» » Фазовая зональность размещения скоплений углеводородов


Фазовая зональность размещения скоплений углеводородов

06.08.2016

Как мы только что говорили, одной из важнейших проблем нефтегазовой геологии является выявление основных факторов, определяющих формирование фазовой зональности нефте- и газонакопления и на этой основе разработка надежных критериев раздельного прогноза поисков скоплений преимущественно нефти или газа.
Изучению фазовых состояний углеводородов в недрах, а также анализу влияния различных факторов на образование и размещения скоплений углеводородов различного фазового состояния в разрезе осадочного чехла, посвящены работы многих ученых: А.Г. Дурмишьян, Л.А. Польстер и Ю.А. Висковский, В.И. Ермолкин, В.И. Ермолкин и Е.И. Сорокова, В.Г. Осадчий, А.И. Лурье, И.И. Нестеров, В.Ф. Раабен, А.Э. Конторович, BA. Соколов, А.А. Трофимук, И,С. Старобинец, А.П. Сафронов, В.А. Чахмахчев и др.
Обычно фазовая зональность образования и размещения скоплений углеводородов связывается с составом (типом) исходного органического вещества и степенью его катагенетической преобразованности. Исследования последних лет показали, что наряду с этим в формировании фазовой зональности играют и другие не менее важные условия. Особое место среди них занимают факторы, определяющие фазовое состояние углеводородных систем, их фазовые равновесия и фазовые переходы в недрах, которые, прежде всего, зависят от термобарической обстановки.
Ранее было отмечено, что генерационная (первичная) и миграционно-аккумуляционная (современная) зональности углеводородов формируются под воздействием многих факторов, возникающих в истории геологического развития конкретного региона. Среди них в миграционноаккумуляционной зональности углеводородов значительную роль играют фазовые равновесия и фазовые переходы, которые зависят от взаимосвязанных сочетаний температур и давлений.
На основе этих исследований была построена фазовая диаграмма, отражающая взаимосвязь изменения палеотемпературных условий недр (Тпалео, °С) и изменения коэффициента сверхгидростатичности пластовых давлений Ka а также связь этих параметров с фактическими данными размещения скоплений углеводородов по фазовому состоянию в пределах основных нефтегазоносных провинций мира (рис. 14.1).
Фазовая зональность размещения скоплений углеводородов

Физическим смыслом разработанной модели фазовой зональности углеводородов является известное положение термодинамики, заключающееся в том, что давление способно передвигать критическую температуру кипения жидкости, а также плавления твердых тел. Чем выше давление, тем выше должны быть температуры, при которых протекает тот или иной процесс, и тем быстрее он протекает. Аналогично происходит и процесс преобразования органического вещества: чем выше пластовые давления, тем более высокими должны быть температуры, при которых могут протекать процессы преобразования органического вещества, а также деструкция углеводородов.
Это явление объясняется тем, что при высоких давлениях происходит сжатие молекул, в связи с чем значительная часть тепловой энергии расходуется на преодоление этого сжатия. Поэтому образование и существование жидких углеводородов возможно даже в условиях очень высоких температур, если их воздействие нивелируется высокими давлениями. Такими давлениями в недрах являются сверхгидростатические пластовые давления, темпы нарастания которых с глубиной, как правило, значительно опережают темпы нарастания температур.
Анализируя фазовую диаграмму, можно констатировать, что образование и размещение углеводородных скоплений в разрезе осадочного чехла происходит в двух основных термобарических мегазонах: в верхней и нижней.
Для верхней мегазоны характерны нормальные гидростатические и аномально низкие пластовые давления. В ней коэффициент сверхгидростатичности (Kс) составляет всего 0,75-1,0.
Для нижней мегазоны характерны повышенные, высокие и сверхгидростатические пластовые давления. Коэффициент сверхгидростатичности здесь колеблется в пределах 1,1-2,2.
Граница термобарических мегазон была проведена в пределах значений коэффициента сверхгидростатичности на уровне от 1,0 до 1,1.
В зависимости от сочетания палеотемператур и коэффициентов сверхгидростатичности в генетической фазовой зональности углеводородов выделяются различные зоны нефтегазообразования, которые для области высоких температур (глубоких горизонтов нижней термобарической мегазоны) могут соответствовать зонам нефтегазонакопления, так как здесь палеотемпературы близки к современным.
Здесь можно выделить газовую (низкотемпературную) зону, газонефтяную, нефтяную, первичную газоконденсатную и высокотемпературную газовую. При этом, в условиях нормальных гидростатических давлений процесс генерации нефти начинается приблизительно при температуре 65 °C и затухает на рубеже 120-125 °С. Однако это не исключает образование и существование нефтяных углеводородов и при более высоких температурах (до 200 °C и более), если эти температуры в недрах снивелированы сверхгидростатическими пластовыми давлениями (Kc = 1,2-1,95).
В пределах роста палеотемператур от 65 до 85 °С и при коэффициенте сверхгидростатичности равном единице, выделяется газонефтяная зона, содержание жидкой фазы в которой увеличивается по мере роста температур. При возрастании коэффициентов сверхгидростатичности и одновременном увеличении пластовых палеотемператур до 110 °С, границы фаз быстро сближаются, и на границе Kc = 1,6 и палеотемпературы 110 °С, газонефтяные смеси исчезают. Исчезновение газонефтяной зоны здесь связано с ретроградными явлениями. С ростом сверхгидростатичности пластовых давлений свыше 1,3 увеличивается роль межмолекулярного взаимодействия в сжатом газе, свойства которого начинают приближаться к свойствам жидкости, что ведет к резкому возрастанию растворимости нефтяных углеводородов в сжатом газе и образованию качественно нового состояния углеводородной системы - вторичных газовых конденсатов.
На схеме отчетливо видны и две различные зоны газообразования: низкотемпературная (<65 °С) и высокотемпературная (≥ 150 °С), которые, очевидно, следует связывать соответственно с образованием газов ранней и поздней генерации.
Среди углеводородных систем различного фазового состояния между зонами образования нефти и высокотемпературного газа отчетливо выделяется газоконденсатная зона, палеотемпературные пороги которой в условиях гидростатических давлений составляют от 120 до 150 °С, а в условиях сверхгидростатических пластовых давлений ее нижний порог составляет 180 °С. Это зона образования первичных газоконденсатов, которые являются самостоятельным продуктом преобразования органического вещества.
Таким образом, при одних и тех же температурах могут встречаться различные типы углеводородных скоплений в зависимости от того, с какими давлениями взаимосвязаны эти температуры. И напротив, один и тот же тип углеводородных флюидов благодаря нарастанию сверхгидростатических пластовых давлений может наблюдаться в тепловом поле, температура которого колеблется в значительных пределах.
Для нефтяных УB интервал составляет от 65 до 200 °C и, по-видимому, это еще не предел. Например, при температуре 140 °C образование и существование залежей нефти возможно в том случае, если значения Kc колеблются в пределах 1,45-1,75. При этих же температурах для образования и существования первичных газоконденсатов Kc могут составить не более 1,0-1,45, а для растворения нефтяных фракций в сжатом газе (вторичные газоконденсаты) необходимы очень высокие значения коэффициента сверхгидростатичности - 1,75-2,2.
Образование и сохранение жидких углеводородов в глубоких недрах, где температура составляет 200 °C и более, возможно только в области развития сверхгидростатических давлений, которые оцениваются коэффициентами Kc не менее, чем 1,65-1,95.
Таким образом, вертикальная фазовая зональность УВ зависит от того, на каких глубинах наблюдаются благоприятные сочетания температур и давлений, необходимые для образования и сохранения того или иного углеводородного типа.
В разновозрастных регионах эти благоприятные сочетания встречаются на различных глубинах. Следует подчеркнуть, что нефтегазоматеринские свиты по мере погружения не обязательно начинают последовательно генерировать весь набор известных фазовых сочетаний углеводородов. Даже в пределах одного нефтегазового региона на одних крупных геоструктурных элементах, в зависимости от темпов прогибания и воздыма-ния, могут наблюдаться сочетания температур и давлений, благоприятные для образования и существования только преимущественно жидких нефтяных углеводородов, а в пределах других на тех же глубинах - преимущественно газовых или газоконденсатов.
Для верхней термобарической мегазоны в условиях гидростатических давлений, где Kc равны 1,0, важную роль в формировании генетических зон наряду с палеотемпературами играет геологическое время.
Результаты проведенных исследований позволяют представить схему изменения фазового состояния углеводородной системы в зависимости от геохронотермических условий (табл. 14.1).
Таким образом, основными признаками выделения генетических зон фазовой зональности УВ нижней термобарической мегазоны являются палеотемпературы и коэффициенты сверхгидростатичности пластовых давлений.
Фазовая зональность размещения скоплений углеводородов

Для надежности выделения зон в условиях гидростатических давлений (Kc = 1) верхней термобарической мегазоны, наравне с палеотемпературами и коэффициентом сверхгидростатичности необходимо также учитывать время воздействия нарастающих температур на органическое вещество пород.
Одним из важнейших факторов, определяющих нефтегазообразование в разрезе осадочного чехла, являются катагенетические процессы. В связи с этим были проведены исследования взаимосвязи между палеотемпературным фактором, переходом пластовых давлений от гидростатических к сверхгидростатическим и стадиями катагенеза осадочных пород. Исследования проводились на большом фактическом материале часть которого представлена на рис. 14.2.
Фазовая зональность размещения скоплений углеводородов

На рис. 14.2 показано, что в Западно-Кубанском прогибе кумекая и майкопская нефтегазоматеринские свиты кайнозойского возраста погружены на глубину до 5,5 км. Максимальные температуры здесь достигают 165-176 °C, Kc = 1,5-1,6. Преобразованность OB соответствует стадии катагенеза MK3.
Из этого следует, что на глубине 4,5-5 км в термобарической обстановке при температуре 165 °C и коэффициенте сверхгидростатичности 1,5 возможна генерация нефти и первичных газоконденсатов, в более глубокой части разреза на глубине 5,5 км, температуре 176 °C, Kc - 1,6 объемы генерации жидкой фазы углеводородов возрастают (точки 1,2).
В Предкарпатском прогибе на аналогичных глубинах при температуре 140 °С, Kc = 1,4-1,5 в кремнеземных образованиях манилитовой свиты кайнозоя, обогащенной органическим веществом, стадия катагенеза соответствует MK2. Более низкая степень катагенеза по сравнению со степенью катагенеза в Западно-Кубанском прогибе объясняется пониженными (на 30-40 °С) температурами при относительно близких значениях Kc.
На глубинах, превышающих 5 км, с ростом температур возрастает и нефтематеринский потенциал (точка 3).
В пределах внешней части Мексиканского залива в миоценовых отложениях Галф-Коста на глубине 4,5 км температуры составляют 130 °С, а коэффициент сверхидростатичности Kc = 1,45. Это зона генерации нефти (точка 4). Нельзя не согласиться, что в данном регионе на глубине 5 км наблюдается лишь начало интенсивной генерации углеводородов, о чем убедительно свидетельствуют залежи нефти, приуроченные к глубине 6,5 км и характеризующиеся достаточно высокими температурами 200-230 °С. В Биикжальской скважине, пробуренной в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины, в интервале глубин 4-6 км стадия катагенетического преобразования OB терригенных каменноугольных отложений относительно небольшая MK2-MK3. Прикаспийская впадина, главным образом ее восточная часть, имеет низкое термальное поле, характерное для древних платформ. Здесь на глубине 5,7 км современные температуры не превышают 120 °С, а палеотемпературы близки к современным, Kc = 1,7. По всей вероятности, генерация нефтяных YB в карбонатных отложениях произошла до возникновения в них сверхгидростатичных пластовых давлений (СГПД). В обстановке гидростатических давлений температура 120 °C определяет оптимальные условия генерации жидких углеводородов (точка 5). Относительно небольшие температуры, а также образовавшиеся СГПД, затормозили дальнейший процесс преобразования органического вещества и предопределили сравнительно низкие стадии катагенеза на больших глубинах. В то же время имеются многочисленные данные о том, что и на больших глубинах, превышающих 7 км в условиях пластовых температур, значительно превышающих 200 °С в условиях АВПД, органическое вещество остается незрелым. В качестве примера этого можно привести кероген триасовых отложений в скважине Агипс Каноника в Германии.
He менее интересные данные о замедленном катагенетическом преобразовании органического вещества в мезозойских и палеозойских отложениях в сверхглубоких скважинах США, которые характеризуются достаточно высокой прогретостью недр, были получены Л,С. Прайсом.
Очень интересная сводка результатов этих работ опубликована в статье А.Н. Резникова, А.А. Ярошенко и Н.В. Скиба, которую мы приводим в табл. 14.2 с сокращениями.
Фазовая зональность размещения скоплений углеводородов

Из табл. 14.2 видно, что отражательная способность витринита в интервале глубин 5240-8640 м колеблется от 3,36 до 5,7 %, что соответствует стадии апокатагенеза AK3-AK4 (Rо = 3,5/11,0). Как известно, на стадиях преобразования органического вещества MK5-AK2 генерируется в основном сухой метановый газ, а на стадиях AK3-AK4 интенсивность метанооб-разования снижается до минимума и в составе газа превалирует углекислый газ и сероводород.
Однако, в действительности, по данным Л.С. Прайса, на этих глубинах содержание органического вещества колеблется в широких пределах, достигая в ряде случаев 3,59 %.
Самое главное, что во всех образцах при пластовых температурах 218-296 °С и отражательной способности витринита 3,36-5,7 %, в органическом веществе содержатся битуминозные вещества, а в их составе - жидкие углеводороды строения C15+высш.
Это является безусловным свидетельством того, что жидкие углеводороды могут существовать при очень высоких температурах при соответствующих давлениях. О чем, например, свидетельствует открытие месторождения нефти Тибр в Мексиканском заливе в 2009 г.
Детальные исследования геологического строения скважины Берта Роджерс-1, а также история геологического развития прогиба Анадарко показали, что замкнутость и герметичность прогиба Анадарако позволили сохранить в течение длительного времени высокие сверхгидростатические давления (Kc до 1,85), которые могли способствовать образованию жидкой углеводородной фазы на глубине даже 7-7,5 км при температурах, превышающих 200 °C (см. рис. 14.2, точка 6).
Несколько иная картина наблюдается на древней Сибирской платформе в зонах траппового магматизма Тунгусского региона, связанного с кембрийскими и верхнепалеозойскими образованиями, где температура достигает 200 °С.
По результатам исследований органического вещества, проведенных О.В. Барташевич, органическое вещество пород тунгусской серии прошло все стадии катагенетической превращенности вплоть до графитизации включительно и на каждой стадии генерирует газ, битуминозное вещество специфического состава. Мы склонны это явление связывать с импульсивным, сверхбыстрым ростом температур и значительно замедленным нарастанием давлений в нефтематеринских свитах. В этом регионе давления, как правило, не превышают гидростатические и при высоких температурах не способны затормозить процессы деструкции органического вещества (см, рис. 14.2, точка 7).
На юге Сибирской платформы (Непско-Чонский мегасвод и Ангаро-Ленская моноклиналь) вдали от трапповых интрузий палеотемпературы в рифей-вендских и нижнекембрийских отложениях на глубине 2,5-4,2 км составили 65-110 °C, давления не превышали гидростатические (см. рис. 14.2, точки 8, 9). Эти термобарические условия характерны для образования газонефтяных и нефтяных углеводородных систем. Таким образом, повышенные температуры значительно ускоряют процесс генерации углеводородов, а возрастающие сверхгидростатические давления тормозят деструкцию органического вещества и направляют процессы их преобразования в сторону генерации преимущественно жидких или газообразных углеводородов. Возвращаясь к вопросу о вертикальной фазовой зональности в литосфере, следует всегда учитывать, что общих универсальных закономерностей распределения нефти и газа для всех нефтегазоносных регионов мира не обнаружено. При совместном исследовании палео и современной фазовой зональности углеводородов в разрезе осадочного чехла выясняется, что в большинстве случаев генетические и фактические ряды имеют существенные отличия от традиционной классической последовательности генерации углеводородных флюидов:
газ → газ + нефть → нефть → газоконденсат → газ.

Это объясняется тем, что ведущими факторами в формировании и становлении фазовой зональности углеводородов в разрезе и пространстве являются температуры и давления. Эти показатели связаны функциональной зависимостью как с генерацией углеводородов, так и с формированием фазовой зональности. Поэтому они взаимосвязаны с фактором геологического времени и играют решающую роль в формировании фазовой зональности в недрах. Наиболее эффективными при выделении различных по фазовому состоянию зон преимущественного нефте- и газонакопления, являются комплексные исследования палео- и современной фазовой зональности углеводородов с разграничением их по генетическим типам, по данным молекулярного состава нефтей и конденсатов, о чем мы подробно говорили в первой части этой книги. Применение геохимических исследований существенно повышает точность и однозначность прогнозных оценок фазовых состояний углеводородных систем как по площади, так и разрезу осадочного чехла в пределах конкретных территорий.
Пока модель генетической фазовой зональности углеводородов и методика раздельного прогнозирования нефтеносности и газоносности считаются универсальными. Они позволяют выявить зоны нефтегазообразования, а также установить границы различных зон фазового состояния углеводородов в пределах соответствующих сочетаний палеотемператур и коэффициента сверхгидростатичности практически во всех нефтегазоносных территориях мира.
Мы говорим «пока», так как наука не стоит на месте. По мере освоения все больших глубин и новых регионов (в том числе акваторий) современные научные концепции и взгляды, в том числе и на фундаментальные проблемы нефтегазообразования и нефтегазонакопления, несомненно будут совершенствоваться и уточняться. Как когда-то сказал известный французский писатель Жули Ренел, «...умный человек тот, который в чем-либо почти уверен, но только лишь... почти». Потому что в науке любые догмы или общепризнанные суждения постоянно должны подвергаться сомнению. И он абсолютно прав. Именно благодаря сомнениям, наука стремительно продвигается вперед. Иначе и мы с вами до сих пор были бы уверены, что «земля покоится на трех китах».