Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения | Lithology.Ru - Литология.РФ :

Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения

УДК 553.98

©Р.Г.Самвелов, 1995

ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ: ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ

Р.Г. Самвелов (ВНИГНИ)

Результатами геолого-разведочных работ и обобщающими исследованиями последних лет доказана принципиальная возможность открытия на больших глубинах (более 4-5 км) промышленных УВ-скоплений, в том числе значительных по запасам. Дальнейшая задача прогноза и поисков глубокозалегающих залежей УВ зависит от степени изученности условий и факторов формирования и размещения таких объектов. В этой связи проблема выявления особенностей формирования залежей УВ на больших глубинах приобретает особую актуальность.

ИЗМЕНЕНИЕ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ С ГЛУБИНОЙ

Исследованиями в нашей стране и за рубежом установлены некоторые общие закономерности распределения УВ в вертикальном разрезе земной коры. Для всех бассейнов наблюдается закономерное изменение фазового состояния УВ с глубиной. В самом общем виде эта вертикальная зональность выглядит следующим образом: на небольших глубинах формируются продукты низкой степени преобразованности РОВ, главным образом газовые скопления. Ниже по разрезу вследствие большей степени катагенеза РОВ появляются жидкие УВ, конденсаты в составе газовой фазы и нефтяные оторочки. Еще ниже эту зону сменяют преимущественно чисто нефтяные скопления. Далее на больших глубинах появляются газовые и газоконденсатные шапки и залежи; постепенно содержание высших УВ в залежах снижается, и в самых нижних горизонтах отмечаются чисто газовые скопления с преобладанием СН4. В основе данной закономерности лежит процесс метанизации жидких УВ при повышении температуры.

По К. Ландесу, нормальные нефти начинают преобразовываться в легкие при температуре выше 100 °С, а при 175 °С и более нефтяная фаза исчезает полностью. По мнению других исследователей [4], метанизация жидких УВ происходит при еще более высокой температуре. Критический порог этого процесса, итогом которого является полная деструкция нефти с образованием высокотемпературных метана и кокса, определен в 400-500 °С, что в пластовых условиях соответствует глубинам 10-12 км. В то же время в образцах пород из газоносных палеозойских горизонтов Днепровско-Донецкой впадины и др. нередко встречается твердый углеводородный остаток на глубине 4-6 км, что свидетельствует о деструкции нефтей палеозалежей или глубокой стадии катагенеза ОВ пород. Геологическое время в данном случае выступает в качестве главного фактора метаморфизации нефтей, компенсируя недостаточно высокие (докритические) пластовые температуры [4 ].

Период деструкции УВ описывается уравнением Больцмана вида

t = t0еu/kT, (1)

где t - время, необходимое для отрыва молекулы от субстрата; t0 - период собственных колебаний молекул; е - основание натурального логарифма; u - энергия активации; k - постоянная Больцмана; Т - абсолютная температура.

Из уравнения (1) следует, что период деструкции обратно пропорционален температуре, т.е. чем больше температура, тем меньше период метанизации и наоборот.

Применительно к конкретным геологическим условиям с помощью уравнения Больцмана можно описать скорость распада в виде:

V = dm/dt=mere-eT, (2)

где m - масса дериватов (продуктов); m - процент нефтяной составляющей в дериватах реакции; e - константа скорости, равная ee-u/RTr - масса; е - основание натурального логарифма;e0 - предэкспоненциальный множитель; Т - абсолютная температура.

Из уравнения (2) следует, что скорость распада находится в сложной зависимости от времени и температуры. Необходимо отметить, что температура может обусловливаться спецификой геологического развития территории (релаксации), особенно в древних бассейнах. Вот почему на одинаковых срезах 5-6 км в различных осадочных бассейнах на древних платформах при относительно равных температурах УВ находятся в разном фазовом состоянии.

В отложениях нижнего карбона и верхнего девона Днепровско-Донецкой впадины нефтяные палеозалежи в мезозое достигли глубины 4-5 км. Процессы преобразования УВ под влиянием высоких температур в течение длительного времени (200-250 млн. лет) преобладали над процессами консервации этих скоплений при относительно постоянной скорости реакции деструкции. Поэтому на глубинах более 5 км развиты преимущественно залежи высокотемпературного метана, а также газоконденсатные залежи (обедненные конденсатом) с "вырожденным" жидким конденсатом. Во внутренней прибортовой зоне Прикаспийской впадины, где в конце мезозоя – начале кайнозоя отмечались процессы интенсивной релаксации, сокращающие скорость реакции распада, на глубине до 8 км прогнозируется развитие УВ-скоплений преимущественно начального этапа преобразования нефтяных палеозалежей, т.е. газоконденсатных и спорадических залежей "легкой" нефти.

В мезозойских отложениях молодых платформ (бассейны Северного Предкавказья) преобладающим типом УВ-скоплений являются газоконденсатные с высоким выходом конденсата и нефтяные залежи малосмолистого, высокопарафинового, метанового типа. Время воздействия высоких температур на эти залежи составило около 30 млн. лет. В кайнозойских отложениях бассейнов складчатых областей (Южно-Каспийская впадина) распространены нефтяные и газоконденсатные (часто с нефтяной оторочкой) залежи при преобладании первых. Возраст залежей в кайнозойских отложениях невелик (1,5-5,0 млн. лет), поэтому деструкция жидких УВ даже на глубинах 6-7 км (Булла-море) незначительна, несмотря на жесткие термобарические условия в недрах.

Учет этого фактора позволил наметить некоторые различия в распространении нефтяных и газовых скоплений на больших глубинах между бассейнами, выполненными палеозойскими породами и более молодыми. На древних платформах границы раздела находятся гораздо выше по разрезу и в интервале с меньшими температурами, чем в бассейнах молодых платформ или в мезозойско-кайнозойских складчатых и переходных областях. В последних нефтяные залежи могут опускаться до глубины 7 км. Зона накопления исключительно метановых залежей в молодых бассейнах пока не достигнута, предполагается, что она может быть развита на глубине 9-10 км.

Представления о влиянии роста температуры на взаимную растворимость флюидов позволили выдвинуть идею о наличии скоплений УВ в виде парообразной нефтегазоводяной ("нефтегазоконденсатной") смеси на глубине более 6-7 км без заметной деструкции при достижении температуры 400 °С и более [3 ]. По-видимому, на этих сверхбольших глубинах решающему влиянию температуры начинает сильно противодействовать давление: при давлении 100 МПа длина свободного пробега молекулы становится соизмеримой с ее размерами. В этих условиях возможен обратный процесс – рекомбинация и даже синтез молекул (?). В сверхкритических условиях нефть может переходить в особое парогазонефтяное или "нефтеконденсатное" состояние, столь же устойчивое, как и газоконденсатное. Поэтому на очень больших глубинах можно прогнозировать не только газовые, но и нефтяные залежи, хотя в пластовых условиях последние УВ будут находиться не в жидкой, а в газоподобной ("нефтеконденсатной") фазе. Обнаружение таких залежей наиболее вероятно на сверхбольших глубинах (более 7-8 км) в молодых бассейнах [3,4 ], где установлен факт быстрого (в геологическом смысле) погружения, продолжительность которого измеряется не более 10-15 млн лет (скачок, характерный для межгорных впадин, предгорных прогибов, например Южно-Каспийской впадины, Паннонского бассейна) при температуре 100-150 °С, а также древних бассейнов (внутренняя прибортовая зона Прикаспийской впадины). В последних темп прогибания был более медленным (рисунок) и процесс термокаталитического преобразования нефти за длительное геологическое время (200-250 млн. лет) не достиг стадии формирования графитоподобных образований в связи с особенностями геологического развития (релаксации), влияющими на скорость накопления продуктов преобразования УВ-систем. Например, такие залежи были установлены в палеозойских отложениях Бузулукской впадины (месторождения Зайкинское, Ольховское) и вполне возможно их обнаружение в палеозойских образованиях Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин, в мезозойских породах бассейнов Северного Предкавказья и других регионов.

НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ПОРОДЫ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

Формирование скоплений УВ в глубокопогруженных комплексах обязано в основном двум процессам: преобразованию преимущественно нефтяных залежей, сформированных ранее на меньших глубинах, и генерации, эмиграции и аккумуляции новых порций УВ при прогрессивном катагенезе РОВ на больших глубинах.

Первый процесс выражается в метаморфизации нефтей, а при больших температурах – в деструкции жидких УВ с образованием газов. Направленность его такова, что он ведет к разрушению и в конечном счете – к исчезновению ранее образованных чисто нефтяных скоплений.

Второй процесс реализуется при большом погружении, за счет глубинного катагенеза РОВ идет генерация новых масс УВ. Обобщение и анализ фактического материала по наиболее информативным показателям, характеризующим процесс генерации и эмиграции УВ в земной коре, показали, что в отдельных бассейнах в интервале глубины 4-7 км нефтегазоматеринские породы (НГМП) не отличаются затухающим процессом генерации и эмиграции (Прикаспийская впадина). Нефтегазоматеринский потенциал на рассматриваемых глубинах определяется генетическим типом РОВ. Например, глубоководные фации некомпенсированных прогибов, неспособные эмигрировать УВ на малых глубинах, могут стать благоприятными для нефтегазообразования на больших глубинах [2]. Это обусловлено тем, что НГМП в большинстве регионов на геодинамических этапах развития, близких к современному, достигли глубины 4-5 км и более, в связи с чем время воздействия высоких температур на этих глубинах часто значительно меньше абсолютного возраста самих пород, вмещающих РОВ и, возможно, УВ. Указанное в большей степени характерно для древних платформ и в меньшей – для молодых платформ и эпигеосинклинальных областей [2].

Нефтегазоматеринские породы глубоких горизонтов представлены в широком стратиграфическом и литолого-фациальном диапазоне. Например, в Днепровско-Донецкой впадине на глубине 4-6 км к ним относятся девонско-каменноугольные глинисто-карбонатные отложения с РОВ гумусово-сапропелевого типа. В Прикаспийской впадине генерирующие породы – девонско-каменноугольные терригенные, кремнисто-карбонатные, а также пермские карбонатно-глинистые отложения в интервале глубин от 4 до 5 км с РОВ сапропелево-гумусового типа. Наиболее древними мезозойскими являются триасовые НГМП Северного Предкавказья в интервале глубин 4,0-5,0 км, РОВ в них преимущественно сапропелево-гумусового типа. В Предкавказье и Предкарпатье НГМП выделяются в виде менилитовой толщи нижней перми, сложенной карбонатными, карбонатно-глинистыми образованиями, залегающими на глубине 5,2 км.

На глубине 4-8 км ОВ независимо от своего состава продуцирует большие объемы газа и значительно меньше – жидкие УВ. Соотношение вновь образованных газов и нефти таково, что формируются в основном газоконденсатные залежи и газоконденсатные с нефтяными оторочками. Вероятность образования чисто нефтяных скоплений гораздо ниже.

Большие масштабы газообразных УВ на больших глубинах предопределяют и наиболее вероятную в этих условиях форму первичной миграции жидких УВ. По мнению некоторых ученых нефть извлекается из пород в виде капель и переносится сжатым газом. Миграция нефти в водорастворенном состоянии, вероятно, имеет место в весьма ограниченных масштабах, поскольку в глубокопогруженных зонах преобладает слабодинамичный застойный режим вод. Автор, так же как и А.Г. Арье, предполагает первичную миграцию на молекулярно-дискретном уровне, так как размеры капель УВ значительно больше дренажных каналов толщи генерации.

Известно, что средний размер диаметра канала НГМП не более 1-2 нм, в то время как наименьший размер капли жидких УВ, теоретически рассчитанный и экспериментально измеренный (Сюняев З.И. и др., 1990), составляет 5-10 нм, а размер пузырька газообразных УВ – еще больше. Поэтому первичная миграция УВ в капельном состоянии представляется маловероятной.

Анализ химико-битуминологических данных, полученных при изучении разновозрастных НГМП, залегающих на глубинах более 4 км, позволяет заключить, что во многих бассейнах процессы нефтегазообразования на этих глубинах не завершены, о чем свидетельствует возрастание с глубиной коэффициентов битуминизации пород и нейтральности битума, а в УВ-части битумоидов – увеличение метанонафтеновых фракций.

ИЗМЕНЕНИЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ И ЭКРАНИРУЮЩИХ СВОЙСТВ ВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД И ПОКРЫШЕК

Доказано, что на больших глубинах коллекторами нефти и газа могут быть осадочные породы различного литологического состава: песчано-алевритовые, карбонатные, глинистые, кремнистые, вулканогенно-осадочные и кора выветривания. По мере увеличения глубин залегания пород их пористость (общая и открытая) и проницаемость постепенно понижаются, а плотность возрастает. Изменение этих свойств у каждой литологической разности пород происходит неодинаково.

В отложениях, испытывающих более или менее стабильное погружение, раньше всего уплотняются хемогенные породы. Весьма интенсивно уже на небольших глубинах (до 1,5-2,0 км) уплотняются глинистые разности, а их пористость соответственно при этом снижается. По мере увеличения глубины залегания более 1,5-2,0 км темп уплотнения и снижения пористости пород убывает. В Прикаспийской впадине, например, полная пористость мезозойских глинистых пород при погружении на первые 1,5 км снижается на 20-25 %, в интервале 1,5-3,0 км – на 5-10 %, а ниже еще медленнее – на 0,8-1,0 % на каждый 1 км погружения.

Песчаники и алевролиты без цемента или с небольшим его содержанием уплотняются более или менее равномерно, а их пористость снижается на 6-8 % на каждый 1 км погружения до глубины 4-5 км. Ниже темпы уплотнения пород уменьшаются и соответствуют примерно темпу уплотнения глин. Подобная картина изменения пористости наблюдается в бассейнах Северного Предкавказья.

В складчатых областях и регионах, где осадочные отложения испытывали неоднократные погружения и поднятия, коллекторские свойства пород изменяются иначе. Степень их уплотнения и интенсивность снижения пористости отражают не современную глубину залегания, а ту максимальную глубину, на которой они находились. В связи с этим молодые неогеновые и палеогеновые песчаники Предкарпатского прогиба даже на глубине 600 м имеют полную пористость всего 3-10 %, а проницаемость песчаников составляет доли тысячных квадратного микрометра. В то же время песчаники свиты Тускалуза (верхний мел) в Южной Луизиане на глубине около 5 км при t = 96-126 °С имеют такую же пористость (28 %), как и в смежной Северной Луизиане на малых глубинах (Панковиниен Л.Дж., 1979).

Помимо механического уплотнения пород под действием статической нагрузки вышележащих отложений, изменение коллекторских свойств с глубиной обусловлено:

заполнением межгранулярного, межформенного и внутриформенного порового пространства, а также трещин и каверн аутигенными минералами;

явлениями регенерации кварца, плагиоклазов, полевых шпатов;

растворением обломочных зерен на контакте друг с другом с возникновением структур растворения (конформных, инкорпорационных, микростилолитовых);

перекристаллизацией хемогенных пород.

В связи с этими процессами, сопровождаемыми понижениями фильтрационно-емкостных свойств пород, а также особенностями геологического строения разреза земной коры различают зоны свободного водообмена, затрудненного водообмена и застойных вод, сменяющие последовательно друг друга при погружении осадочных толщ. Эта общая картина, однако, не всегда проявляется.

Изучение керна глубоких скважин и экспериментальные исследования горных пород в напряженных условиях позволяют считать возможным:

сохранение породами первичных и наличие малоизмененных коллекторских свойств;

возникновение в породах нового (вторичного) порового пространства в процессе их погружения.

Сохранение породами первичных коллекторских свойств предопределяется:

литолого-геологическими свойствами пласта (однородность размера обломочных зерен и крупно-среднезернистая структура песчаных пород, наличие межформенной и внутриформенной пористости в известняках, развитие гипергенных каверн и полостей в карбонатных породах, большая мощность пластов-коллекторов);

химическими свойствами флюидов; механическим влиянием флюидов.

Литолого-геологические особенности пород, благоприятствующие сохранению первичных коллекторских свойств, формируются обычно в стадию седиментогенеза. Песчаники и крупнозернистые алевролиты – наиболее распространенные коллекторы. Среди них более всего предрасположены к сохранению первичных коллекторских свойств крупно- и среднезернистые песчаники, без цемента или с низким его содержанием, обладающие небольшим размером пор. При погружении на большие глубины и возникновении структур растворения образуется жесткий каркас, при этом поры уменьшаются, но остаются открытыми. Однородность размера частиц обусловливает большую величину пористости и в случае крупнозернистых частиц – большой размер пор. Это также благоприятствует сохранению пористости при погружении до больших глубин.

Наличие крупных межформенных и внутриформенных пор, каверн и полостей в известняках, доломитах способствует сохранению или замедленному снижению коллекторских параметров при погружении пород (за счет их механического уплотнения) вследствие существования прочного каркаса.

Сохранению фильтрационно-емкостных свойств пород способствует большая мощность коллекторских пластов. Механизм этого явления следующий. При погружении глинистые породы уплотняются раньше, отжатая в результате этого свободная вода поступает в соседние коллекторские пласты, нередко с иной геохимической обстановкой. Между собственными флюидами и отжатыми из глин происходит химическое взаимодействие, вызывающее выпадение в осадок солей, что приводит к закупорке пор и потере проницаемости в приконтактных зонах породы-коллектора. Таким образом, пласт изолируется как коллектор. При небольшой мощности пласта вторичное минералообразование может охватить его полностью и существенно снизить коллекторские свойства или даже вообще исключить из разряда коллекторов.

Одной из важнейших причин сохранности коллекторских свойств пород с увеличением глубины залегания является насыщенность их жидкими или газообразными УВ. Известно, что при катагенезе происходят всевозможные изменения пород, в том числе возникают минеральные новообразования. Особенно интенсивно проявляются кальцитизация, доломитизация, окварцевание, сульфатизация. Новые соединения заполняют поровое пространство и снижают коллекторские свойства пород. В случае заполнения перового пространства чистой (не содержащей воды и химически активных компонентов) нефтью процессы вторичного минералообразования сильно подавлены или не проявляются вообще. Если же нефть полностью заполняет поры и находится к тому же под большим давлением, то она препятствует и механическому уплотнению пород, смыканию трещин. Вода и нефть в процессе миграции, как и в зоне ВНК, соприкасаясь, взаимодействуют между собой, что приводит к различным последствиям. Чаще происходит окисление нефти, в результате образуется углекислота, которая повышает растворяющую способность вод по отношению к таким минералам, как кварц, кальцит, доломит и др. Поэтому на путях миграции водонефтяных смесей и в самой ловушке во время ее заполнения возможны растворение обломочных зерен, карбонатного материала и повышение коллекторских свойств обломочных и карбонатных пород. Об этом свидетельствует, например, повышение коллекторских свойств пород в сводах отдельных антиклинальных структур румынского сектора Предкарпатского прогиба.

Благоприятное механическое влияние флюидов на сохранение коллекторских свойств пород проявляется в том случае, если они находятся в условиях АВПД. С увеличением пластового давления влияние эффективного давления на единичный объем породы уменьшается, что ведет к разуплотнению пород. АВПД характерно для коллекторских пород, залегающих под мощными надежными экранирующими толщами, имеющими региональное распространение. Такие толщи чаще всего слагаются глинистыми и соляными породами.

Явления АВПД широко известны в Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадинах, Западно-Кубанском прогибе и др. Величина АВПД может быть значительной. Например, в районе месторождения Кенкияк на глубине около 4 км пластовое давление составляет 6,4 МПа, превышая условно гидростатическое на 2,4 МПа. Но пористость и проницаемость пород под толщами соли часто имеют большие значения, чем в надсолевых толщах. Например, в скважине Аралсорская Прикаспийской впадины надсолевые мезозойские глинистые породы на глубине 5,0-5,2 км имеют полную пористость 6,5-9,0 %, а в подсолевых нижнекаменноугольных отложениях в скажине Биикжальская эти же разности на аналогичной глубине имеют полную пористость 11,30-14,58 %. Подобная картина наблюдается и в карбонатных породах.

В природных условиях имеет место возникновение нового порового пространства и вследствие этого повышение коллекторских свойств с глубиной. Как известно, при этом протекают такие процессы, как растворение и вынос соединений, неустойчивых в конкретных физико-химических обстановках; доломитизация известняков; растрескивание пород, сопровождаемое образованием зияющих трещин.

Растворение и вынос неустойчивых компонентов в стадию катагенеза наиболее интенсивно происходят в тех породах, которые обладают повышенными фильтрационными свойствами и где в условиях водообмена имеется возможность удаления продуктов растворения.

Основными растворителями являются вода, газоводяные системы, а иногда УВ. Растворяющая способность воды в недрах земной коры на разных глубинах не остается постоянной, она изменяется за счет температуры, давления, окислительно-восстановительных и щелочно-кислотных свойств, количества содержащихся в ней реакционноспособных газов.

Вторичная пористость, возникшая за счет растворения минеральных и органических образований, известна на Северном Кавказе, в Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадинах, Урало-Поволжье и др.

Повышение пористости за счет доломитизации – широко распространенный процесс. Вместе с тем во многих районах известняки с повышенным содержанием доломита (до 50 %) и доломиты известковые (30-50 % кальцита) обладают меньшей пористостью, чем чистые известняки.

Поэтому различают:

известняки с сингенетичной и диагенетичной доломитизацией, в которых вторичная пористость отсутствует;

известняки, доломитизированные в стадию катагенеза, в которых должна быть повышенная пористость.

По мнению К.И. Багринцевой, надежных критериев для разделения известняков с первичной и вторичной доломитизацией пока нет. Такие доломитизированные (в стадию катагенеза) известняки при погружении на глубину более 2-3 км могут подвергнуться кальцитизации, в результате чего пористость может существенно понизиться.

Очень важную роль в формировании коллекторских свойств играет растрескивание пород [1]. Исследования показали, что при растрескивании пород объем порового пространства возрастает незначительно – от долей до 2-3 %, но очень сильно увеличивается проницаемость. Способность растрескиваться свойственна хрупким малопластичным породам – магматическим, метаморфическим и многим осадочным.

Большинство осадочных пород соответствующей степени пластичности достигают лишь при значительном погружении, однако, будучи в последующем приближены к поверхности или даже выведены на нее, они сохраняют способность растрескиваться. В пределах Прикаспийской впадины, например, терригенные породы приобретают способность растрескиваться на глубине 4,0-4,5 км. Известняки хемогенные становятся хрупкими раньше, чем на глубине 1,0-1,5 км, органогенные – 1-2 км. Иногда трещиноватость может возникать и в высокопластичных породах. Так, в мощной толще каменной соли (до 10 км) на соляном массиве Челкар (Прикаспийская впадина) в керне наблюдается пропитка нефтью по микротрещинам.

Как известно, в стадию катагенеза подавляющая часть трещин возникает главным образом вследствие разрядки тектонических напряжений и в меньшей мере в результате естественного гидроразрыва.

Длительно протекающие процессы катагенеза и метагенеза в условиях возрастающего значения процессов уплотнения и цементации играют преимущественно негативную роль в формировании вторичных коллекторских свойств пород глубокозалегающих коллекторов. Это связано с тем, что их главной термодинамической тенденцией является уменьшение основных экстенсивных параметров породных тел – объема и суммарной поверхности перового пространства (Огильви Н.А., 1974). По этой же причине, а также в связи с большой длительностью процессов весьма проблематична роль катагенетической трещиноватости в формировании вторичных коллекторов. Вторичная пористость под действием тех же факторов, что и первичная, изменяется, а зияющие трещины могут механически сомкнуться или быть заполненными минеральными новообразованиями, что часто наблюдается при изучении кернового материала.

Автор так же, как и Б.П. Кабышев, А.Е. Лукин и П.Ф. Шпак, считает, что основную роль в формировании вторичных коллекторов глубоких горизонтов осадочных бассейнов играют активно разуплотняющие факторы с одновременным заполнением возникших трещин мантийными растворами (флюидами неорганического характера, в основном газонасыщенными (СO2, СН4, Н2 и др.). Благодаря этому при их дегазации рН может изменяться от 3-4 до 9-10, вследствие чего они агрессивны как по отношению к карбонатам, так и к кварцу (силицитам). Минералого-геохимические особенности вторичных новообразований, обусловленных гипогенными факторами, свидетельствуют об их связи с мантийными флюидами. Установлено три литогеодинамических типа вторичных коллекторов, соответствующих различным стадиям перемещения литосферных плит. С непосредственной сменой геодинамического режима растяжения режимом сжатия на неотектоническом этапе развития связано формирование многочисленных трещин терригенных и карбонатных пластов (нижний карбон, Днепровско-Донецкая впадина с оперяющей открытой трещиноватостью 1,8-2,3 см/см2 и вторичной пористостью до 15-20 %). Развитие этих явлений на больших глубинах в условиях противодействия глубинных разуплотняющих факторов и высоких геостатических давлений, а также хрупкий тип разрушения (преимущественная приуроченность трещиноватых зон к окварцованным песчаникам и чистым кристаллически-зернистым карбонатам, конусообразный характер сопутствующей открытой трещиноватости) способствуют резко выраженной стилолитизации трещин. Их образование связано с внедрением высоконапорных газонасыщенных (СO2, СН4, Н2 и др.) флюидов. Поэтому указанным явлениям на этом этапе тектогенеза сопутствует развитие вторичнопоровых коллекторов как в карбонатах, так и в алевропесчаных отложениях (Лоджевская М.И., Самвелов Р.Г., Клещев К.А. и др., 1990).

С коллекторами данного типа связаны практически все глубокозалегающие промышленные скопления УВ в нижнем карбоне Днепровско-Донецкой впадины, а также отдельные скопления в подсолевом палеозое Прикаспийской впадины. Наличие стилолитизированных трещин является при этом важнейшим признаком вторичного коллектора.

Результаты глубокого бурения последнего десятилетия не подтвердили представления о повсеместном необратимом ухудшении с глубиной экранирующих свойств пород и, в частности, о потере их глинистыми пластами (пачками, толщами) вследствие необратимой дегидратации, уплотнения и трещиноватости глин при их переходе в аргиллиты. Во-первых, установлены многочисленные факты сохранения разнообразных гидрофильных разбухающих фаз (диоктаэдрических смектитов) на глубине более 4-5 км в благоприятных геолого-формационных условиях. Во-вторых, доказана высокая экранирующая (в частности, газоупорная) роль аргиллитовых массивных и скрытослоистых пачек вне зон трещиноватости (Кабышев Б.П., Лукин А.Е., 1990). В-третьих, с глубиной существенно расширяется литологический диапазон покрышек. Уже на глубине 4,5-5,5 км отмечены признаки резкого снижения проницаемости у ангидритов, чистых известняков, алевроглинистых пород, витрокластических туфов и т.п. В-четвертых, особую роль в контроле нефтегазоносности играют гидрофобизованные толщи и пачки, связанные с битуминизацией глубокопогруженных отложений, обогащенных сапропелевым РОВ (фтониты, горючие сланцы, доманикиты). Конечно, при повышении температур выше 300-350 °С условия экранирования должны меняться. Однако ниже указанного температурного интервала, т.е. практически до глубин 8-10 км, для подавляющего большинства осадочных бассейнов можно говорить об отсутствии дефицита покрышек и изолирующих горизонтов.

ОСОБЕННОСТИ СТРУКТУРНЫХ ФОРМ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ГОРИЗОНТОВ

Возможность образования залежей УВ на больших глубинах зависит от наличия ловушек различных морфологических и генетических типов. Для многих нефтегазоносных бассейнов главной предпосылкой формирования крупных скоплений являются увеличение с глубиной эффективной мощности продуктивных литолого-стратиграфических комплексов, емкости ловушек, включающей продуктивную площадь и амплитуду поднятий, а также степень заполнения ловушек. Анализ и обобщение данных по особенностям формирования структурных форм нижних этажей в нефтегазоносных провинциях бывшего СССР и зарубежных стран показали, что ловушки на больших глубинах, как и в верхних слоях чехла, характеризуются большим разнообразием и связаны как с антиклинальными структурами, часто осложненными тектоническими нарушениями, так и с неантиклинальными образованиями.

Характерная особенность больших глубин – частое отсутствие зависимости между структурными планами выше- и нижележащих горизонтов, что обусловлено цикличностью тектоно- и седиментогенеза на разных этапах геодинамического развития регионов.

ОСОБЕННОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАПАСОВ УВ С ГЛУБИНОЙ

Выводы, полученные в результате изучения данного вопроса, скорее, носят общий оценочный характер и неполно отражают истинное состояние ресурсов нефти и газа в вертикальном разрезе.

Многие авторы убедительно обосновали закономерное уменьшение интервальных (по глубинам) запасов нефти и газа в осадочной толще земли ниже максимума нефтегазонакопления, расположенного на глубинах 1,2-2,5 км, под влиянием истощения нефте- и газоматеринского потенциала ОВ, уплотнения пород-коллекторов и ухудшения изолирующих свойств многих толщ-покрышек по мере увеличения глубины их залегания. Общая доля запасов УВ, приходящихся на слой глубже 4-5 км, при этом не определена, но, возможно, не превышает 0,2-0,3 % запасов всей осадочной оболочки (Калинко М.К., 1982). Предполагается, что они могут быть значительно больше, так как от общей площади перспективных земель на долю глубоких горизонтов приходится около 40 % [4]. Если рассматривать распределение ресурсов нефти и газа по глубинам в отдельных регионах, то обнаруживается, что оно в большинстве случаев следует упомянутой глобальной закономерности.

Имеются, однако, и исключения, относящиеся к бассейнам, в которых максимум нефтегазонакопления смещен по глубине вниз относительно глобального максимума. В таких регионах доля ресурсов нефти и газа на глубине более 4-5 км существенно возрастает. Данное исключение свойственно, например, Прикаспийской впадине, что вызвано развитием наиболее благоприятных геологических условий для нефте- и газообразования в нижней части геологического разреза, под соленосной покрышкой.

Распределение глубоких и сверхглубоких УВ-скоплений по величине запасов не установлено. В этих условиях возможно использование выявленных статистических закономерностей. Предполагается уменьшение средних запасов месторождений каждого класса (гигантские, крупные, средние и мелкие) с увеличением глубины их залегания. М.Д. Белонин предложил использование выявленных статистических закономерностей с учетом зависимости запасов гигантских месторождений от начальных потенциальных ресурсов на больших глубинах.

Обобщение и анализ фактического материала по размещению нефтяных и газовых месторождений в исследованных бассейнах в интервале глубин 4-8 км показывают, что они формируются практически во всех геотектонических типах нефтегазоносных структур, однако концентрация запасов УВ в них весьма неоднородна. Промышленная нефтегазоносность на больших глубинах установлена в отложениях от неогена до палеозоя включительно, представленных как терригенными, так и карбонатными породами. До 49 % разведанных запасов УВ приходится на отложения мезозоя, 34 % – палеозоя, 17 % – кайнозоя. До 50 % всех разведанных запасов УВ находится в карбонатных формациях.

ЛИТЕРАТУРА

    • Багринцева К.И. Основные факторы, определяющие формирование и сохранение высокоемких коллекторов в карбонатных формациях // Эволюция карбонатонакопления в истории Земли. - М., 1988 - С.199-223.
    • Геологические условия нефтегазоносности на больших глубинах / С.П.

    Максимов, М.И. Лоджевская, Р.Г. Самвелов, Б.А. Соловьев, Б.Д. Гончаренко // Международный геологический конгресс, XXVIII сессия. Докл. сов. геологов. - М., 1988. - С.83-92.
    • Еременко Н.А., Крылов Н.А., Пецюха Ю.А. О необходимости пересмотра некоторых

    положений в геологии нефти и газа // Международный геологический конгресс, XXVIII сессия. Докл. сов. геологов. - М., 1988. - С.11-18.
    • Grundlegende geologische Ergebnisse von Tiefbohrungen (4,5 his 7 km) / S.P. Maxsimov, R.G. Samvelov, M.I. Lodjevskaja, E.N. Chajkovskaja // Zietschrift fur Angewandte Geologie.

    - 1973. - № 7.

ABSTRACT

The article presents analytical and generalized results concerning formation conditions and hydrocarbon pools distribution in deep-seated (over 4-5 km) complexes of sedimentary basins in the European part of Russia and adjacent areas of foreign counties. Theoretical substantiation of regularities in geological conditions alteration of catagenetic and phase-genetic hydrocarbon zonality as well as the main factors (PVT and time) which effect this zonality are given. Substantiation is also given to some regularities in changing of porosity and permeability for different genetic rock types and their dependency on catagenetic processes in rigid thermobaric conditions. The factors of secondary reservoirs formation and preservation as well as the main points of geotectonic formation conditions and hydrocarbon pools distribution are discussed. The following is a proposed version of hydrocarbon pools formation at greater depths:

in geological time under temperature effect the process of primary hydrocarbon methani-zation takes place: large-sized hydrocarbon molecules are splitted up into more simple;

at the same time due to lithosphere plates and continental blocks displacement when the tension regime passes into the compression one at greater depths there takes place fluid penetration into formed fissures," the secondary reservoirs (natural reservoirs) are being formed and preserved;

since as approaching reservoirs the opening of fissures is growing, it is more likely to consider that hydrocarbon secondary migration is attributed to fluids pressure drop (from the lesser pore opening to the larger one).

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ В СОВРЕМЕННЫХ И ДРЕВНИХ ОБСТАНОВКАХ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ ЕВРОПЕЙСКОЙ ЧАСТИ БЫВШЕГО СССР И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИЙ

I- основные этапы формирования бассейнов (цифры в кружках): дивергенции: 1 - рифтовый, 2а,б - эпирифтовый (2а - эпирифтовых синеклиз, 2б - пассивных окраин); конвергенции: 3 - субдукционно-раннеорогенный, 4а-4в - орогенный (4а - краевых прогибов, 4б - межгорных впадин, 4в - эпиплатформенных орогенов); 5 - изостатического выравнивания (синеклизы). II - скорость осадконакопления, м/млн. лет; 1 - граница, соответствующая времени изменения геодинамической обстановки; 2 - максимальная концентрация запасов УВ; 3 - установленная промышленная нефтегазоносность на больших глубинах

О статье: 

Опубликовано в журнале "Геология нефти и газа" №9 1995 г. Цитируется по библиотеке Дамирджана: http://www.geolib.ru/OilGasGeo/1995/09/Stat/stat01.html