Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 33

 

  Главная      Учебники - Разные     Геология нефти и газа (Еременко Н.) - 1968 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  31  32  33  34   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 33

 

 

258 

Гл

VI

II. Месторождения нефти и газа

 

(рис. 127).    Здесь   ловушки   образованы   сочетанием   структурных 

изгибов в гомоклинали с дизъюнктивными нарушениями.

 

Общие условия формирования месторождений второго типа близки 

к  условиям формирования месторождений первого типа. Образование 

залежей связано с несогласным перекрытием их более

 

 

Рис. 127. Серия месторождений на южном борту Оринокского бассейна

 

Венесуэлы.

 

молодыми  отложениями,  с  региональными  зонами  выклинивания 

отдельных  свит  и  пластов  и  даже  с  незначительным  изменением  ли-

тологического состава коллекторов (табл. 50).

 

Месторождения  этого  типа  возникают  главным  образом  в  областях 

переходных  от  краевых  частей  платформ  к  центральным  и  во 

внутрисводовых поднятиях во впадинах краевых частей платформ.

 

К такому типу месторождений может быть отнесено месторождение 

Кэтбэнк  в  Канаде,  структурная  карта  и  поперечный  разрез  которого 

приведены на рис. 128.

 

 

                                                     § 2. Группы   и типы  месторождений 

                                    259       

 

 

Рис. 128. Структурная карта   и разрез залежи Кэтбэнк, Канада (по А. И. Ле-

 

ворсену).

 

I — верхний мел; 2 — нижний мел; з — юра; 4 — миссиояпий; 5 — сланец Колорадо (листо-

ватый, черный, песчаный отдел); в — кугнай; 7 — кэтбэнк; 8 — вода; 9 — нефть; ю — газ;

 

II — сланец свифт; 12 — сланец райердон; 13 — сланец соутутс; 14 — известняк мэдисон.

 

Е. Месторождения, связанные с   синклинальными   прогибами 

Залежи  на  месторождениях  этой  группы  формируются  исключи-

тельно  под  действием  гравитационных  сил.  Нефть  скапливается  в  син-

клиналях  только  в  том  случае,  если  жидкие  углеводороды  оказы-

ваются  в  сухом,  безводном  пласте.  Сухие,  безводные  пласты-резер-

вуары  встречаются  в  природе  очень  редко.  Процесс  накопления 

осадочных толщ большей частью связан с водными бассейнами.

 

Образование  залежей  газа  в  синклиналях  совершенно  исключено. 

Углеводородные  газы  легче  газов,  которые  могут  заполнять  сухие 

породы,  поэтому  они  всегда  будут  подниматься  вверх  по  крыльям 

синклинали.  К  этому  следует  добавить,  что  сухие  породы  хорошо 

проницаемы  для газа  даже  в том  случае,  если  они  сложены плотными, 

но  сухими  глинами.  Формирование  залежей  газа  может  произойти  в 

ловушках, расположенных в верхних частях крыльев синклинали.

 

Такого  типа  месторождения  нефти  встречаются  в  Аппалачской 

впадине в США. В месторождениях залежи нефти часто занимают не 

дно  синклинали,  как  это  следовало  бы  ожидать,  а  нижнюю  часть 

склона.  Это  объясняется  литологическими  особенностями  резерву-

аров, уменьшением пористости в данном направлении. О таких залежах 

можно  сказать,  что  они  литологически  ограничены  вниз  по  падению 

пласта. Из известных месторождений этого типа в США

 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

260                                         Гл. VIII. Месте рождения нефти и газа

 

Рис. 129. Структурная карта  по  кровле ииганина   береа месторождения 

Гриффитсвилла,  Западная  Вирджиния (по Дейвис и Степхенсон).

 

 
 
 

Закономерности  в  изменении  нефти  и газа   на  месторождениях                                             261 

можно  упомянуть  Кэбин-Криг,  Бег-Криг,  Гриффитсвилл  (рис.  129)  и 

Копли. В Советском Союзе месторождения, связанные с синклиналями, 

пока не обнаружены. 

§  3. ЗАКОНОМЕРНОСТИ  В  ИЗМЕНЕНИИ  НЕФТИ,   ГАЗА И 

КОНДЕНСАТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

 

Свойства  нефти, газа и конденсата изменяются  в  пределах  нефтяных 

месторождений.  Эти  изменения  тесно  связаны  с  вертикальной 

зональностью.  Вертикальная  зональность  контролирует  влияние 

основных факторов (температура, давление, динамическая и химическая 

активность  вод,  выветривание),  под  действием  которых  происходит 

изменение свойств нефтей, газов и конденсатов в залежах. Обычны такие 

изменения,  при  которых  с  увеличением  глубины  и  возраста  отложений 

плотность нефти, вязкость и цикличность входящих в нее углеводородов 

уменьшаются,  в  парафиновых  углеводородах  увеличивается  роль 

нормальных  соединений  в  сравнении  с  изомерами,  увеличивается 

количество  растворенного  газа  в  нефтях,  в  попутных  газах  растет 

содержание тяжелых  углеводородов. Подобные изменения наблюдаются 

на очень многих месторождениях мира. По данным А. А. Карцева из 250 

рассмотренных  им  месторождений  в  175  отмечены  изменения  в 

указанном  направлении,  в  30  —  обратные  соотношения,  и  в  45  случаях 

четкой зависимости не было обнаружено. 

В  качестве  примера  могут  быть  приведены  месторождения  Пал-

ванташ в Ферганской долине (рис. 130), Зольный Овраг в Куйбышевской 

области; Старогрозненское, Байчунас  в Гурьевской  области (рис. 131) и 

др.  Обширный  материал  в  этом  направлении  приводится  С.  П. 

Максимовым (1964) по южным районам Волго-Уральской области. 

Одновременно  с  увеличением  глубины  залегания  продуктивных 

горизонтов,  как  правило,  увеличивается  их  стратиграфический  возраст. 

Возникает  вопрос,  какой  из  двух  факторов  оказывает  решающее 

влияние.  Решение  этого  вопроса  возможно  путем  сравнения  изменения 

нефтей  в  одних  и  тех  же  горизонтах,  залегающих  на  различьшх 

глубинах.  Сопоставления  такого  рода  по  Волго-Уральской  области 

показывают  отсутствие  видимой зависимости  между составом  нефтей  и 

возрастом горизонтов  в  пределах  отдельных месторождений. Например, 

на месторождениях Кленовском и Коробковском, которые расположены 

вблизи  друг  друга,  нефти,  залегающие  в  одном  и  том  же  горизонте 
(бобриковском),  но  на разной глубине, существенно  отличаются  друг  от 

друга.  Как  отмечает  А.  А.  Карцев,  отсутствие  влияния  возраста 

продуктивных  горизонтов  еще  более  четко  выявляется  при 

сопоставлении  изменения  нефтей  двух  месторождений  одного  района  с 

обычным  и  опрокинутым  залеганием  пород.  В  качестве  такого  примера 
3. А. Табасаранский приводит месторождения 

 
 
 
 
 

 

Синклиналь 

Грифтитс Вилла

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

262 

Гл.VIII. Месторождения нефти к газа

 

Ахтырско-Бугундырское  и  Зыбза  —  Глубокий  Яр  в  Краснодарском 

крае. В обоих месторождениях, в залежах, расположенных в среднем и 

нижнем  палеогене,  наблюдается  отчетливое  уменьшение  плотности  с 

глубиной, хотя в первом из них с глубиной стратиграфический

 

 

Рис. 130. Схема изменения свойств нефтей по разрезу месторождения Палван-

таш. Римскими цифрами обозначены номера пластов (по А. А. Воробьеву).

 

возраст продуктивных горизонтов уменьшается (опрокинутое залегание), 

а  во  втором  увеличивается.  Таким  образом,  можно  утверждать,  что  в 

пределах 

отдельных 

месторождений 

геологический 

возраст 

продуктивных  горизонтов  заметно  не  сказывается  на  изменении 

свойств нефтей.

 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

264 

 

 

Гл. VIII. Месторождения нефти и газ 

К  иному  заключению  можно  прийти,  если  рассматривать  изме-

нение  свойств  нефтей в  зависимости  от  геологического  возраста  •  по 

классам  и  подклассам  нефтяных  и  газовых  месторождений.  Такое 

рассмотрение  позволяет  установить  довольно  отчетливую  законо-

мерность изменения свойств нефтей и попутных газов в зависимости от 

возраста вмещающих отложений.

 

Что происходит  с нефтями и сопутствующими им  газами с  увели-

чением  глубины  их  залегания  в  пределах  месторождения  ?  Можно 

говорить о влиянии поверхностных факторов у земной поверхности и 

влиянии глубинных факторов с  увеличением глубины. Так как нефть 

залегает  в  породах  земной  коры,  то  вполне  естественно  попытаться 

сопоставить  ее  изменения  со  стадиями  превращения  осадочных 

пород: диагенезом, катагенезом, метаморфизмом, с одной стороны, и 

выветриванием  (гипергенезом),  с  другой.  Полезная  работа  в  этом 

направлении  была  проделана  Н.  Б.  Вассоевичем  и  Г.  А.  Амосовым. 

Эти  авторы  считают,  что  нефть  образуется  на  стадии  катагенеза, 

поэтому не рассматривают стадию диагенез а. Ее ли в настоящее время 

и неизвестно залежей нефти, достоверно сформировавшихся на стадии 

диагенеза,  то  возникновение  углеводородов  на  этой  стадии  доказано 

работами  В.  В.  Вебера,  И.  А.  Горской  и  П.  Смита.  Стадия 

метаморфизма  приводит  к  разрушению  нефти,  ее  непосредственное 

влияние  на  углеводороды  пока  изучено  слабо.  Эта  стадия  также  не 

анализируется упомянутыми авторами.

 

Н. Б. Вассоевич и Г. А. Амосов при рассмотрении изменений нефтей в 

месторождениях 

ограничиваются 

факторами 

гипергенеза 

и 

катагенеза.  По  их  мнению,  правильное  и  полное  представление  о 

характере  изменений  нефтей  в  природе  можно  получить  лишь  при 

знании свойств начальных типов нефтей. Начальным типам нефтей Н. Б. 

Вассоевич и Г. А. Амосов уделяют основное внимание. Вряд ли такой 

подход  к  решению  вопроса  может  быть  признан  правильным. 

Логическим  выводом  из  схемы  Н.  Б.  Вассоевича  и  Г.  А.  Амосова 

является  заключение  о  кратковременности,  одноакт-ности  процессов 

образования  углеводородов  в  земной  коре  в  связи  только  с 

определенной  стадией  развития  осадочных  пород.  А  это  противоречит 

основным положениям  теории,  развиваемой  самим  Н.  Б.  Вассоевичем. 

Именно этим автором весьма успешно развиты взгляды о стадийности 

процессов нефтеобразования. Процессы образования углеводородов в 

земной  коре  с  позиции  органического  происхождения  нефти 

непрерывны  и  протекают  длительное  время.  Действие  факторов 

гипергенеза  сводится  к  выветриванию  и  окислению  нефтей. 

Выветривание  нефтей  заключается  в  потере  ими  легких  фракций  и 

приводит к  увеличению  их плотности,  вязкости, обогащению  нефтей 

смолистыми компонентами и т. д.

 

Нефти  могут  окисляться  как  свободным  поверхностным  кислоро-

дом,  так  и  сульфатами  вод.  Надо  отметить  малую  вероятность  за-

метного окисления нефтей поверхностным кислородом из-за хими-

 

 
 

 

Закономерности  в  изменении  нефти  и  газа  на  месторождениях                          265 

 

ческой  инертности  углеводородов.  Кроме  того,  как  показали  иссле-

дования  Н.  И.  Черножукова  и  С.  Э.  Крейна,  смолы,  получаемые 

искусственным  окислением  углеводородов,не  сопоставимы  со  смолами, 

извлекаемыми  из  нефтей.  То  же  самое  отмечает  В.  И.  Забавин  по 

отношению  к  асфальтенам.  Окисление  нефтей  сульфатами  вод  имеет 

бактериальный  характер  и  возможно  до  глубин  распространения 

активного  воздействия  бактерий.  Следует  напомнить  об  ограничен-

ном  влиянии  этого  процесса  на  залежь  в  целом  при  достаточном  ее 

размере  (оно,  по-видимому,  ограничивается  лишь  зоной  водонефтя-

ного  контакта).  Таким  образом,  при  гипергенезе  основное  влияние 

оказывает,  по-видимому,  собственно  выветривание  (потеря  легких 

фракций).

 

По  мере  увеличения  глубины  залегания  нефти  и  газа  в  залежах 

растут  температуры  и  давления.  В  результате  нефти  и  газы  изме-

няются.  Изменения  нефтей  под  воздействием  температуры  принято 

называть метаморфизмом

х

. Процессы изменения нефтей под действием 

температуры  достаточно  хорошо  изучены  еще  К.  В.  Харич-ковым 
(1900—1915  гг.).  Эти  процессы  приводят  к  уменьшению  плотности 

нефтей и их вязкости; превращения  углеводородного  состава  нефтей 

направлены  в  сторону  образования  нормальных  предельных 

углеводородов  вплоть  до  метана.  Параллельно  образуются  конден-

сированные  молекулы  с  малым  содержанием  водорода,  пределом  их 

превращения  является  графит.  Не  следует  думать,  что  этот  процесс 

начинается  лишь  при  каких-то  очень  выхжих  температурах.  Любое 

повышение  температуры  вызывает  изменение  нефти  в  этом 

направлении,  в  то  время  как  снижение  температуры  обратного  эф-

фекта  не  дает.  Изменения  давления  не  вызывают  заметных  превра-

щений  углеводородов.  Некоторые  исследователи  пренебрегают  давле-

нием  при  изучении  изменения  нефтей  с  глубиной  в  пределах  место-

рождений. При этом они упускают из вида огромное влияние давления 

на  взаиморастворимость  газовой  и  жидкой  фаз  углеводородов. 

Взаимная же растворимость приводит к существенным физическим и 

физико-химическим  изменениям  как  в  жидкой,  так  и  в  газообразной 

фазе.

 

Действие выветривания усиливается по мере приближения к дневной 

поверхности,  а  действие  температуры  и  давления  увеличивается  с 

глубиной,  но  вызываемые  ими  изменения  нефтей  по  разрезу  напра-

влены  в  одну  сторону.  Возникают  существенные  трудности  в  вы-

явлении  влияния  того  или  иного  процесса.  Н.  Б.  Вассоевич  и  Г.  А. 

Амосов  предлагают  принципиальную  схему  изменения  нефтей  в 

литосфере (рис. 132), в которой граница зоны гипергенеза приводится 

на  глубине,  где  температура  составляет  75°  С.  Процессы  гипергенеза 

авторы связывают главным образом с микробиологическими

 

1

 Не следует путать с обычным геологическим представлением о метамор-

физме  пород.

 

 
 
 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  31  32  33  34   ..