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).
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.
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.
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.
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».
- Зональность регионального нефтегазонакопления
- Зоны нефтегазонакопления
- Классификация месторождений нефти и газа
- Классификация залежей нефти и газа
- Разрушение залежей нефти и газа
- Геологическое время формирования скоплений нефти и газа
- Механизмы формирования залежей нефти и газа
- Определение направления миграции углеводородов
- Масштабы (расстояния) миграции углеводородов в земной коре
- Классификация миграционных процессов нефти и газа