Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 34

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  32  33  34  35   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 34

 

 

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

 

 
 

 

 
 

 

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

 

268  

 

      Гл. VIII. Месторождения нефти и газа

 

(плиоцен)  на  большинстве  месторождений  с  ростом  давления  отме-

чается  увеличение  сухости  газа,  а  в  нижнем  отделе,  наоборот,  умень-

шение сухости. 

Многочисленные наблюдения над газонефтяными и дистиллят-ными 

месторождениями  как  в  СССР,  так  и  за  рубежом  показали  отчетливое 

проявление обратной растворимости (ретроградных явлений) на глубине 
1000—1500 м, т. е. при давлении 100—150 am и температуре 45—60° С. 

При  достижении  критических  давлении  и  температур  дальнейший  рост 

давлений  приводит  к  переходу  в  газообразную  фазу  все  более  тяжелых 

компонентов  нефти,  вплоть  до  неуглеводородных  компонентов  (при 

определенных  условиях),  таких,  как  смолистые  и  асфальтеновые 

вещества. 

 

Рис.    133.    Изменение   «сухости» — «жирности»   газов 

по  разрезам месторождений   Палванташ    (a)  ji  Изба-

 

скент  (б). 1 — газ, растворенный в 

нефти; — газ свободный.

 

Пользуясь  в  общем  правильной  принципиальной  схемой  изменения 

нефтей  в  литосфере  Г.  А.  Амосова  и  Н.  Б.  Вассоевича,  надо  учитывать 

сделанные  выше  замечания,  а  также  то,  что  в  этой  схеме  не 

рассматриваются  превращения  углеводородов  на  стадиях  диагенеза  и 

метаморфизма. 

Следует  обратить  внимание  на  закономерные  изменения  спутников 

нефти  по  разрезу  месторождения.  Особенно  ярко  это  выражено  в 

изменении  состава  вод.  Параллелизм  в изменении состава  вод  и  нефтей 

на  Ашперонском  полуострове  был  отмечен  автором  в  1940  г.  Особенно 

наглядно  наблюдается  обратная  связь  между  плотностью  нефтей  и 

содержанием в водах сульфатов. Соответствующие кривые приведены и 

на  принципиальной  схеме  Г.  А.  Амосова  и  Н.  Б.  Вассоевича. 

Существуют попытки объяснить параллелизм в изменении состава вод и 

нефтей их химическим взаимодействием (В. А. Успенский, А. А. Карцев 

и многие другие). Если влияние состава вод на нефти вполне допустимо, 

то обратное влияние маловероятно. Надо иметь в виду несопоставимость 

в природных резервуарах 

 

§ 3. Закономерности  в  изменении  нефти  и  газа  на  месторождениях 

269

 

количеств  нефти  и  воды.  «Капля»  нефти  в  природном  резервуаре  не 

может  существенно  изменить  химический  состав  «моря»  воды  в  этом 

резервуаре.  Кроме  того,  как  уже  отмечалось  выше,  химическое  взаи-

мовлияние  нефтей  и  вод  в  большинстве  случаев  ограничивается  узкой 

приконтактной зоной. Более детальные исследования по этому вопросу, 

приведенные  Б.  С.  Воробьевым,  А.  А.  Карцевым,  3.  Л.  Май-мин,  В.  А. 

Кротовой,  Е.  А.  Барс  и  др.,  показали  полное  отсутствие  прямого 

соотношения  между  составом  вод  в  резервуаре  и  качеством  нефтей  в 

залежах. Наблюдающееся соответствие в изменении состава 

нефтей  и  вод  по  разрезу  месторождений 

следует  объяснить  не  их  химическим 

взаимодействием,  а  общностью  причин, 

вызывающих  их  изменения. О причинах, 

вызывающих изменения состава нефтей и 

газов, 

было 

сказано 

выше. 

Для 

подземных 

вод 

следует 

отметить 

усиление  их  метаморфизма  с  глубиной, 

что выражается, например, в  увеличении 

их  минерализации.  Параллельно  изме-

няется  и  химический  состав  вод.  В  30 

случаях из 250 с  увеличением глубины в 

месторождении  наблюдается  увеличение 

плотности  нефти  и  соответствующие 

этому  другие  изменения  в  их  составе. 

Приведенное  соотношение  не  может 

служить 

мерилом 

истинного 

распространения та- 

ких  случаев  в  природе.  Для  выяснения  истинного  распространения  в 

природе  той  или  иной  закономерности  в  изменении  состава  нефтей  по 

разрезу  надо  либо  учитывать  большинство  известных  месторождений, 

либо  изучать  крупные  нефтегазоносные  геологические  области  с 

определенным  геологическим  строением  и  с  определенной  геологи-

ческой историей развития. 

Обратная  закономерность  изменения  свойств  нефтей  по  разрезу 

(увеличение  плотности  нефти  с  глубиной)  широко  распространена  на 

Апшеронском  полуострове  в  продуктивной  толще  (плиоцен).  Типичным 

примером  может  служить  месторождение  Сураханы.  На  рис.  134 

приведена  кривая  изменения  плотности  с  глубиной  на  этом 

месторождении. 

На  участках  bb^  и  cd  градиент  плотности  значительно  больше,  чем 

на  участке Ъ±с. Участок Ъ

г

с соответствует наиболее песчанистой части 

разреза,  а  два  других  участка  —  глинистой.  Такое  изменение  свойств 

нефтей по разрезу  и  зависимость  его  от  литологического  состава  пород 

можно  объяснить  движением  (миграцией)  нефти  и  газа  снизу  вверх 

сквозь толщу пород. Движение это могло происходить 

 
 
 

 

Рис.   134.    Кривая   зависимости 

плотности  нефти от  глубины  ее 

залегания    по    разрезу     (район 

Сураханов).

 

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

 

270                     

гл

- VIII. Месторождения нефти и газа

 

как  по порам, так и по мелким трещинам. В этом случае изменение  свойств 
нефтей  можно  объяснить  эффектом  фильтрации.  Прорывы  нефти  и  газа  по 
более  крупным  трещинам,  в  которых  эффект  фильтрации  не  наблюдается, 
приводят  к  смещению  нефтей  и  частным  отклонениям  от  общей 
закономерности  на  том  или  ином  участке  разреза.  Реальность  такой  схемы 
процесса  подтверждается  наблюдениями  Д.  В.  Жабрева  над  распределением 
газовых  шапок  в  разрезе  месторождений  Апшеронского  полуострова. 
Зависимость  разреза  и  мощности  газовых  шапок  от  мощности  и 
литологических  свойств  покрышки  можно  объяснить  лишь  существованием 
потока  углеводородов  через  толщу  пород,  который  образует  своеобразные 
запруды — газовые шапки и залежи нефти — у встречающихся препятствий в 
виде  пачек  плохо  проницаемых  глин.  Изменения  величины  градиента 
плотности  связаны  не  столько  с  глубиной  (участок  Ь^с},  сколько  с 
литологическими  особенностями  разреза.  Все  это  в  сумме  заставляет  отдать 
предпочтение в  данном случае фактору фильтрации  сквозь толщу  пород (по 
порам и мелким трещинам). Наблюдающееся своеобразное изменение состава 
вод в продуктивной  толще Апшеронского  полуострова  было  отмечено  В. А. 
Сулиным и детально описано в работах Д. В. Жабрева, Ш. Ф. Мехтиева, Г. П. 
Тамразяна.  Параллельно  с  изменением  свойств  нефтей  вниз  по  разрезу 
наблюдается  закономерное  уменьшение  минерализации  вод  и  степени  их 
метаморфизма.  Таким  образом,  здесь  наблюдается  обратная  закономерность 
изменения состава вод и нефтей с глубиной. Не отрицая химического влияния 
вод на  состав нефтей, мы считаем  маловероятным (по  причинам,  указанным 
ранее),  что  наблюдаемое  изменение  нефтей  является  результатом  этого 
влияния.  Здесь  опять-таки  некоторые  общие  причины  вызывают 
параллельные  изменения  в  составе  вод  и  нефтей,  создавая  ложное 
впечатление  об  их  существенном  взаимодействии.  Такой  общей  причиной 
являются  литологические  изменения  разреза.  Увеличение  глинистости 
природных резервуаров  накладывает свой  отпечаток  на свойства нефтей и  в 
то же время является решающим фактором в  формировании состава вод. На 
примере  изменения  состава  вод  в  Дагестане  автор  показал,  что  решающее 
значение  в  формировании  состава  вод  имеют  литологические  свойства 
пластов и  расстояния от  области питания, в  то  время как другие факторы,  в 
том числе  влияние  седиментационных  вод, имеют  второстепенное  значение. 
Чем  более  глинизирован  резервуар,  чем  медленнее  происходит  в  нем 
движение вод, тем более минерализованными и более метаморфизо-ванными 
оказываются  воды.  Сказанное  вполне  может  быть  распространено  и  на 
условия в продуктивной толще Апшеронского полуострова. 

Если  продуктивные  пласты  залегают  на  небольшой  глубине,  в  верхней 

части  разреза  месторождения  возможно  влияние  зоны  выветривания  и 
изменение знака градиента плотности. На рис. 135 иллюстрируется изменение 
плотностей на месторождении Бибиэйбат 

 
 
 

§ 3. Закономерности в изменении нефти и газа на месторождениях      271

 

 

на  Апшеронском  полуострове.  Здесь  так  же,  как  и  в  Сураханах,  отмечается 
зависимость  градиента  плотности  от  глинистости  разреаа,  но,  кроме  того,  в 
верхней  части  кривой  появляется  участок  db.  На  этом  участке  плотности 
нефтей  возрастают  с  уменьшением  глубины  в  связи  с  процессами 
выветривания 

Принципиальная схема изменения плотности нефтей с глубиной для 

случая образования залежей при вертикальной миграции снизу вверх 
представлена на рис. 136. 
На  многих  месторождениях  не  наблюдается  отчетливой  закономерности  в 
изменении  свойств  нефтей  и  газов  по  разрезу.  Часто-  это  можно  объяснить 
наличием  небольшого  количества  залежей,  расположенных  в  узком 
интервале 

разреза. 

Нередко 

отсутствие 

отчетливо 

выраженной 

закономерности  может  быть  следствием  одновременного  проявления 
факторов,  действующих  в  различных  направлениях.  Примером  такой 
сложной  зависимости  может  служить  распределение  нефтей  по  разрезу 
месторождения  Морени  в  Румынии  (рис.  114).  Можно  высказать  много 
предположений  для  объяснения  подобной  особенности  изменения  свойств 
нефтей, в том числе  и предположение К.  Крейчи-Графа о наличии двух фаз 
миграции 

достаточно 

большом 

интервале 

нефтегазоносности  всегда  более  или  менее  четко 
проявляется  общая  направленность  к  облегчению 
нефтей  с  глубиной.  Иногда  в  той  или  иной  части 
разреза вследствие 
процессов 

миграции 

или 

особенностей 

первоначального 

формирования 

залежей 

проявляется  обратная  закономерность  или  исче-
зает  определенная  направленность  изменений.  Но 
в  общей  схеме  прямая  зависимость  (облегчение 
нефтей  с  глубиной)  является  ведущей.  Даже  в 
таком  классическом  районе  проявления  обратной 
зависимости,  как  Апшеронский  полуостров,  в 
нижних  горизонтах  продуктивной  толщи  (в 
калннской  свите)  эта  особенность  не  прояв-
ляется,  а  в  подстилающих  отложениях  (в 
диатомовой  свите)  встречены  притоки  весьма 
легкой нефти. 
Говоря  о  закономерностях  изменения  состава  нефтей  и  газов  в  пределах 
месторождения,  следует  остановиться  на  содержании  углеводородов  в 
толщах,  разделяющих  и  перекрывающих  залежи.  Обычно  такие  породы 
также  содержат  углеводороды  либо  в  газообразной  фазе,  либо  в  виде 
углеводородной части битумов. Их 

 
 
 

Рис. 135. Кривая зависимости 

плотности нефти от глубины ее 

залегания по разрезу Бибиэйбата.

 

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

272                     

гл

- V

111

- Месторождения нефти и гава

 

количественное  содержание  резко  изменяется  в  зависимости  от  литоло-
гических особенностей разреза. Несмотря на это, во многих случаях в толще, 
перекрывающей залежи, отмечается увеличение концентрации углеводородов 
над  залежью  и  заметное  снижение  их  количества  за  пределами  залежей  на 
крыльях структур. Такая картина наблюдается, например, на месторождении 
Песчаный Умет (рис. 137). 

 

Рис. 136. Теоретические кривые изме-  Рис. 137. Газосодержание керна, пения свойств нефти по 

разрезу:      Песчано-Уметская   площадь   (по

 

I—1—при  формировании  залежей  за  счет                          "•  ""  -1-еллеру).  внерезервуарной  миграции 
сквозь толщу по-   j _ концентрация метана (в 1 cm 3 сл('/кг);

 

род;  11-11—  при  формировании  заложен  за      2  —  концентрация  углеводородов  тяжелее  счет 
впсрсзсрвуарнои  миграции  сквозь  толщу                  мвтагга  Д  l  ги  п  ч  rus/vs,\  пород  при  зоне 
окисления; 1 -  направление         

метана

 

  • 

см

 

(

"" 

сл1

 

1кг

"  миграции; S  —  песок;  3  —  глина;  на  оси 

абсцисс  показано  направление  увеличения  плотности,  содержания  асфальтенов,  смол  и  других 
тяжелых компонентов.

 

В 

отложениях, 

перекрывающих 

залежь, 

в 

пределах 

контура 

нефтегазоносности (скв. 3 и 4) наблюдаются повышенные содержания метана 
и  тяжелых  углеводородов,  извлеченных  из  керна;  в  скважине  за  контуром 
(скв.  5)  концентрации  указанных  компонентов  в  керне  значительно  ниже. 
Обычно  это  объясняется  миграцией  (диффузией  углеводородов)  из  залежей. 
Однако увеличение концентраций углеводородов в сводовых частях структур 
встречается и при отсутствии залежей в разрезе (Невинномысская структура). 
В  этом  случае,  по-видимому,  следует  говорить  о  проявлении  боковой 
миграции по пластам к своду структуры 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ГЛАВА IX ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА

 

§ 1. ПРАКТИЧЕСКОЕ И ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ЗНАЧЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ

 

Научно обоснованные поиски полезного ископаемого не могут быть 

проведены без достаточно полного представления об условиях его 
образования.                          . 

Вопрос о происхождении (генезисе) того или иного полезного 

ископаемого относится к теоретическим проблемам, имеющим большое 
практическое значение. И. М. Губкин в своей работе «Учение о нефти» 
говорит следующее о теоретическом решении вопросов происхождения 
нефти: «Теоретическое значение вопроса о происхождении нефти состоит в 
том, что правильное его разрешение даст нам истинное представление о 
протекавших в земной коре процессах, в результате которых возникла нефть 
как минеральное тело и образовались в конечном счете ее залежи; оно 
удовлетворяет нашему стремлению к познанию природы и установлению 
закономерной связи между происходящими в ней явлениями в процессе их 
непрерывного развития, знакомит нас на конкретном примере с одной из 
струй единого великого потока диалектического развития природы и устра-
няет таким образом ряд ложных представлений, имеющих порою характер 
фантастических выдумок. . . 

Верная разгадка происхождения нефти в природе имеет для нас не только 

научно-теоретический интерес, но и первостепенное практическое значение. 
Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех 
процессах, в результате которых возникает нефть, мы будем знать, каким 
образом в земной коре образуются ее залежи, будем знакомы со всеми 
структурными формами и литологическими особенностями пластов, 
благоприятными для скопления нефти, и получим из всей совокупности этих 
данных надежные указания, в каких местах нам искать нефть и как надлежит 
наиболее целесообразно организовать ее разведку». 

После того как полезное ископаемое найдено, производится его разведка 

и добыча. Организовать правильную разведку, а затем и добычу полезного 
ископаемого можно лишь тогда, когда известны условия его залегания в 
недрах земли. При отсутствии же знаний о генезисе полезного ископаемого 
трудно представить себе и условия его залегания. Правда, последние могут 
быть известны в результате 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  32  33  34  35   ..