книги из ГПНТБ / Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа

А. Я. КРЕМС, Б. Я. ВАССЕРМАН, Н. Д. МАТВИЕВСКАЯ

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ

ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Под редакцией д-ра геол.-минер, наук,

проф. С. П. МАКСИМОВА

ИЗДАТЕЛЬСТВО « Н Е Д Р А »

М О С К В А 1974

УДК 553.98 : 553.061.13/.17(021)

Креме А. Я., Вассерман Б. Я., Матвиевская Н. Д. Условия фор­ мирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М., «Недра», 1974, 336 с.

В книге изложены современные представления о тектоническом строении и основных этапах геологического развития Тимано-Печор- ской нефтегазоносной провинции. Проведен анализ размещения, условий залегания и особенностей формирования нефтяных и газо­ вых месторождений. Намечены перспективы и дальнейшие направле­ ния геологоразведочных работ в Тимано-Печорской провинции.

Табл. 5, ил. 71, список лит.— 127 назв.

Гос. п бличнзя

Научно-Ч'- !:И-: кая

ЧИТАЛЬНОГО ЗАЛА

3 0 6 * 2

© Издательство «Недр,

Посвящается основоположнику советской нефтяной геологии И. М. Губкину

Г л а в а I

РАЗВИТИЕ УЧЕНИЯ ОБ УСЛОВИЯХ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ПОРОДЫ

В 1925—1927 гг. А. Д. Архангельский провел полевые и лабора­ торные исследования по выявлению условий и палеогеографической обстановки накопления, захоронения и преобразования в нефть рассеянного органического вещества в глинистых толщах продук­ тивных отложений Северного Кавказа. Одновременно А. Д. Архан­ гельский исследовал пробы современных илов Черного моря, взя­ тых с разных глубин, на содержание в них органического углерода

иазота.

Врезультате он пришел к весьма важному выводу, что только те глинистые отложения могут быть нефтегазопроизводящими, ко­

торые содержат не менее 2% углерода и которые накопились в морских бассейнах при обязательном условии сероводородного заражения.

Исследования по проблеме нефтематеринских отложений прово­ дились, начиная с 1926 г., и в США, в Американском институте нефти. Эти исследования возглавлялись П. Траском, который пер­ воначально пришел к выводу об отсутствии жидких углеводородов как в современных, так и в очень молодых осадках. Однако этот вывод впоследствии был опровергнут В. В. Вебером в нашей стране и Дж. Смитом в США.

В 1932 г. И. М. Губкиным были сформулированы следующие

в биогенном илу до его погребения, продолжалось и после этого погребения в течение всего периода диагенеза и катагенеза.

3. Процесс превращения в нефть исходного рассеянного сапро­ пелевого вещества происходил без доступа воздуха при участии анаэробных бактерий.

4. Первичная миграция (эмиграция) нефти и газа из материн­ ских пород начинается только при наличии особых условий: гро­ мадного давления, высокой температуры или же действия сил ка­ пиллярного притяжения. В течение ряда геологических эпох нефть может перейти в переслаивающиеся с глинами рыхлые породы: пески, песчаники и др.

Таким образом, нефтегазосодержащими породами, или, как го­ ворил И. М. Губкин, «главнейшими нефтяными резервуарами и подземными хранилищами нефти и газа», являются пески, песча­ ники, конгломераты, трещиноватые известняки и доломиты, пред­ ставляющие собой пласты-коллекторы, которые должны содержать такие пустоты и поры, по которым жидкость могла бы циркулиро­ вать. Для того чтобы нефть и газ сохранились в нефтегазосодер­ жащих породах, необходимо, чтобы они были перекрыты так на­ зываемыми непроницаемыми породами.

В 1937 г. Н. М. Страхов завершил исследования, связанные

сусловиями накопления и преобразования органического вещества

вископаемых осадках и сделал важный вывод о необязательности сероводородного заражения в бассейнах накопления нефтематерин­ ских осадков. Вслед за этим В. Б. Татарский (1939) и В. П. Бату­ рин (1945) показали, что к категории возможно нефтематеринских свит могут быть отнесены также и морские карбонатные отложе­ ния.

В 1946 г. С. Н. Алексейчик впервые убедительно показал воз­ можность нефтегазообразования в благоприятной обстановке и в континентальных бассейнах.

В. В. Вебером (1947) были высказаны суждения о возможности нефтегазообразования не только в карбонатных и глинистых, но и в песчано-глинистых отложениях и об отсутствии единообразия в составе и условиях накопления материнского вещества. Это отсутствие единообразия находится в полном соответствии с ка­ чественными отличиями нефтей в различных стратиграфических горизонтах любого нефтеносного района, которые В. В. Вебер связывает в основном с разнородным характером исходного орга­ нического материала.

На протяжении 1947—1965 гг. были проведены обширные ис­ следования с целью поисков аналогов возможных нефтематерин­ ских пород среди современных и четвертичных осадков разного фа­ циально-литологического состава. Под руководством В. В. Вебера (1956) было начато также изучение современных осадков с точки зрения выяснения возможного наличия в них процессов нефтегазо­ образования.

По результатам этих исследований был опубликован ряд работ,

Однако до настоящего времени нет единой точки зрения по во­ просу принадлежности тех или иных отложений к нефтегазогене­

4

рирующим. Так, К. Б. Аширов (1965), анализируя геологическую обстановку формирования нефтяных и газовых залежей Среднего Поволжья, приходит к выводу о вероятности процессов нефтеобразования только в доманиковой толще.

К. А. Аширов высказывает представления (1966) о начале ми­ грации нефти, ранее длительное время остававшейся как бы запе­ чатанной в доманиковых породах, лишь после альпийской фазы гектогенеза, в процессе которой глинисто-карбонатно-кремнистые породы доманика оказались пронизанными многочисленными тре­ щинами, способствовавшими миграции. Эти представления мало чем отличаются от концепции В. Б. Порфирьева (1964), также при­ шедшего к выводу о том, что все известные нефтяные месторож­ дения всех континентов были сформированы в конце третичного периода, независимо от возраста вмещающих пород-коллекторов.

в нефтяных месторождениях Волго-Уральской провинции, сначала пришла к выводу о единстве генезиса нефтей палеозойского раз­ реза, признавая, нефтепродуцирующей всю терригенную толщу девонских отложений. Позднее 3. Л. Маймин (1963) полностью отказалась от геохимической аргументации продуцирования нефти терригенной толщей девонских отложений в пользу неорганической теории происхождения нефти и связывала поступление подкоровой абиогенной нефти в осадочные породы палеозоя с глубинными раз­ ломами фундамента.

Т. Г. Карасик (1963), изучавшая геохимические особенности нефтей и битумов палеозойских и мезозойских отложений ТиманоПечорской провинции, является сторонником происхождения нефти и газа за счет органического вещества, захороненного в условиях благоприятной геохимической обстановки при отложении средне­ девонских и нижнефранских преимущественно терригенных мор­ ских осадков.

Большинство исследователей, однако, приходит к выводу о воз­ можности продуцирования углеводородов не только в девонских, но и в других отложениях. Эта точка зрения признавалась в раз­ ное время А. А. Трофимуком (1950, 1960), А. Н. Мустафиновым

(1958), В. А. Лобовым (1959, 1960), К. Ф. Родионовой (1964, 1967),

С. П. Максимовым (1964) и др.

Так, А. А. Трофимук и Ю. А. Косыгин (1965), описывая нефтегазоносность верхнепротерозойских (рифейских) и кембрийских отложений на территории южной части Сибирской платформы, от­ мечают притоки жидкой нефти на склонах Ангарского поднятия и Алданского массива. Авторы указывают, что содержание рассе­ янного органического вещества в осадках рифея и кембрия при­ мерно такое же, как и в девонских нефтегазоносных отложениях на востоке Русской платформы, и отмечают, что выдерживаю­ щиеся по мощности толщи повышенно битуминозных карбонатных

5

осадков, сходных с битуминозными доманиковыми слоями франского яруса, распространены на большие расстояния. Они допу­ скают, что необычный облик рифейской и нижнекембрийской неф­ тей, приближающихся по своему составу к конденсату газовых залежей, обусловлен своеобразным органическим материалом, на­ капливавшимся в то время в древних додевонских морях (планк­ тонные организмы).

Таким образом, А. А. Трофимук и Ю. А. Косыгин признают, что главные свойства и качественный состав природных нефтей обус­ ловливаются не только особенностями и условиями их непрерыв­ ных превращений во времени, но и исходным материалом, послу­ жившим источником их образования.

К. Ф. Родионова (1964, 1967) пришла к выводу, что на восточ­ ном погружении Русской платформы в каждом седиментационном ритме или цикле второго порядка было два этапа образования нефтегазоматеринских осадков на границе глинистой и карбонат­ ной фаций: первый до момента максимального погружения мор­ ского дна и второй — после него.

К нефтематеринским породам в девоне К. Ф. Родионова (1964) относит карбонатно-глинистые и глинистые породы бийского, афонинского, старооскольского и муллинского горизонтов, а также шугуровские, доманиковые, мендымские, верхнефранские и отчасти фаменские отложения.

В карбоне к нефтематеринским, по К. Ф. Родионовой (1964, 1967), могут быть отнесены: а) карбонатно-глинистые породы турнейского яруса, отлагавшиеся в нормальных морских и восстано­ вительных геохимических условиях и характеризующиеся повышен­ ным содержанием органического вещества (1—12%); б) карбо­ натно-глинистые породы елховского горизонта, накапливавшиеся в условиях восстановительной среды, близкой к сидеритово-суль- фидной геохимической фации, и содержащие повышенное коли­ чество органического вещества (0,85—4%); в) отложения бобриковского горизонта, также содержащие большое количество органического вещества (14—19%), что обусловило и повышенное содержание в них углеводородов; г) глинистые, карбонатно-глини­ стые и карбонатные породы тульского горизонта, накапливавшиеся в слабовосстановительных и восстановительных морских усло­ виях.

Относительно повышенным содержанием углеводородов харак­ теризуются также глины верхнебашкирского (0,085% или 1975 г/м2) и Верейского (0,110% или 2530 г/м3) возрастов. Значительно ниже расцениваются возможности генерации углеводородов в отложе­ ниях каширского, мячковского и подольского горизонтов среднего карбона и в породах верхнего карбона.

С. П. Максимов приходит к выводу, что процессы нефтегазообразования в Волго-Уральской провинции имели региональный ха­ рактер и неоднократно повторялись в течение ее геологической ис­ тории.

6

С. П. Максимов (1964) указывает на приуроченность здесь подав­ ляющего большинства промышленных залежей нефти и газа к че­ тырем терригенным комплексам пород, прослеживающимся на большой площади: 1) живетско-нижнефранскому; 2) визейскому (малиновскому, бобриковскому и тульскому горизонтам); 3) верх- небашкирско-верейскому и 4) нижнепермскому.

Основываясь на цикличности осадкообразования в палеозойское время в пределах Волго-Уральской провинции, на выделении здесь четырех продуктивных толщ, с несовпадающими в пространстве границами их промышленной нефтегазоносности, и на геохимиче­ ских различиях нефтей и газов из указанных четырех толщ в боль­ шинстве из месторождений, С. П. Максимов приходит к выводу о наличии в разрезе палеозойских отложений цикличности нефтегазообразования. Выделяющиеся в разрезе четыре продуктивных толщи, по-видимому, генетически связаны с соответствующими нефтегазопроизводящими свитами в живетско-нижнефранских, нижие-средневизейских, башкирско-верейских и нижнепермских терригенных и терригенно-карбонатных толщах.

Наличие на востоке Русской платформы благоприятных условий для нефтегазообразования в терригенных отложениях среднего и верхнего девона, а также нижнего и среднего карбона отмечали также ранее Ю. А. Притула, И. X. Абрикосов и др. (1957).

Согласно исследованиям М. Ф. Двали (1962), нефтегазомате­ ринскими породами могут быть глины, алевролиты, мергели и кар­ бонатные породы, в том числе и доманикового типа, с относительно высоким содержанием битума в органическом веществе (не менее 0,015—0,05% от веса породы при экстрагировании хлороформом), отлагавшиеся и прошедшие стадии диагенеза и эпигенеза в вос­ становительных условиях. Новообразование углеводородов, по М. Ф. Двали, может происходить из битумов, содержащихся в ор­ ганическом веществе осадочных пород при сохранении восстанови­ тельной обстановки, вплоть до сравнительно высокой степени метаморфизма последних, когда становятся возможными лишь выделение углеводородного, преимущественно метанового, газа и графитизация остаточного органического вещества.

М. Ф. Двали (1963) сформулировал достижения по проблеме нефтегазоматеринских отложений, которые сводятся к следую­ щему:

1)обнаружению в современных илах морских и континенталь­ ных бассейнов различной солености рассеянных углеводородов нефтяного ряда, в том числе и углеводородов, возникающих в про­ цессе битуминизации захороненного рассеянного органического вещества илов;

2)установлению углеводородов нефтяного типа в составе мас­ ляной фракции рассеянных битумов возможно нефтематеринских пород, а также к открытию в составе сингенетических битумов

7

пород легкокипящих углеводородов (до 200° С) и углеводородных газов (до С5);

3) дальнейшей аргументации положения, высказанного В. А. Ус­ пенским, Н. Б. Вассоевичем и др., о том, что в осадочных породах на нефтеобразование расходуется только небольшая часть массы рассеянного органического вещества, изменяющегося в основном с процессом погружения вмещающих осадков по линии прогресси­ рующей углефикации;

4) значительному расширению в фациально-литологическом от­ ношении категории возможно нефтематеринских пород. К этой категории, помимо глинистых битуминозных морских сланцев, в настоящее время причисляются алевролитово-глинистые и даже песчаные породы, при условии присутствия в них исходного орга­ нического вещества, изменяющегося в восстановительной обста­ новке, а также карбонатные породы, изучение которых в этом отношении находится еще в начальной стадии;

5) возможности континентального и даже пресноводного про­ исхождения материнских пород при обязательном соблюдении вы­ шеуказанных требований.

В последнее время некоторые ученые считают нефтегазомате­ ринскими, а точнее газоматеринскими или газонефтематеринскими породами, буроугольные и каменноугольные пласты, а также ор­ ганическое вещество углей. В. П. Козлов и Л. В. Токарев (1961), например, считают, что угольные газы могут возникать на разных этапах преобразования гомогенного органического вещества, начи­ ная с торфяной стадии и кончая антрацитовой. Так, при превра­ щении торфа в бурый уголь под влиянием повышающихся давле­ ний и температуры образуются в основном метан и углекислый газ, при небольших количествах азота, сероводорода и аммиака. На последующих же стадиях углефикации в процессе неуклонно повышающихся давления и температуры происходит выделение почти только метана, при небольших количествах углекислого газа с азотом и ничтожных — аммиака и водорода.

Таким образом, начиная со стадии перехода бурых углей в ка­ менные (углефикации и метаморфизация органического вещества) и в дальнейшем вплоть до его антрацитизации и графитизации ме­ тан является основным газообразным продуктом. Тяжелые пре­ дельные углеводороды здесь также образуются, но в чрезвычайно малых объемах.

В. П. Козлов и Л. В. Токарев подсчитали, что общий объем ме­ тана, который выделили угли Донецкого бассейна до глубины 1800 м, составляет 35,8 трлн. м2. Они допускают, что три четверти этого количества должно было мигрировать из угольных пластов и скопиться либо на прилегающих к Донбассу площадях, либо в пределах его окраин в виде промышленных залежей преиму­ щественно легкого метанового газа. В соответствии с этим ряд геологов считает, что крупное Шебелинское газовое месторожде­ ние, располагающееся в пределах северо-западной окраины Дон­

8

басса, образовалось за счет газа, выделившегося из углей этого бассейна.

Другой пример описан весьма подробно Р. Рэтайном (1964). В 1959 г. на северо-востоке Нидерландов, в провинции Гронинген, было открыто крупнейшее в Западной Европе месторождение при­ родного газа Слохтерен (запасы 1650 млрд, м3, площадь 775 км2), приуроченное к терригенным отложениям нижней перми (ротлигендес), которые залегают здесь на глубине около 3000 м. Химиче­ ский состав газа оказался следующим: метана 82%, тяжелых угле­ водородов 3%, азота 14% и углекислого газа 1%. Из тяжелых углеводородов встречаются этан, пропан, бутан и др. В весьма малых количествах (меньше 0,01%) содержится гелий. Автор счи­ тает, что это месторождение, как и другие газовые и, по-видимому, нефтяные месторождения Нидерландов и соседних стран, образо­ валось замечет генерации углеводородов залегающими ниже углями каменноугольного возраста в процессе их метаморфизации. Газ, образовавшийся в угольных пластах, мигрировал затем в вышезалегающие нижнепермские отложения, где и скопился в благопри­ ятных геологических условиях в виде промышленных залежей.

Названным автором подсчитано, что при суммарной мощности угольных пластов на территории провинции Гронинген 30 м с 1 км2 угленосной площади могло выделиться 156 млн. м3 газа. Учиты­ вая потери при миграции газа в вышележащие пласты пермского возраста, запасы его только для рассматриваемой провинции оце­ нивались в 470 млрд. м3.

Газоносность нижнепермских отложений в Северо-Западной Ев­ ропе, по данным В. В. Глушко и Г. X. Дикенштейна (1971), носит региональный характер и приурочена к песчано-алевролитовой, пес­ чаной и конгломератово-песчаной толще ротлигендеса, достигаю­ щей максимальной мощности 240-—300 м и перекрытой породами цехштейна. Последние представлены в основном солью мощ­ ностью от 600 до 1200 м, на отдельных площадях мощность умень­ шается до 100 м.

В британской части акватории Северного моря первым было открыто в 1965 г. на глубине 2750 м газовое месторождение ВестЗоле с запасами газа около 30 млрд, м3, а затем месторождения Леман с запасами 330 млрд, м3, Индифэтигейбл с запасами, пре­ вышающими 225 млрд, м3, и наконец, месторождение Анн, в пре­ делах которого дебит газа в скважине-открывательнице достигал 480 тыс. м3. В целом разведанные запасы газа в пределах СевероЗападной Европы составляют около 4,0 трлн. м3.

Содержание метана в газе указанных месторождений достигает 94,1—98%, в небольшом количестве содержатся и тяжелые угле­ водороды. Глубины залегания продуктивных горизонтов ротлиген­ деса 1830—2700—3355 м.

Установлено, что отложения ротлигендеса образовались в кон­

9