Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 56

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  54  55  56  57   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 56

 

 

§ 3. Время формирования скоплений нефти и гаэа            357

 

где Q — объем воды;

 

ty — возраст газовой залежи;

 

у^.— запас газа в залежи;

 

/\ и ,Г'2 — газонасыщенность вод в районе, откуда движутся воды, ив районе 

залежи соответственно.

 

П.  Л.  Антонов  (1964)  предлагает  производить  расчет,  исходя  из 

диффузионной  скорости  миграции  газа  в  воде.  Он  принимает,  что  весь  газ, 
растворенный в воде, поступает в нее из имеющейся залежи. Оценка возраста 
газовых  залежей  по  их  химическому  анализу  (Не  и  Аг)  методом  В.  П. 
Савченко приведена в гл. III.

 

Ни один из приведенных выше примеров расчета .не может претендовать 

на  точность,  но  их  совместное  применение  на  фоне  геологического  анализа 
может привести к достаточно обоснованным заключениям.

 

Таким  образом,  процессы  формирования  и  переформирования  залежей 

могут  охватывать  десятки  и  даже  сотни  миллионов  лет.  Этот  вывод  хорошо 
увязывается  с  представлением  о  непрерывности  и  цикличности  процессов 
нефтегазообразования, сделанным ранее.

 

Говоря  о  длительности  формирования  залежей  нефти  и  газа  или  их 

месторождений, не  следует забывать о неравномерности этого процесса. Как 
видно  из  приведенных  примеров,  часто  удается  установить  несколько  фаз 
формирования месторождений.

 

Формирование  залежей  в  несколько  фаз  миграции  —  широко 

распространенное  явление.  Еще  Л.  Мразек  и  К.  Крейчи-Граф  указывали  на 
формирование залежей в месторождении Морени (Румыния) в несколько фаз 
(рис.  114). Для  залежей  Апшеронского  полуострова  благодаря  работам  В. А. 

Горина  и  В.  В.  Вебера  считается  общепринятым  существование  по  крайней 
мере  двух  фаз  миграции.  Формирование  залежей  в  нижнем  отделе 
продуктивной толщи соответствует первой фазе; второй,  более  поздней фазе 
соответствует образование залежи в верхнем отделе продуктивной толщи. Н. 
П.  Туаев  отмечает  многофазность  формирования  залежей  в  Ферганской 
впадине.

 

Изучая  условия  формирования  массивных  газовых  залежей  на 

Шебелинском  месторождении,  И.  С.  Романович  (1963) приходит  к  выводу  о 
формировании 

их 

в 

течение 

трех 

фаз: 

предкаменноуголь-ной, 

предверхнепермской и предтретичной.

 

Многофазность  следует  прежде  всего  связывать  с  тектоническими 

процессами  и  обусловленными  ими  явлениями.  Первая  фаза  формирования 

залежей происходит на ранней стадии развития седимента-ционного бассейна. 
Залежи  начинают  формироваться  в  замкнутых  резервуарах  внутри 
нефтематеринских  свит.  В  пластовых  резервуарах,  заключенных  внутри 
нефтематеринских свит или непосредственно с ней контактирующих, залежи 
также формируются. Наклон

 

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

358 

гл

х

- Миграция нефти и газа, формирование и разрушение их скоплений

 

пластов  обусловливается  прежде  всего  региональным  прогибанием  бассейна  и 

связанным  с  ним  первичным  наклоном  осадков.  Следует  иметь  в  виду,  что  даже  на 

самых  ранних  стадиях  своего  развития  седиментационный  бассейн  не  представляет 

собой  равномерно  прогнутого  «корыта».  Несмотря  на  общую  тенденцию  к 

погружению  для  данного  геологического  цикла,  седиментационный  бассейн 

изначально 

тектонически 

расчленен. 

Положительные 

элементы 

внутри 

седиментационного бассейна могут определить развитие многочисленных ловушек. В 

результате  возникают  условия,  весьма  благоприятные  для  формирования 

многочисленных и при этом весьма часто крупных залежей нефти и газа не только в 

краевых частях седиментационного бассейна, но и внутри него. 

Вторая  фаза  формирования  залежей  связана  с  последующей  тектонической 

дифференциацией области. Она приурочивается к концу общего прогибания крупного 

участка земной коры и началу проявлений в нем движений в обратном направлении. 

Именно  в  этот  период  наступает  отчетливая  дифференциация  бассейна  на  зоны 

поднятий  и  опусканий.  В  геосинклинальных  областях  ясно  обособляются 

антиклинальные  и  синклинальные  зоны,  в  платформенных  областях  —  валы  и 

прогибы.  В  эту  фазу,  по-видимому,  формируется  большинство  залежей  внутри 

данного  бассейна.  Но  формирование  их  на  этом  не  заканчивается,  оно  может 

продолжаться  в  зависимости  от  конкретной  геотектонической  обстановки  вплоть  до 

сегодняшнего дня. 

Последующее  тектоническое  развитие  данного  участка  земной  коры  может 

привести  к  проявлению  третьей  фазы  формирования  залежей.  Изменение  знака 

тектонических движений с изменением регионального наклона слоев и последующая 

дифференциация  участка  земной  коры  с  развитием  старых  и возникновением  новых 

зон  поднятий  и  опусканий  существенно  видоизменяют  структурный  план  области. 

Соответственно  меняются  региональная  гидрогеологическая  обстановка  и  условия 

формирования и разрушения залежей. 

Ранее  возникшие  ловушки,  заполненные  нефтью  и  газом,  могут  оказаться 

частично  или  полностью  раскрытыми.  Вследствие  этого  начинается  утечка  нефти  и 

газа  —  залежи  разрушаются.  За  счет  их  разрушения  в  других  местах  могут 

возникнуть  новые  залежи.  Таким  образом,  идет  процесс  переформирования  залежей 

внутри резервуаров. При этом основная масса нефти и газа может рассеяться. С этой 

точки  зрения  переформирование  залежей  следует  рассматривать  прежде  всего  как 

процесс их разрушения. 

Переформирование  залежей  в  третью  фазу  происходит  не  только  в  результате 

изменения регионального структурного плана и образования новых поднятий, но и в 

результате  возникновения  в  это  время  крупных  и  мелких  разрывов.  Появление 

последних особенно характерно для данной стадии тектонического развития области, 

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

§ 3. Время формирования скоплений нефти и 'газа

 

 

облегчает  и  усиливает  внерезервуарную  миграцию.  Внерезервуар  ная  миграция 

приводит к формированию залежей в коллекторах, иногда значительно удаленных по 

разрезу от нефтематерин-ских свит. 

Как  в  зарубежной  литературе,  так  и  в  отечественной  (В.  П.  Савченко,  А.  Л. 

Козлов  и  др.),  развивается  взгляд  на  неравномерное  движение  углеводородов  по 

резервуару.  Углеводороды  в  своем  движении  прокладывают  определенные  пути, 

которые проходят по наиболее проницаемым участкам резервуара и приурочены к его 

приподнятым зонам. 

359 

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

ГЛАВА XI 

ЗАКОНОМЕРНОСТИ В РАСПРЕДЕЛЕНИИ СКОПЛЕНИЙ 

НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

 

§ 1. ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И 

ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

 

Скопления нефти и газа известны в отложениях всех возрастов, начиная от 

кембрия  и  кончая  верхним  плиоценом.  Они  встречаются  также  в  более 
древних,  докембрийских  и  в  более  молодых,  четвертичных  отложениях. 
Однако  в  общем  балансе  добычи  и  запасов  этих  полезных  ископаемых  их 
скопления в докембрийских  и четвертичных отложениях  существенной роли 
не играют.

 

Распределение  скоплений  нефти  и  газа  в  одних  и  тех  же  страти-

графических  комплексах  различных  стран  мира  неравномерно  (табл.  58). 
Рассмотрим для примера отложения плиоцена. Хотя  они  широко развиты во 
многих странах и достигают часто весьма значительной мощности (до 1000 м 
и  более),  их  промышленная  нефтегазоносность  установлена  лишь  в 
Калифорнии  и  Примексикан-ской  впадине  (США),  Италии,  Югославии, 
Индии, Бирме, Японии, Индонезии, на о. Борнео, в Венесуэле, на Тринидаде, в 
СССР — в Предкавказье, Закавказье, Средней Азии и на Сахалине. В других 
странах  и  районах  в  этих  отложениях  скопления  нефти  и  газа  либо  совсем 
отсутствуют, либо известны в незначительных количествах.

 

Примерно  то  же  самое  можно  сказать  об  отложениях  всех  стра-

тиграфических  возрастов.  Более  того,  отложения  одного  и  того  же  возраста, 
высокопродуктивные  в  одном  районе,  оказываются  непродуктивными  в 
соседнем.  Например,  в  Западно-Сибирской  низменности  основные 
продуктивные горизонты расположены в юре и меду;

 

в то же время промышленные залежи газа и нефти в сеноманских отложениях 
тяготеют к северным и восточным районам низменности;

 

в  западных  и  южных  районах  Западной  Сибири  эти  отложения 
непродуктивны.  В  Аму-Дарьинской  области  в  ее  северо-западных  районах 
диапазон  нефтегазоносности  охватывает  отложения  юры  и  верхнего  мела,  в 
юго-восточных  районах  этой  же  области  продуктивные  горизонты 
приурочены к отложениям только юры. В западно-Туркменской области в ее 

северной  части  этаж  нефтегазоносности  охватывает  средний  и  верхний 
плиоцен  (красноцветная  толща,  акчагыл  и  апшерон);  в  южной  же  части 
области продуктивны только низы красно цветной толщи среднего плиоцена. 
Аналогичные

 

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

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  54  55  56  57   ..