ЗАКОНОМЕРНОСТИ В ИЗМЕНЕНИИ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Е. Месторождения, связанные с синклинальными прогибами

Залежи на месторождениях этой группы формируются исключительно под действием гравитационных сил. Нефть скапливается в синклиналях только в том случае, если жидкие углеводороды оказываются в сухом, безводном пласте. Сухие, безводные пласты-резервуары встречаются в природе очень редко. Процесс накопления осадочных толщ большей частью связан с водными бассейнами.

Образование залежей газа в синклиналях совершенно исключено. Углеводородные газы легче газов, которые могут заполнять сухие породы, поэтому они всегда будут подниматься вверх по крыльям синклинали. К этому следует добавить, что сухие породы хорошо проницаемы для газа даже в том случае, если они сложены плотными, но сухими глинами. Формирование залежей газа может произойти в ловушках, расположенных в верхних частях крыльев синклинали.

Такого типа месторождения нефти встречаются в Аппалачской впадине в США. В месторождениях залежи нефти часто занимают не дно синклинали, как это следовало бы ожидать, а нижнюю часть склона. Это объясняется литологическими особенностями резервуаров, уменьшением пористости в данном направлении. О таких залежах можно сказать, что они литологически ограничены вниз по падению пласта. Из известных месторождений этого типа в США

260 Гл. VIII. Месте рождения нефти и газа

Синклиналь Грифтитс Вилла

Рис. 129. Структурная карта по кровле ииганина береа месторождения Гриффитсвилла, Западная Вирджиния (по Дейвис и Степхенсон).

Закономерности в изменении нефти и газа на месторождениях 261

можно упомянуть Кэбин-Криг, Бег-Криг, Гриффитсвилл (рис. 129) и Копли. В Советском Союзе месторождения, связанные с синклиналями, пока не обнаружены.

Свойства нефти, газа и конденсата изменяются в пределах нефтяных месторождений. Эти изменения тесно связаны с вертикальной зональностью. Вертикальная зональность контролирует влияние основных факторов (температура, давление, динамическая и химическая активность вод, выветривание), под действием которых происходит изменение свойств нефтей, газов и конденсатов в залежах. Обычны такие изменения, при которых с увеличением глубины и возраста отложений плотность нефти, вязкость и цикличность входящих в нее углеводородов уменьшаются, в парафиновых углеводородах увеличивается роль нормальных соединений в сравнении с изомерами, увеличивается количество растворенного газа в нефтях, в попутных газах растет содержание тяжелых углеводородов. Подобные изменения наблюдаются на очень многих месторождениях мира. По данным А. А. Карцева из 250 рассмотренных им месторождений в 175 отмечены изменения в указанном направлении, в 30 — обратные соотношения, и в 45 случаях четкой зависимости не было обнаружено.

В качестве примера могут быть приведены месторождения Пал-ванташ в Ферганской долине (рис. 130), Зольный Овраг в Куйбышевской области; Старогрозненское, Байчунас в Гурьевской области (рис. 131) и др. Обширный материал в этом направлении приводится С. П. Максимовым (1964) по южным районам Волго-Уральской области.

Одновременно с увеличением глубины залегания продуктивных горизонтов, как правило, увеличивается их стратиграфический возраст. Возникает вопрос, какой из двух факторов оказывает решающее влияние. Решение этого вопроса возможно путем сравнения изменения нефтей в одних и тех же горизонтах, залегающих на различьшх глубинах. Сопоставления такого рода по Волго-Уральской области показывают отсутствие видимой зависимости между составом нефтей и возрастом горизонтов в пределах отдельных месторождений. Например, на месторождениях Кленовском и Коробковском, которые расположены вблизи друг друга, нефти, залегающие в одном и том же горизонте (бобриковском), но на разной глубине, существенно отличаются друг от друга. Как отмечает А. А. Карцев, отсутствие влияния возраста продуктивных горизонтов еще более четко выявляется при сопоставлении изменения нефтей двух месторождений одного района с обычным и опрокинутым залеганием пород. В качестве такого примера 3. А. Табасаранский приводит месторождения

262 Гл.VIII. Месторождения нефти к газа

Ахтырско-Бугундырское и Зыбза — Глубокий Яр в Краснодарском крае. В обоих месторождениях, в залежах, расположенных в среднем и нижнем палеогене, наблюдается отчетливое уменьшение плотности с глубиной, хотя в первом из них с глубиной стратиграфический

Рис. 130. Схема изменения свойств нефтей по разрезу месторождения Палван-таш. Римскими цифрами обозначены номера пластов (по А. А. Воробьеву).

возраст продуктивных горизонтов уменьшается (опрокинутое залегание), а во втором увеличивается. Таким образом, можно утверждать, что в пределах отдельных месторождений геологический возраст продуктивных горизонтов заметно не сказывается на изменении свойств нефтей.

264 Гл. VIII. Месторождения нефти и газ

К иному заключению можно прийти, если рассматривать изменение свойств нефтей в зависимости от геологического возраста • по классам и подклассам нефтяных и газовых месторождений. Такое рассмотрение позволяет установить довольно отчетливую закономерность изменения свойств нефтей и попутных газов в зависимости от возраста вмещающих отложений.

Что происходит с нефтями и сопутствующими им газами с увеличением глубины их залегания в пределах месторождения ? Можно говорить о влиянии поверхностных факторов у земной поверхности и влиянии глубинных факторов с увеличением глубины. Так как нефть залегает в породах земной коры, то вполне естественно попытаться сопоставить ее изменения со стадиями превращения осадочных пород: диагенезом, катагенезом, метаморфизмом, с одной стороны, и выветриванием (гипергенезом), с другой. Полезная работа в этом направлении была проделана Н. Б. Вассоевичем и Г. А. Амосовым. Эти авторы считают, что нефть образуется на стадии катагенеза, поэтому не рассматривают стадию диагенез а. Ее ли в настоящее время и неизвестно залежей нефти, достоверно сформировавшихся на стадии диагенеза, то возникновение углеводородов на этой стадии доказано работами В. В. Вебера, И. А. Горской и П. Смита. Стадия метаморфизма приводит к разрушению нефти, ее непосредственное влияние на углеводороды пока изучено слабо. Эта стадия также не анализируется упомянутыми авторами.

Н. Б. Вассоевич и Г. А. Амосов при рассмотрении изменений нефтей в месторождениях ограничиваются факторами гипергенеза и катагенеза. По их мнению, правильное и полное представление о характере изменений нефтей в природе можно получить лишь при знании свойств начальных типов нефтей. Начальным типам нефтей Н. Б. Вассоевич и Г. А. Амосов уделяют основное внимание. Вряд ли такой подход к решению вопроса может быть признан правильным. Логическим выводом из схемы Н. Б. Вассоевича и Г. А. Амосова является заключение о кратковременности, одноакт-ности процессов образования углеводородов в земной коре в связи только с определенной стадией развития осадочных пород. А это противоречит основным положениям теории, развиваемой самим Н. Б. Вассоевичем. Именно этим автором весьма успешно развиты взгляды о стадийности процессов нефтеобразования. Процессы образования углеводородов в земной коре с позиции органического происхождения нефти непрерывны и протекают длительное время. Действие факторов гипергенеза сводится к выветриванию и окислению нефтей. Выветривание нефтей заключается в потере ими легких фракций и приводит к увеличению их плотности, вязкости, обогащению нефтей смолистыми компонентами и т. д.

Нефти могут окисляться как свободным поверхностным кислородом, так и сульфатами вод. Надо отметить малую вероятность заметного окисления нефтей поверхностным кислородом из-за хими-

Закономерности в изменении нефти и газа на месторождениях 265

ческой инертности углеводородов. Кроме того, как показали исследования Н. И. Черножукова и С. Э. Крейна, смолы, получаемые искусственным окислением углеводородов,не сопоставимы со смолами, извлекаемыми из нефтей. То же самое отмечает В. И. Забавин по отношению к асфальтенам. Окисление нефтей сульфатами вод имеет бактериальный характер и возможно до глубин распространения активного воздействия бактерий. Следует напомнить об ограниченном влиянии этого процесса на залежь в целом при достаточном ее размере (оно, по-видимому, ограничивается лишь зоной водонефтя-ного контакта). Таким образом, при гипергенезе основное влияние оказывает, по-видимому, собственно выветривание (потеря легких фракций).

По мере увеличения глубины залегания нефти и газа в залежах растут температуры и давления. В результате нефти и газы изменяются. Изменения нефтей под воздействием температуры принято называть метаморфизмом^х. Процессы изменения нефтей под действием температуры достаточно хорошо изучены еще К. В. Харич-ковым (1900—1915 гг.). Эти процессы приводят к уменьшению плотности нефтей и их вязкости; превращения углеводородного состава нефтей направлены в сторону образования нормальных предельных углеводородов вплоть до метана. Параллельно образуются конденсированные молекулы с малым содержанием водорода, пределом их превращения является графит. Не следует думать, что этот процесс начинается лишь при каких-то очень выхжих температурах. Любое повышение температуры вызывает изменение нефти в этом направлении, в то время как снижение температуры обратного эффекта не дает. Изменения давления не вызывают заметных превращений углеводородов. Некоторые исследователи пренебрегают давлением при изучении изменения нефтей с глубиной в пределах месторождений. При этом они упускают из вида огромное влияние давления на взаиморастворимость газовой и жидкой фаз углеводородов. Взаимная же растворимость приводит к существенным физическим и физико-химическим изменениям как в жидкой, так и в газообразной фазе.

Действие выветривания усиливается по мере приближения к дневной поверхности, а действие температуры и давления увеличивается с глубиной, но вызываемые ими изменения нефтей по разрезу направлены в одну сторону. Возникают существенные трудности в выявлении влияния того или иного процесса. Н. Б. Вассоевич и Г. А. Амосов предлагают принципиальную схему изменения нефтей в литосфере (рис. 132), в которой граница зоны гипергенеза приводится на глубине, где температура составляет 75° С. Процессы гипергенеза авторы связывают главным образом с микробиологическими

¹ Не следует путать с обычным геологическим представлением о метаморфизме пород.

266____________ Гл. VIII. Месторождения нефти и газа

факторами. При температурах выше 75° С бактерии либо отсутствуют, либо находятся в угнетенном состоянии и не способны к активному действию. Вряд ли такое подразделение можно признать удачным.

Как уже указывалось, в зоне гипергенеза основную роль играет испарение нефтей, а не окисление. В этом случае, очевидно, не столь важна температура, сколько надежность изоляции залежей от поверхности. Надежность изоляции залежей зависит прежде всего от проницаемости перекрывающих толщ и от их мощности (глубины залегания). Влияние температуры вовсе не связано каким-либо особым образом именно с 75° С, как это отчетливо видно из приводимых кривых, которые никак не изменяются на уровне 75° С. Так как выветривание и катагенетические изменения нефтей однонаправлены, то логично ожидать, что в месте их совместного приложения будут наблюдаться особенно резкие изменения свойств нефтей по разрезу. Действительно, как на принципиальной схеме (рис. 132), так и на приведенных выше фактических кривых изменения нефтей с глубиной, в месторождении в верхней части заметен резкий перелом кривых, ниже которго наблюдаются более замедленные изменения свойств нефтей. По-видимому, этим переломом кривых — точкой резкого уменьшения градиента плотности (если в качестве примера брать плотность нефти) — следует ограничивать влияние зоны выветривания или зоны гипергенеза.

Приведенная принципиальная схема не учитывает изменения давления с глубиной. При росте давления (до критических давлений и температур) из газовой фазы в жидкую фазу переходят сперва более тяжелые компоненты, а затем все более и более легкие. Соответственно с увеличением глубины в газовой шапке наблюдаются более сухие газы. В качестве примера можно привести изменение состава попутного газа на месторождении Палванташ в Ферганской долине (рис. 133, а). По достижении критических давлений и температур процесс носит обратный характер. По мере роста давления в газовую фазу переходят все более тяжелые компоненты и газ становится более «жирным». Как пример можно привести в той же Ферганской долине месторождение Избаскент (рис. 133, б).

Интересно отметить, противоположный характер изменения попутных газов в одновозрастных продуктивных горизонтах в двух близко расположенных месторождениях — Палванташ и Избаскент. Но загадка противоположных изменений в попутных газах легко раскрывается при сопоставлении геологического строения этих двух месторождений. На месторождении Палванташ III—VII горизонты залегают на глубинах от 300 до 600 м, те же горизонты на месторождении Избаскент залегают на глубинах от 1200 до 1600 м. Проявление таких обратных закономерностей можно наблюдать и в пределах одной и той же площади с достаточно широким интервалом нефтегазоносности. Например, на Апшеронском полуострове в продуктивных горизонтах верхнего отдела продуктивной толщи

268 Гл. VIII. Месторождения нефти и газа

(плиоцен) на большинстве месторождений с ростом давления отмечается увеличение сухости газа, а в нижнем отделе, наоборот, уменьшение сухости.

Многочисленные наблюдения над газонефтяными и дистиллят-ными месторождениями как в СССР, так и за рубежом показали отчетливое проявление обратной растворимости (ретроградных явлений) на глубине 1000—1500 м, т. е. при давлении 100—150 am и температуре 45—60° С. При достижении критических давлении и температур дальнейший рост давлений приводит к переходу в газообразную фазу все более тяжелых компонентов нефти, вплоть до неуглеводородных компонентов (при определенных условиях), таких, как смолистые и асфальтеновые вещества.

Рис. 133. Изменение «сухости» — «жирности» газов по разрезам месторождений Палванташ (a) ji Изба-

скент (б). 1 — газ, растворенный в нефти; 2 — газ свободный.

Пользуясь в общем правильной принципиальной схемой изменения нефтей в литосфере Г. А. Амосова и Н. Б. Вассоевича, надо учитывать сделанные выше замечания, а также то, что в этой схеме не рассматриваются превращения углеводородов на стадиях диагенеза и метаморфизма.

Следует обратить внимание на закономерные изменения спутников нефти по разрезу месторождения. Особенно ярко это выражено в изменении состава вод. Параллелизм в изменении состава вод и нефтей на Ашперонском полуострове был отмечен автором в 1940 г. Особенно наглядно наблюдается обратная связь между плотностью нефтей и содержанием в водах сульфатов. Соответствующие кривые приведены и на принципиальной схеме Г. А. Амосова и Н. Б. Вассоевича. Существуют попытки объяснить параллелизм в изменении состава вод и нефтей их химическим взаимодействием (В. А. Успенский, А. А. Карцев и многие другие). Если влияние состава вод на нефти вполне допустимо, то обратное влияние маловероятно. Надо иметь в виду несопоставимость в природных резервуарах

§ 3. Закономерности в изменении нефти и газа на месторождениях 269

количеств нефти и воды. «Капля» нефти в природном резервуаре не может существенно изменить химический состав «моря» воды в этом резервуаре. Кроме того, как уже отмечалось выше, химическое взаимовлияние нефтей и вод в большинстве случаев ограничивается узкой приконтактной зоной. Более детальные исследования по этому вопросу, приведенные Б. С. Воробьевым, А. А. Карцевым, 3. Л. Май-мин, В. А. Кротовой, Е. А. Барс и др., показали полное отсутствие прямого соотношения между составом вод в резервуаре и качеством нефтей в залежах. Наблюдающееся соответствие в изменении состава

Рис. 134. Кривая зависимости плотности нефти от глубины ее залегания по разрезу (район Сураханов).

нефтей и вод по разрезу месторождений следует объяснить не их химическим взаимодействием, а общностью причин, вызывающих их изменения. О причинах, вызывающих изменения состава нефтей и газов, было сказано выше. Для подземных вод следует отметить усиление их метаморфизма с глубиной, что выражается, например, в увеличении их минерализации. Параллельно изменяется и химический состав вод. В 30 случаях из 250 с увеличением глубины в месторождении наблюдается увеличение плотности нефти и соответствующие этому другие изменения в их составе. Приведенное соотношение не может служить мерилом истинного распространения та-

ких случаев в природе. Для выяснения истинного распространения в природе той или иной закономерности в изменении состава нефтей по разрезу надо либо учитывать большинство известных месторождений, либо изучать крупные нефтегазоносные геологические области с определенным геологическим строением и с определенной геологической историей развития.

Обратная закономерность изменения свойств нефтей по разрезу (увеличение плотности нефти с глубиной) широко распространена на Апшеронском полуострове в продуктивной толще (плиоцен). Типичным примером может служить месторождение Сураханы. На рис. 134 приведена кривая изменения плотности с глубиной на этом месторождении.

На участках bb^ и cd градиент плотности значительно больше, чем на участке Ъ±с. Участок Ъ_гс соответствует наиболее песчанистой части разреза, а два других участка — глинистой. Такое изменение свойств нефтей по разрезу и зависимость его от литологического состава пород можно объяснить движением (миграцией) нефти и газа снизу вверх сквозь толщу пород. Движение это могло происходить

270^гл- VIII. Месторождения нефти и газа

как по порам, так и по мелким трещинам. В этом случае изменение свойств нефтей можно объяснить эффектом фильтрации. Прорывы нефти и газа по более крупным трещинам, в которых эффект фильтрации не наблюдается, приводят к смещению нефтей и частным отклонениям от общей закономерности на том или ином участке разреза. Реальность такой схемы процесса подтверждается наблюдениями Д. В. Жабрева над распределением газовых шапок в разрезе месторождений Апшеронского полуострова. Зависимость разреза и мощности газовых шапок от мощности и литологических свойств покрышки можно объяснить лишь существованием потока углеводородов через толщу пород, который образует своеобразные запруды — газовые шапки и залежи нефти — у встречающихся препятствий в виде пачек плохо проницаемых глин. Изменения величины градиента плотности связаны не столько с глубиной (участок Ь^с}, сколько с литологическими особенностями разреза. Все это в сумме заставляет отдать предпочтение в данном случае фактору фильтрации сквозь толщу пород (по порам и мелким трещинам). Наблюдающееся своеобразное изменение состава вод в продуктивной толще Апшеронского полуострова было отмечено В. А. Сулиным и детально описано в работах Д. В. Жабрева, Ш. Ф. Мехтиева, Г. П. Тамразяна. Параллельно с изменением свойств нефтей вниз по разрезу наблюдается закономерное уменьшение минерализации вод и степени их метаморфизма. Таким образом, здесь наблюдается обратная закономерность изменения состава вод и нефтей с глубиной. Не отрицая химического влияния вод на состав нефтей, мы считаем маловероятным (по причинам, указанным ранее), что наблюдаемое изменение нефтей является результатом этого влияния. Здесь опять-таки некоторые общие причины вызывают параллельные изменения в составе вод и нефтей, создавая ложное впечатление об их существенном взаимодействии. Такой общей причиной являются литологические изменения разреза. Увеличение глинистости природных резервуаров накладывает свой отпечаток на свойства нефтей и в то же время является решающим фактором в формировании состава вод. На примере изменения состава вод в Дагестане автор показал, что решающее значение в формировании состава вод имеют литологические свойства пластов и расстояния от области питания, в то время как другие факторы, в том числе влияние седиментационных вод, имеют второстепенное значение. Чем более глинизирован резервуар, чем медленнее происходит в нем движение вод, тем более минерализованными и более метаморфизо-ванными оказываются воды. Сказанное вполне может быть распространенои на условия в продуктивной толще Апшеронского полуострова.

Если продуктивные пласты залегаютна небольшой глубине, в верхней части разреза месторождения возможно влияние зоны выветривания и изменение знака градиента плотности. На рис. 135 иллюстрируется изменение плотностей на месторождении Бибиэйбат

§ 3. Закономерности в изменении нефти и газа на месторождениях 271

на Апшеронском полуострове. Здесь так же, как и в Сураханах, отмечается зависимость градиента плотности от глинистости разреаа, но, кроме того, в верхней части кривой появляется участок db. На этом участке плотности нефтей возрастают с уменьшением глубины в связи с процессами выветривания

Принципиальная схема изменения плотности нефтей с глубиной для случая образования залежей при вертикальной миграции снизу вверх представлена на рис. 136.

На многих месторождениях не наблюдается отчетливой закономерности в изменении свойств нефтей и газов по разрезу. Часто- это можно объяснить наличием небольшого количества залежей, расположенных в узком интервале разреза. Нередко отсутствие отчетливо выраженной закономерности может быть следствием одновременного проявления факторов, действующих в различных направлениях. Примером такой сложной зависимости может служить распределение нефтей по разрезу месторождения Морени в Румынии (рис. 114). Можно высказать много предположений для объяснения подобной особенности изменения свойств нефтей, в том числе и предположение К. Крейчи-Графа о наличии двух фаз миграции

достаточно большом интервале нефтегазоносности всегда более или менее четко проявляется общая направленность к облегчению нефтей с глубиной. Иногда в той или иной части разреза вследствие

Рис. 135. Кривая зависимости плотности нефти от глубины ее залегания по разрезу Бибиэйбата.

процессов миграции или особенностей первоначального формирования залежей проявляется обратная закономерность или исчезает определенная направленность изменений. Но в общей схеме прямая зависимость (облегчение нефтей с глубиной) является ведущей. Даже в таком классическом районе проявления обратной зависимости, как Апшеронский полуостров, в нижних горизонтах продуктивной толщи (в калннской свите) эта особенность не проявляется, а в подстилающих отложениях (в диатомовой свите) встречены притоки весьма легкой нефти.

Говоря о закономерностях изменения состава нефтей и газов в пределах месторождения, следует остановиться на содержании углеводородов в толщах, разделяющих и перекрывающих залежи. Обычно такие породы также содержат углеводороды либо в газообразной фазе, либо в виде углеводородной части битумов. Их

272 ^гл- V¹¹¹- Месторождения нефти и гава

количественное содержание резко изменяется в зависимости от литоло-гических особенностей разреза. Несмотря на это, во многих случаях в толще, перекрывающей залежи, отмечается увеличение концентрации углеводородов над залежью и заметное снижение их количества за пределами залежей на крыльях структур. Такая картина наблюдается, например, на месторождении Песчаный Умет (рис. 137).

Рис. 136. Теоретические кривые изме- Рис. 137. Газосодержание керна, пения свойств нефти по разрезу: Песчано-Уметская площадь (по

I—1—при формировании залежей за счет "• "" -1-еллеру). внерезервуарной миграции сквозь толщу по- j _ концентрация метана (в 1 cm 3 сл('/кг);

род; 11-11— при формировании заложен за 2 — концентрация углеводородов тяжелее счет впсрсзсрвуарнои миграции сквозь толщу мвтагга Д l ги п ч rus/vs,\ пород при зоне окисления; 1 - направление ^метана ^(в • ^см ⁽"" ^сл1 ^1кг" миграции; S — песок; 3 — глина; на оси абсцисс показано направление увеличения плотности, содержания асфальтенов, смол и других тяжелых компонентов.

В отложениях, перекрывающих залежь, в пределах контура нефтегазоносности (скв. 3 и 4) наблюдаются повышенные содержания метана и тяжелых углеводородов, извлеченных из керна; в скважине за контуром (скв. 5) концентрации указанных компонентов в керне значительно ниже. Обычно это объясняется миграцией (диффузией углеводородов) из залежей. Однако увеличение концентраций углеводородов в сводовых частях структур встречается и при отсутствии залежей в разрезе (Невинномысская структура). В этом случае, по-видимому, следует говорить о проявлении боковой миграции по пластам к своду структуры