pdf.php@id=6161.pdf

региональный флюидодинамический режим, который складыва­ ется под влиянием как внешних сил, так и внутренних преобразо­ ваний в самих породах. Миграция в недрах осадочных бассейнов носит пульсационный характер, существуют периоды усиления и ослабления или даже временного приостановления миграции (кроме диффузии), которые и являются благоприятными момен­ тами для формирования скоплений нефти и газа.

5.3.ИЗМЕНЕНИЕ СОСТАВА НЕФТЕЙ

ВПРОЦЕССЕ МИГРАЦИИ

Миграция нефти представляет собой сложный комплекс филь­ трационных и диффузионных процессов, протекающих при раз­ ных температурах и давлениях, в различных по составу породах, т.е. в разных литологических, минералогических и геохимических средах. Миграция зависит от состава, строения и состояния этой среды, а также состава и структуры флюида. Процессы миграции нефти в недрах (так же как и генерации) непосредственно на­ блюдаться не могут. О них можно судить по изменению состава флюида, а также по присутствию на предполагаемых путях дви­ жения флюидов «следов миграции». Последние могут быть как непосредственными (вещественными) — примазки нефти, твер­ дых нафтидов, наличие аллохтонных битумоидов, повышенная газонасыщенность вод и др., так и косвенными — изменение окраски пород, pH вод и т.д.

Влияние миграционных процессов на состав углеводород­ ных флюидов в разные годы и на разном уровне исследования изучали многие советские и российские ученые: О.А. Арефьев, Т.А. Ботнева, О.В. Валяева, И.В. Высоцкий, М.Н. Забродина, А.С. Гаджи-Касумов, А.Н. Гусева, А.А. Карцев, А.Я. Куклинский, Ал.А. Петров, С.А. Пунанова, И.В. Сафонова, Т.П. Сафро­ нова, В.А. Соколов, С.И. Старобинец, Е.Б. Фролов, Э.И. Храмо­ ва, В.А. Чахмахчев, В.К. Шиманский и др.

Для того чтобы оценить влияние процессов миграции на со­ став УВ-флюидов, и прежде всего нефти, необходимо учитывать тот факт, что согласно катагенетической зональности в разных частях ГЗН образуются первичные нефти разного состава: в верх­ ней части — более тяжелые нафтеновые, в максимуме ГЗН — нормальные легкие метановые, в нижней — насыщенные газом метаново-ароматические. Такая закономерность соблюдается при условии практического отсутствия вторичной миграции, установ­ лена она на основе генетического сходства исходного материн­ ского вещества и нефти, а также экспериментально. В нефтяной

231

геохимии широко используется показатель «уровень зрелости нефти»; несоответствие уровня зрелости нефти термобарическим условиям залежи может служить показателем миграции. Но по­ добные различия возможно установить при значительных вер­ тикальных перемещениях, т.е. вертикальной миграции вверх по разрезу.

Для установления характера миграционных процессов важнее выявлять не сходство в составе и степени зрелости (это может быть следствием генетического единства или сходства состава ОВ нефтематеринских толщ), а направленности изменений того или иного параметра. Наиболее информативными показателями являются углеводородный, компонентный, фракционный и изо­ топный состав углеводородных систем. Но и для этих показателей нет строго установленных единых закономерностей, поскольку на направленность этих изменений влияет ряд факторов: форма переноса (струйная, диффузионная, растворенная), направлен­ ность миграционных процессов (латеральная или вертикальная) и тесно связанные с этими факторами различные адсорбционно­ хроматографические эффекты, которые определяются веществен­ ным (минералогическим, литологическим, гранулометрическим) составом среды, скоростью фильтрации и др. Состав пород опре­ деляет и многие физико-химические свойства нефти, которые также меняются в процессе миграции.

Изменения состава нефти в процессе латеральной мигра­ ции можно рассматривать на примере залежей, расположенных на борту впадины или поднятий, обрамляющих впадину, яв­ ляющуюся очагом генерации нефти. Экспериментально было определено, что асфальтены, так же как и высокомолекулярные УВ, характеризуются лучшими сорбционными свойствами по сравнению со смолами. Поэтому по направлению миграции их содержание должно закономерно уменьшаться, а величина от­ ношения смолы/асфальтены расти. Результаты фактического распределения этих параметров на путях латеральной миграции по различным регионам (Урало-Поволжье, Терско-Сунженская область, Тимано-Печорская область, Средняя Азия и др.) при­ ведены В.А. Чахмахчевым в книге «Геохимия процесса миграции углеводородных систем» (1983). Он делает вывод, что в природ­ ных условиях эта закономерность не соблюдается и указанные параметры изменяются произвольно, незакономерно. Сходные данные были получены американскими учеными по ряду разно­ возрастных природных резервуаров (пенсильванских, пермских, триасовых штатов Колорадо и Юта, нижнепалеозойских штата Вайоминг и др.). На основе этих данных В.А. Чахмахчев при­ шел к выводу, что из-за низкой сорбционной емкости пород и

232

больших объемов массопереноса УВ в коллекторских толщах не создаются условия непрерывного хроматографического разделе­ ния даже высокомолекулярных углеводородных и гетероатомных соединений. Вместе с тем эти процессы, по-видимому, однознач­ но фиксируются при вертикальных перемещениях УВ через сла­ бопроницаемые глинистые разделы, покрышки, литологические окна (Чахмахчев, 1983). Это прослеживается на примере много­ залежных (многопластовых) месторождений продуктивной тол­ щи Азербайджана, в которых вверх по разрезу отмечается облег­ чение состава нефтей и уменьшение в их компонентном составе асфальтенов. Изменение состава нефтей при вертикальной ми­ грации прослежено на примере юрских и нижнемеловых залежей Прикумско-Сухокумской зоны Восточного Предкавказья. Так, нижнемеловые нефти по сравнению с юрскими характеризуют­ ся меньшей плотностью, более низким содержанием смолистоасфальтеновых компонентов, твердых парафинов и повышенным содержанием легких фракций. Эти нефти отличаются и по соста­ ву бензиновых фракций: в нижнемеловых нефтях увеличивается относительное содержание С5 и С6; отношение (С5+С6)/(С7+С8) в нижнемеловых нефтях составляет 0,5—0,7, в то время как в юр­ ских — всего 0,1—0,3. На примере разных районов Предкавказья, а также по результатам экспериментов было установлено, что в газоконденсатах и бензиновой фракции нефти по направлению миграции уменьшаются следующие отношения: арены Ё(С6-С 7)/ алканы Е(С6—С7), толуол/бензол, циклогексаны/циклопентаны (ЕЦГ/ЕЦП) (Чахмахчев, 1983).

Если сравнивать по миграционной способности УВ метаново­ нафтеновой фракции, то нафтены и высокомолекулярные алка­ ны менее миграционноспособны. Что касается изоалканов УВ, то наибольшей миграционной способностью характеризуются С|4—С16 по сравнению с C i9 - C 2o . Соответственно в процессе ми­ грации и с увеличением дальности миграции растут отношения алканы/цикланы, изо(С14—С16)/изо(С19—С 2о ) . Согласно раство­ римости изопреноидов пристан-и-С!9 растворяется лучше, чем фитан-и-С20, и отношение и-С19/и-С20 должно расти в процессе миграции. Однако эмпирические данные по различным нефтям разновозрастных бассейнов свидетельствуют об устойчивости этого отношения, и большинство исследователей склонны рас­ сматривать его в качестве биомаркера — одного из самых устой­ чивых генетических показателей.

Характер изменения полициклических биомаркеров также может быть использован при установлении миграционных про­ цессов. Так, трициклические терпаны-хейлантаны более под­ вижны по сравнению с гопановыми УВ, и величина отношения

233

три/пента растет в процессе миграции. У стерановых биомаркеров наиболее подвижными являются стереоизомеры с конфигураци­ ей 5a20R по сравнению с изомерами 5a20S. Соотношение этих стереоизомеров по регулярным и перегруппированным стеранам 5cc20R/5(x20S предложено использовать как показатель миграции. Величина этого отношения возрастает в процессе перемещения флюида (Петров, 1984).

В процессе миграции происходит изменение изотопного соста­ ва углерода как в нефти в целом, так и в ее отдельных фракциях. Эмпирически и экспериментально установлено, что происходит облегчение изопного состава углерода от легких фракций к более тяжелым и что для генетически единых нефтей концентрация изотопа 12С тем меньше, чем выше в них содержание бензиновой фракции. Такой характер изменения изотопного состава углерода бензинов нефтей по разрезу мезозоя типичен для ряда месторож­ дений Прикумско-Сухокумской зоны Восточного Предкавказья (рис. 5.9): бензины нижнемеловых отложений за некоторым ис­ ключением тяжелее юрских, что соответствует уменьшению в по­ следних отношения (С5+С6)/(С7+С8). Отмечаются и обратные со­ отношения. Так, при региональной миграции установлено общее облегчение изотопного состава углерода нефти, т.е. увеличение содержания изотопа 12С по направлению миграции, что, видимо, обусловлено сорбцией наиболее изотопно-тяжелых смолистоасфальтеновых компонентов нефти.

Характер распределения микроэлементов в нефтях также из­ меняется в процессе миграции. Изучению микроэлементов в нефтях различных регионов посвящены работы С.М. Катченкова, С.А. Пунановой, В.А. Чахмахчева, Э.В. Курганской, И.С. Старобинца и др. Установление повышения общей концентрации ми­ кроэлементов в высококипящих фракциях, а также приурочен­ ности одних элементов к тяжелым фракциям (ванадий, никель, кобальт, хром), а других к легкокипящим (ртуть, сурьма, руби­ дий, медь, цинк, калий и др.) позволило проследить характер из­ менения микроэлементов в процессе миграции (Пунанова, 1974; Чахмахчев, 1983). Поскольку тяжелые фракции нефтей сорби­ руются легче, то концентрация соответствующих микроэлемен­ тов будет уменьшаться, в то время как содержание микроэле­ ментов — спутников легких фракций (медь, цинк, калий и др.) будет расти. Величины отношений ванадий/медь, никель/медь, кобальт/медь являются достаточно информативными и законо­ мерно снижаются в процессе миграции через слабопроницаемые глинистые разности. При миграции в водонасыщенных природ­ ных резервуарах, породы которых имеют низкие сорбционные свойства, эти показатели теряют свою информативность.

234

1 1 /

Ш Ш г Q » И *

Рис. 5.9. Изменение величины 513С фракции н.к. 130 °С по разрезу месторождений Прикумско-Сухокумской зоны поднятий: 1 — песчаники с прослоями глин, 2 — глины, 3 — известняки, 4 — залежи нефти

Таким образом, большая часть рассмотренных геохимических показателей наиболее достоверны при вертикальной миграции через плохо проницаемые породы.

Для установления геохимических показателей миграции неф­ ти в природном резервуаре необходим поиск таких соединений нефти, которые претерпевают фракционирование в процессе ла­ теральной миграции. В качестве таких соединений было пред­ ложено использовать карбазолы — нейтральные азотсодержащие полиароматические соединения нефти. Эти соединения были выбраны в качестве маркеров миграции, так как они присутству­ ют в нефти в достаточно высоких концентрациях (0,1—0,5%); на

235

ковым числом метальных (Me) и этильных (Et) заместителей, но с различным их расположением резко отличаются по растворимости в неполярных растворите­ лях. Так, растворимость карбазолов, замещенных Ме-группами

вположениях 1 и 7, <?, в гексане составляет 0,2—0,3 мг/мл, тогда как растворимость изомеров с тем же числом заместителей, но

вдругих положениях (2, 3, 4, 5, 6, 7), не экранирующих H—N- группу, меньше в 1 0 —2 0 раз.

Внефтях также отмечены значительные вариации отношения 1 - к 2 -метилкарбазолу (почти в 10 раз), в то время как соотноше­ ние между 2 - и 3-метилкарбазолами изменяется едва заметно.

Исходя из данных по растворимости различных изомеров карбазола и того факта, что их содержание в нефтях близко к растворимости карбазолов в углеводородах, а также учитывая их высокую сорбционную способность, некоторые исследователи (Е.Б. Фролов, М. Ли, Р. Лартер, Б. Боулер) высказали предпо­ ложение, что состав карбазолов в нефтях должен быть весьма чувствителен к миграционным процессам, а возможно, и контро­ лирует их. Интенсивность миграционных процессов (дальность

236

миграции) выражается в потере первично генерированными карбазолами при миграции 1,8-Н - и Н-изомеров. При увеличении дальности (интенсивности) миграции отмечается рост отноше­ ний l-M e/2 -M e и 1-М е/З-М е, снижение отношений l-M e/1-E t, а также уменьшение концентраций бензокарбазолов. Такой харак­ тер изменения указанных параметров в нефтях единого генезиса рассматривается как результат их миграционного фракциониро­ вания. Эти предположения подтвердились на ряде объектов.

На примере нефтей юрского и нижнемелового резервуаров Прикумско-Тюленевской зоны поднятий Предкавказья, гене­ тическое единство для каждого резервуара которых доказано комплексом биомаркерных показателей, было установлено, что по увеличению дальности миграции (около 1 0 0 км) происходит

нова, 1997). Исследование карбазолов и характер их изменения в верхнедевонских нефтях Хорейверской впадины и ВарандейАдзьвинской зоны Тимано-ГТечорского бассейна также под­ твердили информативность этого показателя (Бушнев, Валяева, 2000). Величина отношения l-M e/2-M e в исследованных ав­ торами нефтях по направлению миграции возрастает от 1,17 в Ю жно-Торавейской площади до 1,67 в Варкнаватской. На схема­ тической карте распределения отношений l-M e/2-M e (рис. 5.11) показано вероятное направление миграции исходя из характера изменения этого параметра. Направление миграции (расстояние около 2 0 км) в двух направлениях также устанавливается по ха­

рактеру распределения бензокарбазолов. Намеченное по карбазолам положение очага генерации совпадает с положением зоны прогибания — М орейюсской депрессии. Из приведенных приме­ ров видно, что соотношение изомеров метилзамещенных произ-

237

Таблица 5.2

Отношения геохимических параметров, растущих в процессе миграции

водных карбазолов является достаточно надежным показателем латеральной миграции.

Как было отмечено выше, различные геохимические показа­ тели в результате разного направления миграции изменяются не всегда однозначно, а некоторые из них разнонаправленно (на­ пример, ЦГ/ЦП) при вертикальной и латеральной миграции. Поэтому при рассмотрении характера изменения каких-то гео­ химических параметров нефтей для установления направленно­ сти миграции необходимо рассматривать более широкий круг геохимических вопросов: генетические показатели, корреляцию нефть — НМ-порода и др., а главное — необходимо их увязывать с конкретной геологической ситуацией.

Но, несмотря на неоднозначность изменений отдельных гео­ химических показателей, существуют геохимические параметры, однонаправленно изменяющиеся в процессе миграции, причем они различны для нефти и конденсата (табл. 5.2). Установление более широкого и информативного комплекса геохимических параметров — показателей миграции — задача современной ре­ зервуарной геохимии.

ГЛАВА 6

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ, ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

И ПОКРЫШКИ НЕФТИ И ГАЗА

Нефть и газ пространственно и генетически связаны с осадоч­ ными бассейнами, сложенными мощными толщами осадочных и вулкагенно-осадочных пород. Состав и структура пород в осадоч­ ных бассейнах разнообразны. Составными частями басейнов яв­ ляются нефтегазоносные комплексы, которые отражают разные этапы развития и отличаются по составу пород, степени их пре­ образованности и как следствие по характеру нефтегазоносности. Разведка нефти и газа может вестись отдельно на каждый из ком­ плексов. В некоторых бассейнах различные комплексы разделены толщами практически непроницаемыми и не нефтегазоносными, например соленосные толщи в Прикаспии и Северогерманской впадине. Надсолевые и подсолевые толщи образуют совершенно различные комплексы, разведывать и эксплуатировать которые нужно раздельно.

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природ­ ные (материальные) системы, обладающие различными способ­ ностями, и прежде всего аккумулировать углеводороды, а иногда

игенерировать их. Комплексы состоят из главных элементов: пород-коллекторов, слагающих природные резервуары, породфлюидоупоров и (не всегда) нефтегазоматеринских пород. Ино­ гда комплексы отделяются друг от друга мощными толщами слабопроницаемых пород и представляют собой частично изоли­ рованную, полузакрытую систему со своими внутренними связя­ ми, определяющими распределение давлений, перетоки флюидов

идр. Нефтегазоносные комплексы, обладая определенными ин­ дивидуальными чертами, тем не менее взаимодействуют и ока­ зывают сильное влияние друг на друга, они являются частями единого бассейна как природной системы.

Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной гео­ логии, т.е. имеет прикладное, практическое значение. В общей теоретической геологии существует понятие «формация» (гео­ формация или даже геогенерация, как предлагал геолог-нефтяник Н.Б. Вассоевич). По составу пород и их мощности формации отражают этап развития (тектонический режим и климат) опре­ деленной тектонической зоны. Между нефтегазоносными ком­

239

плексами и формациями нет прямого соответствия. Комплекс может быть представлен одной или несколькими формациями или являться частью одной из них. В то же время, анализируя нефтегазоносные комплексы, нужно учитывать характер тех или иных формаций. Применение формационного анализа позволяет получить более полную общегеологическую характеристику не­ фтегазоносных комплексов. Кроме условий образования (тек­ тоника, рельеф и климат) облик формаций (и нефтегазоносных комплексов) определяется составом исходных материнских по­ род, за счет которого образовались породы конкретной формации. Этот фактор определяет первичный состав пород, в особенности обломочных. Большую роль при формировании окончательных свойств и даже состава играют вторичные литогенетические пре­ образования на стадиях катагенеза и метагенеза. В результате об­ разовавшаяся порода может существенно отличаться от того со­ става, из которого она образовалась. Это касается как цемента в обломочных породах, так и основной массы обломочных, глини­ стых, карбонатных и других толщ, испытывающих значительные преобразования. Состав пород и, следовательно, их петрофизи­ ческие свойства существенным образом изменяются. Возникают углеводороды на стадии катагенеза в осадочных породах за счет рассеянного органического вещества. Параллельно с этим фор­ мируются и коллекторские свойства пород, определяющие их ем­ костные и фильтрационные свойства.

Нефтегазоносные комплексы обычно отличаются сходными особенностями продуктивных пластов. Чаще всего комплексы разделены между собой мощными толщами слабопроницаемых пород. Многие авторы отмечают, что в пределах комплекса про­ дуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел, которые они образуют в геологическом разрезе. Все геологические тела как осадочных, так и магматических пород имеют определенную форму: пласты, линзы, сводообразные выступы, штоки и др. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались. Форма этих тел и свойства слагающих их пород в разных комплексах могут сильно различаться, например карбонатные рифовые массивы и русловые пески. Подход к их разведке и разработке различен. В практике объекты, входящие обычно в состав различных ком­ плексов, называются часто плеями (play).

В нефтяной геологии к числу основных относятся понятия «коллектор» и «природный резервуар». Коллектор — порода, вмещающая флюиды, которые в нем относительно свободно пе­ ремешаются. Коллекторы слагают природные резервуары — тела определенной формы, ограниченные плохо проницаемыми по­

240