Время формирования месторождений

Существенным представляется установление времени форми­рования месторождений. Есть несколько способов его определе­ния. Прежде всего следует отметить, что никакая залежь не мо­жет сформироваться раньше времени возникновения той ловуш­ки, в которой она находится. При так называемом палеоструктур-ном методе принимается, что формирование залежи УВ заверша­ется тогда, когда емкость ловушки становится равной объему за­лежи. Это, конечно, не во всех случаях корректно, так как объем УВ в залежи может изменяться по разным причинам и в разное время, например, объем газа в залежи может сократиться при по­гружении и возрастании давления.

Для тектонически экранированных залежей начало их фор­мирования определяется по времени формирования разрывного нарушения (хотя время это тоже может быть очень растянуто). Для стратиграфически экранированных залежей можно предпо­ложить, что формирование произошло несколько позже, чем вре­мя накопления нижних слоев несогласно залегающих отложений (хотя не всегда известно, когда в действительности стали посту­пать УВ).

Как уже говорилось, миграция УВ происходит длительное время, и известно много случаев, когда существовавшая залежь разрушалась, а затем вследствии продолжавшегося подтока нефти формировалась в этих же пластах снова после их размыва и не­согласного перекрытия более молодыми слоями (Ахтырско-Бу-гундырское, Забзенское и другие месторождения на Кубани). В этом случае можно довольно точно определить время начала формирования залежей в этих размытых пластах (см. рис. 7.25).

В.И. Высоцкий полагал, что в тех случаях, когда современная ловушка не заполнена нефтью до предела (до замка), важно уста­новить, заполнялась ли эта ловушка когда-либо полностью, и вносить коррективы с учетом роли последующего погружения

(при котором объем, возможно, уменьшился) или каких-либо других событий. Первоначальное положение залежи можно уста­новить по следам бывших ВНК, которые отражаются во вторич­ных преобразованиях пород вблизи древних водонефтяных кон­тактов. Эти наблюдения можно использовать как один из спосо­бов определения времени формирования или переформирования залежи. В некоторых случаях древние ВНК, которые располага­лись когда-то на одном уровне в период формирования залежи, в настоящее время оказались расположенными на разных уровнях в разных блоках, разделенных разломами. По возрасту образова­ния разрывов можно определить время этого события.

Метод давления насыщения, предложенный В. Гассоу и А. Леворсеном, основан на допущении, что заполнение ловушки нефтью происходит в момент ее наибольшего насыщения газом (т.е. когда она наиболее подвижна). При этом допущении, зная давление насыщения, можно определить глубину образования за­лежи (если распределение давлений не было аномальным). По величине давления с учетом обычного гидростатического гради­ента 0,1 МПа на 10 м определяется глубина (т.е. мощность отло­жений), на которой находилась залежь во время своего образова­ния. Затем из общей мощности разреза над залежью, начиная от ее верхнего ограничения, вычитается эта глубина (или мощ­ность). По возрасту самых нижних горизонтов, оставшихся после вычитания отложений, и определяется время заполнения ловуш­ки и формирования в ней залежи. Это возможно только в непре­рывном разрезе при отсутствии перерывов.

Историко-генетический метод основан на установлении вре­мени погружения нефтематеринской толщи в ГЗН. В основе ме­тода лежит допущение о том, что залежь начинает формироваться сразу же за генерацией УВ. Временная граница начала массовой генерации определяется по возрасту отложений, завершающих перекрытие нефтематеринской толщи при вступлении ее в ГЗН. Если природные резервуары тесно связаны с нефтематеринской толщей, этот метод хорошо использовать, учитывая время начала эмиграции. Т.А. Ботнева и Г.Н. Молодых таким образом опреде­лили время формирования скоплений нефти в Прикумской зоне Восточного Предкавказья как средний миоцен, а на складчатом борту Среднекаспийского прогиба — конец миоцена. Б. Тиссо и другие показали, что нефть месторождения Хасси-Месауд в Алжире скопилась не раньше, чем материнские породы нижнего силура погрузились на глубину более 2 км.

Для установления возраста газовых залежей существуют свои методы. Они основаны на определенных допущениях. При объ­емном методе, предложенном А. Леворсеном, допускается, что современная залежь находится в неизменном состоянии с момен-

та ее образования. Если даже объем газа меньше объема пустот ловушки, то предполагается, что это произошло только в резуль­тате увеличения давления, т.е. вследствие погружения. Объем ло­вушки, естественно, измениться не мог. Согласно закону Бойля-Мариотта:

где P₀ — давление во время формирования залежи; V₀ — объем перового порового пространства ловушки; P₁ — современное пластовое давление на уровне газоводяного контакта; V₁ — объем порового пространства ловушки, ныне занятого газом.

Исходя из равенства произведений давлений на объемы можно рассчитать давление, при котором формировалась залежь:

При дальнейших упрощениях, принимая нарастание давле­ния по закону гидростатики (примерно 0,1 МПа на 10 м) с уче­том плотности воды, можно определить глубину формирования залежи. Вычитая мощность из обшей мощности отложений вверх по разрезу от залежи, можно определить отложения (если нет пе­рерывов), во время накопления которых образовалась залежь. Возраст этих отложений и будет соответствовать времени образо­вания залежи. Давление формирования залежи Ро рассчитывается с учетом поправок на приведенную температуру F:

где t₁ — современная пластовая температура на уровне газоводя­ного контакта, t₀ — то же, во время завершения образования за­лежи.

При этом также необходимо учитывать сжимаемость газа как во время образования залежи, так и для условий современной за­лежи, которые находятся по таблицам.

Расчеты для месторождений Каневско-Березенской зоны га­зонакопления в Азово-Кубанском бассейне показали, что часть из них образовалась в начале эоцена, а другая — на рубеже эоце-нового и олигоценового времени. Интересным представляется предложение определять время начала формирования газовой за­лежи по началу выделения газа из газонасыщенной пластовой воды при снижении давления. Зная распределение давлений в бассейне (ориентировочно по глубине), можно выделить ловуш­ки, находящиеся выше глубин, давления на которых соответству­ют давлениям газонасыщения пластовых вод. В этих ловушках можно прогнозировать газовые залежи. Допустим, давление газо­насыщения составляет 10 МПа, все ловушки, лежащие ниже глу­бины 1 км, не будут содержать свободных газовых скоплений, так

как газ находится в воде в растворенном состоянии. Все ловуш­ки, расположенные выше этой глубины могут содержать газовые залежи, так как газ при более низком давлении, чем давление га­зонасыщения 10 МПа, будет выделяться в свободную фазу. То же относится и к формированию газовых шапок. Они образуются только когда давление в верхней части нефтяной залежи стано­вится меньше, чем давление насыщения нефти газом.

На такой идее Л.И. Ровнин и Н.Н. Ростовцев проводили ра­боты по поиску газа в Западной Сибири. Они предположили, что в недрах выявленной геофизическими методами Уренгойской структуры газонасыщенные водоносные пласты сеномана лежат на глубине, где давление дает возможность газу выделиться в сво­бодную фазу. Первая пробуренная скважина подтвердила это предположение, и крупнейшее месторождение газа (а вместе в ним газоконденсата и нефти) было открыто. Та же методика была применена на ряде других месторождений.

Существуют и другие методы определения времени формиро­вания скоплений газа. Некоторые из них основываются на тех же принципах, что и методы поисков. К последним относится, на­пример, замер диффузионного потока от газовой залежи (газовая съемка). Диффузионный поток постепенно продвигается от воз­никшей залежи, и чем она древнее, тем поток дальше продвинул­ся. Существуют методы определения возраста по количеству на­копившихся в скоплении газа некоторых изотопов, таких как ⁴Не и ⁴⁰Аr. Все известные методы имеют значительные погрешности. Для наиболее реального представления о путях и времени фор­мирования необходимо учитывать все возможные источники по­ступления газа, которых в природе очень много.

При рассмотрении вопроса о времени формирования зале­жей и месторождений нефти и газа возникает вопрос о скорости их формирования. Удовлетворительный ответ найти трудно, так

как из изложенного ясно, что во многих случаях подток УВ и формирование (а также разрушение) скоплений идет постоян­но. Но в некоторых случаях можно все же сделать определенные выводы. Продуктивная толща Апшерона относится к плиоцену, поэтому возраст нефтегазовых скоплений в ней вряд ли превы­шает первые миллионы лет. Соответственно можно рассчитать и скорость. Еще увереннее можно говорить о скоростях, когда нефтесодержащая структура является совсем молодой. И.В. Вы­соцкий приводит пример по месторождению Минас в Централь-носуматринском бассейне в Индонезии. Структура, содержащая 1,4 млрд т нефти возникла на рубеже плиоцена и плейстоцена (около 1,7 млн лет тому назад). Отсюда можно рассчитать ско­рость, с которой накапливалась нефть в этой структуре. Она со­ставляет более 800 т в год. Эта высокая скорость была обеспечена активной геодинамической обстановкой в той островодужной системе, частью которой является о. Суматра. Высокие скорос­ти накопления нефти также предполагаются в месторождениях, заключенных в молодых плиоценовых отложениях Калифорнии (от 150 до 400 т в год). В одном из крупнейших месторожде­ний Боливар (Маракаибский бассейн) подток углеводородов в миоценовые слои после их отложения по расчетам составляет 500-700 т в год. Возможно, это происходит за счет переформиро­вания расположенной ниже олигоценовой залежи (рис. 7.27). На платформах, где формирование структур происходит длительное время, скорость подсчитать, конечно, труднее, видимо, там вели­чины будут не столь высоки. И все же почти в каждом бассейне есть тот сравнительно короткий этап, во время которого и проис­ходит «собирание» основной массы УВ в ловушки. Во многих случаях это связано с молодыми неотектоническими движения­ми, активизацией тектонического режима даже на платформах.