Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения. Глубинные залежи нефти


Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения

ИНДИВИДУАЛЬНОЕ  ЗАДАНИЕ

 

Залежи углеводородов  на больших глубинах: особенности       формирования и размещения.

Результатами геолого-разведочных  работ  и исследованиями последних  лет доказана возможность открытия углеводородов на больших глубинах (более 4-5 км) промышленных УВ-скоплений, в том числе значительных по запасам. Самая длинная скважина в мире является нефтяная скважина месторождения Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров (самая глубокая Кольская сверхглубокая скважина). Задача прогноза и поисков глубокозалегающих залежей УВ зависит от степени изученности условий и факторов формирования и размещения таких объектов. Проблема выявления особенностей формирования залежей УВ на больших глубинах приобретает особую актуальность.

Изменение фазового состояния УВ  с глубиной.

Исследованиями учёных установлены  закономерности распределения УВ в  вертикальном разрезе земной коры. Известно, что для всех бассейнов  наблюдается закономерное изменение  фазового состояния УВ с глубиной. Для простоты изучения можно представить  вертикальную зональность в виде схемы сверху вниз:

Газовые скопления

Жидкие УВ, конденсаты в составе газовой фазы,                           нефтяные оторочки

Чисто нефтяные скопления

Газовые и газоконденсатные шапки и залежи

Чисто газовые  скопления с преобладанием Ch5

В основе этих изменений  лежит процесс метанизации (процесс превращения нефти в метан) жидких УВ при повышении температуры.

По К. Ландесу,нормальные нефти начинают преобразовываться  в лёгкие при температуре выше 100 С, при 175 С и более нефтяная фаза исчезает полностью, полная деструкция нефти(нарушение структуры) с образованием высокотемпературных метана и кокса-при температуре в 400-500 С( глубина 10-12 км).Период деструкции УВ описывается  уравнением Больцмана.

Влияние роста температуры  на взаимную растворимость флюидов  позволили выдвинуть идею о наличии  скоплений УВ в виде парообразной нефтегазоводяной (“ нефтегазоконденсатной”) смеси на глубине 6-7 км и более без заметной деструкции при достижении температуры 400 С и более. По-видимому, на этих сверхбольших глубинах решающему влиянию температуры начинает сильно противодействовать давление. В сверхкритических условиях нефть может переходить в особое  парогазонефтяное или “нефтеконденсатное” состояние, столь же устойчивое, как и газоконденсатное. Поэтому на больших глубинах можно прогнозировать  не только газовые, но и нефтяные залежи. В пластовых условиях нефтяные залежи будут находиться не в жидкой, а в газоподобной фазе. Обнаружение таких залежей характерно для сверхбольших глубин (более 7-8 км) в молодых бассейнах, а также древних бассейнов. На скорость накопления продуктов преобразования УВ-систем влияет геологическое развитие (релаксация).

Нефтегазоматеринские  породы на больших глубинах.

Формирование скопление  УВ на больших глубинах происходит благодаря двум процессам:

-преобразование нефтяных залежей, сформированных ранее на меньших глубинах. Этот процесс ведёт к разрушению и исчезновению ранее образованных чисто нефтяных скоплений.

-генерации, эмиграции  и аккумуляции новых порций  УВ при катагенезе РОВ на  больших глубинах. Этот процесс реализуется при большом погружении, за счёт глубинного катагенеза РОВ идёт генерация новых масс УВ.

Нефтегазоматеринские породы глубоких горизонтов представлены в  широком стратиграфическом и  литолого-фациальном диапазоне. 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.

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 км) уплотняются глинистые разности, а их пористость соответственно при этом снижается. Песчаники и алевролиты без цемента или с небольшим его содержанием уплотняются более или менее равномерно, а их пористость снижается. Ниже темпы уплотнения пород уменьшаются и соответствуют примерно темпу уплотнения глин. 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 материалами, явлениями регенерации кварца, плагиоклазов, полевых шпатов, перекристаллизацией хемогенных пород.

Сохранение породами первичных  коллекторских свойств предопределяется: литолого-геологическими свойствами пласта, 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. Наличие крупных межформенных и внутриформенных пор, каверн и полостей в известняках, доломитах способствует сохранению или замедленному снижению коллекторских параметров при погружении пород (за счёт механического уплотнения) вследствие существования прочного каркаса.

Очень важную в формировании коллекторских свойств играет растрескивание пород. 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 порода м- магматическим, метаморфическим и многим осадочным.

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 исследователи  обосновали закономерное уменьшение запасов  нефти и газа в осадочной толще  ниже максимума нефтегазонакопления, расположенного на глубинах 1,2-2,5 км, под  влиянием 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. Обобщение и анализ по размещению нефтяных и газовых месторождений в бассейнах такой глубины показывают, что они формируются практически во всех геотектонических типах нефтегазоносных структур, однако концентрация запасов УВ в них весьма неоднородна. Распределение глубоких и сверхглубоких УВ-скоплений по велечине запасов не установлено. В этих условиях возможно использование выявленных статистических закономерностей. Предпологается уменьшение средних запасов месторождений каждого класса ( гигантские, крупные, средние и мелкие ) с увеличением глубины их залегания.

 

stud24.ru

где, как глубоко и сколько

Результаты сравнения недвусмысленны: искать надо на больших глубинах. В советское время в Армении (в основном на втором блоке) пробурили более ста глубоких скважин, но результата не получили. После распада Союза государственные программы закрылись, а частные компании работали с большой осторожностью.

Арам Гарегинян, Sputnik Армения

Месторождения нефти и газа в Армении не исключены, но на большой глубине, отмечает специалист.

Кабы встать, да присесть, да найти скорее нефть... Такой перепев "если бы да кабы" время от времени повторяется в Армении. Уже не в первый раз нефтеразведочные компании получают здесь лицензии на разведку. Где именно?

Нефть и газ в Армении есть: нефтяник рассказал о "тайном" месторождении - эксклюзив>>

Исходя из геологических и тектонических особенностей, Армения разделена на шесть лицензионных блоков по поискам месторождений углеводородов, поясняет один из опытнейших геофизиков Армянской ССР и независимой Армении Гарик Бабурян, автор двух десятков геологических отчетов по рудным полям Зангезурского рудного региона. В 2000-е годы он руководил отделом подземных энергетических ресурсов в министерстве энергетики и природных ресурсов.

Из шести блоков лучше изучен второй, где еще с советских времен были сконцентрированы геологические, геофизические и буровые работы по поискам нефти и газа. Именно на этой площади пробурены самые глубокие, до 5 км, скважины. И только в одной скважине, на берегу реки Аракс, в 70-е годы получили небольшой выброс газа - выходил он всего несколько дней. По всей видимости, газ случайно накопился в геологическом резервуаре (то есть "ловушке").

Перспективным считается и третий блок. Это северо-восток Армении, который граничит с зоной нефтяных месторождений Азербайджана и Грузии. Перспективы обусловлены как с общегеологических позиций, так и анализом материалов бурения и тяжелых горных выработок (при поиске угля), данными полевых исследований и лабораторным изучением горных пород и керна.

По определенным геологическим данным, месторождения нефти могут находиться и в акватории озера Севан (в 4-ом блоке). В частности, одно проявление находится у села Еранос, недалеко от города Мартуни. В 50-е годы здесь бурили гидрогеологические разведочные скважины. Но из одной стала выходить не вода, а тяжелые фракции нефти (мазут), в небольших количествах. И до настоящего времени они понемногу выходят на поверхность у устья скважины.

"Амулсарский тупик": "золотые" инвесторы требуют у Пашиняна справедливости>>

Ирландская компания "Blackstairs Energy" провела геофизические исследования в пределах 5-го блока, на границе с Нахичеванью, где зафиксирована перспективная на нефть структура. Исследования этого блока продолжаются.

По известным данным о возрастных и глубинных пределах горных пород — месторождения в известных нефтегазоносных бассейнах: в Черноморско-Каспийском регионе, на Среднем и Ближнем Востоке характеризуются, в основном, мезозойским периодом (см. таблицу).

НГО Основные страти-граф. Горизонты

Глубины н/г залежей

в метрах

Примечания

Черноморско-Каспийский НГБ

Азово-Кубанская

юра, мел, палеоген, неоген 1300-3500 н/г залежи зафикси-рованы и в триасских отложениях
Ставропольская  пермь-эоцен 800-2400 только газовые скопления
Терско-Кумская пермь-палеоген

200-400

1600-2500

3250-4000

глубина залежей обусловлена блоковым строением
Азербайджан мел-неоген 80-3600 Куринская депрессия
Грузия мел-неоген

600-1500

3000-3500

коллекторы трещинного типа
НГБ 

Ближнего и Среднего Востока

Иран, Ирак

мел-нижний олигоцен 1300-2500 территория предзагорского прогиба
Армения юра, мел-неоген

признаки, следы 700

основные проявления глубже 4000

проявления нефти и газа

 

Исходя из таблицы, возможные месторождения углеводородов на территории Армении находятся на глубине не меньше четырех километров.

Результаты сравнения недвусмысленны: искать надо на больших глубинах. В советское время в Армении (в основном на втором блоке) пробурили более ста глубоких скважин, но результата не получили. После распада Союза государственные программы закрылись, а частные компании работали с большой осторожностью. За последние 25 лет были пробурены всего две такие скважины. Нефтяные компании, которые приходили на разведку, в основном ограничивались менее затратными геофизическими исследованиями.

"Но геология — капризная наука. Дважды два тут никогда не равно четырем", — подчеркивает Бабурян. – "И советские, и зарубежные специалисты, не раз убеждались: анализ результатов геофизических, геологических, геохимических исследований может показать одно, а в реальной скважине окажется совсем другое. Бурение нефтяных скважин – дело крайне дорогое.

Затраты колеблются в зависимости от глубины и горных пород. Но по самой грубой оценке, один метр оценивается в тысячу долларов. То есть одна скважина на четыре километра – это четыре миллиона. А при разведке приходится бурить десятки скважин", — отметил Бабурян.

Как мы уже заявили, самой перспективной на нефть считается Араратская котловина, потому что ее разрез представлен в основном осадочными породами.

Офшорная компания хочет завладеть рудниками Армении - дело Госкомиссии по конкуренции>>

Считается, что нефть накапливается именно в осадочных горных породах, у которых хорошие коллекторские свойства. Но еще Менделеевым была высказана гипотеза о неорганическом происхождении нефти и газа. По этой гипотезе, они могут и не быть привязаны к осадочным породам. А значит, перспективными могут быть и другие районы Армении. И здесь мы снова вспоминаем ту самую скважину с мазутом на берегу Севана, о которой говорили выше.

"По советским данным геологоразведки, мы предполагаем – подчеркиваю, не знаем, а предполагаем – что в акватории Севана может быть нефть. Но здесь у правительства Армении принципиальная позиция. Никакой добычи в акватории Севана разрешено не будет. Это ценнейший запас пресной воды. Не будем забывать, что уже сейчас литр воды стоит намного дороже литра нефти", — напомнил Бабурян.

До распада СССР в Армении пробурили более 500 километров скважин на нефть и газ, провели геофизический анализ на нескольких тысячах точек. Опираясь на этот массив данных, можно предположить: если месторождения и есть, то только на большой глубине. Искать их – значит не побояться потратить 20-30 миллионов долларов с сомнительной гарантией на успех.

Так в свое время ушли из Армении "Армяно-Американская горнорудная компания" и канадская компания Team Energy. Первая из них пробурила одну скважину в 90-е, вторая – в 2000-е. Потратив несколько миллионов долларов, компании свернули работы и уехали.

"А недавно с интересным заявлением выступила фирма "Интеграл петролеум", которая в 2012-17 годах имела разведочную лицензию на 2-й блок. Компания утверждает, что пробурила там 55 скважин и заново интерпретировала данные советских исследований – и даже определила запасы углеводородов на нескольких участках.

Нефтегазовая Армения: новая эра или пустые скважины в армянской земле>>

Получается, что советские специалисты, а здесь работали лучшие, не смогли увидеть то, что заметили работники этой фирмы? Все это вызывает если не недоверие, то точно недоумение", — замечает Бабурян.

Стоит ли рисковать? Этот вопрос – главный для геологических компаний. Поэтому в Армению геологи-нефтяники приезжают не так уж часто.

ru.armeniasputnik.am

Ответы студенту на вопросы о глубинной нефти

Фрагменты письма студента, пытающегося самостоятельно выбраться из пут ложных знаний, навязываемых ему ВУЗом:

Я студент, занимаюсь разработкой высокотемпературных датчиков параметров движения. У крупных нефтесервисных компаний есть интерес к подобного рода продукции. Время от времени они обращаются в компанию, на базе которой я реализую этот проект. Они хотят ставить датчики в скважине на большой глубине или непосредственно на бур. Пытаясь найти информацию о добыче нефти на большой глубине, понял, что эта тема актуальная. И даже в России есть некоторые проекты. Наткнулся на сайт "Глубинная нефть". Много интересной информации. Но к сожалению, так и не нашел ответов на интересующие вопросы: 1) На какой глубине залегает глубинная нефть? 2) Зачем, если все поняли, что нефть, возобновляемая разрабатывать новые месторождения? 3) Правильно я понимаю, что под любым нефтяным, газовым месторождением есть потенциально еще более глубокое, которое восполняет резервы лежащего выше?

Мои ответы на эти вопросы:

Попытаюсь рассказать о своём видении тех вопросов, которые вы мне задали. 1. Не буду рассказывать о широко известных на сегодняшний день фактах, полученных по результатам бурения. Поделюсь своими данными, которые я получаю, если вы ещё не поняли, методом биолокации. В разработанной мной технологии, сначала я нахожу биогеофизическим (БГФ) методом очаги внедрения глубинных флюидов, в том числе и УВ. В безошибочности и точности этой части своих данных я уверен на 100%, считая этот подход по сути одним из методов геофизики. Только датчик здесь несколько необычный — организм человека, точнее, его мозг. А вот на всю остальную информацию, полученную путём вопросов, обращённых к собственному подсознанию, и полученных от него ответов в виде "да-нет" путём неосознанной реакции собственного мозга на такие вопросы, выраженные в характере (направлении) движения рамки или маятника в руках, управляемого посредством биополя ("магнетизма") человека, полностью положиться не могу. В таких практиках многое получается вполне убедительным и правдоподобным, но бывают и ошибки. Эти эффекты следует ещё изучать и изучать. Так вот, над любым очагом внедрения глубинных флюидов при опросе на предмет интервалов глубин залегания углеводородов обычно получается, что углеводородные газы начинаются с глубин около 1000 м (где-то больше, где-то чуть меньше), а нефть чаще всего отмечается на трёх интервалах. В среднем эти интервалы такие: от 1500 до 2500 м; от 3000 до 3500; от 4000 до 6500 м. Конечно, они варьируют в достаточно широком диапазоне, а иногда интервалов бывает всего 2, либо 4 или даже 5. Но глубже 6500 м что-то встречается очень редко. Когда стал разбираться, а как же фактически всё это выглядит, то обнаружил публикации по многим месторождениям Западной Европы, особенно обнаруженных в горных районах. И там чётко показано, что интервалы глубин залегания добываемой ими нефти достигает как раз 6500 м, и даже чуть больше. Дело в том, что в таких районах залежи УВ бывают достаточно узким. И если уж их нашли, то при бурении дальше трудно промахнуться и не попасть в очаговые части месторождений. А у нас и не пытаются их искать, запрещая даже бурить ниже определённых глубин, считающихся бесперспективными исходя из бредовых идей «органиков» в нефтяной науке. 2. Судя по всему, если нефть в обычном состоянии в вышезалегающих залежах и возобновляется за счёт перетока из нижележащих, то в очень ограниченных объёмах. Старые каналы относительно быстро забивает отложениями. Но любые тектонические события, влияние которых достигает территории расположения конкретного месторождения, в какой-то мере обновляют эти каналы, увеличивая их проходимость. А при крупных землетрясениях даже создаются новые каналы, увеличивающие такие перетоки. Пару лет назад я проводил исследования в Северной Осетии. Нефть там добывается обычно за счёт его самоизлива из скважин. И дальше по трубам она поступает в накопительные ёмкости. Незадолго до моего приезда, там произошло не очень большое землетрясение, после которого, как мне рассказали местные специалисты, дебит таких скважин на какое-то время увеличился почти вдвое. Таким образом, природное восполнение залежей нефти не поспевает за принятыми темпами его добычи. Поэтому приходиться искусственно подстёгивать её приток. Гидроразрывы пластов при добыче так называемой «сланцевой» нефти, на самом деле это и есть подстёгивание её притока к скважине по вновь сформированным трещинам из существующих разломов в низкопроницаемых толщах, являющихся каналами внедрения углеводородов из залегающих глубже очагов. Эти каналы либо являются питающими для расположенных выше залежей, либо они просто выклиниваются в этих низкопроницаемых толщах. Но я видел примеры (например, на Алексеевском месторождении в Бавлинском районе Татарстана), когда при сбалансированном темпе добычи из двух одиноких в чистом поле скважин из такого разлома — залежи «жильного» типа аж с 1962 года стабильно качают по 8 тонн в сутки безводной нефти. 3. Правильно поняли. Именно это следует из так называемого «закона Кудрявцева». Что под любым известным сегодня месторождением, либо только проявлением нефти, обязательно имеется более глубоко залегающая залежь, из которой через каналы в раскрытых (чаще всего горизонтальными сдвигами блоков фундамента) тектонических нарушениях происходит восполнение вышележащих залежей.

andreevn-bgf.blogspot.com

Поиск - залежи - нефть

Поиск - залежи - нефть

Cтраница 2

Высокая эффективность современной геологической науки достигается комплексным исследованием тектонического строения горных пород и на основе накопленных знаний о процессах образования полезных ископаемых. Геологи-нефтеразведчики вооружены новейшими техническими средствами, вычислительной техникой и разнообразными инструментальными методами поиска залежей нефти, начиная с геологического молотка до аэро - или космической фоторазведок.  [16]

Высокая эффективность современной геологической науки достигается комплексным исследованием тектонического строения горных пород и на основе накопленных знаний о процессах образования полезных ископаемых. Геологи - нефтеразведчики вооружены новейшими техническими средствами, вычислительной техникой и разнообразными инструментальными методами поиска залежей нефти, начиная с геологического молотка до аэро - или космической фоторазведок.  [17]

Увеличение глубин колонкового бурения имеет особенно большое значение для районов с недостаточной высокой эффективностью сейсморазведки, а также для районов, покрытых мощной толщей слабодислоцированных осадочных пород, и со смещенным структурным планом. Бурение глубоких колонковых скважин дает возможность совмещать подготовку объектов к глубокому разведочному бурению с поисками залежей нефти и газа.  [18]

Помимо совершенствования геофизических методов разведки развивается техника и других геологоразведочных методов. Так, разрабатывается высокоэффективное оборудование для колонкового бурения, совмещающего подготовку объектов к глубокому разведочному бурению с поисками залежей нефти и газа.  [19]

В данной работе в понятие о шельфе включаются и мелководные моря. Известно, что в последние годы шельфы привлекают все возрастающее внимание геологов, особенно в связи с поисками залежей нефти и газа. Вместе с тем необходимо заметить, что если фактический материал о современных шельфах довольно скуден, то по ископаемым древним шельфам его еще меньше.  [20]

Изменение цветности пород в сторону преобладания светлых тонов может служить признаком восстановительного влияния углеводородов залежи нефти ( или газа) на породы. Как известно, указанное явление используют при так называемом методе окислительно-восстановительного потенциала ( метод рН), применяемом при геохимических поисках залежей нефти.  [21]

Очевидно, в недалеком будущем новые методы получат самое широкое развитие. С другой стороны непрерывно возрастающий интерес к органическому веществу подземных вод у геологов, в частности, в связи с поисками залежей нефти и газа, обусловливает развитие и совершенствование уже имеющихся широко известных методов химического анализа, определения элементарного состава таких суммарных характеристик, как окисляемость различными окислителями, методов идентификации отдельных групп и индивидуальных органических соединений.  [22]

Для исследования содержания и качества битумов в связи с малым содержанием их в породах ( тысячные доли процента) обычно применяют люминесцентно-битуминологический метод. Благодаря простоте и дешевизне этот метод получил за последнее время широкое распространение и используется для решения многих вопросов нефтяной геологии: при поисках залежей нефти и газа, при изучении разрезов осадочных толщ, для корреляции разрезов, исследования компонентного состава битумов и других целей.  [23]

В данной работе, не претендующей на подробное освещение всех аспектов чрезвычайно сложной и многогранной проблемы аномальных давлений, рассмотрен ряд важных, по нашему мнению, вопросов, от решения которых во многом зависит успешное освоение нефтегазового потенциала недр нашей страны. Авторы надеются, что знакомство с этой работой позволит широкому кругу специалистов ( геологам, геофизикам, буровикам, инженерам и др.), занимающихся поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений и работающих в регионах, где наблюдаются АВПД, более обосновано судить на основе освещенного здесь отечественного и зарубежного опыта о возможностях сейсморазведки при прогнозировании и оценке АВПД в регионах, различных по своему геологическому строению и истории развития, и использовать данные об аномальных давлениях при поисках залежей нефти и газа, не связанных с антиклиналями.  [24]

До недавнего времени при поисках залежей нефти и газа вне антиклинальных складок основное внимание уделялось изучению условий осадконакопления перспективной в нефтегазоносном отношении толщи и мало внимания обращалось на выяснение постседиментационных процессов, которым она подвергалась. Лучшее понимание условий осадконакопления позволило обнаружить многие такие залежи, особенно в герриген-ных отложениях, где седиментанионные факторы часто оказывали решающее влияние на коллекторские свойства пород. В изменении коллекторских свойств пород, знание которых важно как при поисках залежей нефти и газа, не связанных с антиклиналями, так и при разведке и разработке скоплений углеводородов, вторичные ( эпигенетичкые) процессы имеют немаловажное, а порой и решающее значение. Это приводит к тому, что породы-коллекторы сформировавшиеся в одинаковых фациальных условиях, характеризуются в настоящее время различными коллекторскими свойствами. Особенно велико значение эпигенетических процессов в формировании и разрушении емкостных и фильтрационных способностей карбонатных пород, коллекторские свойства которых в отличие от терри - генных образований в большинстве случаев определяются вторичными процессами. С вторичными преобразованиями как терригещшх, так и карбонатных пород связано образование многих разнообразного типа залежей.  [25]

В книге обобщен опыт работ по выделению и анализу растворенных органических веществ, а также по интерпретации аналитических данных. Указаны основные перспективные направления развития будущих исследований. В методической части книги содержится детальное описание методов химического анализа органических веществ подземных вод. Приведены методики выделения органических веществ из вод с помощью растворителей, сорбентов, а также путем улавливания летучих веществ, методы изучения элементарного состава различных фракций органических веществ ( углерода, азота), методы определения некоторых суммарных характеристик ( различных видов окисляемости), методы изучения отдельных групп соединений и их индивидуальных представителей ( нафтеновых, гуминовых и жирных кислот, бензола, пиридина), методы интерпретации данных по составу а содержанию органических веществ подземных вод в связи с прогнозированием нефтегазоносности и поисками залежей нефти и газа.  [26]

Московский ин-т нефтехимической и газовой промышленности, Московский ин-т нефти и газа, Гос. Губкина) по специальности геология и разведка нефтяных и газовых месторождений, квалификация - горный инженер-геолог; в 1961 г. - аспирантуру того же вуза. Доктор геолого-минералогических наук ( 1988, тема диссертации - Палео-гидрогеологические реконструкции при поисках залежей нефти и газа), профессор ( 1990), действительный член Междунар. Специализируется в области промысловой геологии и гидрогеологии.  [27]

В частности, по последнему региону было проанализировано почти 150 площадей, где установлена нефтегазоносность в трещиноватых и выветренных породах фундамента. На основании этого В. Б. Порфирьев и его коллеги пришли к заключению, что кристаллические, метаморфические и вулканические породы фундамента Западной Сибири представляют самостоятельный объект на нефть и газ. В целях поиска глубинных залежей нефти они рекомендовали разбуривать фундамент на глубину 1 - 2 км, располагая скважины в зонах глубинных разломов и особенно в местах их пересечения.  [28]

Нефтеносность месторождения связана с чокракско-караганскими отложениями. Все залежи нефти Октябрьского района относятся к пластовым сводовым. Месторождение значительно истощено и обводнено. Перспективы района связаны с поисками нижнечокракских залежей нефти литологического типа на южном крыле антиклинали.  [29]

Теория, как известно, проверяется практикой. Изложенная выше точка зрения о гармоничном единстве глобальных геологических закономерностей развития, выражающихся через круговорот континент - океан - континент, и процессов образования углеводородов не является общепринятой. В большинстве случаев практика поисковых работ на нефть и газ ориентируется на внутриплатформенные впадины без учета тех возможностей, которые открывает перед нефтяниками новый подход к проблеме происхождения углеводородов. Однако в ряде стран мира поисковики эту идею уже давно взяли на вооружение. В США, например, последние 10 - 15 лет поиск залежей нефти и газа ведется именно на основе идеи глобальной тектоники плит.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

ОСОБЕННОСТИ ОБНАРУЖЕНИЯ РАЗРУШЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

Транскрипт

1 1 УДК (470.13) Мещеряков К.А. ГОУ ВПО «Пермский государственный университет», Пермь, Россия, Карасева Т.В. Открытое акционерное общество «Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин» (ОАО «КамНИИКИГС»), Пермь, Россия, ОСОБЕННОСТИ ОБНАРУЖЕНИЯ РАЗРУШЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ Рассмотрены вопросы изучения битумов в глубокопогруженных породах. На примере Колвинской глубокой и Ен-Яхинской сверхглубокой скважин обосновано, что скопления нерастворимых битумов на глубинах ниже 5 км, возможно, связано с разрушением нефтяных залежей *. Сделан вывод о необходимости изучения битумов в породах глубоких горизонтов для определения нижней границы сохранности нефтей. Ключевые слова: нефть, глубокопогруженные отложения, нерастворимые битумы, нижняя граница существования нефтей, глубокие и сверхглубокие скважины. По мере развития глубокого и сверхглубокого бурения в нефтегазоносных районах появляется все больше информации о специфике формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных (более 4-5 км) комплексах пород, имеющей важное значение для оценки перспектив нефтегазоносности и прогноза фазового состояния углеводородов (УВ). Одной из особенностей таких отложений является частое присутствие нерастворимых твердых битумов (пиробитумов), вероятно, следов разрушения битумоидов и нефтяных залежей. Ни в геологических проектах на глубокое и сверхглубокое бурение, ни в программах лабораторно-аналитических работ не предусматривается изучение битумов. В результате обычно их развитию не придается большого значения, и такая ценная информация остается за пределами оценки перспектив района бурения. На примере конкретных разрезов сверхглубоких скважин рассмотрены результаты изучения разрушенных залежей нефти на больших глубинах и технологии их обнаружения. В соответствии с органической (осадочно-миграционной) теорией происхождения нефти первой стадией формирования залежей углеводородов является образование нефтегазоматеринских пород, в которых накапливается органическое вещество в * Использование авторами термина «разрушенная залежь нефти» требует некоторых пояснений. В качестве таковых редакция использует авторское разъяснение, присланное в качестве подтверждения возможности его применения: «В статье мы хотим показать, что на большой глубине была нефтяная залежь, в которой впоследствии под действием высоких температур нефть разрушилась, а скопление твердых битумов - практически единственное свидетельство этого процесса. Промышленная залежь или нет мы не знаем. Нефтяной залежью в настоящее время ее назвать нельзя, так как не выполняются все необходимые требования (нет нефти), поэтому используется термин «разрушенная нефтяная залежь».

2 2 диффузионно-рассеянной форме. В главной зоне (МК 1-3 ) нефтеобразования (ГЗН) органическое вещество преобразуется в УВ нефтяного ряда, при этом эмиграция УВ происходит практически одновременно с их генерацией. Диффузионно-рассеянная микронефть перемещается в породы коллекторы из нефтегазопродуцирующих толщ. Далее УВ перемещаются (мигрируют) по породам-коллекторам в водогазорастворенном и свободном состоянии в латеральном и вертикальном направлении и при благоприятных геологических условиях аккумулируются в ловушках. Для консервации УВ в ловушках должны быть сохранены хорошие коллекторские свойства вмещающих пород, герметичность покрышек и замкнутость ловушек, а также термобарические и физикохимические параметры среды, не приводящие к разрушению самих нефтей или газов. Одним из широко используемых за рубежом понятий данной теории является «глубинная граница существования нефтей» («deadline» по нефти), которая проявляется при отражательной способности витринита R о = 1,2 1,4 % (МК 4 ). До сих пор практически ни в одном нефтегазоносном районе не определены предельные глубины существования нефтей. Во многих случаях при проектировании работ на большие глубины рассматривается возможность обнаружения залежей нефтей в широком диапазоне глубин вне зависимости от современных и палео-термобарических условий. В то же время в случае погружении на большие глубины нефтяные залежи попадают в зоны высоких температур, при которых нефтяные УВ подвергаются термодеструкции. При этом происходят сложные процессы не только деструкции, но и полимеризации углеводородных и гетероатомных компонентов, вызывающие появление твердых битумов (пиробитумов). Еще в классификации И.С. Гольдберга [Гольдберг, 1981] был предусмотрен термальнометаморфический ряд природных битумов, где появление керитов и антраксолитов рассматривалось в связи с «гидротермальной дифференциацией нефтей в условиях их переноса горячими растворами». В то же время битумы, как продукты деструкции нефтей при погружении залежей на большие глубины не рассматривались. В ряде случаев на больших глубинах в условиях повышенных температур активизируются окислительно-восстановительные процессы, также вызывающие разрушение нефтей. В частности, такое явление было отмечено для формации Шмаковер (США), что существенно изменило представления о ее нефтеперспективности [Heydary, 1997]. В процессе деструкции нефтей могут образовываться не только битумы, но и углеводородные газы. Недавно в Китае на глубине 5 км была обнаружена газовая залежь, сопровождающая проявлениями битумов [Fang Hao, 2008].

3 3 В Тимано-Печорской провинции, где пробурено значительное число скважин ниже 5 км (рис. 1), разрушенная залежь нефти была выявлена только в изученном нами детально разрезе Колвинской глубокой параметрической скважины в Ненецком автономном округе в 165 км юго-восточнее г. Нарьян-Мара. В тектоническом отношении скважина расположена в пределах севера Колвинского мегавала, по нижним горизонтам в зоне развития Печоро- Колвинского авлакогена, который оценивался многими исследователями как высокоперспективный на нефть на больших глубинах [Максимов, Дикенштейн, Лоджевская, 1984]. Скважина пробурена до глубины 7057 м и остановлена в породах лландоверийского яруса нижнего силура. В процессе комплексных литолого-петрографических и геохимических исследований пород на единых («комплексных») образцах керна первоначально был выявлен ряд особенностей развития битуминозных веществ: до глубины 4,7 км, отвечающей нижней границе главной зоны нефтеобразования, в терригенных породах нижнего девона наблюдалось соответствие масштабов обнаружения растворимых (в хлороформе) битуминозных веществ с их количеством, фиксируемым микропетрографическими исследованиями; на глубине 4,7-6,0 км такое соответствие стало нарушаться; ниже 6,0 км в обогащенных ангидритами силурийских отложениях с повышенными коллекторскими свойствами наблюдалось радикальное несоответствие между распределением битуминозных веществ по данным определения битумоидов и микропетрографии: сравнительно высокие (до 3 %) при микропетрографическом наблюдении концентрации битуминозных веществ сопровождались крайне низкими (менее 0,0005 %) концентрациями растворимых битумоидов. С целью выяснения генезиса обнаруживаемых при микропетрографическом исследовании битуминозных веществ было проведено комплексное изучение форм их нахождения. Петрография твердых органических преобразований, родственных нефти и находящихся в осадочных породах, является недостаточно развитой областью петрологии осадочных пород. Это обусловлено затруднениями при диагностике их в шлифах и отсутствием соответствующих количественных микропетрографических методов исследования. В проходящем свете в очень тонких частях шлифа твердые битумы буроватокоричневые слабо просвечивающие или черные. Наличие в породах овально-каплевидных форм с округлыми границами, свидетельствует о вязкости битума до его затвердевания.

4 4 Рис. 1. Схема расположения глубоких и сверхглубоких скважин на территории Тимано-Печорской провинции (тектоническая схема по Максимову С.П. и др., 1984) 1 нефтяные месторождения; 2 газовые и газоконденсатные месторождения; 3 глубокие скважины; 4 региональные глубинные разломы; 5 прочие разломы; 6 глубина залегания фундамента в км; границы тектонических элементов: 7 I порядка, 8 II порядка.

5 5 В карбонатных породах Колвинской скважины ниже 6 км по данным визуальных и микропетрографических исследований установлены следующие виды битумонасыщения (рис. 2): 1 - межзерновое (поры), 2 - межформенное (примазки), 3 - заполнение межзерновых каналов (прожилков), 4 - трещин разного генезиса, 5 - стилолитовых швов [Санфирова С.С., Карасева (Белоконь) Т.В., 2000]. В доломитах и известняках, содержащих богатый комплекс аутигенных минералов, особый интерес представляют морфологические соотношения в шлифах твердого битума с поздними катагенетическими минералами кальцитом и сульфатами кальция. Первоначально нефть, видимо, проникала по трещинам спайности и между кристаллами этих минералов. Затем шло заполнение эффективных трещин и пустот (свободных от минеральных новообразований) нефтью. Об этом свидетельствует пересечение минеральных трещин и эпигенетических минералов трещинами, заполненными битумом (инт м). Отмечается пигментация эпигенетических минеральных новообразований (гипса, ангидрита, доломита, кальцита, реже кварца и др.) и сплошное окрашивание вторичных минералов в желтый цвет (инт м) или зональное по зонам роста ромбоэдров (инт м). Случаи зонального окрашивания указывают на возможно пульсационный (прерывистый) характер поступления в пласт-коллектор углеводородных флюидов с пластовыми водами; соответственно происходила периодическая адсорбция жидких углеводородов эпигенетическими кристаллами доломита во время их роста. Проведенное исследование позволило предположить, что в силурийских отложениях зафиксированы пиробитумы, продукты деструкции массивной залежи нефти, существовавшей на глубинах м. В связи с высокими современными температурами (более 150 С) и особенно палеотемпературами (более 180 С) пород, наличием сульфатов и сероводорода, свидетельствующих о проявлении окислительновосстановительных процессов в отложениях, такое предположение казалось правомочным. Из-за того, что скважина была остановлена в силурийских отложениях, зону генерации нефти не удалось идентифицировать. Из-за отсутствия витринита в породах степень катагенеза определялась по данным параметра Рок Эвал - Tmax. Оказалось, что градация МК 4, соответствующая «deadline» по нефти, была достигнута еще на глубине 4,9 км. Таким образом, предположения о высоких перспективах нефтеносности глубокопогруженных силурийских отложений севера Печоро-Колвинского авлакогена в зоне Колвинского мегавала не подтвердились.

6 6 Рис. 2. Разрез Колвинской глубокой параметрической скважины инт м (Санфирова С.С., Карасева Т.В., 2000) 1 аргиллиты; 2 доломиты глинистые; 3 известняки; 4 известняки глинистые; 5 ангидриты; 6 присутствие твердых битумов.

7 7 Обнаружение значительных концентраций твердых битумов явилось одним и важных критериев оценки перспектив. Вероятно, явления разрушения нефтяных залежей могли быть обнаружены и в разрезах других скважин при детальном комплексном исследовании пород. Широкое распространение твердых нерастворимых битумов в глубинных триас-юрских отложениях было также установлено по результатам изучения пород Тюменской СГ * -6 (7502 м) и Ен-Яхинской СГ-7 (8250 м) сверхглубоких скважин, пробуренных на севере Западной Сибири (рис. 3). Относительно детально авторам удалось изучить только разрез Ен-Яхинской скважины, где в триасовом терригенном комплексе в интервале м была выявлена зона скоплений практически нерастворимых в хлороформе битумов и сделано предположение о развитии разрушенной термальными процессами залежи нефти (рис. 4). В породах по данным микропетрографических исследований установлены сходные с описанными выше виды заполнений битумами пустотного пространства: 1 межзерновых каналов (прожилков), 2 межзерновое (поры), 3 межформенное (примазки), 4 стилолитовых швов, 5 трещин разного генезиса (часто в зернах полевых шпатов по трещинам спайности). По результатам электронной микроскопии твердые битумы ранее представляли собой подвижную нефть, реликтовые натеки которой фиксируются до настоящего времени (рис. 5). По геохимическим данным в изученных образцах содержание хлороформенных битумоидов составляет не более тысячных долей процента, петролейно-эфирные битумоиды отсутствуют. Параметр Рок Эвал S 1 в среднем равен 0,05 мг/г породы. Палеозалежь нефти в витютинской свите триаса представлена довольно мощными пластами (до 11 м) мелко-среднезернистых песчаников к подошве которых приурочены (0,5-2 м) слои гравелитов. Песчаники расслаиваются слоями (0,7-4 м) аргиллитов и алевролитов. Пласты построены циклически, имеют трансгрессивный характер (гравелит песчаник алевролит аргиллит). Наибольшая мощность в циклите связана с песчаниками. Мощность циклитов достигает м. Они разделены пачками глинисто-алевролитовых пород мощностью 9-12 м. * СГ сверхглубокая скважина.

8 8 Рис. 3. Обзорная схема Западной Сибири (по Бочкареву В.С. и др., 2009) 1 региональные профили ОГТ; 2 скважины, вскрывшие доюрские отложения; 3 скважины, глубиной более 5000 м; 4 скважины, глубиной более 7500 м.

9 9 Рис. 4. Разрез Ен-Яхинской сверхглубокой скважины (инт м) (Мещеряков К.А., Карасева Т.В., 2011) формы включений твердых битумов: 1 прожилки, 2 поры, 3 примазки, 4 стиллолитовые швы, 5 трещины спайностей; формы включений пирита: а единичные включения, б скопления.

10 10 Рис. 5. Фото твердых битумов (Мещеряков К.А., 2011) 1 глубина 5663 м; 2 глубина 5685 м.

11 11 Коллекторы в залежи представлены в основном песчаниками и алевролитами. Песчаники серые, полимиктовые мелко- и среднезернистые нередко косослоистые. Слоистость чаще прямолинейная однонаправленная с углами наклона слойков и пологовогнутая. Кроме того, встречаются прослои с пологоволнистой и линзовидной слоистостью в случае переслаивания песчаников с аргиллитами и алевролитами. Обломочный материал в песчаниках составляет %. В его составе обычно доминирует кварц, количество которого от % до %, редко больше. Полевые шпаты присутствуют всегда в количестве %. Обломки пород составляют от 25 % до 50 %. Наблюдается обратная линейная связь между количеством кварца и количеством обломков пород. Среди обломков пород преобладают кремнистые породы: силициты, фтаниты, микрокварциты. В небольшом количестве присутствуют обломки глинистых пород (3-5 %), обломки эффузивов основного состава (4-5 % редко больше), слюды 2-3 %. В отдельных прослоях встречен глауконит. Обломочный материал нередко плохо окатан, прослоями хорошо отсортирован. Цемент порово-пленочный, реже поровый, порово-базальный, по составу чаще смешанный: глинисто-кремнистый, глинисто-карбонатный, глинистобитуминозный, кварцевый регенерационный, халцедон-кварцевый, глинистый (гидрослюдистый). Иногда к песчаникам приурочены микрослойки (линзы) угля. Алевролиты темно-серые мелкозернистые на глинистом цементе, нередко переслаиваются с аргиллитами. Здесь выявлена слоистость от горизонтальной до пологоволнистой параллельной. Состав обломочного материала такой же, как у песчаников. Встречаются прослои тонкого переслаивания мелко- и крупнозернистых алевролитов или мелкозернистых алевролитов и аргиллитов. Аргиллиты послойно алевритистые с примесью углистой пыли и углефицированного растительного шлама. Залежь находилась в благоприятных структурных условиях (рис. 6). Современные коллекторские свойства палеозалежи, несмотря на большие глубины и высокую в связи с этим степень уплотнения пород, сохраняют повышенные значения пористости (Кп ср =8 %, Кп мах =12,5 %) и газопроницаемости (Кпрг ср =0, м 2, Кпрг мах =1, м 2 ), глинистость понижена (не более 17 %). В интервале развития коллекторов, вероятно, вследствие восстановительных свойств нефти повышена пиритизация, иногда пирит от единичных включений переходит в скопления. В ряде образцов зафиксировано снижение коллекторских свойств за счет развития битумов.

12 12 Рис. 6. Геологический профиль Ен-Яхинской сверхглубокой скважины (Мещеряков К.А., 2011) 1 границы катагенеза; 2 терригенные породы; 3 базальт; 4 предполагаемая миграция; 5 разрушенная нефтяная залежь; 6 НГМ свита; 7 притоки газа.

13 13 Над палеозалежью нефти в подошве новоуренгойской свиты нижнеюрского отдела выявлен флюидоупор ( м), представленный аргиллитами темно-серыми до черных в разной степени алевритистыми, местами переходящих в углистые аргиллиты. Под палеозалежью нефти прослежена зона древнего водонефтяного контакта. В зоне водонефтяного контакта отмечается увеличение цементации пород преимущественно силикатным и карбонатным цементами. Коллекторские свойства резко уменьшаются: пористость Кп ср =5,2 %, проницаемость Кпрг ср =0, м 2. В шлифах отмечены более активная коррозия зерен кварца и пеллитизация полевых шпатов. Параметр Т max (от 521 до 545 о С) позволяет оценить стадию катагенеза органического вещества пород в зоне присутствия твердых битумов как начало апокатагенеза (АК 1-2 ). Положение «deadline» по нефти, подтвержденное палеогеотермическими и пиролитическими исследованиями, находится на глубине 4,7-4,8 км (котухтинская свита) при значениях современных температур о С. Наиболее вероятным источником нефти разрушенной залежи была нефтегазоматеринская свита, залегающая в интервале м в пределах пурской свиты триаса (рис. 6). Нефтегенерационный потенциал свиты реализован, так как параметр Т max (более 600 о С) соответствует подстадии апокатагенеза. Несмотря на столь жесткие катагенетические условия газогенерационный потенциал реализован не полностью. По результатам 1 D бассейнового моделирования установлено, что на глубине 2100 м нефтегазоматеринская свита Ен-Яхинского прогиба вступила в ГЗН и была в данной зоне до начала первой половины раннемеловой эпохи включительно. Процессы эмиграции нефтяных УВ из нефтегазоматеринской свиты вряд ли были затруднены в связи с развитием пластов песчаников и алевролитов, которые даже на больших глубинах проявляют повышенные коллекторские свойства. Основной объем эмигрировавших нефтяных УВ мог заполнить коллекторы вплоть до раннемеловых отложений, однако, скорее всего, процессы вертикальной миграции были ограничены благоприятным положением структурной ловушки в витютинских отложениях, где сформировавшаяся залежь с конца раннемелового времени при погружении начала подвергаться процессам термодеструкции нефтей. При погружении на глубину более 3600 м, начиная со второй половины раннемеловой эпохи, катагенетические преобразования ОВ нефтегазоматеринская свиты достигли градации МК 4, и свита вступила в главную зону газообразования. Относительно высокая плотность генерации газа (0,77 млрд. м 3 /км 2 ) в нефтегазоматеринской свите могла обеспечить широкое развитие процессов вертикальной миграции УВ. Разрушение нефти в залежи витютинской

14 14 свиты, видимо, началось в конце раннего мела, этому могла способствовать миграция газообразных УВ. Район бурения Ен-Яхинской скважины характеризуется широким диапазоном изменения фазового состояния залежей УВ. Здесь встречены как крупные газовые, так и нефтегазоконденсатные, газоконденсатные и нефтяные залежи УВ. При этом выявлялась тенденция повышенной нефтеносности глубоких горизонтов. На Ен-Яхинском месторождении установлена нефтегазоносность от верхов тюменской свиты (нефть) средней юры до валанжинского яруса нижнего мела. Полученные данные не подтвердились, существовавшие представления о возможной нефтеносности ниже тюменской свиты показали повышенные перспективы только на нефть и газ. Таким образом, в различных нефтегазоносных районах, вероятно, могут быть установлены разрушенные в результате погружения на большие глубины в зоны высоких температур залежи нефти. Обнаружение следов разрушения нефтей возможно по распространению твердых в основном нерастворимых в органических растворителях твердых битумов при комплексировании микропетрографических, геохимических и петрофизических исследований и проведении изучения на единых («комплексных») образцах пород. Скопление твердых битумов в терригенных и карбонатных породахколлекторах на глубинах более 4-5 км является критерием развития зоны разрушения нефтей при прогнозе нефтегазоносности. Детальное изучение твердых битумов необходимо включать в комплекс методов изучения керна глубоких и сверхглубоких параметрических скважин. Литература Гольдберг И.С. Природные битумы СССР. - Л.: Недра, Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Лоджевская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. - М.: Недра, с. Санфирова С.С., Карасёва (Белоконь) Т.В. Формы нахождения твердых битумов в силурийских отложениях Колвинской глубокой скважины как отражение процессов миграции, аккумуляции и деструкции нефти // Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности. - Сборник научных трудов. Пермь, С Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - Л.: Недра, 1989.

15 15 Fang Hao. Evidence for multiple stages of oil cracking and thermochemical sulfate reduction in the Puguang gas field, Sichuan Basin, China // AAPG Bulletin. - V No. 5 (May 2008). - Р Heydary E. The role of Burial Diagenesis in Hedrocarbon Destruction and H 2 S accumulayion, Upper Surassic Smackover Formation, Black Creek Field, Mississippi // AAPG, Bull P Рецензент: Ибламинов Рустем Гильбрахманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор.

16 16 Mescheryakov К.А. Perm State University, Perm, Russia, Karaseva Т.V. JSC «KamNIIKIGS», Perm, Russia, DETECTION OF DEEP-SEATED DESTROYED OIL POOLS The problems of deep-seated bitumen occurrences are presented. The Kolva deep well and the Yen-Yakha ultradeep well descriptions may suggest that the insoluble bitumen accumulations below 5 km depth can be associated with the presence of destroyed oil pools. Bitumen researching in deep seated oil habitat can help better define the deep border (thermal deadline) of oil stability limits. Key words: oil, deep-seated deposits, insoluble bitumen, thermal deadline, deep and ultradeep wells. References Gol'dberg I.S. Prirodnye bitumy SSSR. - L.: Nedra, Maksimov S.P., Dikenštejn G.H., Lodževskaâ M.I. Formirovanie i razmeŝenie zaležej nefti i gaza na bol'ših glubinah. - M.: Nedra, s. Sanfirova S.S., Karasëva (Belokon') T.V. Formy nahoždeniâ tverdyh bitumov v silurijskih otloženiâh Kolvinskoj glubokoj skvažiny kak otraženie processov migracii, akkumulâcii i destrukcii nefti // Rezul'taty glubokogo i sverhglubokogo bureniâ, problemy neftegazonosnosti i rudonosnosti. - Sbornik naučnyh trudov. Perm', S Sahibgareev R.S. Vtoričnye izmeneniâ kollektorov v processe formirovaniâ i razrušeniâ neftânyh zaležej. - L.: Nedra, Fang Hao. Evidence for multiple stages of oil cracking and thermochemical sulfate reduction in the Puguang gas field, Sichuan Basin, China // AAPG Bulletin. - V No. 5 (May 2008). - R Heydary E. The role of Burial Diagenesis in Hedrocarbon Destruction and h3S accumulayion, Upper Surassic Smackover Formation, Black Creek Field, Mississippi // AAPG, Bull P Мещеряков К.А., Карасева Т.В., 2011

docplayer.ru

ОСОБЕННОСТИ ОБНАРУЖЕНИЯ РАЗРУШЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

1 УДК 553.98(470.13) Мещеряков К.А. ГОУ ВПО «Пермский государственный университет», Пермь, Россия, [email protected] Карасева Т.В. Открытое акционерное общество «Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин» (ОАО «КамНИИКИГС»), Пермь, Россия, [email protected] ОСОБЕННОСТИ ОБНАРУЖЕНИЯ РАЗРУШЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ Рассмотрены вопросы изучения битумов в глубокопогруженных породах. На примере Колвинской глубокой и Ен-Яхинской сверхглубокой скважин обосновано, что скопления нерастворимых битумов на глубинах ниже 5 км, возможно, связано с разрушением нефтяных залежей *. Сделан вывод о необходимости изучения битумов в породах глубоких горизонтов для определения нижней границы сохранности нефтей. Ключевые слова: нефть, глубокопогруженные отложения, нерастворимые битумы, нижняя граница существования нефтей, глубокие и сверхглубокие скважины. По мере развития глубокого и сверхглубокого бурения в нефтегазоносных районах появляется все больше информации о специфике формирования нефтегазоносности в глубокопогруженных (более 4-5 км) комплексах пород, имеющей важное значение для оценки перспектив нефтегазоносности и прогноза фазового состояния углеводородов (УВ). Одной из особенностей таких отложений является частое присутствие нерастворимых твердых битумов (пиробитумов), вероятно, следов разрушения битумоидов и нефтяных залежей. Ни в геологических проектах на глубокое и сверхглубокое бурение, ни в программах лабораторно-аналитических работ не предусматривается изучение битумов. В результате обычно их развитию не придается большого значения, и такая ценная информация остается за пределами оценки перспектив района бурения. На примере конкретных разрезов сверхглубоких скважин рассмотрены результаты изучения разрушенных залежей нефти на больших глубинах и технологии их обнаружения. В соответствии с органической (осадочно-миграционной) теорией происхождения нефти первой стадией формирования залежей углеводородов является образование нефтегазоматеринских пород, в которых накапливается органическое вещество в * Использование авторами термина «разрушенная залежь нефти» требует некоторых пояснений. В качестве таковых редакция использует авторское разъяснение, присланное в качестве подтверждения возможности его применения: «В статье мы хотим показать, что на большой глубине была нефтяная залежь, в которой впоследствии под действием высоких температур нефть разрушилась, а скопление твердых битумов - практически единственное свидетельство этого процесса. Промышленная залежь или нет мы не знаем. Нефтяной залежью в настоящее время ее назвать нельзя, так как не выполняются все необходимые требования (нет нефти), поэтому используется термин «разрушенная нефтяная залежь».

2 диффузионно-рассеянной форме. В главной зоне (МК 1-3 ) нефтеобразования (ГЗН) органическое вещество преобразуется в УВ нефтяного ряда, при этом эмиграция УВ происходит практически одновременно с их генерацией. Диффузионно-рассеянная микронефть перемещается в породы коллекторы из нефтегазопродуцирующих толщ. Далее УВ перемещаются (мигрируют) по породам-коллекторам в водогазорастворенном и свободном состоянии в латеральном и вертикальном направлении и при благоприятных геологических условиях аккумулируются в ловушках. Для консервации УВ в ловушках должны быть сохранены хорошие коллекторские свойства вмещающих пород, герметичность покрышек и замкнутость ловушек, а также термобарические и физикохимические параметры среды, не приводящие к разрушению самих нефтей или газов. Одним из широко используемых за рубежом понятий данной теории является «глубинная граница существования нефтей» («deadline» по нефти), которая проявляется при отражательной способности витринита R о = 1,2 1,4 % (МК 4 ). До сих пор практически ни в одном нефтегазоносном районе не определены предельные глубины существования нефтей. Во многих случаях при проектировании работ на большие глубины рассматривается возможность обнаружения залежей нефтей в широком диапазоне глубин вне зависимости от современных и палео-термобарических условий. В то же время в случае погружении на большие глубины нефтяные залежи попадают в зоны высоких температур, при которых нефтяные УВ подвергаются термодеструкции. При этом происходят сложные процессы не только деструкции, но и полимеризации углеводородных и гетероатомных компонентов, вызывающие появление твердых битумов (пиробитумов). Еще в классификации И.С. Гольдберга [Гольдберг, 1981] был предусмотрен термальнометаморфический ряд природных битумов, где появление керитов и антраксолитов рассматривалось в связи с «гидротермальной дифференциацией нефтей в условиях их переноса горячими растворами». В то же время битумы, как продукты деструкции нефтей при погружении залежей на большие глубины не рассматривались. В ряде случаев на больших глубинах в условиях повышенных температур активизируются окислительно-восстановительные процессы, также вызывающие разрушение нефтей. В частности, такое явление было отмечено для формации Шмаковер (США), что существенно изменило представления о ее нефтеперспективности [Heydary, 1997]. В процессе деструкции нефтей могут образовываться не только битумы, но и углеводородные газы. Недавно в Китае на глубине 5 км была обнаружена газовая залежь, сопровождающая проявлениями битумов [Fang Hao, 2008].

3 В Тимано-Печорской провинции, где пробурено значительное число скважин ниже 5 км (рис. 1), разрушенная залежь нефти была выявлена только в изученном нами детально разрезе Колвинской глубокой параметрической скважины в Ненецком автономном округе в 165 км юго-восточнее г. Нарьян-Мара. В тектоническом отношении скважина расположена в пределах севера Колвинского мегавала, по нижним горизонтам в зоне развития Печоро- Колвинского авлакогена, который оценивался многими исследователями как высокоперспективный на нефть на больших глубинах [Максимов, Дикенштейн, Лоджевская, 1984]. Скважина пробурена до глубины 7057 м и остановлена в породах лландоверийского яруса нижнего силура. В процессе комплексных литолого-петрографических и геохимических исследований пород на единых («комплексных») образцах керна первоначально был выявлен ряд особенностей развития битуминозных веществ: до глубины 4,7 км, отвечающей нижней границе главной зоны нефтеобразования, в терригенных породах нижнего девона наблюдалось соответствие масштабов обнаружения растворимых (в хлороформе) битуминозных веществ с их количеством, фиксируемым микропетрографическими исследованиями; на глубине 4,7-6,0 км такое соответствие стало нарушаться; ниже 6,0 км в обогащенных ангидритами силурийских отложениях с повышенными коллекторскими свойствами наблюдалось радикальное несоответствие между распределением битуминозных веществ по данным определения битумоидов и микропетрографии: сравнительно высокие (до 3 %) при микропетрографическом наблюдении концентрации битуминозных веществ сопровождались крайне низкими (менее 0,0005 %) концентрациями растворимых битумоидов. С целью выяснения генезиса обнаруживаемых при микропетрографическом исследовании битуминозных веществ было проведено комплексное изучение форм их нахождения. Петрография твердых органических преобразований, родственных нефти и находящихся в осадочных породах, является недостаточно развитой областью петрологии осадочных пород. Это обусловлено затруднениями при диагностике их в шлифах и отсутствием соответствующих количественных микропетрографических методов исследования. В проходящем свете в очень тонких частях шлифа твердые битумы буроватокоричневые слабо просвечивающие или черные. Наличие в породах овально-каплевидных форм с округлыми границами, свидетельствует о вязкости битума до его затвердевания.

4 Рис. 1. Схема расположения глубоких и сверхглубоких скважин на территории Тимано-Печорской провинции (тектоническая схема по Максимову С.П. и др., 1984) 1 нефтяные месторождения; 2 газовые и газоконденсатные месторождения; 3 глубокие скважины; 4 региональные глубинные разломы; 5 прочие разломы; 6 глубина залегания фундамента в км; 7-8 - границы тектонических элементов: 7 I порядка, 8 II порядка.

5 В карбонатных породах Колвинской скважины ниже 6 км по данным визуальных и микропетрографических исследований установлены следующие виды битумонасыщения (рис. 2): 1 - межзерновое (поры), 2 - межформенное (примазки), 3 - заполнение межзерновых каналов (прожилков), 4 - трещин разного генезиса, 5 - стилолитовых швов [Санфирова С.С., Карасева (Белоконь) Т.В., 2000]. В доломитах и известняках, содержащих богатый комплекс аутигенных минералов, особый интерес представляют морфологические соотношения в шлифах твердого битума с поздними катагенетическими минералами кальцитом и сульфатами кальция. Первоначально нефть, видимо, проникала по трещинам спайности и между кристаллами этих минералов. Затем шло заполнение эффективных трещин и пустот (свободных от минеральных новообразований) нефтью. Об этом свидетельствует пересечение минеральных трещин и эпигенетических минералов трещинами, заполненными битумом (инт. 6785-6795 м). Отмечается пигментация эпигенетических минеральных новообразований (гипса, ангидрита, доломита, кальцита, реже кварца и др.) и сплошное окрашивание вторичных минералов в желтый цвет (инт. 7047-7050 м) или зональное по зонам роста ромбоэдров (инт. 6871-6876 м). Случаи зонального окрашивания указывают на возможно пульсационный (прерывистый) характер поступления в пласт-коллектор углеводородных флюидов с пластовыми водами; соответственно происходила периодическая адсорбция жидких углеводородов эпигенетическими кристаллами доломита во время их роста. Проведенное исследование позволило предположить, что в силурийских отложениях зафиксированы пиробитумы, продукты деструкции массивной залежи нефти, существовавшей на глубинах 6200-7057 м. В связи с высокими современными температурами (более 150 С) и особенно палеотемпературами (более 180 С) пород, наличием сульфатов и сероводорода, свидетельствующих о проявлении окислительновосстановительных процессов в отложениях, такое предположение казалось правомочным. Из-за того, что скважина была остановлена в силурийских отложениях, зону генерации нефти не удалось идентифицировать. Из-за отсутствия витринита в породах степень катагенеза определялась по данным параметра Рок Эвал - Tmax. Оказалось, что градация МК 4, соответствующая «deadline» по нефти, была достигнута еще на глубине 4,9 км. Таким образом, предположения о высоких перспективах нефтеносности глубокопогруженных силурийских отложений севера Печоро-Колвинского авлакогена в зоне Колвинского мегавала не подтвердились.

6 Рис. 2. Разрез Колвинской глубокой параметрической скважины инт. 5551-7057 м (Санфирова С.С., Карасева Т.В., 2000) 1 аргиллиты; 2 доломиты глинистые; 3 известняки; 4 известняки глинистые; 5 ангидриты; 6 присутствие твердых битумов.

7 Обнаружение значительных концентраций твердых битумов явилось одним и важных критериев оценки перспектив. Вероятно, явления разрушения нефтяных залежей могли быть обнаружены и в разрезах других скважин при детальном комплексном исследовании пород. Широкое распространение твердых нерастворимых битумов в глубинных триас-юрских отложениях было также установлено по результатам изучения пород Тюменской СГ * -6 (7502 м) и Ен-Яхинской СГ-7 (8250 м) сверхглубоких скважин, пробуренных на севере Западной Сибири (рис. 3). Относительно детально авторам удалось изучить только разрез Ен-Яхинской скважины, где в триасовом терригенном комплексе в интервале 5560-5740 м была выявлена зона скоплений практически нерастворимых в хлороформе битумов и сделано предположение о развитии разрушенной термальными процессами залежи нефти (рис. 4). В породах по данным микропетрографических исследований установлены сходные с описанными выше виды заполнений битумами пустотного пространства: 1 межзерновых каналов (прожилков), 2 межзерновое (поры), 3 межформенное (примазки), 4 стилолитовых швов, 5 трещин разного генезиса (часто в зернах полевых шпатов по трещинам спайности). По результатам электронной микроскопии твердые битумы ранее представляли собой подвижную нефть, реликтовые натеки которой фиксируются до настоящего времени (рис. 5). По геохимическим данным в изученных образцах содержание хлороформенных битумоидов составляет не более тысячных долей процента, петролейно-эфирные битумоиды отсутствуют. Параметр Рок Эвал S 1 в среднем равен 0,05 мг/г породы. Палеозалежь нефти в витютинской свите триаса представлена довольно мощными пластами (до 11 м) мелко-среднезернистых песчаников к подошве которых приурочены (0,5-2 м) слои гравелитов. Песчаники расслаиваются слоями (0,7-4 м) аргиллитов и алевролитов. Пласты построены циклически, имеют трансгрессивный характер (гравелит песчаник алевролит аргиллит). Наибольшая мощность в циклите связана с песчаниками. Мощность циклитов достигает 10-12 м. Они разделены пачками глинисто-алевролитовых пород мощностью 9-12 м. * СГ сверхглубокая скважина.

8 Рис. 3. Обзорная схема Западной Сибири (по Бочкареву В.С. и др., 2009) 1 региональные профили ОГТ; 2 скважины, вскрывшие доюрские отложения; 3 скважины, глубиной более 5000 м; 4 скважины, глубиной более 7500 м.

9 Рис. 4. Разрез Ен-Яхинской сверхглубокой скважины (инт. 5420-5880 м) (Мещеряков К.А., Карасева Т.В., 2011) 1-5 - формы включений твердых битумов: 1 прожилки, 2 поры, 3 примазки, 4 стиллолитовые швы, 5 трещины спайностей; формы включений пирита: а единичные включения, б скопления.

10 Рис. 5. Фото твердых битумов (Мещеряков К.А., 2011) 1 глубина 5663 м; 2 глубина 5685 м.

11 Коллекторы в залежи представлены в основном песчаниками и алевролитами. Песчаники серые, полимиктовые мелко- и среднезернистые нередко косослоистые. Слоистость чаще прямолинейная однонаправленная с углами наклона слойков 70-75 и пологовогнутая. Кроме того, встречаются прослои с пологоволнистой и линзовидной слоистостью в случае переслаивания песчаников с аргиллитами и алевролитами. Обломочный материал в песчаниках составляет 80-95 %. В его составе обычно доминирует кварц, количество которого от 35-40 % до 45-55 %, редко больше. Полевые шпаты присутствуют всегда в количестве 10-12 %. Обломки пород составляют от 25 % до 50 %. Наблюдается обратная линейная связь между количеством кварца и количеством обломков пород. Среди обломков пород преобладают кремнистые породы: силициты, фтаниты, микрокварциты. В небольшом количестве присутствуют обломки глинистых пород (3-5 %), обломки эффузивов основного состава (4-5 % редко больше), слюды 2-3 %. В отдельных прослоях встречен глауконит. Обломочный материал нередко плохо окатан, прослоями хорошо отсортирован. Цемент порово-пленочный, реже поровый, порово-базальный, по составу чаще смешанный: глинисто-кремнистый, глинисто-карбонатный, глинистобитуминозный, кварцевый регенерационный, халцедон-кварцевый, глинистый (гидрослюдистый). Иногда к песчаникам приурочены микрослойки (линзы) угля. Алевролиты темно-серые мелкозернистые на глинистом цементе, нередко переслаиваются с аргиллитами. Здесь выявлена слоистость от горизонтальной до пологоволнистой параллельной. Состав обломочного материала такой же, как у песчаников. Встречаются прослои тонкого переслаивания мелко- и крупнозернистых алевролитов или мелкозернистых алевролитов и аргиллитов. Аргиллиты послойно алевритистые с примесью углистой пыли и углефицированного растительного шлама. Залежь находилась в благоприятных структурных условиях (рис. 6). Современные коллекторские свойства палеозалежи, несмотря на большие глубины и высокую в связи с этим степень уплотнения пород, сохраняют повышенные значения пористости (Кп ср =8 %, Кп мах =12,5 %) и газопроницаемости (Кпрг ср =0,095 10-15 м 2, Кпрг мах =1,59 10-15 м 2 ), глинистость понижена (не более 17 %). В интервале развития коллекторов, вероятно, вследствие восстановительных свойств нефти повышена пиритизация, иногда пирит от единичных включений переходит в скопления. В ряде образцов зафиксировано снижение коллекторских свойств за счет развития битумов.

12 Рис. 6. Геологический профиль Ен-Яхинской сверхглубокой скважины (Мещеряков К.А., 2011) 1 границы катагенеза; 2 терригенные породы; 3 базальт; 4 предполагаемая миграция; 5 разрушенная нефтяная залежь; 6 НГМ свита; 7 притоки газа.

13 Над палеозалежью нефти в подошве новоуренгойской свиты нижнеюрского отдела выявлен флюидоупор (5524-5558 м), представленный аргиллитами темно-серыми до черных в разной степени алевритистыми, местами переходящих в углистые аргиллиты. Под палеозалежью нефти прослежена зона древнего водонефтяного контакта. В зоне водонефтяного контакта отмечается увеличение цементации пород преимущественно силикатным и карбонатным цементами. Коллекторские свойства резко уменьшаются: пористость Кп ср =5,2 %, проницаемость Кпрг ср =0,032 10-15 м 2. В шлифах отмечены более активная коррозия зерен кварца и пеллитизация полевых шпатов. Параметр Т max (от 521 до 545 о С) позволяет оценить стадию катагенеза органического вещества пород в зоне присутствия твердых битумов как начало апокатагенеза (АК 1-2 ). Положение «deadline» по нефти, подтвержденное палеогеотермическими и пиролитическими исследованиями, находится на глубине 4,7-4,8 км (котухтинская свита) при значениях современных температур 125-130 о С. Наиболее вероятным источником нефти разрушенной залежи была нефтегазоматеринская свита, залегающая в интервале 6260-6504 м в пределах пурской свиты триаса (рис. 6). Нефтегенерационный потенциал свиты реализован, так как параметр Т max (более 600 о С) соответствует подстадии апокатагенеза. Несмотря на столь жесткие катагенетические условия газогенерационный потенциал реализован не полностью. По результатам 1 D бассейнового моделирования установлено, что на глубине 2100 м нефтегазоматеринская свита Ен-Яхинского прогиба вступила в ГЗН и была в данной зоне до начала первой половины раннемеловой эпохи включительно. Процессы эмиграции нефтяных УВ из нефтегазоматеринской свиты вряд ли были затруднены в связи с развитием пластов песчаников и алевролитов, которые даже на больших глубинах проявляют повышенные коллекторские свойства. Основной объем эмигрировавших нефтяных УВ мог заполнить коллекторы вплоть до раннемеловых отложений, однако, скорее всего, процессы вертикальной миграции были ограничены благоприятным положением структурной ловушки в витютинских отложениях, где сформировавшаяся залежь с конца раннемелового времени при погружении начала подвергаться процессам термодеструкции нефтей. При погружении на глубину более 3600 м, начиная со второй половины раннемеловой эпохи, катагенетические преобразования ОВ нефтегазоматеринская свиты достигли градации МК 4, и свита вступила в главную зону газообразования. Относительно высокая плотность генерации газа (0,77 млрд. м 3 /км 2 ) в нефтегазоматеринской свите могла обеспечить широкое развитие процессов вертикальной миграции УВ. Разрушение нефти в залежи витютинской

14 свиты, видимо, началось в конце раннего мела, этому могла способствовать миграция газообразных УВ. Район бурения Ен-Яхинской скважины характеризуется широким диапазоном изменения фазового состояния залежей УВ. Здесь встречены как крупные газовые, так и нефтегазоконденсатные, газоконденсатные и нефтяные залежи УВ. При этом выявлялась тенденция повышенной нефтеносности глубоких горизонтов. На Ен-Яхинском месторождении установлена нефтегазоносность от верхов тюменской свиты (нефть) средней юры до валанжинского яруса нижнего мела. Полученные данные не подтвердились, существовавшие представления о возможной нефтеносности ниже тюменской свиты показали повышенные перспективы только на нефть и газ. Таким образом, в различных нефтегазоносных районах, вероятно, могут быть установлены разрушенные в результате погружения на большие глубины в зоны высоких температур залежи нефти. Обнаружение следов разрушения нефтей возможно по распространению твердых в основном нерастворимых в органических растворителях твердых битумов при комплексировании микропетрографических, геохимических и петрофизических исследований и проведении изучения на единых («комплексных») образцах пород. Скопление твердых битумов в терригенных и карбонатных породахколлекторах на глубинах более 4-5 км является критерием развития зоны разрушения нефтей при прогнозе нефтегазоносности. Детальное изучение твердых битумов необходимо включать в комплекс методов изучения керна глубоких и сверхглубоких параметрических скважин. Литература Гольдберг И.С. Природные битумы СССР. - Л.: Недра, 1981. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Лоджевская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. - М.: Недра, 1984. - 287 с. Санфирова С.С., Карасёва (Белоконь) Т.В. Формы нахождения твердых битумов в силурийских отложениях Колвинской глубокой скважины как отражение процессов миграции, аккумуляции и деструкции нефти // Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности. - Сборник научных трудов. Пермь, 2000. - С. 81-87. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - Л.: Недра, 1989.

15 Fang Hao. Evidence for multiple stages of oil cracking and thermochemical sulfate reduction in the Puguang gas field, Sichuan Basin, China // AAPG Bulletin. - V. 92. - No. 5 (May 2008). - Р. 611-637. Heydary E. The role of Burial Diagenesis in Hedrocarbon Destruction and H 2 S accumulayion, Upper Surassic Smackover Formation, Black Creek Field, Mississippi // AAPG, Bull. - 1997. - 81-1. - P. 26-45. Рецензент: Ибламинов Рустем Гильбрахманович, доктор геолого-минералогических наук, профессор.

16 Mescheryakov К.А. Perm State University, Perm, Russia, [email protected] Karaseva Т.V. JSC «KamNIIKIGS», Perm, Russia, [email protected] DETECTION OF DEEP-SEATED DESTROYED OIL POOLS The problems of deep-seated bitumen occurrences are presented. The Kolva deep well and the Yen-Yakha ultradeep well descriptions may suggest that the insoluble bitumen accumulations below 5 km depth can be associated with the presence of destroyed oil pools. Bitumen researching in deep seated oil habitat can help better define the deep border (thermal deadline) of oil stability limits. Key words: oil, deep-seated deposits, insoluble bitumen, thermal deadline, deep and ultradeep wells. References Gol'dberg I.S. Prirodnye bitumy SSSR. - L.: Nedra, 1981. Maksimov S.P., Dikenštejn G.H., Lodževskaâ M.I. Formirovanie i razmeŝenie zaležej nefti i gaza na bol'ših glubinah. - M.: Nedra, 1984. - 287 s. Sanfirova S.S., Karasëva (Belokon') T.V. Formy nahoždeniâ tverdyh bitumov v silurijskih otloženiâh Kolvinskoj glubokoj skvažiny kak otraženie processov migracii, akkumulâcii i destrukcii nefti // Rezul'taty glubokogo i sverhglubokogo bureniâ, problemy neftegazonosnosti i rudonosnosti. - Sbornik naučnyh trudov. Perm', 2000. - S. 81-87. Sahibgareev R.S. Vtoričnye izmeneniâ kollektorov v processe formirovaniâ i razrušeniâ neftânyh zaležej. - L.: Nedra, 1989. Fang Hao. Evidence for multiple stages of oil cracking and thermochemical sulfate reduction in the Puguang gas field, Sichuan Basin, China // AAPG Bulletin. - V. 92. - No. 5 (May 2008). - R. 611-637. Heydary E. The role of Burial Diagenesis in Hedrocarbon Destruction and h3S accumulayion, Upper Surassic Smackover Formation, Black Creek Field, Mississippi // AAPG, Bull. - 1997. - 81-1. - P. 26-45. Мещеряков К.А., Карасева Т.В., 2011

docplayer.ru

Зональность распределения месторождений нефти и газа в земной коре

Несмотря на то, что месторождения нефти и газа распределены неравномерно, имеются определенные закономерности в их распределении в земной коре.

1. Существует вертикальная, глубинная зональность нефти и газа. Впервые ее установил В.А.Соколов в 1948 г. Сверху вниз он выделил четы­ре зоны по характеру биохимических процессов превращения органическо­го вещества и образования углеводородов.

I зона – 0,0 – 50,0 м. При глубине погружения до 50 м происходят только биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадочных отложениях, с выделением газообразных продуктов.

II зона – 50-1000 м. При погружении отложений от 50 м до1000 м биохимические процессы постепенно затухают, сменяются процессами гид­рогенизации и термокатализа.

III зона – 1000-6000 м. При глубине погружения от 1000 м до 6000 м, активно развиваются термокаталические процессы превращения органиче­ского вещества, в результате которых образуются углеводороды нефти и га­за.

IV зона – более 6000 м. При глубине погружения более 6000 м, где температура достигает 200°С и выше, обнаруживаются только газовые ме­сторождения.

По заключению В.А.Соколова залежи нефти распространяются лишь до глубины 5-6 км, глубже обнаруживаются только газовые залежи, причем он считает, что главную роль играет температура.

Американский ученый Г.Хадсон в 1960 г. обобщил материалы по распределению залежей углеводородов в Пермском бассейне США, отчасти в бассейне Мексиканского залива, и пришел к выводу, что глубже 2-3 км рез­ко сокращается количество залежей нефти, а на глубинах свыше 6000 м встречаются только газовые залежи. Он также установил, что с глубиной размеры залежей нефти и газа уменьшаются, значит, запасы тоже умень­шаются.

Таким образом, идеальная схема вертикальной зональности размещения залежей нефти и газа выглядит следующим образом: верхняя зона сухого газа > зона нефти с растворенным газом и газовыми шапками, газоконденсатом > зона газоконденсата > нижняя зона су­хого газа. В реальной природной обстановке эта модель редко встречается, потому что под действием различных процессов такая зональность затушевывается, ее черты стираются. В целом же глубинная, вертикальная зональность место­рождений нефти и газа подтверждается.

2. По нефтегазоносным бассейнам мира наблюдаются некото­рые закономерности изменения свойств нефти и газа по разрезу, глобально­го значения. Общая закономерность в том, что в верхних частях разреза плотность нефти (уд.вес) увеличивается под влиянием гипергенеза.

3. Наблюдается латеральная зональность распределения месторожде­ний нефти и газа. Она выражается в преимущественной нефтеносности од­них бассейнов или их частей и газоносности других.

Например, в Западно-Сибирском бассейне центральная и южная части нефтеносны, северная часть – газоносна.

4. Установлены некоторые закономерности в распределении нефтегазоносности в стратиграфическом аспекте.

www.eruditcity.ru