Формирование газовых и нефтяных залежей

Глава VIII

Формирование газовых и нефтяных залежей

В.Н. Корценштейн

Из монографии В.Н. Корценштейна: «Гидрогеология Бухаро-Хивинской газоносной области». (с. 129-134) М. Недра. 1964. 239 с.

Установление гидрогеологических закономерностей водонапорной системы Бухаро-Хивинской газонефтеносной области, наряду со знанием основ ее геологического строения и некоторых особенностей истории геологического развития важнейших тектонических элементов, позволяет высказать ряд положений по формированию газовых и нефтяных залежей этого интересного района.

Прежде всего оговоримся, что мы не затрагиваем проблему генезиса углеводородов. В своих построениях мы исходим лишь из предположения о том, что углеводороды генерируются в наиболее прргнутых частях Амударьинской впадины, образующих многочисленные прогибы.

Последние не только оконтуривают крупные положительные элементы тектоники — Бухарскую, Чарджоускую и Багаджинскую ступени, — но и проникают внутрь их в виде многочисленных прогибов, расчленяющих указанные ступени на структурные элементы более подчиненного порядка — выступы, валы и локальные структуры.

В дополнение к сказанному добавим, что исходным материалом генерации углеводородов мы склонны считать органическое вещество, захороненное в осадочных породах. При этом не отдаем предпочтения каким-либо нефте- или газоматеринским свитам. Очень важно лишь наличие в районе осадочных образований больших мощностей. Чем мощнее осадочные толщи, тем более благоприятны условия для генерации углеводородов.

Механизм генерации углеводородов до их поступления в подземные воды нам неизвестен. Вместе с тем полагаем, что есть много общего между условиями генерации газообразных и жидких углеводородов.

Признаем важную роль бактериального населения пород и подземных вод в механизме генерации углеводородов и по этой же причине считаем, что условия высокотемпературных стерильных зон земной коры неблагоприятны для генерации углеводородов при участии микробиологических  процессов.

Таким образом, процессы формирования залежей газа и нефти мы рассматриваем со стадии поступления рассеянных углеводородов в подземные воды.

Учитывая современное состояние вопроса о формах растворенного органического вещества и его дериватов в подземных водах, придерживаемся той точки зрения, что нефть, так же как и газ, в определенных условиях растворяется в воде и в виде рассеянного вещества мигрирует с водами, постепенно заполняя ловушки. Не следует искать особого механизма миграции нефти по сравнению с растворенным газом.  Механизм  этот  во  многом  схож.

Перед нами стоит задача воспроизвести процесс развития сложных объектов, какими являются залежи углеводородов, как системы. При этом представляется, что нами выделены такие связи. К ним следует отнести гидродинамические, геотермические, гидрохимические и газовые параметры водонапорной системы.

Основной теоретической предпосылкой в восстановлении процесса развития залежей углеводородов является положение о том, что формирование нефтяных и газовых залежей является одним из частных проявлений общего процесса формирования подземных вод.

Проведенные детальные гидрогеологические исследования водонапорной системы Бухаро-Хивинской газонефтеносной области позволяют выделить ряд этапов, воспроизводящих развитие сложной системы связей.

1.      Этап, предшествовавший возникновению залежей углеводородов.

2.      Этап формирования залежей углеводородов.

3.      Этап, последовавший за образованием залежей углеводородов.

Восстанавливая перечисленные этапы, будем пользоваться только полученным фактическим материалом и его интерпретацией.

ЭТАП, ПРЕДШЕСТВОВАВШИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЮ  ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Этап предшествовавший возникновению залежей углеводородов, охватывающий, главным образом, третичный период, в гидродинамическом отношении может быть охарактеризован условиями весьма затрудненного водообмена. Весь мезозойский комплекс осадков был очень слабо промыт. Современной области питания в виде высоко приподнятых горных сооружений Гиссарского хребта на рассматриваемом этапе не существовало. Эта палеообласть питания отличалась невысокими абсолютными отметками, недостаточными для образования зоны вечных снегов.

В гидрохимическом отношении рассматриваемый этап до формирования залежей углеводородов отличается развитием сравнительно минерализованных вод с общей минерализацией для юрского водоносного комплекса мало отличной от современной (порядка 70—120 г/л). Для меловых водоносных горизонтов общая минерализация подземных вод составляла около 40—50 г/л. Более слабо минерализованных вод в то время, вероятно, не существовало.

Геотермические условия мало отличались от современных. При этом температурный режим потенциально газонефтеносных горизонтов в общем соответствовал 70—100° С, что благоприятствовало быстрому достижению предела газонасыщения водонасыщенной среды.

Из только зарождавшихся и возникавших прогибов усиленно мигрировали растворенные углеводороды; постепенно происходило уравнивание концентрации углеводородов в подземных водах между многочисленными очагами их генерации и путями поступления.

Вполне вероятно существование иных областей питания водонапорной системы, располагавшихся на юге от изучаемого района. Это должно было способствовать интенсификации процесса миграции углеводородов в пассивной форме (совместно с подземными водами), поступавшими из области современного Каракульского прогиба.

Достижению предельного газонасыщения подземных вод благоприятствовали следующие факторы:

1. Наличие достаточно мощных глинистых покровов турона и сенона еще не разбитых флексурно-разрывными нарушениями.

2. Высокая минерализация пластовых вод, для которых характерны сравнительно низкие коэффициенты растворимости  углеводородных газов.

3. Благоприятный температурный режим, также соответствовавший наиболее низким коэффициентам растворимости углеводородов.

4. Наконец, наиболее важный фактор в условиях взаимодействия трех предыдущих заключался в интенсивной  генерации и поступлении в изучаемый район углеводородов.

Таким образом, главной особенностью этапа, предшествовавшего возникновению залежей углеводородов, является полное преобладание факторов, благоприятствовавших непрерывному их концентрированию. Приведенные положения вполне соответствуют фактическим данным по минерализации подземных вод юрских и меловых горизонтов, их газонасыщению (особенно газонасыщение вод юрского комплекса), геотермическим условиям, а также выводу о времени начала новейших тектонических движений, приведших к сравнительно недавнему подъему Гиссарского хребта — этой основной современной области питания.

Следует подчеркнуть, что восстановлению этапа, предшествовавшего возникновению залежей углеводородов, существенно помогает почти не затронутая агентами разрушения обстановка почти предельной газонасыщенности юрского водоносного комплекса. Это та первозданная обстановка, господствовавшая и в более высоких стратиграфических горизонтах, но сильно изменившаяся в последующей геологической истории.


ЭТАП ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Этот этап не отделен от предыдущего какой-либо резкой границей во времени. Оба они взаимосвязаны. Из приведенного огромного фактического материала по водонапорной системе в целом не трудно видеть, что вряд ли можно рассматривать этап формирования залежей углеводородов как единый кратковременный акт. Скорее всего по своему характеру анализируемый этап представляет собой обширный и сравнительно длительный процесс все нарастающей борьбы различных агентов формирования и разрушения залежей углеводородов. Под этапом формирования залежей углеводородов мы понимаем качественный скачок, подготовленный предыдущими неустойчивыми процессами локально возникавших очагов выделения свободной газовой фазы из раствора и концентрирование тонкррассеянной нефтяной эмульсии, выделявшейся из растворенного состояния в воде.

Во времени этап активного формирования залежей следует отнести к концу третичного и началу четвертичного периодов — ко времени ранней фазы оживления активной тектонической жизни района.

Общий подъем изучаемого района сопровождался формированием крупных выступов и локальных положительных структур.

Водонапорная система, предельно насыщенная растворенными газами, испытав определенный подъем и связанное с ним снижение пластового давления до величин, сопоставимых с давлениями насыщения, становится ареной усиленного выделения углеводородов из раствора. Здесь следует отметить взаимосвязь между различными элементами механизма формирования залежей углеводородов:

1) нарастание давления насыщения до величины  пластового  давления (или снижения величин пластового давления до величин давления насыщения);

2) образования локальных положительных структурных поднятий, сложенных проницаемыми породами и надежно перекрытых глинистыми покрышками.

Из предыдущих глав по литолого-фациальным особенностям водовмещающих пород, по тектонике и гидрогеохимии, видно, что Бухаро-Хивинская область отличается счастливым стечением перечисленных выше факторов. Особенно благоприятны меловые горизонты, отличающиеся своими хорошими песчано-алевритовыми коллекторами. При рассмотрении тектонической схемы района становится понятной роль многочисленных локальных структур в процессе улавливания активно выделившихся углеводородов из раствора.

Поскольку процессы газовыделения из раствора происходили в пористой среде, то надо полагать, что они отличались замедленным темпом. Кроме того, само всплывание свободных пузырьков и микроконцентраций жидких углеводородов по направлению к водоупорной кровле заметно усложняет образование свободных газовых и нефтяных скоплений. В данных условиях вполне вероятна струйная миграция на очень недалекие расстояния от наивысших точек ловушек. Такого рода «короткие перебежки» периодически возникавших струек углеводородов по направлению к своду куполов, безусловно, ускоряли общее течение процесса формирования промышленных залежей.

Рассматриваемый этап формирования залежей углеводородов можно разбить на несколько подэтапов, отличавшихся определенными особенностями. В частности, не загромождая деталями общий ход восстановления происходивших процессов, укажем только на вертикальное перемещение арены деятельности наиболее активной фазы формирования газовых залежей. Задолго до времени начала общего подъема района давление насыщения наиболее глубоких юрских водоносных горизонтов достигло больших величин и здесь формирование залежей началось значительно раньше, чем в более высоких меловых горизонтах. В меловых же горизонтах активный процесс формирования связан главным образом с подъемом района.

В этих условиях некоторое ненасыщение верхних горизонтов уже перестало быть препятствием для их включения в общий процесс газовыделения из раствора.

Активный этап формирования залежей был нарушен тем же основным агентом, который его и вызвал — фазой активизации тектонической жизни района. Дальнейшее развитие этой фазы привело к образованию высоко приподнятой области питания в пределах Гиссарской горной страны и прилегающей к ней территории. Наряду с этим стали возникать флексурно разрывные нарушения различной амплитуды.

Другими словами, агенты разрушения залежей углеводородов приобрели очень большую активность.

В конце активного этапа формирования залежей углеводородов, далеко не завершенного, поскольку не все ловушки были заполнены до замков, стали все более и более проявляться признаки общей смены гидрогеологического режима. Через определенное время начавшаяся инфильтрация пресных вод в недавно возникшей высоко приподнятой области питания привела к перемещению флюидов, генетически связанных с залежами углеводородов, по направлению к областям разгрузки. Вполне понятно, что вторжение пресных вод происходило селективно в соответствии с различным характером коллекторов.

Трудно преувеличить роль коллекторов в последующих этапах разрушения залежей углеводородов, поскольку хорошо проницаемые породы становятся наиболее уязвимыми для агентов разрушения углеводородов.


ЭТАП, ПОСЛЕДОВАВШИЙ ЗА ОБРАЗОВАНИЕМ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Этап, последовавший за образованием залежей углеводородов, наиболее тесно связан с предыдущими этапами. Следует отметить, что если для восстановления предыдущих этапов приходилось в известной мере строить гипотезы, хотя и на основе фактических данных, то для рассмотрения последнего этапа приведенные данные по динамике, гидрохимии и растворенным газам рисуют точную картину.

Прежде всего следует отметить резкое усиление гидродинамических условий в связи с новейшими контрастными неотектоническими движениями в эпиплатформенной орогенической зоне. Общая амплитуда перемещения области питания над наиболее погруженными элементами системы соответствует по современным взглядам приблизительно 10—12 км.

В результате подъема Гиссарского хребта произошло активное вторжение пресных вод, постепенно промывших проницаемые пласты. Наиболее контрастная смена пластовых вод произошла в меловых, хорошо проницаемых горизонтах. Заметно меньше промыты плохо 'проницаемые породы юрского водоносного комплекса.

Современный гидрогеологический этап в пределах Бухаро-Хивинской газонефтеносной области характеризуется сосуществованием уцелевших от разрушения залежей углеводородов меловых горизонтов с водами им  чуждыми.

Из изложенного очевидно, что уцелело небольшое количество залежей, особенно в верхнемеловых горизонтах. Многочисленные «пустые» структуры по верхнему мелу были заполнены углеводородами, а затем последние подверглись разрушению.

Для анализируемого этапа весьма характерны усиленные процессы разрушения залежей. В этой обстановке важную роль играют процессы переформирования.

Последние связаны как с многочисленными тектоническими нарушениями, сопровождающимися подъемом отдельных газосодержащих блоков и разрушением покрышек залежей, так и с пассивной миграцией углеводородов в виде шлейфов на путях стока подземных вод.

Обнаружение в IX горизонте весьма активной окислительной обстановки свидетельствует о продолжающемся усилении разрушения залежей. Вряд ли подлежит сомнению, что наличие кислорода в IX горизонте связано с проникновением вод речных потоков по тектоническим нарушениям. Важная роль разломов в геологической истории района показана исследованиями геологов (Бабаев и др., 1962).

Несколько замечаний о возможности вертикальной струйной миграции и о ее роли в процессах формирования и переформирования Газлилских залежей. Этот вопрос представляет большой интерес в связи с казавшимся ранее парадоксальным фактом обнаружения газовой залежи с мировыми запасами в предельно возможных окислительных условиях. Понятно поэтому стремление многих объяснить этот факт. Представляется, что проведенные гидрогеологические исследования пролили свет и на этот вопрос. Действительно, все сказанное выше свидетельствует о том, что газовые залежи Газли находятся в тесной генетической связи с водонапорной системой, и в данном случае нет надобности для установления механизма формирования этих залежей привлекать теорию дальней струйной миграции В П. Савченко (1958).

Безусловно, наиболее удобно объяснить сосуществование залежей IX и X горизонтов с генетически чуждыми им водами вертикальной струйной миграцией из нижних горизонтов — XIII—XI. Однако нельзя допускать, будто залежи меньшие, не заполняющие полностью ловушку, могут породить залежи во много раз большие. Если даже весь газ из XIII или XII горизонтов перекочевал бы (струйно) в IX и X горизонты, то его не хватало бы для заполнения занятого газом объема. Кроме того, следует учесть, что залежи XIII, XII и XI горизонтов все же заполняют ловушки. Можно возразить, что струйная миграция могла происходить в условиях постоянного питания газом за счет коренных залежей. Но в таком случае необходимо, чтобы воды, питающие эти коренные залежи, были геохимически молодыми, предельно насыщенными растворенными газами.

Однако установлено, что воды на некотором удалении от контура газоносности сильно недонасыщены. Если полагать, что вертикальная струйная миграция происходила в то время, когда воды XIII и XI горизонтов были полностью насыщены углеводородами, то более логично предположить, что воды IX и X горизонтов некогда были иными. И тогда в этом случае отпадает необходимость привлечения механизма струйной миграции. Вместе с тем мы не отрицаем возможности прорыва газа из нижних залежей в верхние, но масштабы поступления газа в результате этого прорыва все же ограничены.


О ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ВРЕМЕНИ ФОРМИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ЗАПАСОВ ГАЗЛИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Результаты проведенных исследований позволяют произвести ориентировочные расчеты продолжительности формирования основных запасов наиболее крупного Газлинского газового месторождения. Мы подчеркиваем ориентировочность этих расчетов, поскольку точные расчеты указанного характера вряд ли убедительны.

В основу расчетов продолжительности формирования основных запасов Газлинского месторождения положены следующие исходные данные.

1. Направление и скорость движения воды в меловых водоносных горизонтах. В  соответствии со схемами изопьез (рис. 12—14), направление движения вод меловых горизонтов происходило с юго-востока на северо-запад. Скорость движения (фильтрации) составляет около 1 м/год. Подробный ход расчетов приведен на стр. 44.

2. Пористость песчаных пород коллекторов. Величина эффективной пористости в расчетах принята 0,25.

3. Эффективная мощность водовмещающих пород для всего мелового разреза  по данным геолого-промысловых исследований равна 400 м.

4. Перепад газовых факторов вод меловых горизонтов на пути их перемещения. Величину перепада газовых факторов мы определяем не для современных условий, а для условий, характерных для  этапа  формирования залежей. При этом исходим из предположения о предельном газонасыщении вод меловых горизонтов. Величина максимального газового фактора воды составляет 2,4 м33, а величину минимального газонасыщения принимаем фактически установленную на контакте вода — газ в районе Газлинского месторождения — около 1,2 м33.

Таким образом перепад газовых факторов на пути движения подземных вод составляет 1,2 м3/м3.

5. Дебит потока воды в створе основного сечения пород-коллекторов. Условно принимаем ширину створа 50 км. Дебит потока Q найдем из произведения таких величин как ширина створа, эффективная его мощность, пористость и скорость движения.

Q = 50 • 103 • 400 • 0,25 • 1 = 5 • 106 м3/год.

6. Основные запасы газа Газлинского месторождения составляют около 400 млрд. м3.

7. Объем свободного газа, выделяющегося из потока воды при его прохождении через выбранный створ. Этот объем, очевидно, равен  произведению дебита потока на перепад газовых факторов,

т.е. 1,2 • 5 • 106 = 6 . 106 м3/год.

Продолжительность времени Т, необходимого для формирования основных запасов Газлинского  месторождения,  очевидно,  составит:

 лет


О МЕХАНИЗМЕ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Анализ и интерпретация результатов гидрогеологических исследований были бы неполными, если не попытаться в известной мере осветить вопрос о механизме разрушения газовых залежей.

В качестве примера рассмотрим два месторождения— Газлинское и Ташкудукское. Они расположены по соседству и обладают очень сходными геологическими чертами, но запасы Газлинского более чем в 100 раз превышают запасы Ташкудукского месторождения. Такое соотношение запасов вызывает удивление у многих геологов. Обычно указанный факт объясняют тектоническим нарушением, явившимся причиной потери основных запасов Ташкудукского месторождения. Мы считаем указанную причину далеко не единственной и не основной. Действительно, при анализе вопроса о механизме разрушения Ташкудукской залежи нельзя игнорировать общую гидрогеохимическую обстановку меловых горизонтов Бухаро-Хивинской области. Ведь Ташкудукское месторождение не единственное, а одно из многих десятков месторождений, представленных так называемыми «пустыми» структурами.

Тектонических нарушений в районе этих структур, как правило, не отмечают. Стало быть нельзя признать главным в механизме разрушения залежей тектонический фактор. Из изложенного можно сделать вывод о геохимическом характере механизма разрушения залежей. Мы склонны рассматривать сохранившиеся ничтожные по запасам залежи IX горизонта — Таш-Кудук, Ак-Джар, Шурчи, — как «догорающие свечи», которые успели попасть в поле нашего зрения. Большинство из «горевших свечей» уже потухли.

Но при этом возникает вопрос о том, почему же Газлинская залежь уцелела, в то время как остальные разрушены.

Наиболее вероятным объяснением причины сохранения Газлинского месторождения является то, что оно не полностью водоплавающее, а контактирует с водой на сравнительно небольшой площади, имеющей в плане форму узких колец, ограниченных внешними и внутренними контурами залежей.

Надо полагать, что Ташкудукские залежи к моменту смены гидрогеологической обстановки были полностью водоплавающими, как и большинство разрушенных залежей верхнемеловых горизонтов. Таким образом в нашем объяснении механизма разрушения залежей большая роль уделена непосредственно взаимодействию пластовых вод с залежами. Сухая часть залежи при этом не разрушается.

Разрушение залежей происходит лишь при определенных условиях и зависит от многих параметров. Основными факторами, влияющими на интенсивность разрушения залежей углеводородов, считаем:

1. Скорость движения воды (v, м/год).

2. Величина дефицита упругости растворенных газов (Р, доли единицы).

3. Площадь водоплавающей части залежи S, м2

4. Окисление углеводородов в результате бактериологической деятельности (К, м3/год).

Продолжительность периода Т разрушения основных запасов Q водоплавающих залежей (или части запасов, располагающихся между внутренним и внешним контурами) может быть ориентировочно определена из следующей предлагаемой нами приближенной формулы, связывающей перечисленные выше параметры:

,

где продолжительность периода разрушения залежи Т исчисляется в тысячи лет, разрушающиеся запасы газа Q имеют размерность в кубических метрах.

Величину К (м3/год) по своему физическому смыслу можно охарактеризовать в качестве некоторой средней величины интенсивности разрушения водоплавающей части залежи под воздействием бактериологического окисления. Наибольшее значение К достигает в условиях резкой окислительной обстановки при дефиците упругости, стремящемся к единице.

В обстановке высоких температур (свыше 70—80° С) и предельно газонасыщенных вод (Р > 0) величина К также стремится к нулю. Во многих случаях, таким образом, величина К может быть опущена. В настоящее время еще нельзя охарактеризовать более подробно величину К и указать на какие-либо ее значения. В приведенной формуле она должна быть сохранена, ибо для всех нулевых 5 ний S, v или Р левый член знаменателя обретает нулевое значение.

Опускание величины К привело бы в случаях к выводу о бесконечной длительности периода разрушения водоплавающей части залежи, что не имеет физического смысла.

В качестве примера применения указанной формулы рассчитаем продолжительность периода разрушения водоплавающей части Газлинской залежи IX  горизонта.  При этом исходными данными являются следующие:

Запасы газа водоплавающей части залежи IX горизонта Газли Q составляют 20 млрд. м3

Площадь контакта  воды — газ  S равна 200 км2.

Скорость движения воды v = 1 м/год

Дефицит упругости Р = 1. Подствляя в формулу перечисленные значения параметров, находим:

тыс. лет

В данном расчете мы опустили величину характеризующую среднюю интенсивность бактериального окисления углеводородов.

Если предположить, что Ташкудукское многопластовое месторождение некогда было полностью водоплавающим, и площадь контакта с водой (по всем горизонтам) составляла 500 км2, то за последние 100 тысяч лет в указанных условиях могло разрушиться около 50 млрд. м3 газа, а за один миллион лет-около 500 млрд. м3.

Приведенные расчеты не претендуют в достаточную точность. Можно говорить лишь уверенно о качественной стороне процесса и его направленности.

Чем меньше площадь контакта газ — вода, тем длительнее период разрушения залежи. Аналогичным образом влияют затрудненный водообмен и малые величины скоростей фильтрации. Заметно и влияние дефицита упругости пластовых вод на сохранность запасов. Наиболее благоприятные условия сохранения залежи создаются при ее контактировании с предельно газонасыщенными водами (т.е. когда дефицит упругости стремится к нулю).

Авторы: 

Тематические разделы: