородов происходило в южном направлении вдоль антиклинальных зон преддевонского и более позднего заложения, осложняющих Колвинский мега вал и Шапкино-Юрьяхинский вал, с последовательным заполнением нефтью южных более поднятых ловушек (Усинская, Возейская, Харьягинская и др.), га зом с меньшими объемами нефти – более северных (Ярейюская, Южно Хыльчуюская, Хыльчуюская) с образованием здесь газоконденсатнонефтяных залежей (рис. 26).

Аналогично распределение залежей по фазовой характеристике в пределах Шапкина-Юрьяхинского вала (рис. 27) с формированием нефтяных месторож дений в наиболее поднятых раннедевонских и более молодых ловушках (Юрья хинской, Верхне-Грубешорской, Пашшорской, Южно-Шапкинской-1);

в более погруженных сначала газоконденсатнонефтяных (Южно-Шапкинской-2*, Шапкинской, Ванейвисской), а затем газоконденсатных месторождений (Ва силковской, Кумжинской, Коровинской) и севернее в прогнозируемых моло дых допермских структурах Арктического шельфа.

Небольшие залежи в указанной последовательности, отсутствующие на рис. 27.

1 – газ и газоконденсат;

2 – нефть.

Рис. 26. Принципиальная схема формирования нефтяных и газовых месторождений северной части Тимано-Печорского НГБ Рис. 27. Принципиальная схема формирования нефтяных и газовых месторождений северной части Тимано-Печорского НГБ Формирование и размещение газовых и нефтяных месторождений по от меченной модели находит подтверждение также для других региональных оча гов генерации углеводородов, в частности геосинклинальных: Пайхойского, Северо-Уральских и др. Специфика образования залежей нефти и газа здесь со стоит в последовательной смене газовых скоплений в позднепермских струк турных и дизпликатных ловушках Западного склона Урала и смежной части внутреннего борта Северо-Предуральского краевого прогиба в западном на правлении сначала газоконденсатнонефтяными, а затем нефтяными.

В подобном сочетании схем дифференциального улавливания УВ и грави тационного распределения нефти, газа и конденсата с дифференцированно дискретным (струйным) заполнением углеводородами разновозрастных лову шек (В.П. Савченко, 1954) рассматривается общая схема формирования зале жей и в других сопредельных регионах.

Так, в соответствии с ней могут формироваться залежи в ловушках пермско го заложения, находящихся на основных путях миграции нефти и газа из Запад ноуральского очага генерации с газовым и газоконденсатным типом УВ флюида в наиболее погруженных ловушках Рассохинско-Курьинской и Вуктыльской зон Верхнепечорской впадины Северо-Предуральского прогиба до наиболее припод нятых в пределах ее обрамления на Мичаю-Пашнинском вале. То же, как видно из рисунка, происходит по схемам струйной миграции и дифференциального улавливания УВ в структурах девонского заложения в пределах Ижма-Печорской впадины и Ухта-Ижемского вала Тимано-Печорского НГБ (рис. 28 и 29).

Рис. 28. Принципиальная схема формирования месторождений нефти и газа Верхнепечорской впадины и Мичаю-Пашнинского вала Очаг генерации УВ Уральской геосинклинальной области Рис. 29. Принципиальная схема формирования нефтяных и газовых месторождений южной части Тимано-Печорского НГБ В Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне основные региональные очаги генерации расположены в погруженных зонах Гыданской, Пур-Тазовской и Надым-Пурской газоносных областей, которые, наряду с локальными очага ми генерации в пределах южнее расположенных Среднеобской, Фроловской и Западно-Васюганской нефтеносных областей, играют ведущую роль в форми ровании здесь крупнейших месторождений. Высокое содержание и преимуще ственно гумусово-сапропелевый характер ОВ в нефтегазоматеринских толщах мезозоя в северных региональных очагах и сапропелевый – в южных при ог ромном энергетическом потенциале (И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов, А.Э. Кон торович, М.Я. Рудкевич и др.) создают благоприятные условия для образования по указанным схемам в первой уникальных газоконденсатных месторождений и во второй нефтяных. Большинство ловушек здесь имеют юрско раннемеловое заложение (рис. 30).

Рис. 30. Схема формирования нефтяных и газовых месторождений Западно-Сибирского НГБ Близки по условиям, времени формирования ловушек и залежей к Западно Сибирскому НГБ осадочные бассейны Скифско-Туранской эпигерцинской пли ты: Азово-Кубанский, Среднекаспийский и Каракумский. Как и в Западно Сибирском, основные региональные очаги генерации УВ приурочены здесь к погруженным частям альпийских краевых прогибов – Индоло-Кубанского, Восточно-Кубанского, Терско-Каспийского, Предкопетдагского, а локальные генерационные очаги – к автономным впадинам, смежным со сводами, мегава лами и валами. К нефтегазоматеринским толщам триаса, юры и мела, обла дающим высоким и средним современным нефтегазопроизводящим потенциа лом (более 400 г автохтонных УВ в 1 м3 породы), относятся также высокопро дуктивные осадки палеогена и неогена с ловушками молодого (позднепалеоге нового) образования. На фазовом составе углеводородов в формирующихся за лежах на основе принципов дифференциального улавливания влияют также факторы катагенетического преобразования ОВ и тектонодинамической актив ности структурных ловушек, что будет рассмотрено ниже в соответствующем разделе учебника.

Как видно из сказанного выше и рисунков, формирование месторождений в этих НГБ происходит, в основном, в соответствии с принципами дифференциаль ного улавливания УВ и отчасти струйной миграции с дифференциально дискретным заполнением ловушек. Активная эмиграция нефти и газа в пласты коллекторы и дальнейшее поступление углеводородов в процессе латеральной миграции и соответствующей гравитационной дифференциации УВ происходит, начиная с раннемелового времени для юрских залежей, позднемелового – для нижнемеловых и плиоценового-миоценовых залежей – при достижении отмечен ных градиентов давлений и определяющей роли других генетических факторов.

Так образуются практически все нефтяные и газоконденсатные месторож дения геосинклинального борта Предкавказского краевого прогиба, централь ной его зоны (крупнейшие Анастасиевско-Троицкое месторождение в Индоло Кубанском суббассейне и Правобережное в Терско-Кумском) и платформен ного склона. Согласно принятой схемы формирования залежей (рис. 31 и 32) и реализации УВ потенциала локальных очагов генерации, указанных на рисун ках, образовались уникальные месторождения в пределах крупнейших плат форменных структур: газоконденсатные Каневское, Бейсугское, Старо Минское, Ленинградское и др. в Азово-Кубанском НГБ;

газовые Северо Ставропольское, Тахта-Кугультинское и др. на Ставропольском своде;

Русский Хутор, Урожайное, Южно-Сухокумское, Зимняя Ставка, Величаевское и др. в Среднекаспийском НГБ.

Полностью отвечает указанному принципу дифференциального улавлива ния формирование крупных газоконденсатных и нефтяных месторождений Восточной Сибири, соответствующей Лено-Тунгусской нефтегазоносной про винции. На примере одного из крупных региональных очагов генерации угле водородов Ангарской ступени (рис. 33) видно, что реализация углеводородного потенциала мощной осадочной серии рифея-кембрия в течение ордовика силура привела к образованию в ловушках вендского заложения Непско-Боту обинской антеклизы более 10 крупных месторождений. Особенно выделяются из них газоконденсатнонефтяные Марковское и Ярактинское и группа Сред неботуобинских нефтяных месторождений, находящихся на основных путях миграции УВ флюидов из Ангарского регионального очага генерации и очагов генерации УВ Непско-Ботуобинского свода в структурные ловушки вендского заложения Очаги генерации УВ Индоло-Кубанского краевого прогиба Рис. 31. Принципиальная схема формирования нефтяных и газовых месторождений Азово-Кубанского НГБ Очаги генерации УВ Терско-Каспийского краевого прогиба Рис.

32. Принципиальная схема формирования нефтяных и газовых месторождений Среднекаспийского НГБ Региональный очаг генерации УВ Анга ро-Ленской ступени и впадин Непско Ботуобинского свода Рис. 33. Схема формирования нефтяных и газовых месторождений южной части Лено-Тунгусского мегабассейна Высокий современный углеводородный потенциал, достигающий 1000 г автохтонных УВ в 1 м3 нефтегазоматеринской породы, и высокий энергетиче ский потенциал при смешанном типе ОВ обеспечили в условиях надежной за крытости ловушек кембрийским соляным флюидоупором активную миграцию углеводородов при аномальных давлениях насыщения в рифейско-кембрий ском подсолевом комплексе. Однако уже в первых значительно поднятых Мар ковской и Ярактинской структурных ловушках, превышение которых по замы кающей изолинии составляет 500 и 700 м, отмечается резкое снижение пласто вого давления по отношению к давлению насыщения, которое оказывается ни же пластового давления. При этом образующийся свободный газ вместе с ча стью жидкой фазы конденсатом – заполняет отмеченные ловушки, вытесняя нефть в вышерасположенные структурные ловушки Среднеботуобинской груп пы поднятий. В последних формируются нефтяные залежи, а в нижерасполо женных локальных поднятиях Марковской, Аянской и Ярактинской групп га зоконденсатные и газоконденсатнонефтяные (рис. 33).

К указанным схемам дифференциального улавливания углеводородов и дискретно-струйной миграции в газовой и жидкой фазах, близкой к ней по сво ей генетической природе и часто дополняющей ее, хорошо укладывается фор мирование УВ скоплений во многих нефтегазоносных бассейнах мира. В оса дочных бассейнах Западной Африки (рис. 34), Канады (рис. 35) и Мидконти нента США (рис. 36) и др. сохраняются те же генетические и физико химические условия образования крупных и уникальных нефтяных и газовых месторождений. Однако в геодинамически активных рифтовых зонах нефтега зонакопления, какой, в частности, является рифтовая зона "Ансештрал" Вос точной Атлантики, протягивающаяся вдоль южной Западно-Африканской час ти континента, они оказывали определяющее влияние на формирование и раз мещение месторождений в осадочных бассейнах шельфа Западной Африки.

Очаги генерации УВ Центрально кайнозойского депоцентра Рис. 34. Схема формирования залежей и месторождений нефти и газа в НГБ Конго Западной Африки Очаги генерации УВ в краевом и внутрен них прогибах Западно-Канадского НГБ Рис. 35. Принципиальная схема формирования нефтяных и газовых месторождений Западно-Канадского НГБ Рис. 36. Схема формирования нефтяных и газовых месторождений Мидконтинента США Характерным для этих НГБ было образование новых мощных очагов гене рации углеводородов в кайнозое, приуроченных к т.н. депоцентрам (грабенооб разным впадинам), осложняющим карбонатную платформу (А.И. Дьяконов, Н.И. Белый, 1993, С.83). Благодаря этому на дифференцированно-дискретное образование залежей нефти и газа первого этапа, согласно рассмотренной выше модели, накладывается новый крупный очаг генерации в депоцентре, сложен ный песчано-глинистыми нефтегазоматеринскими отложениями неогена мощ ностью до 8-9 км и характеризующийся высоким углеводородным и энергети ческим потенциалом. При давлениях насыщения, достигающих аномально высоких пластовых давлений (с коэффициентом аномальности до 2,0) в струк турах карбонатной платформы, в течение второго этапа по указанной схеме в меловых, палеогеновых и нижнемиоценовых коллекторах формируются нефте газовые скопления крупного размера.

В условиях резкой дифференциации тектонических движений, пластовых давлений и давлений насыщения происходит образование многопластовых ме сторождений с заметным преобладанием восточнее депоцентра (к континенту) нефтяных и нефтегазовых залежей над газовыми (рис. 34). Формирование большинства месторождений Канады и США, как видно на примере Западно Канадского бассейна США, особенно наиболее крупных Мидконтинента, Предаппалачского прогиба и других впадин, происходит по схеме В. Гассоу – С.Максимова и отчасти В.П. Савченко. Так, в Западно-Канадском НГБ образо вание нефтяных и газовых месторождений происходило в процессе дальней ла теральной миграции УВ из региональных очагов их генерации в краевых, тыль ных и межгорных прогибах Кордильер, Скалистых гор и Аппалачей в направле нии поднятий Центрально-Американской платформы. В замкнутых гидродина мических системах с рифогенными природными резервуарами вначале в услови ях превышения пластового давления над давлением насыщения формировались нефтяные залежи. В результате многочисленных стратиграфических несогласий нефть из этих залежей по поверхностям несогласий мигрировала в нижнемело вые песчаники, образовав здесь уникальное месторождение Анадарко в провин ции Альберта (рис. 35). По мере реализации УВ потенциала нефтегазоматерин скими осадками палеозоя пластовое давление в системе существенно снизилось и достигло давления насыщения, продолжая снижаться. В этих условиях проис ходят активное заполнение ловушек свободным газом и дальнейшее фазовое за мещение углеводородов в месторождениях согласно указанной схемы. Система формирующихся залежей приобретает автономный характер с вариациями пла стового давления в локальных скоплениях УВ вплоть до аномального в газо конденсатных месторождениях Западно-Канадского НГБ вблизи очагов генера ции (месторождения Рисинус с Кан = 1,6;

Страчаны с Кан = 1,7).

Месторождения нефтегазоносных бассейнов Мидконтинента формирова лись путем латеральной миграции углеводородов из очагов генерации в преде лах этих бассейнов и смежных внутриплатформенных впадин за счет высокого нефтегазопроизводящего потенциала глинистых толщ палеозоя, составлявшего в среднем 20002500 г/м3. Образованию мощных миграционных углеводород ных "потоков" из очагов генерации способствовали также значительный грави тационно-тепловой потенциал и градиенты пластовых давлений, превышающие вдвое гидростатическое. По мере реализации УВ потенциала происходило формирование крупных нефтяных месторождений: Вест-Эдмонт, Эльдорадо, Оклахома-Сити и других. В процессе снижения пластовых давлений ниже дав ления насыщения имело место активное заполнение газом ловушек на место рождениях-гигантах Хьюготон и Панхэндл.

Крупнейшие залежи газа и газоконденсата (Хьюготон, Панхендл и др.) формировались в соответствии с принятой схемой при ведущей роли дискрет но-струйной миграции из погруженных частей региональных очагов генерации вдоль зон поднятий (при сапропелево-гумусовом типе исходного ОВ) и нор мальной вертикальной катагенетической зональности углеводородов с уровнем катагенеза свыше МК4. При доминирующем газовом характере УВ в результате струйной миграции ловушки заполнялись до замка вплоть до приповерхност ных залежей. Формирование последних в отмеченных условиях надежно обес печивалось моделью дифференциально-дискретного улавливания углеводоро дов в таких крупнейших НГБ, как Предаппалачский, Предуачитский, Примек сиканский, а также в бассейнах Скалистых гор и Калифорнийского прогиба.

Как и в отмеченных нефтегазоносных бассейнах Европы, Азии, Америки и Африки, формирование большинства крупнейших месторождений нефти и газа мира в целом протекало по указанной схеме с несущественными отклонениями с реализацией углеводородного и энергетического потенциалов соответствующих очагов генерации. В гидродинамической системе образующихся нефтегазовых скоплений пластовое давление со временем снижается и достигает уровня дав ления насыщения. При этом в процессе латеральной миграции УВ из очагов ге нерации происходят фазовые замещения в залежах от газовых и газоконден сатных до газонефтяных и далее вверх по восстанию нефтегазовых и нефтяных.

Благодаря закрытости системы пластовое давление автономно может воз растать до аномально высокого (в 1,5-2 раза), как, например, в газовых гигантах Хьюготон и Панхэндл. В Североморско-Германском бассейне формирование уникальных региональных зон газонакопления Гронинген-Леман и др. хорошо укладывается в количественные характеристики дискретно-струйной модели, когда эпигенетическая газоносность таких месторождений-гигантов, как Гро нинген, Индифэтигейбл, Леман и других, генетически связана с мощным газо вым потенциалом (до 3000 г/м3) угленосной серии среднего-верхнего карбона региональных очагов генерации.

Образование месторождений нефти и газа во многих нефтегазоносных бассейнах мира: Южной и Центральной Америки (серия офисина и ее аналоги), Юго-Восточной Азии, Ближнего и Среднего Востока (серии бараил, асмари, фарс и др.), или полностью отвечает принципу дифференциального улавлива ния УВ разной фазовой характеристики, или соответствует генетически близ кому дискретно-фазовому (струйному) принципу заполнения ловушек, хорошо согласующемуся с возрастом их образования.

Именно так, с ранне- и позднемиоценовой стадиями завершающего этапа ми грации жидких УВ происходило формирование уникальных нефтяных и нефтега зовых месторождений мира: Ист-Тексас (начальные извлекаемые запасы нефти 1,6 млрд. т), Боливар (4,5 млрд. т), Экофиск (1,2 млрд. т), Гхавар (10,4 млрд. т), Бурган (9,6 млрд. т), Румейла (3,4 млрд. т), Хасси-Мессауд (3,2 млрд. т), Сарир (2,1 млрд. т) и многих других.

I.2.2. Закономерности размещения зон нефтегазонакопления, залежей и месторождений нефти и газа Важнейшими нефтегазогеологическими категориями и крупнейшими тер риториями размещения нефтегазоносности на земном шаре являются нефтега зоносные пояса, соответствующие геосинклинальным поясам или крупнейшим частям платформ. Соподчиненными им являются нефтегазоносные бассейны, которые могут рассматриваться в ранге нефтегазоносных провинций. Послед ние относятся как к платформенным, так и геосинклинальным территориям, включающим различные по масштабу положительные и отрицательные струк турно-тектонические элементы.

Подробная характеристика нефтегазоносных провинций и соответствующих осадочных нефтегазоносных бассейнов дана в специальных учебниках (Г.Т. Ди кенштейн и др., 1979;

С.П. Максимов и др., 1982;

Н.Ю. Успенская, Н.Н. Таусон, 1972;



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.