Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







ФОРМИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА





Выявление условий и времени формирования месторождений углеводородов имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Процессы формирования определяются тектоническими, литологическими, гидрогеологическими и дру­гими факторами, основными из которых являются: характер структур, интенсивность тектонических движений, присутствие НМ-толщи, условия нефтегазообразования, свойства пород-кол­лекторов и флюидоупоров, наличие путей миграции и др. В об­щем виде время начала образования скопления — залежи опреде­ляется моментом формирования ловушки при условии, что к тому времени в бассейне уже начались процессы интенсивной ге­нерации углеводородов.

Образование залежи происходит в результате перемещения микронефти в материнских породах, а затем микронефти-нефти, собравшейся в глобулы, нефтяной эмульсии, «шнурка» нефти в коллекторах до тех пор, пока они не попадут в ловушку. Послед­няя может образоваться и в материнской толще за счет приобре­тения породами коллекторских свойств в каком-то определенном участке. Тогда микронефть-нефть испытывает минимальное пере­мещение. В коллекторе происходит слипание глобул, всплывание их под действием архимедовых сил. В процессе этого движения формируется гомогенная масса-«шнурок», движение которого происходит вверх по восстанию пласта природного резервуара в виде отдельных струй вместе с потоками воды. Поскольку термо­динамические обстановки различаются в разных частях осадочно­го бассейна, потоки движутся из областей больших напряжений, более высоких давлений в область меньших давлений. При этом происходит дифференциация флюидов. Разница в давлениях соз­дается как за счет различного статического давления (нагрузки вышележащих пород), так и за счет складчатых, орогенических и других тектонических процессов. Заметное влияние имеют и ли-тогенетические преобразования пород, особенно процессы деф-люидизации, уплотнения—разуплотнения. Подвижные вещества перемещаются по порам, трещинам, вдоль разрывов и т.д. Гид­равлический фактор имеет большое значение. При инфильтраци-онном режиме в относительно неглубоких горизонтах потоки воды направлены из областей питания вниз по пластам проница­емых пород, их перемещение в некоторых случаях играет роль в процессах формирования залежей. Обычно рассчитывается давле­ние воды в пласте в зависимости от высотной отметки участка питания пласта на поверхности (пьезометрическая поверхность) и глубины залегания пласта в какой-то точке (рис. 7.24). Если пласт сообщается с поверхностью на уровне моря, этот уровень и


является его пьезометрической поверхностью. Гидростатическое давление в любой точке этого пласта будет определяться глуби­ной его залегания в этой точке. Известно, что давление в столбе воды повышается на 1 МПа при погружении на 100 м, плотность воды принимается за единицу. В других случаях, если участки питания пластов расположены выше уровня моря, расчетное дав­ление в них оказывается выше действительного. Распределение величин пьезометрических уровней дает представление о том, в каком направлении перемещаются водные потоки в тех случаях, когда они связаны с поверхностью. Для выяснения направления движения жидкостей в пласте (или между пластами) важно знать положение пьезометрической поверхности (или пьезометричес­ких поверхностей). При больших перепадах уровней в областях питания и разгрузки в последних происходит подъем давления для выравнивания этих уровней. В природе чаще наблюдается постепенное увеличение пластовых давлений с глубиной в соот­ветствии с погружением пласта. Приращение гидростатическо­го давления на единицу расстояния по глубине называется гидро­статическим градиентом.

В более глубоких горизонтах в пласты начинают поступать элизионные воды за счет отжатия главным образом из преобразо­ванных глинистых пород. Их движение в целом направлено вверх и даже может достигать поверхности, если повышенное пласто­вое давление усиливает флюидные потоки. Так происходит в кумской свите на южном предгорном борту Индоло-Кубанского прогиба. На выходах на дневную поверхность песчаных пластов свиты высота подъема над уровнем моря достигает 100 м. Вниз по падению пластовое давление в кумских песчаниках на глубине около 3 км достигает 36 МПа, в то время как в выше- и нижележащих оно гораздо меньше.

Снижение давления при движении потока вверх является важным фактором, так как вызывает дегазацию пластовых вод; в совокупности со снижением температуры это изменяет раствори­мость различных соединений, в том числе нефтяных углеводоро­дов, они могут выделяться из растворов. В случае достижения по­токами поверхности земли или дна водного бассейна возникают участки выделения газа, нефти, появляются сопки или даже грязевые вулканы, в недрах которых могут находиться нефтегазо­вые месторождения.

Интенсивная дегазация пластовых вод происходит при быст­рых поднятиях бассейна или росте структуры внутри его. Пред­полагается, что одной из основных причин возникновения газо­вых скоплений в хадумских отложениях на Ставропольском под­нятии является быстрый рост его в неогеновое время и выде­ление растворенных в воде газов при снижении давления. При подъеме этой крупной структуры перепад между пластовым дав­лением в хадумских песчаниках и более высоким геостатическим давлением в подстилающих и перекрывающих его глинах дости­гал 15 МПа. Можно предположить, что в результате этого боль­шая часть выжимаемого в коллектор газа, растворенного в поро-вых водах, сразу же переходила в свободную газовую фазу. Как показали расчеты, это выделение газа в пределах Ставропольско­го поднятия произошло за время от 35 до 40 тыс. лет. Быстрые подъемы в короткие интервалы времени, по-видимому, особенно характерны для нефтегазоносных бассейнов складчатых областей. Выделение газа здесь происходит в больших объемах, что усили­вает мощный флюидный поток, идущий из недр. Газ несет и нефтяные углеводороды в растворенном виде.

Механизм подъема нефти и газа совместно с водой и отделе­ние их от воды из-за разности удельных плотностей был положен в основу формирования «антиклинальной теории» образования месторождений. В ней был сделан вывод о важной роли в фор­мировании скоплений вдольпластовой, так называемой латераль­ной миграции. В процессе ее может осуществляться дифференци­альное улавливание, принцип которого был изложен в главе 5. Он состоит в том, что при постепенном заполнении ловушек снизу вверх по пласту углеводороды заполняют одну ловушку за другой, при этом в более погруженных находятся преимущест­венно газовые, выше — газонефтяные и еще ваше — нефтяные скопления. В. Гассоу применил этот принцип при анализе рас­пределения нефти и газа в выступах рифогенных известняков свиты Ледюк девонского возраста, протягивающихся вдоль Ска­листых гор в Канаде. В качестве подобного примера можно при­вести распределение залежей в пределах Шапкинско-Юряхин-ского вала в Баренцево-Печорском бассейне. Здесь в более по-


груженной северной части находятся газоконденсатные место­рождения (Василковское и др.), южнее в более приподнятой зоне — газоконденсато-нефтяные (Шапкинское и др.), а в наи­более приподнятой части на юге располагаются нефтяные залежи (Юрьяхинское, Верхне-Грубешорское и Пашшорское). Свидетель­ство возможного вытеснение нефти газом находит подтверждение в существовании многих газовых и газоконденсатных месторож­дений, содержащих в порах коллекторов остаточную нефть. Неф-тенасыщенные керны подняты из пластов Вуктыльского газокон-денсатного месторождения. Предполагается, что Оренбургское месторождение тоже вначале было нефтяным. Но так бывает не всегда. Часто формирование скоплений нефти и газа подчиняется более сложным законам, перемещение воды, нефти и газа проис­ходит не одновременно и не только по пласту вдоль оси основно­го направления складчатости. Поэтому, казалось бы, в сходных условиях одни ловушки являются нефтегазонасыщенными, а дру­гие такого же строения и в тех же пластах — газонасыщенными, а могут и вовсе не содержать залежей.

Вопрос соотношения вертикальной (субвертикальной) и ла­теральной миграции является существенным. Анализ особеннос­тей размещения нефтяных и газовых месторождений показывает, что они неравномерно распространены по площади даже при сходных структурных и других условиях. Создается впечатление, что избирательная насыщенность связана скорее всего с субвер­тикальным подъемом флюидов в определенных местах. В ряде случаев преобладающим является субвертикальный подъем флю­идов. В небольших масштабах такое перемещение часто наблюда­ется при перетоках из одних пластов в другие (вблизи зон разрывов, трещиноватости и др.).

Потоки подвижных веществ с глубин вверх всегда двигаются в сторону меньших давлений в связи с последовательными этапа­ми дефлюидизации при погружении и т.д. Иногда происходит усиление этих потоков в связи с периодическим усилением тек-тоно-сейсмических и иных процессов. Б.А. Соколов полагает, что интенсивные восходящие потоки флюидов по ослабленным зо­нам могут способствовать формированию положительных струк­тур, особенно в платформенном полого залегающим чехле. Аре­алы развития таких структур отмечаются в Западной Сибири. В некоторых случаях создание ловушки и формирование скопле­ния в них углеводородов — процессы взаимосвязанные. Как до­казательство преимущественно вертикальных перемещений угле­водородов в процессе формирования ряда месторождений нефти Среднего Поволжья за счет единого источника в доманиковых слоях девона, К.Б. Аширов и другие ученые приводят сходство нефтей во многих залегающих друг над другом нефтеносных


пластах. Возможности преимущественно вертикального переме­щения существуют на северном борте Бузулукской впадины. Го­ризонты каменноугольного возраста представлены здесь извест­няками и трещиноватыми известковыми глинами, пропитанными нефтью. В вышележащих пермских отложениях развиты тре­щиноватые кремнистые доломиты. В них повсюду прослеживают­ся нефтепроявления. Слои самого верхнего—кунгурского—яруса нижней перми мощностью в десятки метров здесь непостоянны по составу, фациально изменчивы, в разрезе наряду с гидрохими­ческими осадками залегают доломитизированные пористые извест­няки с нефтенасыщением. Таким образом, значительная часть разреза, сложенная разновозрастными отложениями, представля­ет собой сквозной путь субвертикального перемещения нефти. Можно предположить, что образование залежей нефти в вышеле­жащих пластах происходит за счет ее перемещения из более глу­боких горизонтов. В структурах Жигулевских дислокаций нефть проникает до поверхности и образует скопления гудрона. И.В. Высоцкий и В.И. Высоцкий считают, что сообщаемость от­дельных природных резервуаров между собой может быть обеспе­чена разрывами, прорывами соляных штоков, ядер глиняных ди-апиров, интрузивных и вулканических тел.

Процессы формирования залежей и характер их размещения определяются положением в разрезе материнских толщ, характе­ром плохопроницаемых покрышек, их мощностями, выдержан­ностью по площади, соотношением с пластами-коллекторами. Существенно влияет также степень преобразованности пород и вторичные изменения в них, о чем уже говорилось в предыдущих главах.

Условия формирования залежей во многом определяются распределением в разрезе коллекторских пород и флюидоупоров. Маломощные покрышки не всегда способны удержать залежи, и тогда они концентрируются в верхней части нефтегазоносной толщи под региональной более мощной покрышкой, развитой на большой площади. При чередовании в разрезе коллекторов и по­крышек незначительной мощности (обычно метры) залежи нефти и газа образуются в ловушках по всему разрезу, в частности пото­му, что маломощные покрышки при избытке давления могут пропускать углеводороды — тогда возникают многопластовые месторождения.

Все больше накапливающихся факторов свидетельствуют о том, что формирование залежей происходит длительное время и даже может идти постоянно. Особенно это проявляется, если ловушка находится в непосредственной близости от источника питания (нефте- или газоматеринской свиты) или от располо­женной вблизи разрушающейся залежи. Примером такой залежи


являются нефти в заливообразных выклинивающихся песча­ных пластах майкопской глинистой битуминозной толщи в пред­горьях Северо-Западного Кавказа (вблизи Майкопа). Откры­тые И.М. Губкиным в начале XX в. эти залежи долгое время экс­плуатировались, и дебиты скважин постепенно падали. Но после вынужденного почти трехлетнего перерыва добычи во время вой­ны 1941—1945 гг. дебиты скважин повысились, так как за это вре­мя подток нефтяных углеводородов из материнских пород восста­новил залежи.

Другими классическими примерами являются Ахтырско-Бу-гундырское и Зыбзенское месторождения на Кубани. Пластовые сводовые залежи в них первоначально были приурочены к склад­кам, образованным палеогеновыми породами, которые позже в связи с подъемом подверглись глубокому размыву, и залежи были частично или полностью разрушены. Об этом свидетельствуют обломки пород (крупная галька, мелкие валуны) палеогеновых пород, пропитанные загустевшей нефтью и залегающие в основа­нии более молодой трансгрессивной серии Майкопа и вышележа­щих отложений (рис. 7.25). После наступления трансгрессии и перекрытия более молодыми майкопскими отложениями размы­тых складок палеогена вследствии продолжающегося подтока нефти в палеогеновых пластах образовались пластовые стратигра­фически экранированные залежи, у них даже появились газовые шапки. Залежи сформировались и выше поверхности размыва в более молодых выклинивающихся пластах майкопской толщи, может быть, в том числе и за счет материнских пород, входящих в состав этой свиты.

Перерывы в осадконакоплении играют неоднозначную роль. Они могут быть причиной создания так называемого стратигра­фического экранирования, а также являются причиной разру­шения залежей. Кроме того, перерывы создают возможность су­ществования проводящей зоны для перетоков флюидов. В место­рождениях, объединяемых в группу Боливар, в Маракаибском бассейне продуктивные горизонты находятся в меловых, палеоге­новых и неогеновых отложениях. Залежи нефти находятся в мио­ценовых отложениях, падающих в целом моноклинально на юго-запад. Подстилающие слои палеогена, где также есть залежи, наклонены в противоположную сторону и представляют собой оставшееся от размыва крыло антиклинальной складки. Обе зале­жи местами объединяются в единую залежь. Очевидно, существу­ет переток нефти из палеоценовых отложений в песчаные пласты миоценового возраста. Нефти палеогена и более глубоких гори­зонтов сравнительно легкие, а миоценовые песчаные пласты, за­легающие близко к поверхности, содержат залежи тяжелой сер-


нистой нефти, которая поступала из более глубоких горизонтов, а затем окислилась.

О длительности формирования залежей свидетельствуют так­же следы древних водонефтяных контактов (ВНК), обнаружен­ных во многих месторождениях. Следы эти остаются при разру­шении залежи или частичном переформировании ее при некото­рой перестройке структуры ловушки. Следы бывших ВНК оста­ются потому, что на контактах происходят интенсивные химичес­кие и биохимические процессы взаимодействия нефти, веществ, растворенных в подстилающих залежи водах, и продуктов жизне­деятельности бактерий, которые обычно здесь селятся. В резуль­тате вдоль контактов концентрируются загустевшая нефть, пе­реотложенный кальцит и сульфиды. Все эти вещества образуют своеобразную «пробку», которая после перемещения нефти оста­нется на месте и фиксирует былую подошву залежи (положение водонефтяного контакта).


Среди множества месторождений нефти и газа выделяются две крайние категории. Одна из них включает скопления в самих нефте-газоматеринских слоях, где УВ не испытали существенных перемещений (залежи нефти в нефтематеринской баженовской свите, скопления газа в угольных пластах и др.). Другую катего­рию составляют залежи, в которые УВ пришли извне, испытав


более или менее длительное перемещение. В подавляющем боль­шинстве случаев формирование скоплений УВ-флюидов проис­ходит наиболее успешно в непосредственной близости от очагов генерации УВ и над ними. При миграции из ближайших очагов в продуктивных горизонтах обычно наблюдаются неодинаковые по размерам залежи, расположенные друг над другом. Помимо не­равномерного подтока из близлежащих очагов генерации углево­дородов это может объясняться, конечно, и литолого-фациальной изменчивостью пород. Одни литологические разности более бла­гоприятны по своим свойствам для образования в них скопле­ний, а другие — менее. И.И. Нестеров, И.Н. Ушатинский и дру­гие считают, что в Западно-Сибирском НГБ очаги генерации нефти располагаются в тех же толщах, что и нефтяные скопле­ния, и близко от них. Это говорит о том, что нефти концентри­ровались в ближайших ловушках, в пластах с хорошими коллек-торскими свойствами.

При анализе формирования месторождений можно выделить последовательные этапы заполнения отдельных ловушек. Прежде всего это относится к многопластовым месторождениям, в кото­рых видны достоверные признаки вертикального перетока флюи­дов, особенно при маломощных разделах (глинистых и др.) меж­ду продуктивными пластами. В более верхних продуктивных пластах нефть может иметь меньшую плотность, чем в нижних. Это можно объяснить тем, что при просачивании нефти через шюхопроницаемые породы, разделяющие залежи, происходит как бы естественное хроматографирование, более легкие углево­дороды легче просачиваются через разделяющие продуктивные пласты глинистые или иные разделы. При хорошей сообщаемос-ти пластов различия в составе нефтей небольшие.

Свидетельством вертикальных перетоков является наличие газовых скоплений в верхних горизонтах продуктивных толщ нефтегазовых месторождений. В месторождении Узень в Запад­ном Казахстане на Мангышлаке скопления газа в меловых отло­жениях сформировались за счет его перетока из юрских отложе­ний. При этом вверх по разрезу отмечается постепенное сниже­ние содержания в составе газа тяжелых гомологов метана, кото­рый как более легкий идет первым. Если перетоки флюидов меж­ду пластами осуществляются достаточно свободно и между сери­ей пластов существует гидравлическая связь в них образуется «массивная» залежь, имеющая единый ВНК. При формировании залежей нельзя не учитывать и направленного напора воды, кото­рый может создавать перекос нефте- или газоводяного контакта (более высокий уровень со стороны большего напора при движе­нии воды по пластам), и залежь частично смещается на крыло


складки. Такие залежи называют висячими. В случае большого напора вода может вымыть нефть или газ из пласта.

Если межпластовые флюидоупоры более мощные и сложены плохопроницаемыми породами (пластичными глинами и др.), то перетоки затруднены. При наличии залежей с раздельными ВНК, образовавшимися в результате межрезервуарных перетоков, кон­туры и размеры залежей в вышележащих горизонтах часто мень­ше, чем в нижележащих, поскольку они образовались позже, хотя бывают случаи, когда верхние залежи имеют более крупные раз­меры. В этом случае, видимо, играет роль подток газа или нефти не только по вертикали, но и по пластам сбоку. В крупных нефте­газоносных комплексах, разделенных мощными региональными флюидоупорами, первостепенное значение для формирования скоплений имеют «свои» источники генерации углеводородов. Конкретное распределение газовых, нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных залежей зависит не только от того, какие угле­водороды генерируют материнские толщи и от их связи с при­родными резервуарами и ловушками, но и от соотношения плас­товых давлений и давлений насыщения нефти газом.

Газоконденсатные месторождения имеют свои особенности формирования, которые определяются фазовыми переходами уг­леводородных растворов. Газовая фаза может переходить в жид­кую и наоборот. В процессе погружения сжатие при росте давле­ния приводит к появлению жидкой фазы, содержание которой возрастает до определенного предела. Дальнейшее повышение давления вызывает испарение жидкости и растворение образовав­шегося пара в газе. Часть УВ нефти (преимущественно легких) таким образом растворяется в газе. При снижении давления эта часть газовой фазы выпадает в виде конденсата. Кроме того, ма­теринская толща ниже ГЗН может пополнять залежь жирным га­зом и растворенным в нем легкими жидкими УВ. Содержание жидкой фазы в некоторых месторождениях Днепрово-Донецкого бассейна возрастает от 14 см33 на глубине 2450 м (пластовое давление 25 МПа) до 76 см33 на глубине 4320 м (давление 44 МПа). В некоторых случаях содержание конденсата может достигать 800-900 см33 при давлении около 82 МПа, как это отмечено в месторождении Тенгиз в Казахстане.

При погружении залежи в более глубокие горизонты в нее начинает поступать сухой газ из материнской толщи, что умень­шает растворимость жидких УВ в газе и тем самым способствует дополнительно образованию конденсата. Нерастворившаяся в газе нефть может образовать в нижней части залежи своего рода экран, в какой-то степени препятствующий поступлению в верх­нюю часть залежи новых порций УВ, которые будут перетекать в другие структуры.


При воздымании и снижении давления из парообразной сме­си происходит выделение жидких углеводородов и выпадение га­зоконденсата. Он может забивать тонкие капилляры в пластах и затруднять разработку месторождения.

При постоянном поступлении углеводородов ловушка обыч­но заполняется полностью (до замка). При погружении ловушки и росте термобарических условий объем УВ в залежи может уменьшаться за счет сжатия газа, растворения газа в нефти, лег­ких фракций нефти в газе, и в связи с уменьшением объема за­лежь будет заполнять уже не всю ловушку, а часть ее (если, ко­нечно, не приходят дополнительные порции УВ). При подъеме ловушки возникают обратные процессы, и избыток УВ переходит в соседние ловушки или прорывается в более высокие пласты.

Переформирование залежей происходит активно в те перио­ды, когда изменяется структурный план, раскрываются ловушки, возникают разрывы, способствующие перетоку флюидов. Напри­мер, в скибовой зоне Карпат залежи антиклинальных складок были переформированы в результате образования лежачих скла­док, возникновения покровов, и распределение залежей носит очень сложный характер. Современное размещение залежей отра­жает прежде всего современный структурный план, начальное рас­положение нефти и газа может сохраняться только в «запечатанном виде» в случае литологических преобразований пород за пределами залежи (цементация) или по гидродинамическим причинам.

По мере погружения усиливается флюидодинамический фак­тор за счет поступления в осадочный бассейн новых порций флю­идов. Особенно интенсивно субвертикальные перемещения проис­ходят во время активации тектоно-магматической деятельности, когда могут поступать дополнительные объемы флюидов из глубо­ких горизонтов литосферы. В формировании месторождений мо­гут выделяться несколько фаз или этапов образования залежей.

Формирование месторождений зависит от тектонического ре­жима нефтегазоносных бассейнов. Месторождения во внутренних частях платформ обычно формируются в тектонически спокой­ных условиях, для которых характерны пологие слабо выражен­ные поднятия, группирующиеся в валы или развитые на обшир­ных сводах. Фазовый состав залежей и соотношение этих фаз со временем изменяется. Ловушки раннего образования первона­чально, возможно, заполнялись газом. В процессе дальнейшего погружения и поступления нефтяных углеводородов залежь при­нимала газонефтяной характер. При еще более глубоком погру­жении материнских пород в зону преимущественного газообразо­вания усиленное поступление газа трансформирует залежь, нефть будет выжата, легкие углеводороды нефти растворятся в газе, бо­лее тяжелые компоненты останутся в порах коллектора. Одним


из примеров такого образования является Оренбургское газокон-денсатное месторождение, где в порах отмечается присутствие остаточной нефти. Следы предыдущего существования нефтяной залежи, возможно, остались и в Астраханском месторождении.

При общем вздымании бассейна соотношение разных фаз в месторождениях меняется. Газ может отделится в самостоятель­ную фазу. Западно-Сибирский бассейн испытал значительный неотектонический подъем. Выделившийся при этом из пластовых вод газ частично растворил нефтяные углеводороды. Вероятно, газоконденсатные месторождения на севере Западной Сибири яв­ляются результатом этого процесса.

В краевых погруженных частях платформ условия формиро­вания месторождений имеют свои особенности. Здесь действует важный фактор интенсивного и быстрого прогибания с накопле­нием отложений большой мощности. В Прикаспийской впадине мощность осадочных образований, видимо, превышает 20 км, во впадинах Баренцева моря более 18 км. Интенсивное погруже­ние в позднепермское-триасовое время, по-видимому, послужило причиной интенсивной генерации газа в глубоких горизонтах и последующего формирования крупнейшего Штокмановского га-зоконденсатного месторождения и др.

Другой важный фактор — наличие в разрезе соленосных толщ. Они являются благоприятным признаком для нефтегазо­носное™. Примером этого являются такие крупнейшие бассей­ны, как Прикаспийский и Мексиканского залива, и менее мас­штабные, как Предкарпатский. Соленосные толщи, как уже упо­миналось, способствуют консервации крупных скоплений и явля­ются мощным структурообразующим фактором. Формирование месторождений происходит в процессе роста соляных куполов, который продолжается длительное время. При этом образуются многочисленные ловушки различного типа. За время роста соля­ного купола формирование и переформирование залежей, по-ви­димому, происходит неоднократно. Об этом свидетельствуют пе­рерывы в накоплении осадков, которые возникают при ускорен­ном росте купола. При конседиментационном развитии купола отдельные пласты выклиниваются к своду, возникают условия формирования литологически экранированных залежей, связан­ных с выклиниванием. Разрывы, возникающие при росте струк­туры, способствуют возникновению залежей тектонического эк­ранирования. Ловушки надсолевых отложений зрелого купола сильно нарушены разрывами. При росте купола в надсолевых от­ложениях углеводороды в залежах скапливаются раньше всего, затем они могут быть переформированы.

При всех этих преобразованиях одни залежи разрушаются, другие формируются при постоянном перетоке флюидов. В воз-


никших над куполами кепроках наблюдаются следы измененной нефти. Ловушки соляных куполов содержат преимущественно нефтяные залежи, реже залежи нефти с газовыми шапками и редко небольшие скопления газа.

В окраинноплатформенных перикратонно-орогенных бассей­нах на окраинах платформ в условиях коллизии с покровно-склад-чатыми сооружениями условия формирования месторождений на­пряженные. Такие же условия характерны для бассейнов внутрен­них частей подвижных поясов. При анализе процессов формиро­вания месторождений в складчатых областях необходимо обращать внимание на тектонический режим развития и прежде всего на смену этих режимов. Известно, что в складчатых областях интен­сивное прогибание сменяется ростом поднятий (инверсия режи­ма), что вызывает перестройку всей флюидодинамической систе­мы, следовательно, переформирование месторождений.

И.В. Высоцкий выделил кониммерсионные ловушки, возника­ющие во время прогибания и накопления осадков благодаря формированию конседиментационных поднятий, наличию пере­рывов, выклинивания пластов, росту рифовых массивов и др. В этих ловушках могут быть сформированы залежи нефти и газа. Кониммерсионные ловушки свойственны всем бассейнам, но наи­более широко они распространены на платформах. Другая кате­гория — конинверсионные ловушки — характерна преимуществен­но для складчатых областей. Здесь часто развиты высокоампли­тудные, быстро развивающиеся антиклинальные складки, ослож­ненные разрывами. Значительные углы наклона пластов, боль­шие перепады давлений обусловливают интенсивное перемеще­ние флюидов. Возникающие разрывы способствуют еще более быстрым перетокам, формированию и переформированию зале­жей. И.В. Высоцкий считает, что формирование скоплений УВ начинается на ранней фазе инверсии в складчатых областях. На поздней фазе инверсии, когда интенсивность складкообразова­ния увеличивается, усиливается разрывообразование, зарождают­ся надвиговые системы. В это время свободный газ уходит, нефти дегазируются. Не случайно в Предкавказье и других районах на складчатых бортах предгорных прогибов преобладают нефтяные месторождения, залежи в которых часто переформированы и не­однородны.

Большая часть нефтегазоносных бассейнов складчатых облас­тей характеризуется из-за несовпадения структурных планов не­сколькими этажами нефтегазоносности. При этом более нижние этажи при структурообразовании в более молодых верхних этажах подвергаются дополнительным преобразованиям, что может уси­лить, в частности, генерацию УВ. В условиях длительно развива­ющейся складчатости, например на погружении юго-восточного


Кавказа, нефтеобразование, складкообразование и формирование залежей растянулись на значительный промежуток времени, и эти процессы нельзя считать завершенными и поныне. На хоро­шо изученных месторождениях Азербайджана (Биби-Эйбат, Кала и др.) миграция нефти вверх по разрезу происходит параллельно с накоплением новых осадоч­ных толщ и их смятием в складки. Перетекание это про­исходит в несколько этапов, само усиление складкообразую-ших деформаций является сти­мулирующей силой при про­движении нефти вверх. Залежи, образовавшиеяся в более низ­ких горизонтах, дают нефть и газ для формирования скопле­ний УВ в более высоких и бо­лее молодых горизонтах. На рис. 7.26 виден характер рас­пределения залежей по разрезу. В сложных покровно-складчатых структурах, напри­мер в Карпатах, в процессе раз­вития надвигов залежи в под-надвиговых структурах попали в условия, значительно отличаю­щиеся от их начального поло­жения, и это отразилось на фа­зовом составе УВ и их распре­делении. То же можно сказать про месторождения бассейнов эпиплатформенных орогенов. В них существуют залежи в ло­вушках, сформировавшихся в пределах блоков, оставшихся от платформенного режима. Ловушки, возникшие значительно поз­же во время активизации тектонических движений в более моло­дых перекрывающих отложениях, являются основой формирова­ния месторождений в совершенно другом, более молодом струк­турном этаже. Наиболее благоприятными условиями для форми­рования крупных месторождений являются такие, при которых мощное прогибание не прерывается существенными складкооб-разовательными процессами. Это обеспечивает развитие нефтега­зоносности почти по всему разрезу нефтегазоносного бассейна: бассейны переходных зон в пределах Тихоокеанского пояса. Нап­ример, в Калифорнии в бассейнах Лос-Анджелес и Вентура за


сравнительно короткий срок олигоцен-квартера накопилось по­чти 12 км осадков, при этом существенных складкообразователь-ных движений не было. Здесь отмечается большой интервал пре­имущественной нефтеносности на глубине от 500 до 4000 м с формированием крупных месторождений. При этом отмечается очень высокая плотность запасов, достигающая 500 тыс. т/км2. На северо-восточном Сахалине и прилегающем шельфе, где мощность накопившихся осадков также велика, а интенсивная складчатость произошла только в конце плиоцена, крупные зале­жи сформировались по всему разрезу бассейна от олигоцена до плиоцена включительно.








Date: 2015-04-23; view: 770; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.021 sec.) - Пожаловаться на публикацию