Нефтегазовая геология

Время аккумуляции нефти и газа в залежах. Закон газового состояния. Миоценовый грабен и месторождения

В ряде случаев можно достаточно обоснованно говорить о весьма раннем времени аккумуляции нефти и газа в залежах, а это в свою очередь проливает свет на условия миграции нефти и газа. Следует отметить два существенно различных момента [35].

Закон газового состояния. Этот закон говорит о том, что объем газа изменяется прямо пропорционально температуре и обратно пропорционально давлению. Поскольку влияние температуры на объем газа несравнимо меньше, чем давления, то ею можно пренебречь. В этом случае закон газового состояния применительно к рассматриваемой нами проблеме позволяет утверждать, что эффективный объем ловушки для газа есть функция давления, т.е. что ловушка, целиком заполненная газом при данном давлении, не может вместить дополнительное количество газа до тех пор, пока это давление сохраняется постоянным. Поскольку в большинстве случаев пластовое давление примерно соответствует глубине залегания продуктивного горизонта, то это означает также, что ловушка не может быть целиком заполнена газом до тех пор, пока осадконакопление в данном районе (т.е. погружение) не закончится.

Возьмем для примера некоторый объем газа в условиях, характерных для начального периода образования осадка ‑ температура 60°F и давление 14,7 фунт/кв. дюйм (1 атм). По мере погруягения возрастающее пластовое давление будет обусловливать уменьшение объема газа, а возрастающая температура - увеличение его объема. Общим результатом действия обоих этих факторов будет уменьшение объема газа. При давлении 2250 фунт/кв. дюйм (153 атм) и температуре 160°F, что соответствует в общем случае глубине 5000 футов, объем газа окажется в 143 раза меньше, чем в поверхностных условиях¹.

Следовательно, если мы обнаруживаем на глубине 5000 футов ловушку, целиком заполненную газом, то можем полагать, что все это количество газа не могло попасть в ловушку до того, как пластовое давление в ней достигло 2250 фунт/кв. дюйм, поскольку при меньшем давлении ловушка будет заполнена и соответственно меньшим количеством газа. С увеличением давления увеличивается емкость ловушки для газа. Другими словами, емкость ловушки представляет собой прямую функцию пластового давления. Газ, заполняющий в настоящее время ловушку, мог вместиться в нее только после того, как она погрузилась на глубину 5000 футов. Однако для того, чтобы ловушка постоянно была заполненной газом до замка складки, были необходимы непрерывная миграция газа и пополнение им этой ловушки по мере ее погружения и роста пластового давления. Принципиальная схема изменения объема газа с глубиной приведена на 12-17.

Ловушка может оказаться целиком заполненной газом и в том случае, если этот газ образовывался в самом продуктивном пласте из нефти или органического вещества в результате распада тяжелых углеводородов под действием биохимических, термических и каталитических процессов, протекавших в пласте в течение геологического времени вследствие изменения температуры, давления, химических условий и условий жизнедеятельности бактерий. Однако этот способ менее вероятен, чем заполнение ловушки газом из внешнего источника, поскольку температуры и давления, необходимые для крекинга тяжелых углеводородов, могут быть достигнуты только в лабораторных или заводских условиях, а в природе они несравненно ниже. Более того, если бы внешних источников газа не было и весь газ образовывался

¹Пластовое давление увеличивается с глубиной со скоростью 45 фунт/кв. дюйм на 100 футов (1 атм на 10 м), а температура ‑ 2°F на 100 футов (3,3°С на 100 м). Первоначальный объем газа на поверхности принят за единицу. При постоянной температуре объем газа при давлении 2250 фунт/кв. дюйм составит 0,0065 или ¹/₁₅₄ первоначального объема, а при пластовой температуре 160°F (60°+100°) ‑ 0,0077 или ¹/₁₂₉ первоначального объема.

лишь из нефти, содержавшейся в той же ловушке, то не только все древние нефти к настоящему времени должны были бы превратиться в газ, но и большая часть, если не все, нефтяных залежей, в особенности в древних породах, должны были бы полностью насытиться газом и содержать газовые шапки. Все нефтяные залежи содержат какое-то количество растворенного газа, а многие нефти полностью насыщены газом или близки к полному насыщению им. Этот факт позволяет подойти к суждению о времени аккумуляции нефти. Нефть наиболее подвижна, если ее вязкость наименьшая, а плавучесть наивысшая, т.е. при давлении, равном давлению насыщения. Если нефтяная залежь полностью насыщена газом, имеет газовую шапку и заполняет всю ловушку до замка складки, это означает, что аккумуляция нефти и газа должна была закончиться здесь ко времени достижения современного пластового давления или, в общем случае, ко времени достижения современной глубины залегания этой ловушки как в результате осадконакопления, так и в результате эрозии. С другой стороны, если нефть недонасыщена растворенным газом, можно сделать вывод, что формирование залежи закончилось раньше, чем была достигнута глубина, соответствующая давлению насыщения¹.

На месторождении Ист-Тексас давление насыщения нефти, заключенной в песчаниках Вудбайн (верхний мел), составляет 53 атм, а пластовое давление - 100 атм. Величина давления насыщения соответствует глубине погружения 530 м, что примерно равно мощности перекрывающих залежь пород до поверхности несогласия между меловыми и третичными отложениями. Следовательно, к началу периода эрозии меловых пород ловушка в песчаниках Вудбайн уже была сформирована и емкость ее была достаточной, чтобы удержать всю нефть и газ, содержащиеся ныне в этой залежи [36]. Поскольку наиболее благоприятные условия для миграции

¹Подобное объяснение не однозначно. Недонасыщенность нефти растворенным газом в современных условиях может быть обусловлена и тем, что нефтяная залежь, сформировавшаяся при пластовом давлении, равном давлению насыщения, затем погрузилась на большую глубину, а дополнительного подтока газа в эту ловушку со стороны не было. Это следует, кстати, и из приводимого ниже автором примера. - Прим. перев.

создаются при пластовом давлении, приближающемся к давлению насыщения, можно полагать, что формирование залежи в песчаниках Вудбайн закончилось ко времени отложения третичных осадков, потому что после этого времени дополнительные количества свободного газа в эту залежь уже не поступали. Последующие тектонические движения привели только к изменению положения залежи в соответствии с изменившимися пластовыми условиями после образования регионального южного наклона продуктивного горизонта Вудбайн.

А, где ловушка 1 соответствует стадии 2 на 12-18. В последовательной стадии ловушек, показанной на 12-19, В, наиболее погруженная ловушка 1 оказывается целиком заполненной газом, следующая по восстанию ловушка 2 содержит как нефть, так и газ, ловушка 3 - только нефть и. наконец, самая последняя ‑ только воду. Однако ловушка 4 также в конце концов может оказаться заполненной нефтью, оттесненной из ниже расположенных ловушек 1, 2 и 3.

Время образования ловушек. Совершенно очевидно, что аккумуляция нефти и газа не может происходить до тех пор, пока не будет сформирована ловушка. Следовательно, если мы знаем время образования ловушки, мы знаем и время, раньше которого аккумуляция нефти и газа происходить еще не могла. Ловушка может быть образована в течение одного геологического этапа непосредственно вслед за отложением будущих продуктивных осадков или значительно позднее. Кроме того, ловушка иногда формируется на протяжении всей истории коллектора с перерывами и повторными видоизменениями. Таким образом, первичная аккумуляция нефти в ловушке может происходить как на ранней, так и на поздней стадии отложения продуктивных пород. Первичные залежи местами заполняют как весь эффективный объем ловушки, так и только часть его, в зависимости от того, какая часть ловушки сформировалась раньше, или от того, была ли ловушка сформирована в течение одного или нескольких геологических этапов. Трудно представить себе, чтобы нефть и газ образовывались точно на том же самом месте, где много времени спустя сформировалась и ловушка. Почему, например, аккумуляция нефти и газа в ордовикских песчаниках должна была происходить точно на том же месте, где первые признаки складкообразования появились только в Пенсильвании? Нефть и газ не могли быть такими «предусмотрительными». Но тогда мы должны предположить, что нефть и газ поступили в ловушки откуда-то со стороны уже после того, как эти ловушки начали формироваться (в нашем примере - после первого пенсильванского складко­образования), и что окончательная емкость ловушки была достигнута только после последнего образования складок и регионального наклона слоев.

Время образования ловушки можно установить разными способами. Один из графических способов показан на 12-20. Ловушка 1 образована выклинивающимся песчаным пластом. Время ее образования относится к моменту перекрытия песка вышележащими глинами, т.е. ко времени а. Это наиболее ранняя ловушка. Ловушка 2 сформировалась после образования сброса в течение времени, прошедшего до образования поверхности несогласия, т.е. до времени b. Коллектор ловушки 3 возник во время перерыва в осадконакоплении, в период эрозии, а сама ловушка - после отложения перекрывающих глин, т.е. ко времени с. Ловушка 4 образовалась в песчаной линзе ко времени d, а ловушки 5 и 6 - во время складкообразования, т. е. после образования пласта е, поскольку он параллелен обеим этим складкам. В это же время сформировалась и ловушка 7, но нефть через этот участок уже прошла ранее и заполнила ловушку 1 в течение периода е, вследствие чего ловушка 7 оказалась пустой: в короткий период от времени отложения пласта е до настоящего времени нефть и газ в нее не поступали.

Пример определения возраста тектонически экранированной ловушки приведен на 12-21. До образования сброса ловушки в известняках Эдварде не было. Ловушка, а затем и залежь нефти образовались после отложения глин формации Индио, в настоящее время обнажающихся на поверхности. Другой пример - одно из типичных месторождений грабена Суэцкого залива - приведен на 12-22. Предмиоценовое сбросообразование привело к формированию ловушек в меловых и каменноугольных известняках и песчаниках. Позднее эти отложения были эродированы, и большая часть нефти оказалась уничтоженной. Затем ловушки снова были запечатаны несогласно залегающими глинами и ангидритами миоцена. И только тогда эти ловушки стали вместилищами ныне заключенных в них скоплений нефти. Несколько более сложный случай представляет 12-23, где показан разрез месторождения Вошелл в округе Макферсон, Канзас. На 12-23, А приведено положение структуры к концу отложения глин Киндерхук. Совершенно очевидно, что к этому времени локальной антиклинальной складки еще не существовало. Однако уже видно выклинивание известняков Хантон (девон - силур), которые в настоящее время образуют стратиграфическую ловушку на южном крыле структуры Вошелл.

Сформировалась ловушка и в песчаной линзе Майсенер (миссисипий). На 12-23, Б показано положение структуры к началу пенсильванского времени (все допенсильванские породы смяты в складку), а на 12-23, В - положение структуры к концу отложения формации Лансинг. Антиклинальная складка здесь нарушена взбросом. В складку смяты как допенсильванские породы, так и отложения от подошвы Пенсильвания до кровли формации Лансинг. Это складкообразование иаложилось на допенсильванское складкообразование, обусловив формирование значительного количества новых ловушек для нефти и газа. Последующее складкообразование также привело к созданию большого количества новых ловушек. Таким образом, в образовании ловушки в ордовикских отложениях месторождения Вошелл можно выделить три этапа: допенсильванский, предлансингский и предсовременный. Каждый прирост структуры приводил и к соответствующему увеличению эффективного объема ловушки, содержащей в настоящее время основные запасы нефти этого месторождения.

Два периода миграции нефти можно выделить для таких залежей, как Гастингс и Ван в Техасе (см. стр. 146). На разрезе месторождения Гастингс (12-24) видна газовая шапка на опущенном по сбросу крыле. Это значит, что первый этап аккумуляции и формирование газонефтяной залежи произошли до сбросообразования, а затем, во второй этап, один из блоков месторождения опустился, и газовая шапка оказалась расположенной гипсометрически ниже, чем чисто нефтяные залежи в других блоках. Единый водо-нефтяной нтакт свидетельствует о хорошей сообщаемости различных пластов продуктивной толщи Коккфилд (эоцен) под перекрывающими породами Марджинулина, несмотря на сложную систему сбросов, разбивающих месторождение на серию приподнятых и опущенных блоков. Центральный грабен препятствует перемещению газовой шапки в более высокую часть структуры (см. на 8-17 структурную карту месторождения).

Типичными ловушками в данном регионе являются слабоизогнутые пласты, осложненные сбросами. Так как величина смещения пластов по сбросу одинакова и на поверхности и в продуктивном известняке Эдварде, время образования сброса более позднее, чем возраст отложений, выходящих на поверхность. Следовательно, ловушка образовалась после отложения формации Индио, а залежь нефти - через некоторое время после образования ловушки.

12-22. Разрез типичного месторождения в миоценовом грабене Суэцкого залива (Weeks, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, p. 2118, Fig. 25, 1952).

Залежи приурочены к миоценовым органогенным рифам, располагающимся выше поверхности несогласия, и к пористым известнякам и песчаникам, залегающим под этой поверхностью. Последние не могли образоваться до запечатывания эродированных известняков и песчаников глинами и ангидритами.

12-23. История формирования структурной ловушки на месторождении Вошелл, округ Макферсон, Канзас (Bunte, Fortier, Stratigraphic Type Oil Fields, p. 111, 1941).

Один из методов графического определения времени образования ловушки, а следовательно, и нижнего предела времени аккумуляции нефти и газа, показан на 12-25. Высота прямоугольника соответствует интервалу времени от образования продуктивного пласта до настоящего времени.

Ширина зачерненной части прямоугольника характеризует степень эффективной емкости ловушки, образовавшейся в то или иное время. А - ловушки типа линз, рифов и изолированных песчаных скоплений. Б - ловушки, формировавшиеся в результате неоднократного последовательного складкообразования. Такие ловушки характерны для многих продуктивных пластов ордовика в Мид-Континенте, которые впервые были смяты в складки в течение пенсильванского времени. В - ловушки, сформированные в течение одного периода складкообразования. К этому типу относятся ловушки в пенсильванских песчаниках Скалистых гор, образовавшиеся в раннетретичное время. Г - ловушки наиболее позднего заложения, такие, например, как в третичных продуктивных горизонтах Калифорнии, образовавшиеся в течение плейстоценового времени. Светлая часть прямоугольника характеризует отсутствие ловушки, а следовательно, и возможности аккумуляции нефти и газа в соответствующий этой части графика период. Возникает вопрос, где же была нефть в этот период?

Из всего изложенного относительно времени аккумуляции должен быть сделан вывод, что формирование некоторых залежей может происходить даже при незначительной миграции, т.е. что источник нефти и газа содержится в самой ловушке или в непосредственной близости от нее. В других случаях нефть и газ безусловно мигрировали извне, причем иногда из областей, расположенных довольно далеко от современных залежей. Эта миграция могла быть ранней или поздней, одно- или многократной, происходившей на разных этапах геологического времени - от времени образования продуктивных отложений до современности.