Благоприятные структурные формы скопления нефти и газа

 

 

1. Благоприятные структурные  формы скопления нефти и газа. Вертикальная и латеральная миграция  нефти и их роль в образовании  нефтяных и газовых залежей

 

Природный резервуар – естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон).

Пластовый резервуар (Рисунок 1.1) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава 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 многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенных на платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами.

Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:

1. однородные массивные резервуары – сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (Рисунок 1.2а).

 

Рисунок 1.2а – Схема однородного массива

 

2. неоднородные массивные резервуары – толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков, песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. (Рисунок 1.2б)

 

Рисунок 1.2б – Схема неоднородного массива

 

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (Рисунок 1.3). В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.

Рисунок 1.3 – Резервуар, литологически ограниченный со всех сторон практически непроницаемыми породами

 

Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий:

• наличие проницаемых горных пород (коллекторов);
• непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек);
• а так же пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).

Ловушка – часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам.

Типы ловушек (Рисунок 1.4):

Структурная (сводовая) – образованная в результате изгиба слоев;

Стратиграфическая – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;

Тектоническая – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.

Литологическая – образованная в результате литологического замещения пористых 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 сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

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

 

Необходимы следующие условия для формирования месторождений нефти и газа в залегающих в глубинах земли отложениях, из которых экономически выгодно извлекать углеводороды: наличие соответствующих пород-коллекторов и относительно непроницаемых покрышек и ловушек, которые предотвращают утечку углеводородов к земной поверхности.

Простейшим типом структурной ловушки является выгнутая вверх складка-антиклиналь (рис. 1.6, а). Складчатость может быть результатом сокращения земной коры, сброса в глубинах земли, магматической деятельности, внедрения соляных масс; она может быть вызвана уплотнением над выступом погребенного рельефа или растворением пород. Скопление нефти и газа в антиклиналях происходит за счет улавливания движущихся вверх капелек жидкости и пузырьков газа аркой смятых в складку пластов. На флангах складки под нефтью скапливается более тяжелая пластовая вода. Одно из крупнейших нефтяных месторождений мира – Гхавар в Саудовской Аравии – связано именно с антиклиналью.

Одним из специфических видов антиклиналей являются соляные купола (рис. 1.6, в). Они представляют собой штоки или призмы соли, выжатой с больших глубин. Купола имеют в плане округлую или эллиптическую форму диаметром почти 1 км и высотой 6 и более км. Эти купола частично прорывают слои осадочных пород, а залегающие над ними пласты изгибаются в виде антиклинали или купола. Залежи нефти могут формироваться в покрывающей соляной купол антиклинали, в пластах, ограниченных стенкой соляного купола, и в выщелоченных кавернозных породах кровли купола (кэпроки).

Тектонически ограниченные ловушки (рис. 1.6, б), как и антиклинали и соляные купола, являются разновидностью структурных ловушек. Ловушка этого типа образуется за счет того, что при сдвиге (взаимном перемещении пластов) проницаемые пласты вверх по восстанию в зоне разлома экранируются непроницаемым глинистым барьером, который эффективно преграждает движение нефти вверх по восстанию проницаемого насыщенной водой наклонно залегающего пласта.

Если пласты-коллекторы латерально замещаются непроницаемыми породами, возникает стратиграфическая ловушка (рис. 1.6., г). Основная причина изменения пористости и проницаемости пласта в пространстве связана с изменениями условий осадконакопления по площади. Другой причиной изменения коллекторных свойств является растворяющее действие пластовых вод. Так, участками может растворяться карбонатный цемент в песчаниках. Большую роль играет образование каверн в карбонатных породах. Важный вид стратиграфических ловушек образуется при срезании, эрозии серии наклонно залегающих пластов, в том числе пористых и проницаемых, и последующем их перекрытии непроницаемыми породами-покрышками.

 

         

 

Миграция нефти и газа – любое перемещение этих веществ в земной коре. Возможности, виды его контролируются факторами, действующими в тех или иных условиях геологической обстановки: 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 газа в нефтематеринские породы, включая проникновение их в коллектор) и вторичную (миграция в коллекторе, приводящая к образованию залежей). Кроме того, она подразделяется на вертикальную и боковую.

По физической природе миграционные процессы подразделяются В.А. Соколовым (1956) на:

1) фильтрацию нефти и газа  в проницаемых горных пород при наличии перепада давления;

2) всплывание нефти и газа  в воде, содержащихся. в горных породах;

3) миграцию нефти и газа, обусловленную  движением подземных вод; 4) отжатое  нефти и газа при уплотнении  или деформации горных пород;

5) перемещения нефти и газа под действием капиллярных и сорбционных сил;

6) прорывы газа или нефти через  глинистые пластичные слои;

7) диффузию нефти и газа в  г. п. и водах при наличии разницы  концентраций.

По направлению и общему характеру процесса миграция нефти и газа подразделяется на:

1) первичную, т.е. миграцию из глинистых или иных плотных п. в соседние песчаные или иные породы-коллекторы;

2) пластовую, или латеральную, идущую  по пористым песчаным и др. пластам;

3) вертикальную, идущую поперек  напластования и направленную к земной поверхности.

Поскольку промышленное скопление (залежь) нефти или газа можно рассматривать только как временную задержку на путях их миграции от очагов нефтеобразования до полного разрушения залежей (в силу окислительных процессов или метаморфизма), большая часть перечисленных факторов и видов миграции являются активными и на стадии разрушения (рассеяния) сформировавшихся залежей.

Несомненными и совершенно очевидными следует признать два факта: нахождение в образцах керна материнских пород остатков керогена и нахождение собственно нефти (включая АСВ) в образцах коллекторов, независимо от вещественного их состава.

Первый факт свидетельствует о том, что ОВ находилось в глинистых осадках, второй, что оно частично было эвакуировано в близлежащий коллектор. В какое время и на какой глубине погружения это произошло – не может быть точно установлено. Согласно бытующим представлениям нефть «созрела», когда материнские пласты опустились примерно на 2 или 3 км (в интервал нефтяного «окна»), и после этого уже готовая нефть стала поступать в коллектор, а на больших глубинах стал выходить газ. Все это понадобилось Н.Б. Вассоевичу и другим, чтобы объяснить вертикальную зональность распределения нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей УВ, которая наблюдается повсеместно. На этом была построена и продолжает существовать осадочно-миграционная теория образования и скопления нефти.

Понимая, что на глубинах 2– 3 км глины находятся в состоянии предельного уплотнения и становятся флюидоупорами, т.е. фактически непроницаемыми породами, говорить о их генерационном потенциале и его возможностях по меньшей мере несерьезно. Отсюда можно предполагать, что процесс эмиграции нефти имел место на более ранних, если не начальных, стадиях погружения (А. Перродон «Геодинамика нефти. Буссенс». «Эльф-Акитен», 1985 г.). При этом рассеянная микронефть оставалась в коллекторе, там происходили ее последующие превращения и оттуда начиналась ее миграция до скопления в ловушках.

Тяжелые высоковязкие нефти, содержащие никель, ванадий и другие порфириновые комплексообразователи, являются еще одним доказательством органического происхождения жидких УВ. Как правило, они находятся в карбонатном коллекторе или прошли через него. То, что это остатки органики не вызывает сомнений, т. к. получить их искусственным путем (за счет синтеза из метана в естественных природных условиях) едва ли возможно.

На сегодняшний день можно вполне определенно констатировать, что огромные массы битуминозных сланцев поверхностного залегания (например кукерситы в Эстонии) – это наглядное пособие адептам неорганического синтеза нефти. Они свидетельствуют о процессах скопления и захоронения ОВ на территориях (или акваториях мелководья), которые потом не подвергались опусканию и остались в виде керогенонаполненных 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.

Концентрацию ОВ в сланцах трудно объяснить без участия массы бактерий. Возможности ее роста при 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 чреве материнских пород, откуда уходит, и остальное время жизни проводит в коллекторах.

Признавая межрезервуарные перетоки УВ по секущим разломам, а также сбросам и взбросам, геологи тем не менее не рассматривают это как общий механизм формирования залежей. 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 ловушки как проточной структуры, т. к. антиклиналь разрезана небольшим грабеном. Крылья содержат нефть (28 млн. т с плотностью 0,88) и газовую шапку, а песчаники грабена пустые.

О газовом переносе рассеянной микронефти по пластам-коллекторам кабонатных пород говорят и скопления в залежах УВ, перекрытых эвапоритовыми покрышками, значительных примесей сероводорода.

О ранней эвакуации ОВ из материнских пород в коллекторы свидетельствует тот факт, что бактерии, в том числе представители железобактерий (Leptothrix) присутствовали в органогенных коллекторах. На фото 1, 2, 3 приводятся микроснимки срезов пород, взятых керном из карбонатных отложений Южного Узбекистана (J2 и J3). Из них отчетливо видно соседство и ассоциации битумов с включениями пирита и сидерита, которые являются продуктами работы железобактерий. Другой причины их совместного нахождения нет. Пиритизация связана с бактериальным восстановлением сульфатов в стабильные формы (пирит (Fe S2), что обеспечивается присутствием сероводорода и реакционно-способного железа в карбонатных коллекторах. Наличие кроме пирита еще и сидерита (Fe СОЗ) дает основание утверждать, что железобактерий было много и их работа продолжалась долго.