Благоприятные структурные формы скопления нефти и газа (стр. 3 из 4)

С затуханием тектонической активности и закрытием проводящего канала заканчивается первый этап формирования месторождения. К этому моменту однотипные углеводородные соединения, состоящие из нефтей с растворенными в них газами и имеющие такой же состав, как в нижних горизонтах, оказываются в разнообразных геологических условиях. С этого момента начинается второй этап – переформирование залежей в соответствии с этими условиями. Частным случаем является достаточная изоляция углеводородных скоплений, как наблюдается в восьми нижних горизонтах Кенкияка, где составы нефтей практически не изменились по сравнению с изначальными.

Значительно чаще встречаются случаи отсутствия в разрезе надежных флюидоупоров, что является причиной развития диффузионно-фильтрационных процессов, которые и порождают исключительное многообразие составов нефтей, наблюдаемое во впадине. Рассмотрим один из основных вариантов перераспределения углеводородных скоплений, когда между двумя залежами с однотипной нефтью находится толща с недостаточно хорошими изолирующими свойствами, а над верхней – надежный флюидоупор. Очевидно, газоконденсатные компоненты нижней нефтяной залежи вытеснят нефть из верхней ловушки по латерали через замок структуры. В верхней ловушке окажется не нефтяная, а газоконденсатная залежь. Нефть верхней ловушки, проходя через коллекторские пласты, будет фильтроваться, теряя по пути продвижения асфальтово-смолистые компоненты и превращаясь в нефть фильтрованного типа. Ее продвижение будет тем дальше от точки начала латеральной миграции, чем больше газоконденсатных компонентов поступает снизу. Вытесняющий ее газоконденсат на пути латеральной миграции по коллектору сформирует во встреченных ловушках дочерние газоконденсатные залежи. Это один из основных путей образования газоконденсатных залежей во впадине. В случае ограниченного подтока газоконденсатных компонентов снизу из верхней залежи мигрирует по латерали лишь часть нефти и в верхней ловушке залежь станет газонефтяной. Достаточно убедительным доказательством осуществления ухода газоконденсатных компонентов из нефтей является нахождение в различных стратиграфических подразделениях и на разных, иногда довольно больших глубинах нефтей тяжелых, отбензиненных, но не окисленных, так называемых псевдогипергенных.

Нефти нижней залежи, потерявшие легколетучие компоненты, становятся более тяжелыми, чем исходная нефть, и будут тем плотнее, чем большую часть подвижных компонентов они потеряли (см. рисунок).

Модель поэтапного формирования нефтяных и газоконденсатных залежей Прикаспийской впадины.

а – первый этап; б – второй этап

1 – газоконденсат; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – плотность углеводородов (г/см?); 5 – непроницаемый флюидоупор; 6 – флюидоупор, проницаемый для легких УВ; 7 – субвертикальный канал струйной миграции УВ; 8 – след субвертикального канала миграции УВ; 9 – направление диффузионно-фильтрационного потока УВ; 10 – направление литеральной миграции УВ.

Можно сформулировать следующие выводы:

Формирование и размещение всех углеводородных залежей впадины обусловлено первичной вертикальной и вторичной вертикально-латеральной миграцией УВ.

Нефти впадины имеют единый источник и, как следствие, изначальный близкий состав, приведенный выше.

Отклонение от изначального состава нефти, обусловленное ее миграционным фракционированием, является поисковым критерием для открытия новых залежей углеводородов с прогнозом их местоположения, количественной оценки и фазового состояния.

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

Процессы газообразования и газонакопления рассмотрены многими

исследователями. Однако вопрос о вертикальной миграции газа из нижних частей разреза отложений в верхние освещен, на наш взгляд, недостаточно полно.

Основные запасы 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.

Большая роль «нижних» газов при формировании залежей преимущественно газоносные области приурочены к глубоким бассейнам осадконакопления и что более 2/3 основных нефтегазоносных областей и провинций мира с мощностью осадочных пород свыше 4 км являются преимущественно газоносными, в то время как среди провинций с толщей осадков менее 4 км, наоборот, преобладают преимущественно нефтеносные.

Анализ пространственного 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 и представлены несколькими типами. В частности, им выделены окраинные (по отношению к областям максимального погружения бассейнов осадконакопления) и центральные типы месторождений. Образование последних, по П.К. Куликову, является результатом миграции газа из глубокозалегающих газоматеринских толщ в верхние части разреза осадочных бассейнов, т.е. прямой дегазации глубинной зоны газообразования. Залежи этих месторождений в бассейнах с песчано-глинистым разрезом формируются в верхних горизонтах, а в бассейнах с мощными эвапоритовыми толщами – непосредственно под ними.

В глубоких зонах катагенеза (более 3 км) интенсивность процессов газообразования может быть достаточно высокой, а газоемкость поровых вод глинистых толщ незначительной, что приводит к возникновению избыточного (струйного) газа в материнских породах и перемещению его в природный резервуар. В последнем он будет находиться какое-то время в неподвижном состоянии. При критической газонасыщенности начнется перемещение газовой фазы в природном резервуаре и аккумуляция газа в ловушках. Формирование залежей газа в нижних зонах происходит также в результате его выделения из воды при восходящих тектонических движениях. Перенос газа в растворенном состоянии водой имеет подчиненное значение. Поэтому масштабы образования избыточного газа при их движении невелики.

В верхних зонах катагенеза условия формирования газовых залежей существенно отличаются от нижних. 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 и восходящие тектонические движения – все эти процессы приводят к дегазации пластовых вод и образованию газовой фазы.

Существенное значение в процессах концентрации первичнорассеянного газа имеет диффузия (и в нижней, и в верхней зонах катагенеза). В результате диффузии газ из нижних зон поступает в верхние. При региональном характере такого вертикального перемещения газа происходит донасыщение подземных вод в верхних зонах и образование избыточного газа после их насыщения.

Необходимость построения именно такой геологической модели вертикальной миграции регионального перемещения газа из нижних зон в верхние предопределяется как региональным характером накопления исходного ОВ в осадочных толщах и последующей газогенерацией, так и региональной первичной миграцией газа, а также чрезвычайно низкой интенсивностью этих процессов. Струйное поступление газа из нижних зон в верхние возможно лишь на локальных участках (прорыв газа из ловушек через породы покрышки, разрывные нарушения). Вертикальная струйная миграция УВ не может осуществляться повсеместно и одновременно. И, наоборот, региональная вертикальная миграция, происходящая одновременно и повсеместно на большой территории, не может быть струйной.

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

Таким образом, понятие о первичных и вторичных залежах имеет у В.П. Савченко иное толкование по сравнению с распространенным представлением, согласно которому первичными являются залежи, образовавшиеся в газоматеринской толще (в проницаемых ее прослоях), а вторичными – возникшие за пределами газоматеринских комплексов. Однако деление залежей на первичные и вторичные по признаку, предложенному В.П. Савченко, не вызывает принципиальных возражений.