Значительно чаще встречаются случаи отсутствия в разрезе надежных флюидоупоров, что является причиной развития диффузионно-фильтрационных процессов, которые и порождают исключительное многообразие составов нефтей, наблюдаемое во впадине. Рассмотрим один из основных вариантов перераспределения углеводородных скоплений, когда между двумя залежами с однотипной нефтью находится толща с недостаточно хорошими изолирующими свойствами, а над верхней – надежный флюидоупор. Очевидно, газоконденсатные компоненты нижней нефтяной залежи вытеснят нефть из верхней ловушки по латерали через замок структуры. В верхней ловушке окажется не нефтяная, а газоконденсатная залежь. Нефть верхней ловушки, проходя через коллекторские пласты, будет фильтроваться, теряя по пути продвижения асфальтово-смолистые компоненты и превращаясь в нефть фильтрованного типа. Ее продвижение будет тем дальше от точки начала латеральной миграции, чем больше газоконденсатных компонентов поступает снизу. Вытесняющий ее газоконденсат на пути латеральной миграции по коллектору сформирует во встреченных ловушках дочерние газоконденсатные залежи. Это один из основных путей образования газоконденсатных залежей во впадине. В случае ограниченного подтока газоконденсатных компонентов снизу из верхней залежи мигрирует по латерали лишь часть нефти и в верхней ловушке залежь станет газонефтяной. Достаточно убедительным доказательством осуществления ухода газоконденсатных компонентов из нефтей является нахождение в различных стратиграфических подразделениях и на разных, иногда довольно больших глубинах нефтей тяжелых, отбензиненных, но не окисленных, так называемых псевдогипергенных.
Нефти нижней залежи, потерявшие легколетучие компоненты, становятся более тяжелыми, чем исходная нефть, и будут тем плотнее, чем большую часть подвижных компонентов они потеряли (см. рисунок).
Модель поэтапного формирования нефтяных и газоконденсатных залежей Прикаспийской впадины.
а – первый этап; б – второй этап
1 – газоконденсат; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – плотность углеводородов (г/см?); 5 – непроницаемый флюидоупор; 6 – флюидоупор, проницаемый для легких УВ; 7 – субвертикальный канал струйной миграции УВ; 8 – след субвертикального канала миграции УВ; 9 – направление диффузионно-фильтрационного потока УВ; 10 – направление литеральной миграции УВ.
Можно сформулировать следующие выводы:
Формирование и размещение всех углеводородных залежей впадины обусловлено первичной вертикальной и вторичной вертикально-латеральной миграцией УВ.
Нефти впадины имеют единый источник и, как следствие, изначальный близкий состав, приведенный выше.
Отклонение от изначального состава нефти, обусловленное ее миграционным фракционированием, является поисковым критерием для открытия новых залежей углеводородов с прогнозом их местоположения, количественной оценки и фазового состояния.
Состав нефти любой залежи, выраженный через содержание в ней бензина и суммарное количество смол и асфальтенов и отраженный в ее плотности, – показатель механизма формирования залежи.
Процессы газообразования и газонакопления рассмотрены многими
исследователями. Однако вопрос о вертикальной миграции газа из нижних частей разреза отложений в верхние освещен, на наш взгляд, недостаточно полно.
Основные запасы газа, как известно, сосредоточены на относительно небольших глубинах. Предполагается, что формирование залежей здесь происходило за счет газа, образовавшегося на больших глубинах, в нижней зоне интенсивного газообразования.
Большая роль «нижних» газов при формировании залежей преимущественно газоносные области приурочены к глубоким бассейнам осадконакопления и что более 2/3 основных нефтегазоносных областей и провинций мира с мощностью осадочных пород свыше 4 км являются преимущественно газоносными, в то время как среди провинций с толщей осадков менее 4 км, наоборот, преобладают преимущественно нефтеносные.
Анализ пространственного размещения газовых месторождений с запасами более 100 млрд. м3 и геологических условий их формирования, проведенный П.К. Куликовым (1976 г.), показал, что эти месторождения имеют разный генезис и представлены несколькими типами. В частности, им выделены окраинные (по отношению к областям максимального погружения бассейнов осадконакопления) и центральные типы месторождений. Образование последних, по П.К. Куликову, является результатом миграции газа из глубокозалегающих газоматеринских толщ в верхние части разреза осадочных бассейнов, т.е. прямой дегазации глубинной зоны газообразования. Залежи этих месторождений в бассейнах с песчано-глинистым разрезом формируются в верхних горизонтах, а в бассейнах с мощными эвапоритовыми толщами – непосредственно под ними.
В глубоких зонах катагенеза (более 3 км) интенсивность процессов газообразования может быть достаточно высокой, а газоемкость поровых вод глинистых толщ незначительной, что приводит к возникновению избыточного (струйного) газа в материнских породах и перемещению его в природный резервуар. В последнем он будет находиться какое-то время в неподвижном состоянии. При критической газонасыщенности начнется перемещение газовой фазы в природном резервуаре и аккумуляция газа в ловушках. Формирование залежей газа в нижних зонах происходит также в результате его выделения из воды при восходящих тектонических движениях. Перенос газа в растворенном состоянии водой имеет подчиненное значение. Поэтому масштабы образования избыточного газа при их движении невелики.
В верхних зонах катагенеза условия формирования газовых залежей существенно отличаются от нижних. Здесь процессы генерации газа в породах протекают не столь интенсивно. Значительную роль в насыщении подземных вод в этих зонах играет «нижний» газ. Движение подземных вод, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод и восходящие тектонические движения – все эти процессы приводят к дегазации пластовых вод и образованию газовой фазы.
Существенное значение в процессах концентрации первичнорассеянного газа имеет диффузия (и в нижней, и в верхней зонах катагенеза). В результате диффузии газ из нижних зон поступает в верхние. При региональном характере такого вертикального перемещения газа происходит донасыщение подземных вод в верхних зонах и образование избыточного газа после их насыщения.
Необходимость построения именно такой геологической модели вертикальной миграции регионального перемещения газа из нижних зон в верхние предопределяется как региональным характером накопления исходного ОВ в осадочных толщах и последующей газогенерацией, так и региональной первичной миграцией газа, а также чрезвычайно низкой интенсивностью этих процессов. Струйное поступление газа из нижних зон в верхние возможно лишь на локальных участках (прорыв газа из ловушек через породы покрышки, разрывные нарушения). Вертикальная струйная миграция УВ не может осуществляться повсеместно и одновременно. И, наоборот, региональная вертикальная миграция, происходящая одновременно и повсеместно на большой территории, не может быть струйной.
По мнению В.П. Савченко (1952 г.), современные залежи нефти и газа образовались главным образом за счет перераспределения УВ между ловушками посредством струйной миграции, а первичная миграция нефти и газа, в какой бы форме она ни происходила, для большинства нефтегазоносных районов является давно прошедшим этапом (1977 г.).
Таким образом, понятие о первичных и вторичных залежах имеет у В.П. Савченко иное толкование по сравнению с распространенным представлением, согласно которому первичными являются залежи, образовавшиеся в газоматеринской толще (в проницаемых ее прослоях), а вторичными – возникшие за пределами газоматеринских комплексов. Однако деление залежей на первичные и вторичные по признаку, предложенному В.П. Савченко, не вызывает принципиальных возражений.
Первичные и вторичные залежи формируются на конечных этапах за счет струйного газа с той лишь разницей, что при образовании первичных струйная миграция происходит лишь в самой ловушке или в ее границах улавливания, а при формировании вторичных переток УВ совершается из одной ловушки в другую или же из одного природного резервуара в другой. Вторичные скопления формируются в результате аккумуляции газа, до этого находившегося в залежах в концентрированном и газообразном состоянии. Первичные содержат газ, который прежде был рассеянным (в газообразном или растворенном состоянии).
При формировании первичных залежей, как показал В.П. Савченко, вертикальная миграция газа в пластах-коллекторах (от их подошвы до кровли) происходит в основном в растворенном состоянии. При незначительной интенсивности образования избыточного газа последний переносится в диффузионном потоке к кровле пласта, где и образуется газовая фаза. Выделившийся из пластовых вод газ в прикровельной части мигрирует в струйном виде, но уже не в вертикальном, а в латеральном направлении. Газ движется по восстанию слоев и аккумулируется в ловушках. Таким образом, формирование газовых залежей завершается аккумуляцией струйного газа, который до этого мог находиться в ином состоянии.
Широкомасштабная повсеместная региональная вертикальная миграция в осадочных толщах из газоматеринских и перекрывающих их отложений осуществляется в основном в растворенном виде (в диффузионном потоке).
Роль диффузионных процессов при формировании газовых залежей изучена не в полной мере. Несомненно, что диффузия способствует миграции газа в вертикальном направлении. Это приводит не только к рассеянию газа (из образовавшихся залежей в периоды их разрушения), но и концентрации его (в периоды газонакопления). Естественно, что эта миграция влечет за собой не только вынос газа из водогазонасыщенного пласта, но и поступление его в другой пласт, из которого, в свою очередь, газ также выносится в диффузионном потоке в следующий вышележащий слой и так далее.
В вертикальной и латеральной миграции, в «рассеянной и концентрированной» формах движения газа находят свое выражение процессы газонакопления в верхних и нижних зонах катагенеза, в результате которых образуются газовые залежи, как во внутренних, так и внешних, окраинных, частях осадочных бассейнов.
Средняя интенсивность этих процессов за какой-либо отрезок геологического времени, например за этап погружения, соизмерима с интенсивностью диффузии газа в водонасыщенных, точнее водогазонасыщенных, породах, что эти процессы имеют региональный характер и, следовательно, в определенных геологических условиях формирование первичных газовых залежей происходит за счет вертикальной региональной миграции первично-рассеянного газа из глубокопогруженных материнских пород в вышележащие отложения. Эта модель формирования первичных газовых залежей центрального типа представляется нам наиболее обоснованной для газоносных регионов, приуроченных к глубоким впадинам, в нижней части разреза
2. Сейсмическая съемка преломления воды
Сейсмический метод основан на свойствах распространения упругих волн в земной коре. Упругие волны искусственно создаются в земной коре путем взрывов в мелких скважинах. Законы движения сейсмических волн, идущих от места взрыва, аналогичны законам движения звуковых волн. Скорость распространения упругих волн в различных породах различна. Так, например, скорость их в глинах изменяется в пределах 1,8–2,1 километра в секунду, в известняках 3,2–5,5, в кварцитах 4–7 километров в секунду. Упругие волны способны преломляться при переходе из одной среды в другую, подобно тому как это происходит со световыми волнами при переходе их из одной, среды в другую, например из воздуха в воду. Встретив на своем пути препятствие из плотных пород, сейсмические волны отражаются от них, подобно тому как отобржаются звуковые волны от стен, образуя эхо.
В твердом теле при внезапном приложении силы возникают упругие колебания, или волны, называемые сейсмическими, сферически распространяющиеся от источника возбуждения. Сведения о внутреннем строении Земли получают по результатам анализа времен пробега сейсмических волн от источника колебаний к регистрирующим устройствам (времена пробега волн зависят от плотности среды на их пути).
Сейсмические волны генерируются или искусственными взрывами в неглубоких скважинах, или с помощью механических вибраторов. В морской сейсмике для возбуждения сейсмических волн используется пневмопушка. Применяются также эхолотные излучатели упругих колебаний большой мощности, электроискровые разряды и другие средства.
Направленные вниз генерируемые волны, достигая геологической границы (т.е. пород, состав которых отличается от вышележащих), отражаются подобно эху. Регистрация этого «эха» детекторами называется методом отраженных волн. Преломляющиеся на геологической границе волны распространяются также и горизонтально (вдоль ее поверхности) на большие расстояния, затем вновь преломляются, следуют к земной поверхности и регистрируются вдали от сейсмического источника.
Регистрация сейсмических волн ведется чувствительными приборами сейсмоприемниками, или геофонами, которые располагаются на земной поверхности или в скважинах на определенном расстоянии от места возбуждения волн. Геофоны преобразуют механические колебания грунта в электрические сигналы. При морских исследованиях для регистрации сейсмических волн используются детекторы давления, называемые гидрофонами. Упругие колебания записываются в виде трассы на бумаге, магнитной ленте или фотопленке, а в последнее время обычно на электронные носители. Интерпретация сейсмограмм позволяет измерить время прохождения волны от источника до отражающего слоя и обратно к поверхности с точностью до тысячных долей секунды. Скорость сейсмических волн зависит от упругости и плотности среды, в которой они распространяются. В воде она составляет ок. 1500 м/с, в неконсолидированных песках и почвах, содержащих воздух в поровых пространствах, – 600–1500 м/с, в твердых известняках – 2700–6400 м/с и в наиболее плотных кристаллических породах до 6600–8500 м/с (в глубинных слоях Земли до 13 000 м/с).
Отражение. При использовании метода отраженных волн регистрация осуществляется набором геофонов, равномерно располагающихся на земной поверхности на одной линии с источником возбуждения. Обычно используется 96 групп геофонов, каждая из которых насчитывает от 6 до 24 соединенных вместе приборов.
Поскольку известны расстояние до геофона и скорость распространения сейсмических волн в изучаемых породах, по временам пробега волн можно рассчитать глубину отражающей границы. Путь волны может быть описан в виде двух сторон равнобедренного треугольника (так как угол падения равен углу отражения), а глубина отражающего слоя соответствует его вершине. Суммарная длина сторон такого треугольника равна произведению времени прохождения волны и ее скорости. Глубины поверхности отражения рассчитываются в пределах достаточно обширной площади, что позволяет проследить конфигурацию пласта, обнаружить и нанести на карту соляные купола, рифы, разломы и антиклинали. Любая из этих структур может оказаться нефтяной ловушкой.
Преломление. Методом преломленных волн исследуются литология и глубина залегания горных пород, а также конфигурация залежей и геологических свит. Он используется и при инженерно-геологических изысканиях, в гидрогеологии, морской и нефтяной геологии. Сейсмические волны возбуждаются близ земной поверхности, а детекторы, регистрирующие преломленные волны, расположены на земной поверхности на некотором расстоянии от источника колебаний (иногда удаленном на многие километры). Первой достигает детектора та преломленная волна, которая следовала по кратчайшему пути от источника к приемнику. По годографу (графику времени прихода первого импульса волн к сейсмоприемникам, расположенным на разных расстояниях от источника) определяют скорость распространения волн, а затем вычисляют глубину залегания преломляющей поверхности.
Для успешного применения метода следует знать свойства пород, залегающих а данном районе. Поэтому необходимо иметь хотя бы один изученный разрез глубокой скважины. Сейсмическая разведка является одним из наиболее распространенных методов, применяемых для открытия структурных поднятий. В последние годы, в равнинных районах этот метод в сочетании с электроразведкой, а иногда и другими геофизическими методами, дает возможность обнаруживать антиклинальные поднятия там, где геолого-структурная съемка оказалась бессильной.
Список использованной литературы
1 Паркер В.Г. «Миграция и аккумуляция нефти и природного газа» 1948 г., 176 с.
2 Ерёменко Н.Л. «Геология нефти и газа». М. Недра, 1961 г. 372 с.
3 Жданов М.А. «Нефтегазопромысловая геология». М. Недра. 1962 г. 537 с.
29-04-2015, 00:49