» » Геологическое время формирования скоплений нефти и газа

Геологическое время формирования скоплений нефти и газа

06.08.2016

Давайте сразу уточним, что под понятием «геологического времени формирования скоплений нефти и газа» мы понимаем длительность процессов аккумуляции углеводородов.
В этом случае геологическое время формирования скоплений нефти и газа тесно связано с цикличностью и длительностью процессов вторичной миграции углеводородов в региональном плане.
Решению этих вопросов посвящено огромное количество исследований. Так, например, К.А. Клещев выяснил, что залежи в девонских терри-генных отложениях Татарского свода возникли в кыновское время, то есть всего на протяжении 1-3 млн лет.
На основании изучения залежей в плиоценовых отложениях Калифорнии, сформировавшихся в ловушках плейстоценового возраста, А. Леворсен пришел к выводу, что минимальное время для образования, миграции и аккумуляции нефти и газа в этом районе составило приблизительно 1 млн лет.
По данным Н.А. Калинина в Прикаспийской впадине процессы миграции и аккумуляции углеводородов тесно связаны со стратиграфическими несогласиями и длительностью перерывов в осадконакоплении: чем меньше перерыв, тем большие запасы нефти аккумулируются под поверхностями несогласия. Причем, при значительных перерывах, когда, например, плиоценовые отложения несогласно залегают на юрских, ниже поверхности стратиграфического несогласия промышленных скоплений углеводородов не установлено. В то же время в районах, где наблюдается несогласное срезание юрских отложений нижнемеловым комплексом, в юрских отложениях обнаруживаются промышленные скопления нефти. Расчеты, проведенные в разное время Н.А. Еременко, Н.А. Калининым, У. Расселом и другими учеными показали, что процессы образования, миграции и аккумуляции нефти здесь продолжались в течение 35-100 млн лет.
Исследования месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, проведенные С.П. Максимовым, А.И. Ивановым, В.А. Кировым и другими свидетельствуют, что месторождения в этом регионе сформировались в течение 30-60 млн лет. Таким образом, длительность геологического времени формирования скоплений нефти и газа обусловлена конкретными особенностями геологического строения конкретного региона и истории его геологического развития. Поэтому в одних регионах этот период составляет всего единицы миллионов лет, а в других может быть весьма продолжительным - десятки или даже сотни миллионов лет. Большую роль в формировании скоплений нефти и газа в конкретных регионах играет неоднократность процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. Так, на южном борту Западно-Кубанского прогиба месторождения Зыбза-Глубокий Яр, Ахтырское и некоторые другие нефтяные залежи сформировались в результате, как минимум, двух фаз миграции и аккумуляции.
Здесь по данным З.А. Табасаранского, в базальном конгломерате среднемайкопской толщи, трансгрессивно залегающей на осадках нижнего и среднего палеогена, обнаружены комки (окатыши) пород, пропитанные нефтью. Принадлежность этих комков к более древним (палеоцен-эоценовым) слоям не вызывает никаких сомнений и указывает на то, что в период среднемайкопской трансгрессии сформировавшиеся здесь ранее залежи нефти были частично разрушены (рис. 11.28).
Геологическое время формирования скоплений нефти и газа

Таким образом, к началу майкопской трансгрессии в отложениях эоцена и палеоцена в сводовых частях структур уже существовали залежи нефти более ранней фазы миграции и аккумуляции, которые подвергались разрушению в олигоцене. Наряду с этим под поверхностью стратиграфического несогласия в головных частях эродированных эоцен-палеоценовых пород, перекрытых глинистой майкопской толщей, обнаружены залежи легкой нефти. Несомненно, что подобные залежи образовались после майкопского времени, то есть в результате проявления второй послемайкопской фазы миграции и аккумуляции.
Наличие двух фаз формирования залежей получено и при изучении Ферганской впадины.
В результате комплексных геолого-геохимических исследований, проведенных А.А. Карцевым и З.А. Табасаранским, установлено, что в Южном Аламышике скопления легких неизмененных нефтей находятся в головных, эродированных частях пластов палеогеновых и меловых отложений под поверхностью предбактрийского размыва. Это доказывает их формирование только в послебактрийское время.
Примерно такая же картина наблюдается в Муханове, где нижнепермские залежи легкой нефти залегают под несогласно перекрывающими их верхнепермскими слоями, определяющими нижний интервал геологического времени их формирования.
Во всех приведенных случаях нижний интервал геологического времени формирования залежей был установлен по стратиграфическому соотношению подстилающих и перекрывающих отложений и наличию легких нефтей, не подвергавшихся воздействию гипергенных процессов, в головных частях эродированных пластов.
Большое практическое значение имеет определение времени аккумуляции углеводородов в ловушках. Для этого применяются различные методы исследований, в том числе:
- палеотектонический анализ, позволяющий определить время образования ловушки, к которой приурочена залежь нефти и газа;
- определение глубины образования нефтяной залежи по «замороженному» давлению насыщения нефти газом (А. Леворсен, У. Гассоу);
- определение объема газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия (Н.А. Еременко);
- изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени;
- определение времени цементации и развития вторичной пористости коллектора;
- использование данных по избыточным давлениям в нефтяных и газовых залежах (В.Ф. Линецкий).
Среди всех этих методов наиболее эффективен метод палеотектонического анализа, позволяющий определять нижний возможный предел времени формирования ловушки, ранее которого залежь не могла сформироваться.
Все другие методы определения времени формирования залежей применяются в качестве дополнительного метода и поэтому на практике обычно применяется палеотектонический анализ в комплексе с какими-либо другими методами определения времени возникновения ловушек (в зависимости от наличия того или иного фактического материла).
Таким способом З.А. Табасаранский определил, например, время формирования крупной залежи газа в меловых отложениях месторождения Газли в Западном Узбекистане, где нижний предел формирования залежи датируется концом палеогена и началом неогена, то есть временем начала формирования ловушки.
Однако палеотектонический метод имеет свои ограничения. Использование его для определения времени образования залежей в ловушках древнего заложения не может дать однозначного ответа. Залежи в таких ловушках могли формироваться в течение очень большого промежутка времени. Поэтому палеотектонический анализ надо применять с осторожностью в тех случаях, когда ловушки образовались одновременно с процессом осадконакопления (так называемые конседиментационные ловушки). Это объясняется тем, что формирование залежи могло начаться на любом из этапов развития ловушки. Поэтому для уточнений нижнего предела времени возникновения залежей необходимо применять несколько методов.
Для определения времени завершающего этапа формирования нефтяных залежей А. Леворсен, У. Гассоу, В.П. Савченко и некоторые другие исследователи предложили использовать «замороженное» давление насыщения нефти газом. Предполагается, что нефтяная залежь образовывалась при пластовых давлениях, равных упругости растворенных в ней газов, что соответствует максимальной степени газонасыщенности нефти и, следовательно, наименьшей вязкости и наибольшей подвижности.
Зная давление насыщения нефти газом, можно в значительной мере приблизительно определить глубину, на которой находилась ловушка в момент образования в ней залежи и в комплексе с палеотектоническим анализом определить приблизительное время ее формирования.
Этот метод впоследствии был развит М.С. Моделевским. Он предложил начальное («замороженное») давление насыщения называть фоновым, а его соотношение с пластовым давлением - барическим параметром насыщения. Эти термины широко применяются и в настоящее время. В некоторых районах этот метод оказался весьма полезным для уточнения времени формирования нефтяных и газонефтяных залежей. Тем не менее, одним из существенных его недостатков является отсутствие возможности учета утечки газа из залежи в результате рассеяния газа за геологическое время существования залежи или, наоборот, притока газа в залежь извне. Кроме этого, сформировавшись, нефтяная залежь может оказаться перенасыщенной газом.
В этом случае часть газа будет накапливаться в виде газовой шапки и затем, в результате погружения ловушки, свободный газ будет постепенно растворяться в нефти. Поэтому этот метод зафиксирует глубину ловушки, на которой газовая фаза полностью растворилась в нефти, то есть время превращения газонефтяной залежи в нефтяную. Другими словами, не время начала формирования залежи, а конечную стадию этого процесса.
Может быть и другой вариант. В зависимости от первоначального соотношения жидких и газообразных углеводородов нефтяная залежь может оказаться недонасыщенной газом, что будет существенно искажать результаты определения времени формирования залежи в сторону его уменьшения.
Другой метод установления времени формирования залежей был предложен канадским ученым У. Гассоу. Он основан на изучении гидростатического давления, контролирующего объем газа в ловушке и определяющего конечную стадию накопления. Недостатком этого метода является также недооценка возможности утечки или уничтожения углеводородов, заключенных в ловушках. Поэтому его можно использовать только для определения верхнего предела времени формирования залежей и только в комплексе с палеотектоническими построениями, которые позволяют проследить во времени и пространстве изменения вмещающей способности ловушек, в том числе изменения палеодавления и объема ловушки на различных этапах ее существования. Эти методы были использованы З.А. Табасаранским при изучении изменения во времени пластовых давлений и объемов структурных ловушек восточных районов Туранской плиты. Результаты исследований показали, что ни на одном из ранних этапов существования эти ловушки не в состоянии были вместить то количество углеводородов, которое заключено в них в настоящее время. Автор с достаточной степенью достоверности показал, что формирование залежей в этом районе продолжалось в неогене и антропогене, а в некоторых районах процесс формирования залежей, возможно, еще не закончен и в настоящее время.
Процессы перераспределения углеводородов могут быть обусловлены как раскрытием ловушек в результате изменения структурного плана, так и поступлением в них новых порций углеводородов за счет продолжающегося уплотнения нефтегазоматеринских толщ.
По данным З.А. Табасаранского такие процессы, возможно, продолжаются и в настоящее время в палеогеновых отложениях в Западно-Кубанской впадине. Аналогичный вывод сделали Н.А. Еременко, С.П. Максимов и И.И. Шмайс при изучении залежей в миоценовых отложениях Грозненского района и И.В. Высоцкий для залежей в неогеновых отложениях в районе Карпат.
Поэтому в районах, где и в настоящее время процессы аккумуляции нефти и газа не завершены, говорить о верхнем пределе времени формирования залежей не представляется возможным.
Н.А. Еременко для определения времени формирования газовых залежей использовал законы газового состояния и формулу, по которой можно установить верхний предел времени образования залежи. Как и другие косвенные методы, этот способ также не лишен недостатков. В нем не учитывается возможность изменения объема ловушки во времени за счет уплотнения пород, эпигенетических изменений, цементации пор коллектора и т.д. Тем не менее, он в комплексе с палеотектоническим анализом в ряде регионов оказался весьма результативным, о чем свидетельствуют результаты исследований С.П. Максимова, А.И. Иванова и В.А. Кирова при изучении времени формирования залежей нефти и газа в Саратовском Заволжье и Западном Предкавказье. Так, например, некоторые залежи девонских отложений Саратовского Заволжья не могли сформироваться раньше конца среднего карбона, а нижнемеловые газоконденсатные залежи в Ейско-Березанском районе Западного Предкавказья сформировались в олигоценовое время.
Чрезвычайно важным вопросом при изучении времени формирования скоплений углеводородов является выявление зависимости между временем заложения и продуктивностью ловушек.
Исследования С.Ф. Федорова, С.П. Козленко и К.А. Машковича показали, что в Саратовском Поволжье между возрастом структурных ловушек и их продуктивностью существует определенная связь. Залежи в девонских отложениях приурочены преимущественно к структурам, сформировавшимся также в девонское время, а структуры более позднего заложения (верхний палеозой), как правило, содержат нефть лишь в отложениях карбона. Интересно отметить, что в ловушках, образовавшихся в кайнозое, нефть отсутствует во всем продуктивном диапазоне, как в девоне, так и в карбоне.
Отсюда был сделан вывод, что молодые структуры образовались после завершения региональной миграции и аккумуляции нефти и потому оказались непродуктивными.
Исходя из этих результатов, авторы предложили при прогнозировании перспектив нефтегазоносности определять возраст ловушек в этом регионе, например, по данным сейсморазведки. В результате этих исследований можно выявлять наиболее древние и считать их первоочередными для постановки глубокого бурения.
Аналогичная зависимость между возрастом структурных ловушек и их продуктивностью в мезозойских отложениях Скифской плиты выявили М.С. Бурштар в 1963 г. и К.В. Фомкин в 1964 г. Их исследования показали, что в Восточном Предкавказье в юрских отложениях подавляющее большинство нефтяных залежей связано с ловушками, образовавшимися в до-палеогеновое время. Ловушки в меловых отложениях позднемелового-палеогенового возраста также содержат залежи нефти. Все ловушки, сформировавшиеся в более позднее время (в конце палеогена - начале неогена) оказались пустыми. Авторы сделали вывод, что нижнемеловые залежи в восточной части Прикумской нефтегазоносной области сформировались в эоцен-олигоценовое время, когда уже наметился региональный наклон пластов на юг и юго-восток в сторону нефтегазосборных площадей. Аналогичная закономерность наметилась и в пределах Западного Предкавказья. Там промышленная газоносность в нижнемеловых отложениях (месторождения Каневское, Челбасское, Староминское, Майкопское и др.) приурочена к ловушкам, сформировавшимся в течение нижне- и в начале верхнемелового времени, а все ловушки, сформировавшиеся в конце позднего мела и начале палеогена, оказались пустыми.
Однако связь времени формирования ловушек и их нефтегазоносности проявляется не во всех регионах. Так, например, по данным З.А. Табасаранского и Н.И. Громадиной в пределах Туранской нефтегазоносной провинции, особенно в ее восточных районах, строгой зависимости между возрастом ловушек и их продуктивностью обнаружено не было. Аналогичный вывод был получен Б.Я. Вассерманом и М.С. Моделевским, которые показали, что в Печорской синеклизе ловушки в поддоманиковом терригенном комплексе (средний-верхний девон) продуктивны независимо от времени их формирования, если они расположены в непосредственной близости от регионального экрана - границы выклинивания продуктивной толщи. Ловушки, удаленные от этого экрана, оказываются продуктивными только в том случае, если они сформировались не позднее конца каменноугольного времени. Таким образом, метод изучения связи между временем формирования ловушек и их продуктивностью весьма эффективен, так как в случае наличия такой зависимости он позволяет прогнозировать перспективы нефтегазоносности еще не разбуренных структур, а в случае отрицательного результата говорит о необходимости проведения дополнительных исследований времени и длительности процессов нефтегазообразования и вторичной миграции углеводородов.