|
|
|
содержание .. 32 33 34 35 ..
266____________ Гл. VIII. Месторождения нефти и газа
факторами. При температурах выше 75° С бактерии либо отсутствуют, либо находятся в угнетенном состоянии и не способны к активному действию. Вряд ли такое подразделение можно признать удачным.
Как уже указывалось, в зоне гипергенеза основную роль играет испарение нефтей, а не окисление. В этом случае, очевидно, не столь важна температура, сколько надежность изоляции залежей от поверх- ности. Надежность изоляции залежей зависит прежде всего от про- ницаемости перекрывающих толщ и от их мощности (глубины зале- гания). Влияние температуры вовсе не связано каким-либо особым образом именно с 75° С, как это отчетливо видно из приводимых кри- вых, которые никак не изменяются на уровне 75° С. Так как выветри- вание и катагенетические изменения нефтей однонаправлены, то логично ожидать, что в месте их совместного приложения будут наблюдаться особенно резкие изменения свойств нефтей по разрезу. Действительно, как на принципиальной схеме (рис. 132), так и на приведенных выше фактических кривых изменения нефтей с глу- биной, в месторождении в верхней части заметен резкий перелом кривых, ниже которго наблюдаются более замедленные изменения свойств нефтей. По-видимому, этим переломом кривых — точкой резкого уменьшения градиента плотности (если в качестве примера брать плотность нефти) — следует ограничивать влияние зоны выветривания или зоны гипергенеза.
Приведенная принципиальная схема не учитывает изменения давления с глубиной. При росте давления (до критических давлений и температур) из газовой фазы в жидкую фазу переходят сперва более тяжелые компоненты, а затем все более и более легкие. Соот- ветственно с увеличением глубины в газовой шапке наблюдаются более сухие газы. В качестве примера можно привести изменение состава попутного газа на месторождении Палванташ в Ферганской долине (рис. 133, а). По достижении критических давлений и темпе- ратур процесс носит обратный характер. По мере роста давления в газовую фазу переходят все более тяжелые компоненты и газ ста- новится более «жирным». Как пример можно привести в той же Фер- ганской долине месторождение Избаскент (рис. 133, б).
Интересно отметить, противоположный характер изменения по- путных газов в одновозрастных продуктивных горизонтах в двух близко расположенных месторождениях — Палванташ и Избаскент. Но загадка противоположных изменений в попутных газах легко раскрывается при сопоставлении геологического строения этих двух месторождений. На месторождении Палванташ III—VII горизонты залегают на глубинах от 300 до 600 м, те же горизонты на месторождении Избаскент залегают на глубинах от 1200 до 1600 м. Проявление таких обратных закономерностей можно наблюдать и в пределах одной и той же площади с достаточно широким интервалом нефтегазоносности. Например, на Апшеронском полуострове в продуктивных горизонтах верхнего отдела продуктивной толщи
|