книги / Нефтегазовая гидрогеология

нах, рассматриваемые на фоне особенностей геоло­ гического развития. Исхо­ дя из того, что геотермичес­ кие параметры в осадочном бассейне зависят от глуби­ ны залегания фундамента, времени его консолидации, а также времени заверше­ ния основного прогибания и осадконакопления в бас­ сейне, выделены четыре группы регионов, для ко­ торых характерны общие закономерности в распре­ делении температур, отра­ женные на типовых графи­ ках зависимости температу­ ры поверхности фундамен­ та от глубины его залега­ ния. Полученные зависи­ мости используются для воссоздания палеотемпера­ тур конкретного осадочно­ го бассейна, а также конк­ ретной осадочной толщи к концу ее формирования.

А. М. Н иканоров и

Э.

дили палеогидрогеотермические и палеогидрогеохимические реконструкции по материалам состава газово-жидких

включений. Сведения о их составе позволяют судить о темпера­ туре и минерализации водных растворов. Однако следует учиты­ вать, что нередко диапазон изменения как минерализации, так и температуры вод при образовании газово-жидких включений бывает очень велик. Это снижает эффективность использования данного метода.

Существуют и другие методы определения палеотемпературы: метод И. И. Амосова, базирующийся на зависимости отражающей способности витринита от температуры; метод В. Дислера, осно­ ванный на определении температуры древних водных растворов по составу травертинов, и т.д.

§ 5. ПАЛЕОГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВА­ НИЯ ПРИ ПОИСКАХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Процессы генерации и аккумуляции УВ в осадочных бассейнах земной коры контролируются комплексом геологических и палеогидрогеологических факторов. На элизионных этапах гидрогеоло­ гической истории в природных водонапорных системах геостатического типа под действием неравномерного прогибания и уплот­ нения осадков движение флюидов происходит с относительно не­ большими скоростями при низкой окисляющей активности ли­ тосферных вод. Компрессия осадков, сопровождающаяся элизионным водообменом, обусловливает эмиграцию УВ из нефтега­ зопроизводящих толщ и поступление их в коллекторы. Восстано­ вительный характер водных растворов препятствует химической деструкции УВ и способствует продолжению процессов их генера­ ции. На инфильтрационных этапах в результате инфильтрации атмогенных вод в нефтегазоводоносные толщи в последних про­ исходит деструкция УВ или переформирование залежей как след­ ствие изменения структурного плана и гидродинамических усло­ вий. Поэтому при сравнительной оценке перспектив нефтегазоносности необходимо учитывать интенсивность водообмена на всех этапах. Интенсивность элизионного водообмена особенно важно учитывать после времени формирования ловушки. В этом случае, чем больше величина ПИЭВ, тем выше следует оценивать перс­ пективы нефтегазоносности изучаемого комплекса. Необходимо также учитывать абсолютную и относительную длительность ин­ фильтрационных этапов в гидрогеологической истории района или комплекса после образования залежей, а также показатель интен­ сивности инфильтрационного водообмена на этапах, следовавших за временем образования залежей.

В качестве ориентировочного критерия для сравнения различ­ ных районов может служить коэффициент, представляющий со­ бой отношение суммы времени элизионных этапов к сумме вре­ мени инфильтрационных этапов в истории изучаемого комплекса осадков. Чем продолжительнее элизионные и более кратковременны инфильтрационные этапы, тем этот коэффициент больше по сво­ ему числовому значению, а следовательно, и более благоприятны (при прочих равных факторах) условия для формирования и кон­ сервации залежей нефти и газа.

При оценке перспектив нефтегазоносности существенное зна­ чение имеет определение масштабов разгрузки вод во времени. Это позволяет судить о гидрогеологической раскрытости недр, воз­

можной утечке УВ из нефтегазоводоносных комплексов, о пере­ формировании залежей, а также о степени сохранности залежей нефти и газа на различных этапах гидрогеологической истории.

Палеогидрогеодинамические реконструкции на элизионных этапах гидрогеологической истории позволяют воссоздавать про­ странственное положение зон генерации и аккумуляции нефти и газов. При этом в осадочном бассейне области прогибания и на­ копления осадков (палеопьезомаксимумы) рассматриваются как зоны нефтегазообразования, в которых происходит генерация УВ, а области относительных поднятий, где давление ниже и куда вслед­ ствие этого направлено движение флюидов (палеопьезоминиму­ мы), относятся к зонам нефтегазонакопления.

Воссоздание гидрогеодинамических условий для каждого этапа развития комплекса на основе периодизации гидрогеологической истории позволяет установить унаследованность пространствен­ ного положения зон нефтегазообразования и нефтегазонакопле­ ния или определить их смещение в плане и во времени.

Палеогидрогеологические реконструкции, являясь составной частью комплекса геологических и гидрогеологических исследова­ ний осадочных бассейнов, дают возможность сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности отдельных частей изучаемой тер­ ритории (акватории). Такой подход был осуществлен, например, Ю. В. Самсоновым, С. Б. Вагиным и др. (1986) при оценке перс­ пектив нефтегазоносности вендско-кембрийских отложений в пре­ делах юга Сибирской платформы. Этими исследователями выпол­ нен анализ развития палеоструктурного плана и на его основе ре­ конструировано изменение палеогидрогеодинамических условий в непско-тирском нефтегазоносном комплексе. В пределах рас­ пространения пластов-коллекторов выделены территории различ­ ной степени перспективности: первой, второй, третьей, а также малоперспективные и бесперспективные (рис. 53). При этом к перспективным территориям первой степени отнесены области полного совпадения замкнутых контуров положительных совре­ менных и палеоструктур, унаследование развивавшихся в течение элизионного этапа и не расформировавшихся в послекембрийское время на инфильтрационном этапе. Это области устойчивых пье­ зоминимумов. К перспективным территориям второй степени от­ несены промежуточные зоны между областями устойчивых палео­ пьезоминимумов и палеопьезомаксимумов. Перспективные тер­ ритории третьей степени выделены в зонах устойчивого литоген­ ного режима на элизионных этапах. Они соответствуют участкам унаследовано развивавшихся палеопьезомаксимумов, не испытав­ ших на инфильтрационных этапах существенного влияния гипер­

Основные этапы палеогидрогеологических исследований при поисках скоплений УВ представлены в табл. 16.

Таблица 16

Схема палеогцдрогеологических реконструкций при поисках залежей УВ

и пространстве). Оценка перспектив иефтегазоносности, выделение территорий различной степени перспективности. Рекомендации объектов для поисково-разведоч­ ных работ

Глава X

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ МИГРАЦИИ, АККУМУЛЯЦИИ, КОНСЕРВАЦИИ И ДЕСТРУКЦИИ

НЕФТИ И ГАЗА

Процессы генерации, миграции, аккумуляции, рассеяния и де­ струкции УВ от начала до конца происходят в среде, весьма важ­ ным компонентом которой являются литосферные водные раство­ ры. Роль последних как фактора, созидающего и разрушающего скопления нефти и газа, чрезвычайно велика и иногда может счи­ таться решающей. Продукты разрушения скоплений нефти и газа становятся компонентами литосферных водных растворов. При их взаимодействии с другими ингредиентами последних может про­ исходить деструкция и самого вещества УВ (а также некоторых других газов, образующих скопления, например, сероводорода). Иногда гидрогеологические (гидрогеодинамические) условия при­ обретают главенствующее значение в процессах аккумуляции не­ фти и газа. В таких случаях говорят о гидродинамических ловуш­ ках и гидродинамически экранированных залежах нефти и газа.

§ /. УСЛОВИЯ МИГРАЦИИ И АККУМУЛЯЦИИ НЕФТИ И ГАЗА

При рассмотрении гидрогеологических условий миграции и аккумуляции нефти и газа следует выделять активную и пассив­ ную роль этих условий, точнее литосферных растворов, в данных процессах. Пассивная роль гидрогеологических условий заключа­ ется в том, что литосферные водные растворы являются средой, в которой протекают процессы миграции и аккумуляции УВ и дру­ гих веществ. Надо, однако, отметить, что рассматривать среду пас­ сивной можно только условно, так как она может действовать и в качестве, например, химического реагента. Активная роль гидро­ геологических условий в нефтегазонакоплении заключается в том, что литосферные воды (растворы) выступают как транспортирую­ щий агент (иногда удерживающий), определяющий миграцию не­ фти и газа, а следовательно, и их аккумуляцию.

В табл. 17 приведены взгляды разных авторов на роль вод в миграции УВ.

Таблица 17

Представления о механизме миграции УВ в водонасыщенных толщах пород

(по С. П. Максимову, Н. А. Еременко, В. Ф. Симоненко, 1988 г., с изменениями)

Л.А. Польстер,

Е.И. Парнов и др., 1967 г.;

А.Е. Гуревич, 1969 г. C. Г. Неручев, 1969 г.

А.Э. Конторович, 1970 г.;

И.В. Высоцкий, 1984 г.

А.А. Карцев, 1971 г.; таллогидрат-

Р.А. Прайс, 1976 г. ных водах

Л. Н. Капченко, 1983 г.;

А. А. Карцев, 1986 г.

Практически всеобщее признание сейчас имеет представление о седиментогенности (талассогенности) литосферных водных ра­ створов, образующих среду нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Причем к седиментогенным растворам примыкают так­ же литогенные, возникающие главным образом при дегвдрации глинистых минералов.

В качестве вместилищ представляются в основном эксфильтрационные гидрогеодинамические системы, включая также термодегидратационные системы, в которых создание напора в водо­ носных коллекторах обусловливается преимущественно проявле­ нием дегидратационных вод выделяющихся из минералов под вли­ янием повышенной температуры (100-150°С).

Значительно сложнее обстоит дело с проблемой активной, т.е. транспортирующей функции водных растворов при миграции УВ. Активная транспортирующая роль водных растворов проявляется

при миграции УВ в виде растворов, эмульсий и, наконец, в соста­ ве двухили трехфазного потока, где главной фазой и (или) опре­ деляющим фактором потока являются водные массы вследствие преобладания над другими жидкими и газовыми фазами в бассей­ не.

Нет оснований считать водорастворенную форму миграции, особенно для нефтяных УВ, единственной или даже основной формой переноса. Количество нефтяных УВ, выносимое в раство­ ренном состоянии водами в коллекторы, весьма велико, но все же недостаточное для того, чтобы на его счет отнести образование всех известных, еще не открытых и ранее исчезнувших залежей нефти.

Следует обратить внимание на специфическое значение воз­ рожденных из дегидратирующихся глинистых минералов вод, дан­ ные по которым имеются в работах В. Ф. Симоненко, А. М. Блоха, У. Джонса, Дж. Перри, Дж. Хауэра и др. Данные В. Ф. Симоненко и некоторых других исследователей свидетельствуют о том, что вода, высвобождающаяся при перестройке структуры глинистых минералов, обладает аномально высокой растворяющей способ­ ностью, в том числе по отношению к неполярным органическим соединениям, и может «эвакуировать» из нефтепроизводящих по­ род значительное количество нефтяных УВ. Вода указанного гене­ зиса появляется в существенных объемах при погружении осадоч­ ных толщ уже на глубину 2 — 3 км. Количество ее, как показыва­ ют подсчеты, таково, что на целый порядок может превосходить имеющиеся объемы пористого пространства коллекторов.

Состав УВ в так называемых аквабитумоидах (т.е. веществах, извлекаемых органическими растворителями из воды), изученный А. Э. Конторовичем, как оказалось, весьма схож с составом не­ фти. Этот факт имеет принципиальное значение для выяснения роли водных форм миграции нефти. Обнаружение в пластовых водах также нафтеновых и метановых УВ при соотношениях меж­ ду тремя основными их классами, аналогичных наблюдаемым в нефти, служит подтверждением высказанных ранее прогнозов об открытии этих веществ в водах. Правда, не ясны физико-химичес­ кие формы всех этих веществ в водах. Но форма нахождения (ис­ тинный, коллоидный растворы, эмульсия) имеет для миграции второстепенное значение.

Таким образом, с учетом рада рассмотренных выше фактов и представлений можно считать, что первичная миграция нефтяных УВ (и тем более простейших — метана, этана) вместе с водными растворами имеет масштабы, достаточные для формирования в некоторых случаях промышленных скоплений.