Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 55

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  53  54  55  56   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 55

 

 

§ 3. Время формирования скоплений нефти и газа

 

 

сформироваться  раньше  конца  середины  карбона  (подольское  время). 
Приведенная  схема  расчета  времени  формирования  залежей  газа  будет 
наиболее  убедительной  только  для  ловушки,  расположенной  ниже  по 
региональному  падению  пород  другой  залежи  газа,  так  как  в  этом  случае 
можно  с  уверенностью  сказать,  что  определяемая  залежь  когда-то  была 
заполнена  газом  до  «гидрозапора».  Таким  образом,  установленная  ранее 
эмпирическая  геологическая  закономерность  не  может  служить  критерием 
для  определения  времени  формирования  залежей.  Объяснение  этой 
закономерности  надо  искать  в  другом  направлении.  Возможно,  она  связана 
характером и системой расположения складок, заложенных еще в девоне.

 

Необходимые  геологические построения и соответствующие расчеты для 

залежей в альбских отложениях Березанского месторождения Краснодарского 
края  были  выполнены  К.  Н.  Марченко  под  руководством  автора.  Начало 
образования  ловушки  в  альбских  отложениях  Березанского  месторождения 
может  быть  отнесено  к  концу  мезозоя.  Определенное  минимальное  время 
формирования  залежи  —  верхний  олигоцен,  точнее  середина  майкопского 
времени.  Именно  к  этому  времени  относятся  интенсивные  тектонические 
движения  на северо-западном Кавказе, приведшие, с одной  стороны, к росту 
складчатого сооружения, а с другой — к формированию предгорного прогиба. 
По-видимому,  это  время  следует  считать  наиболее  благоприятным  для 
миграции  и  формирования  залежей,  что  и  подтверждается  произведенным 
расчетом.

 

Для  залежей  нефти  подобный  расчет  практически  не  применим  из-за 

относительно  небольшого  изменения  объема  нефти  при  изменении 
температуры  и  давлений.  В  этом  случае  можно  рекомендовать  использовать 
давления  насыщения  в  качестве  дополнительного  контрольного  критерия 
геологических  построений  и  заключений.  Залежь  нефти  не  могла 
формироваться  при  давлении  ниже  упругости  растворенных  в  ней  газов. 
Следовательно,  для  залежей  нефти  давление  насыщения  может  служить 
критерием глубины и времени их формирования. Рассчитанное таким образом 
теми  же  авторами  время  формирования  нефтяных  залежей  в  девоне 
Степновского  поднятия  соответствует  башкирскому  подъярусу  нижнего 
карбона.  Аналогичные  расчеты,  проведенные  Е.  Л.  Пештич  для  девонских 
залежей  Куйбышевского  Поволжья  и  Заволжья,  дали  те  же  результаты.  По 

данным Е. Л. Пештич формирование девонских залежей относится к карбону 
либо даже к нижней перми.

 

Как  показали  исследования  К.  Мжачиха  (1964),  точность  определения 

насыщения зависит от учета температуры, ибо давление насыщения связано с 
изменением коэффициента растворимости газов в нефти.'

 

При  расчетах  времени  формирования  залежей,  которое  происходило  по 

принципу 

дифференциального 

улавливания, 

необходимо 

учитывать 

изменения давления насыщения в цепи ловушек. Изменения

 

23 Заказ 1934.

 

353 

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

354 

гл

х

- Миграция нефти и гааа, формирование и раврушение их скоплений

 

давления насыщения в цепи ловушек могут быть не прямо пропорциональны 

глубине  их  залегания  вследствие  качественных  изменений  состава  нефти  и 
газа  в  процессе  миграции.  Поэтому  наиболее  достоверные  данные  будут 
относиться к наиболее погруженным ловушкам.

 

Т а б л и ц а 57

 

Время формирования залежей нефти и газа Среднего и Нижнего Поволжья (по С. П. 

Максимову и др., 1964, и по Е. Л. Пештич)

 

Стратиграфический 
комплекс

 

 

Месторождения и 
залежи

 

 

По С. П. Максимову и 
др.

 

 

По Б. Л. Пештич

 

 

Кунгурский ярус

 

 

Мухановское

 

 

Современное

 

 

Неогеновый пе

 

 

 

 

 

риод

 

 

Восточно-Чернов-

 

Татарский век

 

 

 

ское

 

 

 

Башкирский ярус

 

Покровское

 

Конец мячковского

 

 

 

 

времени

 

 

Бобриковский го

 

Красноярское

 

Каширское время

 

Средиекаменно-

 

ризонт

 

Белозерское

 

 

угольная эпоха

 

 

 

Намюрский век

 

 

 

Покровское

 

Верейское время

 

 

 

Яблоневый Овраг

 

Границы окского

 

 

 

 

и серпуховского

 

«г

 

 

 

времени

 

 

 

Стрельный Овраг

 

Начало верхнека

 

Верхнекаменно

 

 

 

менноугольной

 

угольная и нпж-

 

 

 

эпохи

 

непермская

 

 

 

 

эпохи

 

Турнейский ярус

 

Стрельный Овраг

 

Начало подоль

 

 

 

 

ского времени

 

 

 

Зольный Овраг

 

То же

 

 

 

Красноярское

 

Каширское время

 

Средне- и поздне-

 

 

 

 

каменноуголь-

 

 

 

 

ное время

 

Данково-лебедян-

 

Покровское

 

Верейское время

 

 

ский горизонт

 

 

 

 

Среднефранский

 

Жирновское,

 

Тульское время

 

 

подъярус

 

II пласт

 

 

 

Саргаевский гори

 

Яблоневый Овраг

 

Бобриковское

 

Раннекаменно-

 

зонт

 

 

время

 

угольное время

 

Пашийский гори

 

Мухановское,

 

Башкирский век

 

Среднекаменно-

 

зонт

 

пласт Д1

 

 

угольная эпоха

 

 

Чубовское, пласт

 

Конец верхнефран-

 

 

 

Д1

 

ского времени

 

 

 

Зольный Овраг,

 

Окское время

 

Намюрский век

 

 

пласт Д1

 

 

 

Живетский ярус

 

Степновский,

 

Подольское время

 

 

 
 

пласт Д1

 

 

 
 

 
 

В  табл.  57  приведены  данные  расчета  времени  формирования  залежей 

нефти и газа Среднего и Нижнего Поволжья. Определив время формирования 
ловушек и залежей, иногда можно определить

 

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

§ 3. Время формирования скоплений неф*и и газа            355

 

направление  миграции  при  формировании  залежей  и  скорость  поступления 

углеводородов  в  ловушку.  Направление  миграции  определяется  на  основе 

палеотектонического  анализа,  гидрогеологической  обстановки  и  ее  возможного 

изменения  во  времени,  геохимических  характеристик  залежи  нефти  и  газа,  условий 

распределения  ловушек  и  их  заполнения  нефтью  и  газом.  Подобный  анализ  был 

произведен  нами  совместно  с  В.  В.  Коцерубой  для  IV  продуктивного  горизонта 

Анастасиевско-Троицкого  месторождения. При  этом  была  рассмотрена  возможность 

формирования  газонефтяной  залежи  за  счет  различных  видов  миграции.  Детальное 

рассмотрение  этого  вопроса  привело  авторов  к  выводу,  что  формирование 

рассматриваемой  залежи  могло  произойти  только  за  счет  струйной  миграции  в 

направлении с севера из Славяно-Рязанской впадины. 

Зная  время  формирования  залежей  и  их  размер,  можно  определить  примерно 

скорость поступления нефти в ловушку. Для рассматриваемого  случая она составила 

примерно 1 т в год. 

Можно  привести  другой  пример  ориентировочного расчета  скорости  заполнения 

ловушек  в  карбоне  и  девоне  Степновского  поднятия,  произведенного  С.  П. 

Максимовым,  А.  И.  Ивановым  и  В.  А.  Кировым.  Авторы  принимают  абсолютное 

время от начала до конца заполнения пласта Ду живетского яруса равным 58 млн. лет, 

а  для  ловушки  бобриковского  горизонта  33  млн.  лет.  Исходя  из  запасов,  они 

определяют  скорость  накопления  газа  для  пласта  Ду  примерно  300  м

3

  в  год  и  для 

бобриковского горизонта 36 м

3

 в год. 

Указанный расчет произведен без учета палеотектонического развития ловушки, а 

поэтому сугубо ориентировочный. 

В.  А.  Киров  (1964)  предложил  графический  способ  (рис.  153)  оценки  времени 

формирования  газовых  залежей,  основанный  на  сопоставлении  объемов  ловушки 
(определяются  путем  палеотектони-ческих  построений)  с  объемами,  занимаемыми 

газовой  фазой  для  различных  отрезков  геологического  времени  (определяются  по 

закону Бойля-Мариотта). 

В. А. Соколов (1965) предложил оценивать время аккумуляции, исходя из средних 

значений  возможных  диффузионных  потерь  газа.  Он  считает,  что  этим  методом 

можно  рассчитать  время,  когда  ловушка  была  нацело  заполнена  газом  или  когда 

нефть содержала газ в концентрации, соответствующей давлению насыщения. В этом 

случае, по мнению этого автора, можно подсчитать не только оставшийся в залежах, 

но  и  утерянный  газ.  Расчет  времени  образования  залежи  в  Чуэльской  структуре  по 

данным об ореольно-хроматографическом распределении углеводородов показал, что 

диффузионный  поток  возник  10—15  млн.  лет  назад;  это  время  В.  А.  Соколов 

рассматривает  как  время  образования залежи.  Залежь  на  площади  Кум-Даг  согласно 

такому  же  расчету  образовалась  8  млн.  лет  назад.  Следовательно,  возраст  этих 

скоплений  в  геологическом  смысле  невелик.  В  связи  с  трудностями  определения 

коэффициентов диффузии по 

23*

 

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

Гл. X. Миграция нефти и газа, формирование и разрушение их скоплений

 

 

всему разрезу и изменением этих значений с течением времени предложенный 

метод нельзя признать надежным и универсальным. Существуют попытки 

определения возраста газовой залежи по концентрации газов, растворенных в 

воде. В. Н. Корценштейн (1960)

 

 

Рис. 153. Диаграмма для определения времени заполнения 

ловушки (по В. А. Кирову, 1964). 

1 — объем залежи газа; 2 — объем порового пространства ловушки.

 

предлагает  определять  возраст  исходя  из  предложения,  что  весь  газ, 

находящийся  в  ловушке,  рост  которой  продолжается  в  настоящее  время, 
доставляется подземным водным потоком. Тогда возраст залежи определяется 
по формуле

 

 

 

356 

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

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  53  54  55  56   ..