Роль нефти и газа в мировой политике и экономике состав и физико-химические свойства нафтидов горные породы как вместилища нефти и газа

Под миграцией нефти и газа понимается любые перемещения в пределах литосферы. Различают два вида миграции - первичную (раздел 5.4), протекающую в нефтегазоматеринских породах, и вторичную, протекающую в проницаемых породах и приводящую как к формированию залежей нефти и газа, так и к их разрушению.

Основными факторами вторичной миграции являются Гравитационный и гидравлический факторы.

Под гравитационным фактором вторичной миграции нефти и газа Понимают действие силы тяжести. Под действием силы тяжести капли нефти и газа, попадающие в насыщенную водой породу-коллектор, будут •сплывать в кровельную часть пласта. Под действием сил всплывания (" архимедова сила") газ займет более высокое положение в пласте по сравнению с нефтью, в силу разностей их плотностей. Перемещению капель нефти или газа под действием силы всплывания препятствует капиллярное давление, существующее в заполненном водой пустотном пространстве породы. Перемещение капель нефти или газа возможно только в случае когда сила всплывания (давление прорыва, по В.П.Савченко) превысит величину капиллярного давления. Величина капиллярного давления зависит от размеров пор, межпоровых каналов, трещин, от степени гидрофильности породы, от сил возникающих на Поверхностях разделов нефть - вода, газ - вода и нефть - газ.

Под гидравлическим фактором вторичной миграции нефти и газа понимают действие градиентов давления, существующих в Гидродинамических системах. В случае существования в гидродинамической системе (инфильтрационной, элизионной, см. раздел 4.3) разных приведенных давлений, в системе возникают условия для движения воды. В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа. В этом же направлении могут передвигаться в кровельной части проницаемого пласта струи нефти и газа в свободной фазе. В этом случае перемещению капель нефти и газа также будут препятствовать капиллярные явления.

Выделяются три основные формы миграции. УВ перемещаются в пределах коллектора - вместе с водой в водорастворенном состоянии, в истинных и коллоидных растворах (пассивные формы миграции); - в свободном состоянии; - в виде ретроградных растворов.

Исходя из соотношения объема газов, находящихся в водорастворенном состоянии и в свободном (промышленные запасы газа составляют по оценке Л.М.Зорькина (1975), менее 10% от растворенных в воде), можно предположить, что наиболее универсальным механизмом вторичной миграции газообразных УВ является миграция газа в водорастворенном состоянии. В настоящее время нет единого взгляда на механизм формирования газовых скоплений.

Одни исследователи (В.П.Савченко, А.Л.Козлов и др.) считают, что скопления газа формируются в результате струйной миграции газа; другие (Н.М.Кругликов, В.Н.Корценштейн, А.Е.Гуревич и др.) придерживаются мнения о преобладающей роли в формировании месторождений газа, мигрирующего в водорастворенном состоянии.

Строго говоря, даже в случае формирования скопления газа за счет водорастворенных УВ необходимо допускать перемещение свободного газа. Другими словами, в схеме: углеводородные газы, растворенные в воде - скопление углеводородных газов всегда должно быть промежуточное звено - миграция газа в свободном состоянии. Т. е выделившийся, в силу тех или иных причин, в свободную фазу газ должен до ловушки мигрировать в свободном состоянии (за исключением того случая, когда газ выделяется из воды непосредственно в ловушке).

Жидкие УВ могут мигрировать с движущейся водой в виде истинных и коллоидных растворов.

Экспериментально установлена растворимость жидких УВ в воде, которая возрастает с увеличением температуры и давления.

По данным Л.Прайса (Price, 1976), при температуре 150°С содержание нефти в пластовой воде может достигать 130 г/л.

Огромный объем газов находящихся в водорастворенном состоянии обуславливает и возможность нахождения в литосфере газов в свободном состоянии.

Причин вызывающих выделение водорастворенного газа в свободное состояние, много. Основными из них, по Е.А.Гуревичу и др. (1972), являются: восходящее движение подземных вод, подъем водоносных толщ, содержащих газонасыщенные воды, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод, движение потока газонасыщенных вод через температурную зону, при которой растворимость углеводородных газов минимальна (для метана 70-90°С), смешение газонасыщенных вод различной минерализации. Выделяющиеся пузырьки газа всплывают в кровельную часть пласта-коллектора и создают критическую > газонасыщенность, при которой начинается фильтрация газа. Другими словами, выделяющийся в свободное состояние водорастворенный газ как бы "подготавливает пути" для струйной миграции, которая по В.П.Савченко (1968), начинается при достижении газонасыщенности в 10-15%.

СП.Максимов с соавторами (1977) считали, что высокая газонасыщенность проницаемых пластов способствует и латеральной миграции нефти в жидкой фазе.

Л.Леворсен (1970) отмечал, что движение нефти и газа должно сопровождаться увеличением размеров их скоплений в результате захвата по пути движения рассеянных в воде нефтяных и газовых капель, что приведет к увеличению плавучести этих скоплений.

При совместной миграции нефти и газа в силу различия плотностей неизбежно происходит дифференциация - газ заполняет наиболее высокие гипсометрически участки ловушек. При наличии на одном структурном элементе (моноклинали, гомоклинали, склоне крупного поднятия) цепи ловушек дифференциация нефти и газа проявляется наиболее отчетливо. Этот принцип дифференциального улавливания УВ был высказан в 50-е годы советским ученым С.П.Максимовым и канадцем В.Гассоу ("принцип Максимова-Гассоу"). На рис. 29 показана принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа по С.П.Максимову. В случае 1 приведена схема для ситуации, когда пластовые давления в залежах нефти ниже давления насыщения газа. В ситуации II приведена схема для ситуации, когда давление насыщения газа будет меньше пластового давления. Для первого случая, если наиболее погруженные антиклинальные складки или купола полностью заполнены газом, то нефть они улавливать не будут. Нефть будет мигрировать дальше вверх по восстанию пласта. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение двух наиболее погруженных ловушек, то в следующей, более высокоозалегающей, скопится нефть или нефть с газовой шапкой. В следующей по восстанию ловушке скопится нефть. Для второго случая , самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом. При миграции нефти в гипсометрически более ловушки, где пластовое давление может оказаться ниже давления насыщения, газ начнет выделяться из нефти и образовывать газовые шапки или чисто газовые залежи. В этом случае самые высокие ловушки могут оказаться снова чисто нефтяными.

Рис. 29. Принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа в Последовательной цепи ловушек (по С.П.Максимову).

1 - нефть, 2 - газ.

1 –Р _пл< Р_нас ; II –Р _пл > Р _нас.

Распределение залежей нефти и газа в соответствии с принципом дифференциального улавливания установлено во многих нефтегазоносных регионах мира. На рис. 30 приведено распределение залежей нефти и газа в альбских отложениях Ейско-Березанского района Краснодарского края.

Существуют самые разные суждения о масштабах (расстояниях) латеральной миграции. Так, Б.С Коротков и В.Ф.Симоненко (1977) считают, что формирование залежей нефти и газа может протекать без существенной латеральной миграции. К.Б.Аширов с соавторами (1977) ограничивают масштабы латеральной миграции первыми десятками



Рис. 30. Распределение залежей нефти и газа в альбских отложениях в Ейско-Березанском районе Краснодарского края (Еременко, 1968).

1 - газоконденсатные месторождения; 2 - газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой; 3 - предполагаемые газонефтяные месторождения; 4 -предполагаемые пути миграции углеводородов; 5 - стратоизогипсы по кровле саятонских известняков.

километров. Для Западной Сибири, по мнению И.И.Нестерова, характерно формирование залежей УВ за счет "ближней" миграции, расстояние которой не превышает длины склонов поднятий. А.Л.Козлов (1977) отмечал, что масштабы латеральной миграции определяются размерами бассейна и конкретными геологическими условиями, а дальность миграции может колебаться от немногих километров до 200-300 км и даже 500 км. С.П.Максимов и др. (1977) предлагали выделять три типа латеральной миграции УВ: местная и локальная (расстояние до 5-20 км), региональная (от 30 до 100 км) и дальняя, охватывающая несколько зон нефтегазоскопления (многие сотни км). Эти же авторы пишут, что дальность миграции УВ зависит от ряда факторов - структурного, литолого-фациального, гидродинамического, физико-химического и историко-геологического.

Говоря о дальности латеральной миграции, по видимому, необходимо иметь ввиду следующее. Вряд ли можно говорить о широком фронте мигрирующих латерально вверх по восстанию пластов углеводородов. Латеральная дальняя миграция может осуществляться только в случае движения УВ в ограниченном объеме пород, слагающих различной протяженности "каналы". Такие "каналы" могут быть приурочены, в

первую очередь, к гребням (по К.Н.Кравченко) и к осевым частям антиклинальных зон, осложняющих моноклиналь (по В.П.Савченко).

В подобном случае латеральная миграция УВ в свободном состоянии может осуществляться на значительные расстояния. Движение по такому каналу представляет собой непрерывно-прерывистый процесс. Непрерывность процесса обусловлена непрерывностью генерации УВ в зоне генерации и их концентрацией за счет всплывания в кровельной части пласта-коллектора. Дискретность процесса обусловлена ограниченным во времени сохранением соотношения: архимедова сила > капиллярного барьера. В таком случае дальнюю миграцию УВ в свободной фазе следует представлять не как движение непрерывной струи, а как дискретное перемещение "капель" по "каналу". Толщина "капель" (определяющая архимедову силу), при которой последняя приходит в движение, будет определяться конкретными физико-геологическими условиями. Создающаяся в "канале" при движении "капель" остаточная нефте- и газонасыщенность будут способствовать снижению величины капиллярного давления.

В качестве примеров формирования скоплений нефти в результате дальней латеральной миграции можно привести месторождение тяжелых нефтей Атабаски во впадине Альберта (рис. 31). Песчаники формации Клируотер, вмещающие месторождение, находятся в зоне развития буроугольной стадии метаморфизма углей. А материнские породы девона и нижнего мела находятся на расстоянии около ISO км западнее. Предполагается, что эти месторождения могли образоваться в течение длительной миграции УВ (в течение всего палеогена и неогена) на восток по поверхности несогласия в основании меловых отложений. В качестве другого примера можно привести Верхнечемедикенское нефтидопроявление в нижнеюрских песчаниках, залегающих трансгрессивно на кембрийских отложениях на юго-восточном склоне Анабарской антеклизы, которое образовалось в результате дальней латеральной миграции нефти из Вилюйской синеклизы. О генетической принадлежности этих нефтей к верхнепалеозойским отложениям можно судить изотопному составу углерода нефтей, полученных из пермских и нижнетриасовых продуктивных горизонтов на Средневилюйском и Толон-Мастахском месторождениях (рис. 32).

Важное значение в процессе вторичной миграции и аккумуляции УВ играет и вертикальная миграция. В первую очередь, это обязательное участие вертикальной компоненты в латеральной миграции, выражающееся в вертикальных перетоках флюидов по "гидрогеологическим окнам", зонам разрывных нарушений. Другими словами, латеральная миграция в большинстве случаев является ступенчатой, в которой сочетаются движение по пласту и перетоки из одного пласта в другой. Вертикальная компонента латеральной миграции,

Рис. 31. Месторождения тяжелых нефтей Атабаска (Альберта, Канада).

Рис. 32. Изотопный состав нефтей месторождений Вилюйской синеклизы и окисленной нефти Верхнечемедикенского месторождения.

1 - положение ГЗН, месторождения : 2 - газовые и газоконденсатные, 3 -окисленной нефти, 4 - содержание изотопа С¹³ в углероде нефтей.

отличающаяся прежде всего большей скоростью движения за счет более высокого градиента давлений, сопровождается значительными превращениями мигрирующих флюидов (здесь не имеется ввиду вертикальный переток через покрышку).

И.В.Высоцкий (1982), рассматривая процессы первичной и вторичной миграции с историко-генетических позиций, выделяет три стадии, различные по формам миграции:

1) водоэкстракционная (эллиозная), в течении которой эмиграция и миграция жидких УВ происходит в водорастворенном состоянии. Нижняя граница этой зоны определяется по пористости глин - при пористости глин - при пористости 5% и ниже вода из глин не отжимается. На этой стадии образование крупных скоплений УВ не происходит;

2) после элизионная (безводная) характеризуется замедлением
процесса эмиграции УВ из материнских отложений. На этой стадии
процессы генерации превалируют над процессом эмиграции - происходит
накопление УВ в материнской толще. (Добавим, что эта стадия достаточно
четко фиксируется, например, по изменению битумоидного коэффициента
в глинах и аргиллитах с максимальной глубиной погружения -
коэффициент нарастает с глубиной, достигая максимума в интервале
глубин 2-4 км, а затем снижается; это было показано Н.Б.Вассоевичем,
Ю-И.Корчагиной и др. для Западного Предкавказья, А.Э.Конторовичем
для Западной Сибири, А.М.Акрамходжаевым для Ферганской впадины и

др-);

Время и место проявления этих стадий, по мнению И.В.Высоцкого, определяется соотношением в разрезе толщин глинистых нефтематеринских свит и емкостей пород-коллекторов.

Суммируя вышеизложенное, можно констатировать, что в эволюционирующем ОПБ по мере снижения емкостных свойств пород, увеличения температуры и давления происходит смена пассивных форм миграции УВ (водорастворенное состояние, коллоидные растворы) активными формами. Доли массопереноса тем или иным механизмом определяется многими факторами, ведущими из которых являются тип и количество ОВ, состав и строение разреза, скорость осадконакопления.

6.2. Образование залежей нефти и газа

Существуют самые разнообразные представления о времени формирования залежей нефти и газа. Если суммировать все эти взгляды об образовании залежей нефти и газа, то можно констатировать, что они могут образоваться практически на любом этапе развития осадочного бассейна - от диагенетической стадии преобразования осадка и захороненного в нем ОВ до завершающей фазы складчатости, а также на любом отрезке постскладчатой истории осадочно-породного бассейна. Другими словами, после поступления УВ в породу-коллектор в условиях оптимального сочетания геологических и физико-химических факторов могут возникнуть условия для аккумуляции нефти или газа. Как уже отмечалось выше, на фоне превалирующего процесса, - процесса рассеивания УВ, существование залежи нефти или газа рассматривается как состояние динамического равновесия. Нарушение этого равновесия (например, в результате расформирования ловушки, утраты покрышкой изолирующих свойств и т.д.) приведет к расформированию залежи. Исходя из этого логично допустить, что какая-то часть существующих на современном этапе развития литосферы залежей нефти и газа образована углеводородами, неоднократно в геологическом прошлом образовывавшими залежи нефти и газа, находившиеся в этом же бассейне в других структурно-геологических условиях.

В настоящее время используется довольно много способов (методов) определения времени и продолжительности формирования месторождений нефти и газа. В самом общем виде их можно подразделить на две группы: геологические методы и методы, основанные на составе и свойствах УВ. Все эти методы основываются на определенных допущениях и ограничениях, вследствие чего достоверность результатов в большинстве случаев невысока, а временные интервалы могут варьировать в очень широких пределах.

Среди геологических методов отметим геолого-генетический и минералогический.

В основе геолого-генетического метода лежит анализ историко-генетических причинно-следственных связей, определяющих генерацию УВ, и пространственно-временных соотношений между зонами генерации и аккумуляции УВ в пределах осадочного бассейна. Методом ретроспективных реконструкций определяется время прохождения той или иной частью разреза зон генерации УВ, определяются палеотемпературы и степень катагенетической преобразованное™ пород и ОВ. На основании химико-битуминологических данных определяются масштабы генерации УВ разного фазового состава. Определяются направления возможной латеральной миграции УВ.

Образованию залежи нефти или газа предшествует возникновение условий для их аккумуляции, т. е. формирование ловушки. Следовательно, более или менее определенно в большинстве случаев можно говорить о периоде развития того или иного осадочного бассейна, в течении которого не могли образоваться залежи нефти или газа. Длительность такого периода может быть самой различной.

Так, по данным французских и канадских геологов и геохимиков (Б.Тиссо, Дж.Деру и др.) гигантские залежи тяжелых нефтей на западном склоне Канадского щита (Атабаска, Вабаска и др.) образовались как за счет палеозойских, так и мезозойских нефтей. Эти исследователи, рассматривая условия генезиса и миграции УВ на западном склоне Канадского щита (впадина Альберта), отмечают, что девонские отложения могли реализовать свой генерационный потенциал только в конце мела и начале палеогена. Другими словами, крупнейшие месторождения нефти Редуотер, Ледюкс, Вудбенд приуроченные к рифовым постройкам среднедевонского возраста, протягивающимися в субмеридиональном направлении вдоль западного склона Канадского щита, могли сформироваться не раньше мелового периода. В качестве аналогичного примера можно привести крупнейшее нефтяное месторождение Алжира Хасси-Месауд (рис. 33). Продуктивные горизонты приурочены к породам кембрия-ордовика, которые с резким несогласием перекрываются солеяосными отложениями триаса. Это месторождение сформироваться, исходя из постулатов осадочно-миграционной теории, не раньше мелового периода.

Рис. 33. Профильный разрез месторождения Хасси-Мессауд (Справочник..., 1976).

1 - кварциты и песчаники; 2 - песчано-глинистые породы; 3 -аргиллиты; 4 -глинисто-ангидритовые породы; S - каменная соль; 6 - андезиты; 7 - фундамент; 8 -нефть.

С другой стороны есть примеры, когда диапазон времени возможного формирования залежей исчисляется первыми миллионами лет. Так А.Леверсен (1958 г.) рассчитал, что продолжительность формирования залежей месторождения Кетлмен-Хилс (Калифорния) составляла от 0.1 до 1 млн. лет. Ф.М.Багир-Заде (1969) установил, что время формирования залежей на Апшеронском п-ве в продуктивной толще плиоценового возраста составляло 0.78-0.97 млн. лет. Такой же порядок цифр приводится для ряда месторождений Мексиканского залива, Плоештинско-Фокшанской области Предкарпатского прогиба (Румыния) и др. Все эти примеры относятся к месторождениям, приуроченным к кайнозойским отложениям и скорее всего могут рассматриваться как показатели длительности формирования месторождений нефти и газа.

В основе минералогического метода лежит допущение того, что УВ находящиеся в породе-коллекторе затормаживают процессы их катагенетического преобразования. В результате чего в породах-коллекторах, содержащих нефть или газ степень катагенетической преобразованное™, ниже, чем в аналогичных породах, содержащих воду. В низовьях р. Лена регионально распространены битумонасыщенные песчаники пермского возраста. По характеру структурно-вещественных изменений обломочной части этих песчаников, соответствующих определенной степени катагенетической преобразованности и на основании ретроспективных реконструкций можно сделать вывод о том, что нефть в этот песчаник попала в конце юрской эпохи (Сафронов, 1992).

О времени формирования месторождения можно судить и по характеру вторичной минерализации в зоне ВНК и ГВК. В результате

окислительно-восстановительных процессов на этих контактах образуется специфическая минералогическая ассоциация, по которой можно судить о положении палеоконтакта. Так, в карбонатных коллекторах в зоне ВНК часто возрастает количество вторичного пирита.

Среди методов, основанных на свойствах и составе УВ, можно упомянуть гелий-аргоновый метод. В основе гелий-аргонового метода положено соотношение изотопов гелия *Не и аргона ⁴⁰Аг в газе. Предполагается, что аргон имеет космическое происхождение и более или менее равномерно распределен в земной коре. Для гелия принимается его радиоактивное происхождение и рассчитывается скорость его накопления в водах или газах. Возраст газа определяется по отношению (Не/Ar) хпх млн. лет, где п - коэффициент пропорциональности. В формуле В.П.Савченко (1935) он равен 77.1, а в формуле А.Л.Козлова (1951) -11.5.

Все перечисленные способы (методы) определения времени формирования дают относительные величины, но комплексное использование этих способов повышает достоверность получаемых результатов.

ГЛАВА 7. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

По определению И.О.Брода, под месторождением следует понимать отдельную залежь нефти или газа или совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом.

Количество залежей в месторождении может быть самым разным. Существует много месторождений, состоящих из одной залежи. Например, Талаканское газонефтяное месторождение на юго-западе Республики Саха (рис. 34), крупнейшее месторождение Ист-Тексас в США (рис. 35)и др. Максимальное число залежей в одном месторождении достигает 30-40. К многозалежным месторождениям относится большинство месторождений Апшеронского полуострова в Азербайджане(рис. 36).

Рис. 34. Профильный разрез Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения.

1 - доломиты; 2 - слабопроницаемые доломиты; 3 - соли; 4 - газ; 5 - нефть; б -вода.

Рис. 35 Профильный разрез нефтяного месторождения Ист-Тексас.

1. 
   –известняк; 2 – глина; 3 – песок; 4 – нефть; 5 – поверхность несогласия.
   

1 - разрывные нарушения; 2 - нефть; 3 - газ; 4 - брекчированные породы.

В случае присутствия в месторождении нефти и газа, то при указании типа месторождения на первое место ставится компонент с меньшей величиной запасов. Если преобладает нефть, месторождение газонефтяное, если газ - нефтегазовое и т.д.

Месторождение является промышленным, если содержит хотя бы одну промышленную залежь.

По величине запасов месторождения подразделяются в России следующим образом:

Размер месторождений Извлекаемые запасы нефти, Балансовые запасы газа,

млн.т. млрд.м³

мелкие меньше 10 меньше 10

средние 10-30 10-30

крупные 30 - 300 30 - 500

уникальные больше 300 | больше 500

7.1. Классификация месторождений нефти и газа

Существует несколько классификаций месторождений. В основе этих классификаций присутствует структурный фактор; кроме того в некоторых классификациях учитывается приуроченность месторождений к определенным крупным тектоническим элементам, а также тип залежей.

Наиболее удобно классифицировать месторождение нефти и газа по типам ловушек, к которым приурочены эти месторождения.

В соответствии с этим можно выделить два основных класса месторождений - антиклинальный и неантиклинальный.

Класс месторождений нефти и газа неантиклинального типа. В этот класс объединяется широкая гамма месторождений, среди которых могут быть выделены группы месторождений, приуроченных к простым антиклинальным структурам, к антиклинальным структурам, осложненным разрывными нарушениями, к антиклиналям с несовпадением структурных планов по отдельным частям разреза, к антиклинальным структурам, осложненным соляной тектоникой, грязевым вулканизмом, к антиклинальным структурам, осложненным надвиговыми дислокациями.

На рис. 37 показан пример простой по строению пологой складки, к которой приурочено несколько залежей нефти с самостоятельными водонефтяными контактами для каждой залежи. На рис. 38 показан пример месторождения, приуроченного к брахиантиклинали, осложненной грязевым вулканом. На рис. 39 показан разрез антиклинальной складки, осложненной системой ступенчатых сбросов, к которой приурочено

Рис. 37. Профильный разрез нефтяного месторождения Санта-Фе-Спрингс. Калифорния. (Леворссен, 1970).

Рис. 38. Профильный разрез месторождения Локбаташ. Азербайджан (Еременко, 1964).

Рис 39. Профильный разрез месторождения Серия. Бруней (Справочник..., 1976). Свиты: 1 - Лианг, 2 - Серия, 3 - Мири; 4 - серия Сетап, 5 - продуктивные песчаники, 6 - разрывные нарушения.

месторождение Сериа (Бруней). На рис. 40 показан пример приуроченности нефтяного месторождения к антиклинальной структуре осложненной надвигом.

Рис. 40. Профильный разрез месторождений Земеш, Тазлэу и Станешть. Румыния (Еременко, 1964)

1 - миоцен; 2 - нижний миоцен - олигоцен; 3 - олигоцен; 4 - минилитовые слои; 5 -слои клива; 6 - эоцен, а - краевой надвиг, б - нефтяные залежи в олигоценовых отложениях. I - IV - нефтяные горизонты.

Месторождения группы, приуроченных к ловушкам литологического типа, чаще всего встречаются на крупных моноклиналях, на склонах крупных поднятий, бортах впадин разного генезиса. Месторождения приурочены к зонам выклинивания по восстанию песчаных слоев. В качестве примера можно привести крупнейшее в Канаде месторождение Пембина, приуроченное к зоне выклинивания песчаных слоев мелового возраста. Кроме того, продуктивны трещиноватые аргиллиты юрского возраста и известняки нижнего карбона (рис. 41). Всего на месторождении установлено 38 залежей. Месторождения этой группы приурочены и к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 42). Широко развиты месторождения, приуроченные к песчаным баровым телам, к песчаникам русловых фаций палеорек. В качестве первого можно привести пример газового месторождения Сикс-Лейке (штат Мичиган, США), где залежь газа приурочена к прибрежному песчаному бару (рис. 43) видно плоское основание и выпуклая кровля песчаника Огрей (нижнекаменноугольного возраста). Довольно широко распространены месторождения нефти и газа, приуроченные к песчаникам русловых фаций палеорек. Они представляют собой весьма прихотливые в плане полосы "шнурковых" залежей (рис. 44). "Шнурковые" залежи бывают приурочены и к песчаниковым телам в палеодельтах. К этой же группе относятся месторождения нефти и газа, приуроченные к песчаным линзам, залегаю-

Рис. 41. Профильный разрез месторождения Пембина. Канада (Бакнров и др., 1971) 1 - пески и песчаники; 2 - глинистые сланцы и глины; 3 - пески с прослоями глин; 4 - известняки и доломиты; 5 - нефть.

Рис. 42. Профильный разрез месторождения Пикетт-Ридж. Техас. США (Леворсен, 1970).

Рис. 43. Профильный разрез газового месторождения Сикс-Лейкс. Мичиган. США (Леворсен, 1970).

Рис. 44. Нефтяная залежь в тульском горизонте (нижний месторождения . Самарская область (Еременко, 1964).

карбон) Покровского

щим в слабопроницаемых породах. В качестве примера можно привести месторождение Дора (штат Оклахом, США); залежь нефти приурочена к линзе песчаников, которая почти полностью окружена слабопроницаемыми глинистыми породами. На рис. 45 показана блок-диаграмма этой линзы. Не исключено, что к литологическому типу следует отнести и некоторую часть гидродинамически экранированных залежей. Можно предположить, что в этих случаях "экраном" служит не гидравлический напор, а капиллярные явления, поскольку капиллярные явления и связанные с ними особенности фазовых проницаемостей во многом обусловлены литологическим фактором.

Рис. 45. Блок-диаграмма песчаного пласта Дора (верхний карбон) на месторождении Дора. Оклахома. США (Леворсен, 1970).

Рис. 46. Профильный разрез месторождения Оклахома-Сити. Оклахома. США (Бакиров и др., 1971).

1 - пески и песчаники; 2 - известняки и доломиты; 3 - нефть.

Рис. 47. Профильный разрез Западно-Тэбукского месторождения. Коми (Нефтегазоносные..., 1983)

С рифом связана залежь пласта Ф|.

Месторождения нефти и газа относимые к палеогеографической группе развиты широко. Их можно подразделить на две подгруппы . месторождения, связанные с рифовыми постройками и месторождения связанные с эрозионными останцами. Рифовые массивы формируются в определенных палеогеографических условиях. Рифовые постройки первично пористы и проницаемы, а облегающие их породы слабопроницаемы, что и создает благоприятные условия для аккумуляции УВ. Месторождения нефти и газ, приуроченные к рифовым постройкам, развиты довольно широко. На рис. 48 и 49 показаны примеры приуроченности месторождений к органогенным рифам. Месторождения нефти и газа, приуроченные к эрозионным останцам, развиты менее широко. В качестве примера месторождения такого типа на рис. 50 приведен разрез месторождения Гротолле-Феррандина (Италия). Основная залежь газа приурочена к эрозионному выступу, сложенному известняками верхнего мела.

Рис. 48. Профильный разрез месторождений Ледюк и Редуотер. Альберта. Канада (Левоосен, 1970).



Рис. 49. Профильный разрез месторождения Совхозное. Волго-Уральская провинция (Нефтегазоносные..., 1983).

1 - глины, алевролиты; 2- песчаники с конгломератами; 3 - известняки; 4 - соль; 5-ангидриты с прослоями доломитов; 6 - газ; 7 - нефть; 8 - ГНК; 9 - ВНК

Рис. 50. Геологический профиль месторождения Гротолле-Феррандина. Италия (Высоцкий, 1979).

1 - песчаники; 2 - глины; 3 - известняки; 4 - газоносные песчаники; 5 - газоносные известняки; 6 - разрывное нарушение; 7 - угловое несогласие.

7.2. Разрушение месторождений нефти и газа

Как уже отмечалось, в литосфере преобладают процессы рассеивания
УВ. Общее количество УВ, находящееся на современном этапе эволюции
литосферы Земли в открытых месторождениях нефти и газа, составляет по
оценкам многих исследователей ничтожную долю УВ, генерированных
органическим веществом верхнедокембрийских-фанерозойских отложений. Так, по расчетам А.Э.Конторовича (1967) запасы природного газа в юрских и неокомовых отложениях Западно-Сибирского бассейна составляют только около 1% от образовавшихся в этих отложениях УВ за время пребывания этих отложений в зоне катагенеза.

Рассеивание УВ представляет собой непрерывнодействующий процесс, который состоит из различных форм: молекулярной, химической (биохимической), физико-химической и механической.

Молекулярная форма разрушения это постоянно действующий механизм диффузионного рассеивания УВ, который играет, чаще всего, незначительную роль в процессе разрушения месторождения.

Процесс разрушения месторождений нефти и газа можно разделить на две ветви - гипергенную и метаморфическую.

Гипергенное разрушение месторождений происходит под действием химической (биохимической), физико-химической и механической форм.

Химическая (биохимическая) форма разрушения месторождений это результат анаэробного и аэробного разрушения углеводородных молекул. Эти процессы происходят в результате бактериальной деятельности. Аэробное окисление (биодеградация) происходит также в результате бактериальной деятельности, но уже в присутствии кислорода. В результате процессов биодеградации (с участием физико-химических процессов) в приповерхностной зоне литосферы образуется широкая гамма нафтидов: мальты - асфальты - асфальтиты - озокериты . гуминокериты, представляющие собой непрерывный ряд продуктов гипергенного разрушения нефтей. В качестве примера скоплений биодеградированных нефтей можно привести- месторождение высоковязких нефтей Атабаска и Оленекское месторождение мальт и асфальтов.

Механическое разрушение заключается в уничтожении денудационными процессами ловушки и связанной с ним залежи. При неполном разрушении возможно образование закированных пород (кир -продукт субаэрального выветривания слабосмолистых нефтей), которые в определенных структурно-тектонических условиях играют роль покрышки, для сохранившейся части залежи.

Метаморфическое разрушение месторождений происходит под действием физико-химических процессов. Разрушение месторождений происходит под воздействием высоких (более 120°С) температур и давлений. В погружающейся в ходе геологической истории залежи может произойти в конечном счете распад жидких УВ на газ (CHt) и твердые минералы (графит).