Общие закономерности размещения газообразных и жидких углеводородов в стратисфере » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Общие закономерности размещения газообразных и жидких углеводородов в стратисфере

16.04.2021

За 100 с лишним лет в мире открыто около 29 тысяч нефтяных месторождений и лишь 6 тысяч газовых, т.е. соотношение количества нефтяных и газовых месторождений составляет 5:1. Если учесть количество залежей, то это отношение еще увеличится в пользу нефти. При сравнении начальных разведанных геологических запасов нефти и газа (включая попутный газ) это соотношение уменьшится до 4:1, а соответствующее соотношение мировых потенциальных ресурсов — до 1,5—2:1. Вместе с тем масштабы газообразования в целом, вероятно, несопоставимы с масштабами нефтеобразования, так как для газа характерна непрерывность его образования в процессе превращения органического вещества (OB) от стадии диагенеза до начальной стадии метагенеза включительно. При этом состав исходного OB существенной роли не играет: газ образуется из OB как континентального, так и морского происхождения и по существу из всех известных форм его существования в земной коре (из рассеянного, концентрированного в породах и растворенного в воде).

Образование газа из OB происходит в результате биохимических, термокаталитических и пирогидрогенизационных процессов, каждый из которых действует на различных уровнях в пределах всей осадочной оболочки земной коры.

Выделение газа в свободную фазу из водного раствора происходит практически непрерывно как при поднятиях участков земной коры (в результате снижения пластового давления), так и при погружении этих участков (за счет уменьшения растворимости газа с увеличением минерализации вод), т.е. сопровождает разнонаправленные движения осадочной оболочки земной коры.

Казалось бы, все это должно обусловить весьма высокую газонасыщенность осадочных пород и значительное превышение запасов газа (в весовых единицах) над нефтяными, ибо нефть является по существу лишь сопутствующим продуктом газообразования, более строго ограниченным в своем образовании пространственно и физико-химически и требующим специальных условий в отношении первичной и вторичной миграции. Однако фактически, как говорилось ранее, весовые количества нефти в скоплениях превалируют над газовыми. Это может объясняться специфическими условиями накопления газа и ограниченными возможностями длительного сохранения газовых скоплений. Можно говорить о нескольких группах факторов.

1. Возможность накопления и сохранения свободного газа ограничивается высокой скоростью его образования и миграции, нередко значительно опережающей скорость формирования герметичных покрышек и ловушек. В результате значительные массы биохимического и раннетермокаталитического газа, т.е. верхних газогенных зон, рассеиваются еще до появления ловушек. В большей степени это имеет место в эпигеосинклинальных областях с постседиментационным образованием дислокаций, в меньшей — в платформенных областях с ранним конседиментационным процессом формирования ловушек.

2. Способность газа за счет архимедовых сил создавать высокие избыточные пластовые давления, увеличивающиеся с ростом высоты залежи, что ограничивает возможность скопления газа в ловушках под маломощными покрышками, а также у разного рода латеральных экранов. Как известно, наиболее крупные индивидуальные скопления газа связаны с соленосными покрышками, наименьшие — с карбонатными; максимальное количество залежей газа приурочено к пластовым сводовым ловушкам, минимальное — к тектонически экранированным ловушкам.

3. Высокая способность газа растворяться в нефти, что ограничивает образование свободных скоплений газа в нефтегазогенной зоне.

4. Увеличивающаяся с повышением температуры растворимость газа в воде, что ограничивает возможность выделения его в свободную фазу на больших глубинах без значительного увеличения минерализации воды или насыщения ее неуглеводородными газами.

5. Высокая диффузионная способность газа, ограничивающая возможность длительного сохранения его залежей, в особенности скоплений, образовавшихся в древних отложениях.

Выявленные к настоящему времени запасы газа сконцентрированы в основном в мезозойских отложениях, прежде всего в меловых (большая роль в этом распределении принадлежит Западно-Сибирскому и Каракумскому нефтегазоносным бассейнам). Максимальное количество нефти сконцентрировано также в мезозойских отложениях.

Основные запасы газа, так же как и нефти, приурочены к глубинам от 1000 до 3000 м. И, наконец, на каждое одно крупнейшее месторождение нефти (с запасами более 100 млн. т) приходится 100 месторождений с меньшими запасами нефти. Точно такое же соотношение имеет место и для газа. Все это указывает на то, что максимальные количества газа образуются одновременно с нефтью в термокаталитической зоне. Можно сказать, что жидкие углеводороды появляются из OB в массовых количествах только при достижении максимума газообразования, что необходимо и для их миграции из материнских отложений. Следует учесть, что наблюдаемое с глубиной увеличение газоносности недр отражает не абсолютное увеличение, а относительное уменьшение доли нефти и увеличение доли газа. Это особенно наглядно видно, если учесть запасы растворенного в нефти попутного газа. Все высказанные положения основываются на статистических данных. Изучение конкретных объектов и, прежде всего, особенностей распределения газовых и нефтяных залежей в разнотипных нефтегазосносных бассейнах (НГБ) позволяет выделить ряд бассейнов, отличающихся по степени газоносности и локализации в них нефтяных и газовых месторождений, Этот ряд включает следующие НГБ (в порядке возрастания степени газоносности):

1. НГБ остаточных синклинориев (типа Центрально-Карпатского и Калифорнийских), а также незавершенных синклинориев современной и позднекайнозойской складчатости (типа бассейнов, развитых в Индонезии).

2. НГБ грабенов внутриплатформенных и внутрискладчатых (типа Рейнского, Днепровско-Донецкого или Венского).

3. НГБ эпиплатформенных орогенов (Скалистых гор в США, Средней и Центральной Азии).

4. НГБ пограничные (предгорные) и межскладчатые на срединных массивах,

5. НГБ синеклиз, плит и узловых впадин.

Для НГБ остаточных и незавершенных синклинориев характерна преимущественная нефтеносность, связанная с хорошо выраженными, сильно-осложненными нарушениями, антиклиналями. Встречаются газонефтяные залежи, нередко с газовыми шапками, образовавшимися за счет выделения газа из нефти при поднятии залежей. Доля свободного газа в крупном нефтеносном бассейне Лос-Анжелес составляет лишь 3% от общей величины геологических запасов углеводородов. Месторождения отличаются многопластовостью (до 40 пластов в Иравадийском синклинории). В этих бассейнах иногда встречаются конденсатно-газовые залежи, защемленные в сильно пережатых структурах. Высокая проницаемость разреза, интенсивная вертикальная миграция приводят к тому, что в этих бассейнах не наблюдается увеличения газоносности с глубиной.

НГБ внутриплатформенных грабенов и периконтинентальных полуграбенов также характеризуются пониженной газоносностью, развитием лишь небольших скоплений газа, не локализирующихся в ареалы преимущественного газонакопления. Это объясняется высокой проницаемостью отложений разреза, вызываемой обилием длительно развивающихся конседиментационных разрывов и соответственно преимущественным развитием тектонически экранированных ловушек. Бассейны отличаются большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности. Присутствие в разрезе соленосных отложений (Тюрингский, Рейнский, Кванза-Камерунский НГБ) не увеличивает герметичность разреза бассейнов из-за частых разрывов сплошности развития соленосных толщ.

Существенно меняется картина распределения нефтегазоносности для грабенов и полуграбенов, перекрытых синеклизами, т.е. бассейнов типа Днепровско-Донецкого и Внутреннего Восточно-Австралийского, Гипсленда, Сунляо. Перекрытие дизъюнктивной структуры пликативной синеклизой конседиментационного образования сопровождается появлением газовых залежей и латеральной и вертикальной (часто сквозной) локализации их. Газовые залежи появляются при этом, как правило, в кровле пород, слагающих погребенный грабен, или в подошве отложений налегающей синеклизы. Такая картина наблюдается в Днепровско-Донецком НГБ, где пространственная локализация газовых месторождений достаточно хорошо известна. Во Внутреннем Восточно-Австралийском НГБ газовые залежи в пермских отложениях находятся в основании синеклизы (месторождения Гиджелпа, Дарлинг, Мумба, Тирравара на глубинах 2000—3231 м). Газ месторождения Гилмор заключен в нижнедевонских отложениях грабена. В Гипсленде газоносна и нефтеносна кровля пород, слагающих грабен, т.е. эоцен (Барракута, Снаппер, Кингфиш, Халибут). Образование этих залежей произошло после накопления пород олигоцена, так как залежи приурочены к эрозионным выступам. Конденсатно-газовая залежь обнаружена также в верхнемеловых отложениях (месторождение Марлин). В Сунляо нефтеносна кровля отложений грабена (свита Чэнтоу).

Гетерогенные внутрискладчатые бассейны сочетают по вертикали синклинорий и конседиментационную структуру, образующую грабен. Типичными являются НГБ Венский и Кук-Инлет. В бассейнах этого типа намечается латеральная или вертикальная дифференциация газовых и нефтяных месторождений. Так, в НГБ Кук-Инлет в кенайской свите верхнего этажа газ сосредоточен в верхней части разреза (900—1500 м); ниже, до глубины 4600 м встречены только нефтяные залежи. В Венском НГБ четко выражена латеральная дифференциация. В северо-западной части грабена, осложненной конседиментационными разрывами, развиты только нефтяные месторождения, а на юго-востоке, где имеются конседиментационные пологие поднятия, развиты газовые месторождения (Цверндорф-Высока, Сухоград, Малацки, Лаб). В нефтегазоносных бассейнах Северо-Яванском (Индонезия) и Средне-Магдаленеком (Колумбия), которые по своему строению являются переходными к синклинориям, выявлены только залежи нефти.

НГБ эпиплатформенных орогенов характеризуются преимущественной нефтеносностью. Таковыми являются НГБ Скалистых гор (США): в бассейне Биг-Хорн доля свободного газа в разведанных геологических запасах углеводородов достигает 6% вес., в бассейне Уинд-Ривер - 8%, Паудер-Ривер — 6%, Парадокс - 11%. Преимущественно Нефтеносны также Ферганский, Афгано-Таджикский бассейны и большая часть НГБ Китая. Слабая газонасыщенность эпиплатформенных бассейнов есть следствие глыбовой, разрывной складчатости, нарушившей герметичность разреза. Однако и здесь имеются исключения. Таковыми являются НГБ Грин-Ривери Сан-Хуан в Скалистых горах США с долей свободного газа соответственно 43 и 71%, вероятно, унаследовавших первичную доорогенную повышенную газоносность бассейна.

В пограничных бассейнах с эпигеосинклинальным обрамлением наблюдается относительно более высокая степень дифференциации. В этом случае преимущественная нефтеносность характерна для складчатого борта, т.е. синклинория, а газоносность (часто сквозная) — для примыкающей части платформенного борта. Это наблюдается в бассейнах: Предкарпатско-Балканском, Северо-Предкарпатском, Азово-Кубанском, Предаппалачском, Боуэн-Суратском, Сан-Хоакин, Каракумском, Индском. Газоносность платформенных бортов пограничных НГБ характерна лишь для тех, строение которых не осложнено многочисленными разрывами.

Роль разрывов в газоносности платформенных бортов хорошо видна на примере НГБ: Оринокского, Предальпийского, Предрифского, где платформенные склоны насыщены разрывами и развиты преимущественно тектонически экранированные ловушки. Такие склоны являются областями преимущественного развития нефтяных залежей, хотя часто с газовыми шапками, производными от нефтяных. В Западно-Канадском НГБ преимущественно нефтяные залежи (иногда крупные) сменяются газовыми скоплениями. Однако здесь основной причиной сравнительно малого развития газа является отсутствие структурных условий для его накопления. Как известно, Западно-Канадский бассейн характеризуется резким преобладанием литологических и стратиграфических ловушек над сводовыми. Следует заметить, что газовые ареалы платформенных бортов всегда прижаты к наиболее прогнутой части НГБ, а выше по восстанию обычно сменяются нефтяными.

Нефтегазоносность НГБ впадин срединных массивов или межскладчатых наиболее близка по распределению нефти и газа к пограничному типу, если тыловые прогибы первых бассейнов являются складчатыми или грабеновыми, т.е. когда бассейны не отделяются от складчатых сооружений разломами.

К нефтегазоносным бассейнам впадин срединных массивов относятся следующие:

1. Паннонский, преимущественно газоносный, нефтеносность которого связана преимущественно с тыловыми грабенами (Преддинарскими) Савы и Дравы.

2. Адриатический НГБ, преимущественно газоносный, в периферийной части которого известны отдельные нефтяные месторождения.

3. Южно-Каспийский НГБ, для которого характерна латеральная и вертикальная дифференциация скоплений нефти и газа с преимущественным развитием двухфазных залежей. В периферийной части бассейна, где простираются тыловые складчатые системы, развиты в верхней части газонефтяные залежи, сменяющиеся на глубине порядка 2-3 км конденсатно-газовыми. В центральной части НГБ (Прикуринская впадина) газовые скопления явно начинают преобладать над нефтяными.

4. В Камчатско-Сахалинском (Охотоморском) НГБ его складчатый тыловой прогиб — Северо-Сахалинский — является преимущественно нефтеносным, но с глубиной появляются конденсатно-газовые скопления, причем со сравнительно небольшой глубины (1600-2000 м).

5. Трансильванский НГБ является только газоносным, так как ограничен лишь разломами и не содержит ловушек по периферии (на западе).

Гуаякильский НГБ — пример срединного массива, сильно рассеченного сквозными разрывами и в связи с этим содержащего только нефтяные месторождения. В этом отношении он сходен с бассейнами грабенов. Следует заметить, что в Адриатическом и Паннонском бассейнах нижние структурные этажи также рассечены сквозными разрывами, но они перекрыты пликативной структурой типа синеклизы и по этим признакам приближаются к бассейнам типа Днепровско-Донецкого.

Среди бассейнов синеклиз, плит и узловых впадин выделяются группы НГБ: а) автономных синеклиз, б) плит, в) узловых.

К первой группе принадлежат бассейны - Мичиганский, Иллинсйский, Виллистонский, Англо-Парижский, Сан-Хосе. Эти бассейны характеризуются относительно небольшой мощностью отложений (до 5 км), незначительными размерами, центриклинальным строением, представляя как бы "стопку тарелок". Все они содержат преимущественно нефть, причем с небольшой плотностью запасов — не более 10 тыс. т/км2. Характерно, что в Иллинойском (Восточном Каменноугольном) бассейне угленосность не нашла отражения в степени его газоносности: этот НГБ содержит наименьшую долю свободного газа (9% весовых) в общей сумме углеводородов. Хорошо выраженные антиклинальные валы на склонах таких НГБ проявляют себя в виде месторождений газа. Таковы газовые месторождения антиклиналей Ла-Саль в Иллинойсе и Цедар-Крик в Виллистоне.

На примере бассейнов синеклиз видно, что относительно небольшая мощность отложений (до 5 км) и слабая структурная расчлененность бассейна отрицательно влияют на концентрацию скоплений газа. В связи с этим значительно больший интерес в газоносном отношении представляют НГБ плит и узловых впадин. В пределах этих обширных бассейнов наблюдается как вертикальное, так и латеральное обособление газовых скоплений от нефтяных.

НГБ плит отличаются значительным расчленением фундамента, нарушением спокойного залегания пород конседиментационными крупными сводами и впадинами. Такими бассейнами являются древние (палеозойские — Пермский и Западный Внутренний в США), Сахаро-Восточно-Средиземноморский (Сахаро-Ливийский) в Африке. Бассейны Пермский и Западный Внутренний характеризуются преимущественным развитием однофазных залежей - нефтяных до глубины 400-500 м, ниже которой появляются конденсатно-газовые и чисто газовые залежи, т.е. для этих НГБ характерна схема вертикальной зональности по типу нефть-газ. В латеральном направлении выделяются зоны преимущественного газонакопления, приуроченные к участкам крупного прогибания. Таковы газовые месторождения впадин Делавер и Вал-Верде; нефтяные — поднятий Центрального, Восточного, Северо-Западного Пермского НГБ; газовые месторождения поднятий Центрального Канзаса, Центральной Оклахомы, Немаха и разделяющие плоские впадины (Селайна, Форест-Сити) Западного Внутреннего НГБ.

Огромный Сахаро-Восточно-Средиземноморский НГБ с большим диапазоном нефте газоносности, наиболее изученный в западной (алжиро-ливийской) части, представляет пример латеральной локализации жидких и газообразных УВ, обусловленной уровнем преобразования OB (судя по отражательной способности витринита). Скопления сухого газа локализуются на юго-западе НГБ ( области Ахнет), где степень превращения OB соответствует поздней стадии катагенеза. Несколько восточнее, в протяженной зоне Мундир северо-западного простирания по существу отсутствуют скопления УВ, так как в этой части бассейна породы продуктивных толщ и OB находятся на стадии метагенеза, что подтверждается не только величиной отражательной способности витринита и керогена, но и находками пирофиллита. Западнее, на территории, известной под названием "Триасовой провинции" и впадины Иллизи (Полиньяк), развиты преимущественно нефтяные месторождения. Эта территория характеризуется распространением пород с OB на стадии раннего катагенеза. Можно полагать, что и в Западно-Сибирском НГБ увеличение газоносности в северном направлении объясняется главным образом генетическими условиями, в частности образованием газа в верхней газогенной зоне (биохимическая и термокаталитическая подзоны).

К НГБ узловых впадин относятся Центрально-Европейский, Мексиканского залива и Волго-Уральский. В Центрально-Европейском НГБ регионально газоносными являются пермские подсолевые отложения. Газоносными являются Англо-Голландский, Фрисландский и Нижне-Саксонский прогибы и прилегающее Гронингенское поднятие. В Нижне-Саксонском прогибе известно несколько газовых месторождений с залежами в верхнем карбоне. Газоматеринской толщей всех этих скоплений газа в пермских отложениях является, вероятно, карбон. Это подтверждается также и сравнением изотопного состава газа месторождения Гронинген и угленосных отложений. Характерно, что во Фрисландском прогибе (Северные Нидерланды), где соль представлена лишь "подушками", газоносны также и раннемеловые песчаники, которые в других зонах бассейна только нефтеносны. В разрезе Центрально-Европейского НГБ четко выделяется два этажа — подсолевой газоносный и лишь местами нефтеносный (Англо-Голландский прогиб) и верхний, проницаемый для газа, всюду только нефтеносный. Огромные запасы газа, сконцентрированные в Нидерландах и в британском секторе Северного моря, делают Центрально-Европейский бассейн преимущественно газоносным с весовой долей разведанных геологических запасов свободного газа 61%, подобной доле запасов Адриатического бассейна. Следует учесть, однако, что значительная большая восточная и северо-западная субаквальная части НГБ весьма слабо изучены, а также то, что надсолевой разрез бассейна весь является нефтеносным (на территории ФРГ). Однако будучи пронизан соляными штоками, он содержит в общем небольшие суммарные запасы нефти.

В Волго-Уральском НГБ наиболее изучена его северная часть, сложенная преимущественно палеозойскими отложениями и в общем структурном плане НГБ представляющая подсолевой этаж. На севере этот этаж является преимущественно нефтеносным, но с приближением к Прикаспийской впадине в его разрезе появляются газовые залежи, образующие как бы периферийный шлейф Прикаспийской области прогибания. Можно полагать, по аналогии с Центрально-Европейским НГБ, что и здесь подсолевой этаж будет преимущественно газоносным в позднепалеозойских отложениях.

НГБ Мексиканского залива представляет пример раздельного, но не ярко выраженного, размещения скоплений нефти и газа в надсолевом этаже. В бассейне выделяются две зоны: внешняя, характеризующаяся некоторым преобладанием нефти над свободным газом, и внутренняя — с преобладанием конденсатного газа, при общей весовой доле разведанных геологических запасов свободного газа около 40%. Для этого бассейна весьма характерно развитие двухфазных залежей (конденсатно-газовых с нефтяной оторочкой или нефтяных с конденсатно-газовой шапкой). Эти скопления составляют 50% всех залежей в НГБ и развиты по всему разрезу до глубины 7000 м. Газонефтяные и нефтегазовые залежи развиты преимущественно в интервале глубин 1000-3600 м. Ниже начинают преобладать конденсатно-газовые залежи. Наблюдается сравнительно равномерное распределение по разрезу газовых залежей, указывающее на широкий размах вертикальной миграции. Залежи нефти в большей степени развиты на глубинах 2000—3000 м. Залежи газа связаны с пологими надсолевыми или межкупольными поднятиями, в том числе и с крупными сводами (Монро, Себайн); нефтяные залежи приурочены к разрывным дислокациям соляных куполов и обширных разрывных зон, сопровождающих погружение бортов впадины и ограничивающих систему поднятий Монро-Себайн. В целом в НГБ газоносность отчетливо увеличивается с глубиной. Большое развитие в большинстве нефтегазоносных бассейнов поверхностных нефтегазопроявлений различной формы и интенсивности, связанных с породами различных возрастов, свидетельствует о широко развитых процессах разрушения скоплений углеводородов. Количество газовых углеводородов, выделяющихся из нефтяных, газовых и каменноугольных залежей, по данным B.A. Соколова, составляет в год 10в7-10в8 т, т.е. только за неогеновое время должно было выделиться количество газа, значительно превышающее современные мировые его запасы.

По подсчетам А.Э. Конторовича и Рогозиной Е.А., за время нахождения юрских и неокомских отложений Западно-Сибирского бассейна в зоне катагенеза (с поздней буроугольной стадии) рассеянное органическое вещество их выделило 8,7*10в5 м3 углеводородного газа. Современные запасы газа в залежах составляют в этих же отложениях лишь 1% от образовавшегося объема газа.

Таким образом, масштаб рассеяния скоплений газа несопоставим с сохранившимися запасами в залежах, а последние — соответственно с объемом образующихся углеводородных газов в земной коре. По-видимому, следует признать, что современное распределение газовых скоплений в земной коре определилось прежде всего степенью герметичности разреза отложений, слагающих бассейн, и химической стойкостью газа, т.е. геологическими и геохимическими условиями существования газовых скоплений и в меньшей степени условиями образования газа. Эта герметичность разреза НГБ тесно связана с их типами и прежде всего с насыщенностью разрывными нарушениями. Значительная роль при этом принадлежит также большим мощностям отложений, обеспечивающим наибольшую вероятность развития в разрезе герметичных разделов (наряду с увеличением объема генерируемых газов при больших мощностях) .

В соответствии с высказанными соображениями наибольший интерес для поисков скоплений газа представляют НГБ платформ и, прежде всего, молодых платформенных склонов пограничных впадин, срединных массивов и внутриплатформенных грабенов, перекрытых осадочными толщами синеклиз. Среди платформенных НГБ наиболее перспективными являются плиты с сильно расчлененным фундаментом и, прежде всего, наличием глубокопрогнутых впадин. Среди таких бассейнов в древних по возрасту отложениях следует ожидать развитие однофазных систем нижней газогенной зоны на глубине порядка 4000 м и преимущественное газонакопление в прогнутых частях бассейна. В молодых НГБ следует ожидать развитие двухфазных систем с появлением нижней газогенной зоны на глубинах более 5000 м.

В пограничных НГБ наибольший интерес представляют обширные платформенные склоны, нарушенные конседиментационными поднятиями с минимальной сетью разрывов. В НГБ срединных массивов максимальную газоносность следует ожидать в крупных слабо нарушенных локальных поднятиях. Древние отложения требуют для сохранения значительных скоплений газа весьма хорошей герметичности разреза, например регионально развитых эвапоритовых покрышек или подобных им по своим экранирующим свойствам.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: