1. Благоприятные структурныеформы скопления нефти и газа. Вертикальная и латеральная миграция нефти и ихроль в образовании нефтяных и газовых залежей
Природный резервуар – естественное вместилище нефти, газа и воды(внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которогообусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемымипородами.
Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологическиограниченный со всех сторон).
Пластовый резервуар (Рисунок 1.1) представляет собой коллектор, ограниченныйна значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами.Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологическогосостава на большой площади.
/>
Рисунок 1.1 – Принципиальная схема пластового резервуара
1 – коллектор (песок); 2 – плохо проницаемые породы
Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многихпроницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.
Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенныхна платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами.
Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. Похарактеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:
1. однородныемассивные резервуары – сложены сравнительно однородной толщей пород, большейчастью карбонатных (Рисунок 1.2а).
/>
Рисунок 1.2а – Схема однородного массива
2. неоднородныемассивные резервуары – толща пород неоднородна. Литологически она может бытьпредставлена, например, чередованием известняков, песков и песчаников, сверхуперекрытых глинами. (Рисунок 1.2б)
/>
Рисунок 1.2б – Схема неоднородного массива
Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всехсторон (Рисунок1.3).В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которыхнасыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либопрактически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивнойводой.
/>
Рисунок 1.3 –Резервуар, литологически ограниченный со всех сторон практически непроницаемымипородами
Каким бы нибыл механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефтии газа необходимо выполнение ряда условий:
ü наличие проницаемыхгорных пород (коллекторов);
ü непроницаемых горныхпород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек);
ü а так же пласта особойформы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).
Ловушка – часть природного резервуара, в котором благодаряразличного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическомуограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия дляскопления нефти и газа.
Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефтии воды по удельным весам.
Типы ловушек (Рисунок 1.4):
Структурная (сводовая) – образованная в результате изгиба слоев;
Стратиграфическая – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторови перекрытия их затем непроницаемыми породами;
Тектоническая – образованная в результате вертикальногоперемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в местетектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.
Литологическая – образованная в результате литологического замещенияпористых проницаемых пород непроницаемыми.
Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.
/>
Рисунок 1.4 – Типы ловушек
Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующихкомпонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разноготипа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называетсязалежью.
Типы: пластовая, массивная, литологически ограниченная,стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная (Рисунок 1.5а – д).
/>
Рисунок 1.5а – Пластовый тип залежи
/>
/> Рисунок 1.5б – Залежь литологически ограниченного типа Рисунок 1.5в – Залежь стратиграфически ограниченного типа
/>
Рисунок 1.5г – Залежь тектонически экранированного типа
Необходимыследующие условия для формирования месторождений нефти и газа в залегающих вглубинах земли отложениях, из которых экономически выгодно извлекать углеводороды:наличие соответствующих пород-коллекторов и относительно непроницаемых покрышеки ловушек, которые предотвращают утечку углеводородов к земной поверхности.
Простейшимтипом структурной ловушки является выгнутая вверх складка-антиклиналь (рис. 1.6,а). Складчатость может быть результатом сокращения земной коры, сброса вглубинах земли, магматической деятельности, внедрения соляных масс; она можетбыть вызвана уплотнением над выступом погребенного рельефа или растворениемпород. Скопление нефти и газа в антиклиналях происходит за счет улавливаниядвижущихся вверх капелек жидкости и пузырьков газа аркой смятых в складкупластов. На флангах складки под нефтью скапливается более тяжелая пластоваявода. Одно из крупнейших нефтяных месторождений мира – Гхавар в СаудовскойАравии – связано именно с антиклиналью.
Одним изспецифических видов антиклиналей являются соляные купола (рис. 1.6, в).Они представляют собой штоки или призмы соли, выжатой с больших глубин. Куполаимеют в плане округлую или эллиптическую форму диаметром почти 1 км ивысотой 6 и более км. Эти купола частично прорывают слои осадочных пород, азалегающие над ними пласты изгибаются в виде антиклинали или купола. Залежинефти могут формироваться в покрывающей соляной купол антиклинали, в пластах, ограниченныхстенкой соляного купола, и в выщелоченных кавернозных породах кровли купола(кэпроки).
Тектоническиограниченные ловушки (рис. 1.6, б), как и антиклинали и соляные купола,являются разновидностью структурных ловушек. Ловушка этого типа образуется засчет того, что при сдвиге (взаимном перемещении пластов) проницаемые пластывверх по восстанию в зоне разлома экранируются непроницаемым глинистымбарьером, который эффективно преграждает движение нефти вверх по восстаниюпроницаемого насыщенной водой наклонно залегающего пласта.
Еслипласты-коллекторы латерально замещаются непроницаемыми породами, возникаетстратиграфическая ловушка (рис. 1.6., г). Основная причина измененияпористости и проницаемости пласта в пространстве связана с изменениями условийосадконакопления по площади. Другой причиной изменения коллекторных свойствявляется растворяющее действие пластовых вод. Так, участками может растворятьсякарбонатный цемент в песчаниках. Большую роль играет образование каверн вкарбонатных породах. Важный вид стратиграфических ловушек образуется присрезании, эрозии серии наклонно залегающих пластов, в том числе пористых ипроницаемых, и последующем их перекрытии непроницаемыми породами-покрышками.
/>/>
/>/>
Миграциянефти и газа – любое перемещение этих веществ в земной коре. Возможности, виды егоконтролируются факторами, действующими в тех или иных условиях геологическойобстановки: физическими свойствами, состоянием мигрирующих нефти и газа,свойствами г. п. и участием в миграции подземных вод. Миграция, по Иллингу,подразделяется (Illing, 1934) на первичную (процессы передвижения нефти и газав нефтематеринские породы, включая проникновение их в коллектор) и вторичную(миграция в коллекторе, приводящая к образованию залежей). Кроме того, онаподразделяется на вертикальную и боковую.
По физическойприроде миграционные процессы подразделяются В.А. Соколовым (1956) на:
1)фильтрацию нефти и газа в проницаемых горных пород при наличии перепададавления;
2)всплывание нефти и газа в воде, содержащихся. в горных породах;
3) миграциюнефти и газа, обусловленную движением подземных вод; 4) отжатое нефти и газапри уплотнении или деформации горных пород;
5) перемещениянефти и газа под действием капиллярных и сорбционных сил;
6) прорывыгаза или нефти через глинистые пластичные слои;
7) диффузиюнефти и газа в г. п. и водах при наличии разницы концентраций.
Понаправлению и общему характеру процесса миграция нефти и газа подразделяетсяна:
1)первичную, т.е. миграцию из глинистых или иных плотных п. в соседние песчаныеили иные породы-коллекторы;
2)пластовую, или латеральную, идущую по пористым песчаным и др. пластам;
3)вертикальную, идущую поперек напластования и направленную к земной поверхности.
Посколькупромышленное скопление (залежь) нефти или газа можно рассматривать только каквременную задержку на путях их миграции от очагов нефтеобразования до полногоразрушения залежей (в силу окислительных процессов или метаморфизма), большая частьперечисленных факторов и видов миграции являются активными и на стадииразрушения (рассеяния) сформировавшихся залежей.
Несомненнымии совершенно очевидными следует признать два факта: нахождение в образцах кернаматеринских пород остатков керогена и нахождение собственно нефти (включая АСВ)в образцах коллекторов, независимо от вещественного их состава.
Первый фактсвидетельствует о том, что ОВ находилось в глинистых осадках, второй, что оночастично было эвакуировано в близлежащий коллектор. В какое время и на какойглубине погружения это произошло – не может быть точно установлено. Согласнобытующим представлениям нефть «созрела», когда материнские пласты опустилисьпримерно на 2 или 3 км (в интервал нефтяного «окна»), и после этого ужеготовая нефть стала поступать в коллектор, а на больших глубинах стал выходитьгаз. Все это понадобилось Н.Б. Вассоевичу и другим, чтобы объяснитьвертикальную зональность распределения нефтяных, газоконденсатных и газовыхзалежей УВ, которая наблюдается повсеместно. На этом была построена ипродолжает существовать осадочно-миграционная теория образования и скоплениянефти.
Понимая,что на глубинах 2– 3 км глины находятся в состоянии предельного уплотненияи становятся флюидоупорами, т.е. фактически непроницаемыми породами, говорить оих генерационном потенциале и его возможностях по меньшей мере несерьезно.Отсюда можно предполагать, что процесс эмиграции нефти имел место на болееранних, если не начальных, стадиях погружения (А. Перродон «Геодинамиканефти. Буссенс». «Эльф-Акитен», 1985 г.). При этом рассеянная микронефтьоставалась в коллекторе, там происходили ее последующие превращения и оттуданачиналась ее миграция до скопления в ловушках.
Тяжелыевысоковязкие нефти, содержащие никель, ванадий и другие порфириновыекомплексообразователи, являются еще одним доказательством органическогопроисхождения жидких УВ. Как правило, они находятся в карбонатном коллектореили прошли через него. То, что это остатки органики не вызывает сомнений, т. к.получить их искусственным путем (за счет синтеза из метана в естественныхприродных условиях) едва ли возможно.
Насегодняшний день можно вполне определенно констатировать, что огромные массыбитуминозных сланцев поверхностного залегания (например кукерситы в Эстонии) – этонаглядное пособие адептам неорганического синтеза нефти. Они свидетельствуют опроцессах скопления и захоронения ОВ на территориях (или акваторияхмелководья), которые потом не подвергались опусканию и остались в видекерогенонаполненных напластований глин близко к поверхности. Баженовская свита(Западная Сибирь) – это другой пример, когда материнские породы (те же сланцы)погрузились на глубины 2 700–2 850 м.
КонцентрациюОВ в сланцах трудно объяснить без участия массы бактерий. Возможности ее ростапри наличии питательной базы поистине неисчерпаемы. Гибель бактерий,выполняющих первичную работу по разложению и деструкции органического детрита,в значительной мере пополняет объемы керогена. Нефть лишь зарождается во чревематеринских пород, откуда уходит, и остальное время жизни проводит вколлекторах.
Признаваямежрезервуарные перетоки УВ по секущим разломам, а также сбросам и взбросам,геологи тем не менее не рассматривают это как общий механизм формированиязалежей. Характерные примеры: третье по запасам газовое месторождение Гронинген(Нидерланды, Stauble etMilis, 1970), нефтегазовое месторождение Гронден (Габон,Vidal, 1979). Последнее показательно в том, что исключает заполнение ловушкикак проточной структуры, т. к. антиклиналь разрезана небольшим грабеном.Крылья содержат нефть (28 млн. т с плотностью 0,88) и газовую шапку, апесчаники грабена пустые.
О газовомпереносе рассеянной микронефти по пластам-коллекторам кабонатных пород говоряти скопления в залежах УВ, перекрытых эвапоритовыми покрышками, значительныхпримесей сероводорода.
О раннейэвакуации ОВ из материнских пород в коллекторы свидетельствует тот факт, чтобактерии, в том числе представители железобактерий (Leptothrix) присутствовалив органогенных коллекторах. На фото 1, 2, 3 приводятся микроснимки срезовпород, взятых керном из карбонатных отложений Южного Узбекистана (J2 и J3). Изних отчетливо видно соседство и ассоциации битумов с включениями пирита исидерита, которые являются продуктами работы железобактерий. Другой причины ихсовместного нахождения нет. Пиритизация связана с бактериальным восстановлениемсульфатов в стабильные формы (пирит (Fe S2), что обеспечивается присутствиемсероводорода и реакционно-способного железа в карбонатных коллекторах. Наличиекроме пирита еще и сидерита (Fe СОЗ) дает основание утверждать, что железобактерийбыло много и их работа продолжалась долго.
Еслипринять, что эмиграция УВ происходит на начальной стадии погружения осадков (винтервале первых сотен метров), то скорость миграции и дальность разносамикронефти в коллекторах будет зависеть не только от времени, но и от глубины,учитывая уплотнение осадочных пород и их проницаемость. Линией отсчеталатеральной миграции УВ, в соответствии с теорией конвергенции, может служитьближайший глубинный разлом (линеамент). Это немаловажный поисковый признак, вполнеподдающийся прогнозному расчету, если считать газовые потоки движущей силоймиграции.
Газовыепотоки глубинного абиогенного генезиса, выделяемые в теории конвергенции УВ,как собиратели и носители рассеянной микронефти, явно просматриваются приформировании нефтяных и газовых залежей в Предкавказье.
Газ,восходящий из разлома в предгорном прогибе, накапливался в коллекторах юры,мела и палеогена и вначале заполнял передовые ловушки. Учитывая систему трещин,оперяющих глубинный разлом, и возможность межрезервуарных перетоков,вертикальная зональность залежей в передовом прогибе закономерна: наибольшеечисло нефтяных скоплений (более 90) выявлено в интервале от 500 до 1 500 м;в интервале 1 500–2 000 м их становится 29, 2 000–2 500 м – 18. Нижев основном газовые залежи.
Наплатформенных территориях наблюдается иная картина: наибольшее количествогазовых залежей приходится на интервал 500–1 000 м (более 20); в интервале2 000–2 500 м – газоконденсатные скопления, ниже 3 500 м – небольшиенефтегазовые. Это говорит о том, что при латеральной миграции запасы нефти былиисчерпаны, а УВ-газы продолжали поступать в больших объемах. В конечном счете иони прекратились в позднем палеогене, т. к. неогеновые ловушки оказалисьпустыми.
Гидродинамическиерасчеты показывают, что латеральная миграция газа и нефти различается на двапорядка величины и более. То, что газ приходит в ловушку первым и освобождаетее от воды и тем самым решает проблему замещения, имеет очень важное значение.Опыты смешивания воды и нефти и размещения эмульсии внутри толченого песка иликарбонатной породы засвидетельствовали, что самопроизвольного разделения фаз непроисходит в течение более года. И только искусственное создание газовой фазывнутри вмещающей породы приводит к стратифицированному распределению флюидовгаз–нефть–вода.
Рассмотриммодель формирования и закономерности размещения углеводородных залежей вприкаспийской впадине.
Насовременном этапе изученности Прикаспийской впадины данными нефтепоисковыхработ установлена региональная нефтегазоносность ее осадочного выполнения отдевонских отложений до современных, т.е. всего вскрытого бурением разреза.Рассмотрение результатов многих сотен анализов по общему, групповому,структурно-групповому и другим составам нефтей, а также газов и газоконденсатовэтого региона, полученных из различных стратиграфических подразделений,приводит к выводу о чрезвычайном разнообразии ряда этих углеводородныхсоединений, в полярных точках которого находятся газоконденсаты и битумы(киры). Систематизация жидких углеводородов (УВ) (нефтей) по стратиграфическомупринципу оказалось практически неосуществимой ввиду того, что в пределахкаждого стратиграфического подразделения встречаются нефти от конденсатных доосмоленных. В то же время разные стратиграфические уровни содержат однотипныепо составу нефти.
Эмпирическибыло установлено, что большая их часть, а именно восемь нижних продуктивныхгоризонтов, залегающих на глубинах 600–4 400 м в широком стратиграфическомдиапазоне от конгломератового нижнетриасового горизонта до башкирских отложенийвключительно, содержат нефти одного состава. Они имеют парафино-нафтеновоеоснование, близкий углеводородный состав, плотность 0,82–0,84 г./см?, фракцию,выкипающую до 200? С (25–35%) и смолисто-асфальтеновую составляющую (10–14%). Вто же время нефти пяти верхних горизонтов (глубина залегания 250–550 м),приуроченные к юрско-меловому комплексу и двум нижнетриасовым горизонтам,отличаются от нефтей нижних горизонтов повышенной смолистостью и почти полнымотсутствием или значительным понижением бензиновой составляющей, что отражаетсяи в их плотности (0,88–0,92 г./см?). Как показало изучение изолирующих свойствглинистых образований над верхними продуктивными горизонтами, они изобилуютоткрытыми микротрещинами, на стенках которых зачастую отмечаются примазкинефти. Эти микротрещины и явились путями фильтрации газовой и прочихсоставляющих нефтей из залежей и ухода их в атмосферу.
Повышениесмолистости нефтей верхних горизонтов связано с увеличением воздействия на нихгипергенных факторов.
Такимобразом, эмпирически была установлена определенная вертикальная зональность враспределении составов нефтей по разрезу в пределах одного месторождения ссамым большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности.
Объяснениенаправленного изменения состава нефтей верхних горизонтов разреза в сторону ихуплотнения за счет низких изолирующих свойств флюидоупоров над ними позволилосделать два основных вывода о нефтях нижних горизонтов. Первый из них сводитсяк тому, что однотипность их составов, учитывая широкий стратиграфическийдиапазон размещения и большую пространственную разобщенность, можно объяснитьтолько единым источником заполнения ловушек, содержащих эти нефти, находящимсяниже. Второй вывод говорит о том, что между нефтесодержащими пластамисуществуют достаточно надежные флюидоупоры, исключающие возможностьсколько-нибудь значительных перетоков УВ из одного продуктивного пласта вдругой. Изучение изотопного состава УВ в узких фракциях нефтей (как нижних, таки верхних горизонтов), а также рассмотрение индивидуальных УВ, подтвердилосделанный вывод о едином их источнике, т.е. о вертикальном способе формированияэтого месторождения. Сущность такого способа формирования состоит в том, чтонефть по проводящему каналу струйно мигрировала вверх и заполняла под давлениемпо пути продвижения все встречающиеся коллекторские породы независимо ни от ихстратиграфической принадлежности, качества, глубины залегания, экранирующихсвойств флюидоупоров над ними, ни от структурного фактора. Поскольку напряжениев недрах нарастает относительно постепенно и его разгрузка осуществляется такжене мгновенно, заполнение однотипными углеводородными флюидами происходитпоследовательно снизу вверх по мере постепенного разрыва сплошных горных породдо полного завершения этого процесса.
Сзатуханием тектонической активности и закрытием проводящего каналазаканчивается первый этап формирования месторождения. К этому моментуоднотипные углеводородные соединения, состоящие из нефтей с растворенными в нихгазами и имеющие такой же состав, как в нижних горизонтах, оказываются вразнообразных геологических условиях. С этого момента начинается второй этап – переформированиезалежей в соответствии с этими условиями. Частным случаем является достаточнаяизоляция углеводородных скоплений, как наблюдается в восьми нижних горизонтахКенкияка, где составы нефтей практически не изменились по сравнению сизначальными.
Значительночаще встречаются случаи отсутствия в разрезе надежных флюидоупоров, чтоявляется причиной развития диффузионно-фильтрационных процессов, которые ипорождают исключительное многообразие составов нефтей, наблюдаемое во впадине.Рассмотрим один из основных вариантов перераспределения углеводородныхскоплений, когда между двумя залежами с однотипной нефтью находится толща снедостаточно хорошими изолирующими свойствами, а над верхней – надежныйфлюидоупор. Очевидно, газоконденсатные компоненты нижней нефтяной залеживытеснят нефть из верхней ловушки по латерали через замок структуры. В верхнейловушке окажется не нефтяная, а газоконденсатная залежь. Нефть верхней ловушки,проходя через коллекторские пласты, будет фильтроваться, теряя по путипродвижения асфальтово-смолистые компоненты и превращаясь в нефтьфильтрованного типа. Ее продвижение будет тем дальше от точки началалатеральной миграции, чем больше газоконденсатных компонентов поступает снизу.Вытесняющий ее газоконденсат на пути латеральной миграции по коллекторусформирует во встреченных ловушках дочерние газоконденсатные залежи. Это одиниз основных путей образования газоконденсатных залежей во впадине. В случаеограниченного подтока газоконденсатных компонентов снизу из верхней залежимигрирует по латерали лишь часть нефти и в верхней ловушке залежь станетгазонефтяной. Достаточно убедительным доказательством осуществления уходагазоконденсатных компонентов из нефтей является нахождение в различныхстратиграфических подразделениях и на разных, иногда довольно больших глубинахнефтей тяжелых, отбензиненных, но не окисленных, так называемых псевдогипергенных.
Нефтинижней залежи, потерявшие легколетучие компоненты, становятся более тяжелыми,чем исходная нефть, и будут тем плотнее, чем большую часть подвижныхкомпонентов они потеряли (см. рисунок).
/>
Модельпоэтапного формирования нефтяных и газоконденсатных залежей Прикаспийскойвпадины.
а – первыйэтап; б – второй этап
1 – газоконденсат;2 – нефть; 3 – вода; 4 – плотность углеводородов (г/см?); 5 – непроницаемыйфлюидоупор; 6 – флюидоупор, проницаемый для легких УВ; 7 – субвертикальныйканал струйной миграции УВ; 8 – след субвертикального канала миграции УВ; 9 – направлениедиффузионно-фильтрационного потока УВ; 10 – направление литеральной миграцииУВ.
Можносформулировать следующие выводы:
Формированиеи размещение всех углеводородных залежей впадины обусловлено первичнойвертикальной и вторичной вертикально-латеральной миграцией УВ.
Нефтивпадины имеют единый источник и, как следствие, изначальный близкий состав,приведенный выше.
Отклонениеот изначального состава нефти, обусловленное ее миграционным фракционированием,является поисковым критерием для открытия новых залежей углеводородов спрогнозом их местоположения, количественной оценки и фазового состояния.
Составнефти любой залежи, выраженный через содержание в ней бензина и суммарноеколичество смол и асфальтенов и отраженный в ее плотности, – показательмеханизма формирования залежи.
Процессыгазообразования и газонакопления рассмотрены многими
исследователями.Однако вопрос о вертикальной миграции газа из нижних частей разреза отложений вверхние освещен, на наш взгляд, недостаточно полно.
Основныезапасы газа, как известно, сосредоточены на относительно небольших глубинах.Предполагается, что формирование залежей здесь происходило за счет газа,образовавшегося на больших глубинах, в нижней зоне интенсивного газообразования.
Большаяроль «нижних» газов при формировании залежей преимущественно газоносные областиприурочены к глубоким бассейнам осадконакопления и что более 2/3 основныхнефтегазоносных областей и провинций мира с мощностью осадочных пород свыше 4 кмявляются преимущественно газоносными, в то время как среди провинций с толщейосадков менее 4 км, наоборот, преобладают преимущественно нефтеносные.
Анализпространственного размещения газовых месторождений с запасами более 100 млрд.м3 и геологических условий их формирования, проведенный П.К. Куликовым(1976 г.), показал, что эти месторождения имеют разный генезис ипредставлены несколькими типами. В частности, им выделены окраинные (поотношению к областям максимального погружения бассейнов осадконакопления) ицентральные типы месторождений. Образование последних, по П.К. Куликову,является результатом миграции газа из глубокозалегающих газоматеринских толщ вверхние части разреза осадочных бассейнов, т.е. прямой дегазации глубинной зоныгазообразования. Залежи этих месторождений в бассейнах с песчано-глинистымразрезом формируются в верхних горизонтах, а в бассейнах с мощнымиэвапоритовыми толщами – непосредственно под ними.
В глубокихзонах катагенеза (более 3 км) интенсивность процессов газообразованияможет быть достаточно высокой, а газоемкость поровых вод глинистых толщнезначительной, что приводит к возникновению избыточного (струйного) газа вматеринских породах и перемещению его в природный резервуар. В последнем онбудет находиться какое-то время в неподвижном состоянии. При критическойгазонасыщенности начнется перемещение газовой фазы в природном резервуаре иаккумуляция газа в ловушках. Формирование залежей газа в нижних зонах происходиттакже в результате его выделения из воды при восходящих тектоническихдвижениях. Перенос газа в растворенном состоянии водой имеет подчиненноезначение. Поэтому масштабы образования избыточного газа при их движенииневелики.
В верхнихзонах катагенеза условия формирования газовых залежей существенно отличаются отнижних. Здесь процессы генерации газа в породах протекают не столь интенсивно.Значительную роль в насыщении подземных вод в этих зонах играет «нижний» газ.Движение подземных вод, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод ивосходящие тектонические движения – все эти процессы приводят к дегазациипластовых вод и образованию газовой фазы.
Существенноезначение в процессах концентрации первичнорассеянного газа имеет диффузия (и внижней, и в верхней зонах катагенеза). В результате диффузии газ из нижних зонпоступает в верхние. При региональном характере такого вертикальногоперемещения газа происходит донасыщение подземных вод в верхних зонах иобразование избыточного газа после их насыщения.
Необходимостьпостроения именно такой геологической модели вертикальной миграциирегионального перемещения газа из нижних зон в верхние предопределяется какрегиональным характером накопления исходного ОВ в осадочных толщах ипоследующей газогенерацией, так и региональной первичной миграцией газа, атакже чрезвычайно низкой интенсивностью этих процессов. Струйное поступлениегаза из нижних зон в верхние возможно лишь на локальных участках (прорыв газаиз ловушек через породы покрышки, разрывные нарушения). Вертикальная струйнаямиграция УВ не может осуществляться повсеместно и одновременно. И, наоборот,региональная вертикальная миграция, происходящая одновременно и повсеместно набольшой территории, не может быть струйной.
По мнению В.П. Савченко(1952 г.), современные залежи нефти и газа образовались главным образом засчет перераспределения УВ между ловушками посредством струйной миграции, апервичная миграция нефти и газа, в какой бы форме она ни происходила, длябольшинства нефтегазоносных районов является давно прошедшим этапом (1977 г.).
Такимобразом, понятие о первичных и вторичных залежах имеет у В.П. Савченкоиное толкование по сравнению с распространенным представлением, согласнокоторому первичными являются залежи, образовавшиеся в газоматеринской толще (впроницаемых ее прослоях), а вторичными – возникшие за пределами газоматеринскихкомплексов. Однако деление залежей на первичные и вторичные по признаку,предложенному В.П. Савченко, не вызывает принципиальных возражений.
Первичные ивторичные залежи формируются на конечных этапах за счет струйного газа с тойлишь разницей, что при образовании первичных струйная миграция происходит лишьв самой ловушке или в ее границах улавливания, а при формировании вторичныхпереток УВ совершается из одной ловушки в другую или же из одного природногорезервуара в другой. Вторичные скопления формируются в результате аккумуляциигаза, до этого находившегося в залежах в концентрированном и газообразномсостоянии. Первичные содержат газ, который прежде был рассеянным (вгазообразном или растворенном состоянии).
Приформировании первичных залежей, как показал В.П. Савченко, вертикальнаямиграция газа в пластах-коллекторах (от их подошвы до кровли) происходит восновном в растворенном состоянии. При незначительной интенсивности образованияизбыточного газа последний переносится в диффузионном потоке к кровле пласта,где и образуется газовая фаза. Выделившийся из пластовых вод газ вприкровельной части мигрирует в струйном виде, но уже не в вертикальном, а влатеральном направлении. Газ движется по восстанию слоев и аккумулируется вловушках. Таким образом, формирование газовых залежей завершается аккумуляциейструйного газа, который до этого мог находиться в ином состоянии.
Широкомасштабнаяповсеместная региональная вертикальная миграция в осадочных толщах изгазоматеринских и перекрывающих их отложений осуществляется в основном врастворенном виде (в диффузионном потоке).
Рольдиффузионных процессов при формировании газовых залежей изучена не в полноймере. Несомненно, что диффузия способствует миграции газа в вертикальномнаправлении. Это приводит не только к рассеянию газа (из образовавшихся залежейв периоды их разрушения), но и концентрации его (в периоды газонакопления).Естественно, что эта миграция влечет за собой не только вынос газа изводогазонасыщенного пласта, но и поступление его в другой пласт, из которого, всвою очередь, газ также выносится в диффузионном потоке в следующий вышележащийслой и так далее.
Ввертикальной и латеральной миграции, в «рассеянной и концентрированной» формахдвижения газа находят свое выражение процессы газонакопления в верхних и нижнихзонах катагенеза, в результате которых образуются газовые залежи, как вовнутренних, так и внешних, окраинных, частях осадочных бассейнов.
Средняяинтенсивность этих процессов за какой-либо отрезок геологического времени,например за этап погружения, соизмерима с интенсивностью диффузии газа вводонасыщенных, точнее водогазонасыщенных, породах, что эти процессы имеютрегиональный характер и, следовательно, в определенных геологических условияхформирование первичных газовых залежей происходит за счет вертикальнойрегиональной миграции первично-рассеянного газа из глубокопогруженныхматеринских пород в вышележащие отложения. Эта модель формирования первичныхгазовых залежей центрального типа представляется нам наиболее обоснованной длягазоносных регионов, приуроченных к глубоким впадинам, в нижней части разреза
2. Сейсмическая съемкапреломления воды
Сейсмическийметод основан на свойствах распространения упругих волн в земной коре. Упругиеволны искусственно создаются в земной коре путем взрывов в мелких скважинах.Законы движения сейсмических волн, идущих от места взрыва, аналогичны законамдвижения звуковых волн. Скорость распространения упругих волн в различныхпородах различна. Так, например, скорость их в глинах изменяется в пределах 1,8–2,1километра в секунду, в известняках 3,2–5,5, в кварцитах 4–7 километров всекунду. Упругие волны способны преломляться при переходе из одной среды вдругую, подобно тому как это происходит со световыми волнами при переходе их изодной, среды в другую, например из воздуха в воду. Встретив на своем путипрепятствие из плотных пород, сейсмические волны отражаются от них, подобнотому как отобржаются звуковые волны от стен, образуя эхо.
В твердомтеле при внезапном приложении силы возникают упругие колебания, или волны,называемые сейсмическими, сферически распространяющиеся от источникавозбуждения. Сведения о внутреннем строении Земли получают по результатам анализавремен пробега сейсмических волн от источника колебаний к регистрирующимустройствам (времена пробега волн зависят от плотности среды на их пути).
Сейсмическиеволны генерируются или искусственными взрывами в неглубоких скважинах, или спомощью механических вибраторов. В морской сейсмике для возбуждениясейсмических волн используется пневмопушка. Применяются также эхолотныеизлучатели упругих колебаний большой мощности, электроискровые разряды и другиесредства.
Направленныевниз генерируемые волны, достигая геологической границы (т.е. пород, составкоторых отличается от вышележащих), отражаются подобно эху. Регистрация этого «эха»детекторами называется методом отраженных волн. Преломляющиеся на геологическойгранице волны распространяются также и горизонтально (вдоль ее поверхности) набольшие расстояния, затем вновь преломляются, следуют к земной поверхности ирегистрируются вдали от сейсмического источника.
Регистрациясейсмических волн ведется чувствительными приборами сейсмоприемниками, илигеофонами, которые располагаются на земной поверхности или в скважинах наопределенном расстоянии от места возбуждения волн. Геофоны преобразуютмеханические колебания грунта в электрические сигналы. При морскихисследованиях для регистрации сейсмических волн используются детекторыдавления, называемые гидрофонами. Упругие колебания записываются в виде трассына бумаге, магнитной ленте или фотопленке, а в последнее время обычно наэлектронные носители. Интерпретация сейсмограмм позволяет измерить времяпрохождения волны от источника до отражающего слоя и обратно к поверхности сточностью до тысячных долей секунды. Скорость сейсмических волн зависит отупругости и плотности среды, в которой они распространяются. В воде онасоставляет ок. 1500 м/с, в неконсолидированных песках и почвах, содержащихвоздух в поровых пространствах, – 600–1500 м/с, в твердых известняках – 2700–6400 м/си в наиболее плотных кристаллических породах до 6600–8500 м/с (в глубинныхслоях Земли до 13 000 м/с).
Отражение.При использовании метода отраженных волн регистрация осуществляется наборомгеофонов, равномерно располагающихся на земной поверхности на одной линии систочником возбуждения. Обычно используется 96 групп геофонов, каждая изкоторых насчитывает от 6 до 24 соединенных вместе приборов.
Посколькуизвестны расстояние до геофона и скорость распространения сейсмических волн визучаемых породах, по временам пробега волн можно рассчитать глубину отражающейграницы. Путь волны может быть описан в виде двух сторон равнобедренноготреугольника (так как угол падения равен углу отражения), а глубина отражающегослоя соответствует его вершине. Суммарная длина сторон такого треугольникаравна произведению времени прохождения волны и ее скорости. Глубины поверхностиотражения рассчитываются в пределах достаточно обширной площади, что позволяетпроследить конфигурацию пласта, обнаружить и нанести на карту соляные купола,рифы, разломы и антиклинали. Любая из этих структур может оказаться нефтянойловушкой.
Преломление.Методом преломленных волн исследуются литология и глубина залегания горныхпород, а также конфигурация залежей и геологических свит. Он используется и приинженерно-геологических изысканиях, в гидрогеологии, морской и нефтянойгеологии. Сейсмические волны возбуждаются близ земной поверхности, а детекторы,регистрирующие преломленные волны, расположены на земной поверхности нанекотором расстоянии от источника колебаний (иногда удаленном на многиекилометры). Первой достигает детектора та преломленная волна, которая следовалапо кратчайшему пути от источника к приемнику. По годографу (графику времениприхода первого импульса волн к сейсмоприемникам, расположенным на разныхрасстояниях от источника) определяют скорость распространения волн, а затемвычисляют глубину залегания преломляющей поверхности.
Дляуспешного применения метода следует знать свойства пород, залегающих а данномрайоне. Поэтому необходимо иметь хотя бы один изученный разрез глубокойскважины. Сейсмическая разведка является одним из наиболее распространенныхметодов, применяемых для открытия структурных поднятий. В последние годы, вравнинных районах этот метод в сочетании с электроразведкой, а иногда и другимигеофизическими методами, дает возможность обнаруживать антиклинальные поднятиятам, где геолого-структурная съемка оказалась бессильной./>
Список использованнойлитературы
1 Паркер В.Г. «Миграцияи аккумуляция нефти и природного газа» 1948 г., 176 с.
2 Ерёменко Н.Л.«Геология нефти и газа». М. Недра, 1961 г. 372 с.
3 Жданов М.А. «Нефтегазопромысловая геология». М. Недра.1962 г. 537 с.