ВРЕМЯ ФОРМИРОВАНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

В этом вопросе существует очень большой разнобой во взглядах. Некоторые исследователи допускают возможность формирования залежей сразу после отложения вмещающих пород (К. А. Машко-вич, А. И. Клещев и др.). Так, А. И. Клещев предполагает оконча­ние формирования залежей в терригенном девоне (живетские и пашийские отложения) на обоих куполах Татарского свода еще в кыновское время. Время формирования, таким образом, всего 1—3 млн. лет. .

' В. Б. Порфирьев (1966) предполагает, что формирование вообще всех известных залежей на земном шаре происходило от начала миоцена до четвертичного периода.

С. Ф. Федоров, С. П. Козленке, А. Л. Козлов и некоторые другие исследователи.пришли к выводу о формировании залежей в девон­ских отложениях Саратовского Поволжья в течение девонского периода. В качестве примера приводятся Елшанские и Соколово-горские поднятия. Высказывается предположение, что девонские отложения Елшанского поднятия нефти не содержат, так как форми­рование поднятия происходило в карбоне. В то же время на Соколо-вогорском поднятии, формировавшемся в девонскую эпоху, обнару­жены залежи нефти и газа в девоне, возникшие за счет миграции нефти из нефтематеринских глин живетского и франского возраста. Для тех же районов Ю. С. Ковалевский отмечает правило, согласно. которому нефтеносность более древних комплексов приурочена к более древним по времени образования структурным поднятиям.

Прямо противоположный вывод сделан К. Б. Ашировым (1967) для районов Среднего Поволжья, расположенных несколько север­нее, где он устанавливает связь времени формирования залежей с совсем молодыми движениями. По мнению К. Б. Аширова, форми­рование залежей здесь происходило в конце неогена и четвертичном периоде.

К. Б. Аширов считает, что формирование месторождений Русской платформы в целом в основном относится к позднему кайнозою;

миграция нефти и газа в ограниченных масштабах происходила и на более ранних этапах, например в мезозое, т. е. на начальных этапах альпийского тектогенеза. В связи с этим автор высказывает представления о высокой скорости формирования месторождений — максимально за 1 млн. лет и минимально за сотни лет.

В. Ф. Линецкий (1965) высказал предположение о том, что критерием времени миграции и аккумуляции нефти может являться избыточное пластовое давление, которое долго сохраняться не может. В связи с этим автор приходит к выводу, что в запечатанной залежи время снижения избыточного давления от его максимального значения до величины, мало отличающейся от нормального гидро­статического давления, не превышает нескольких миллионов лет, даже при самых неблагоприятных условиях для фильтрации воды.

Как было отмечено ранее, такой вывод не может быть распро­странен на запечатанные залежи, расположенные в районах совре­менных тектонических прогибаний. Во многих нефтяных районах мощность четвертичных отложений составляет сотни метров. Это дает прирост геостатического давления во многие десятки и даже сотни атмосфер. Процесс новообразования избыточных давлений в залежах может происходить значительно быстрееих рассасывания за счет фильтрации.Таким образом, существуют две крайние точки зрения: 1) залежи сформировались сейчас же вслед за отложением вмещающих толщ и 2) залежи сформировались в относительно недавнее геологическое время.

По-видимому, обе эти точки зрения ошибочны и не могут быть распространены на все нефтегазоносные области. Объясняется это односторонним рассмотрением сложных вопросов формирования и переформирования залежей. Противоречия во взглядах на время формирования залежей Саратовского Поволжья, Самарской Луки и прилегающих районов объясняются тем, что в одних случаях в исследуемых ныне залежах более отчетливо выражены условия их начального формирования, а в других — условия начального форми­рования залежей в значительной степени затушеваны более поздними процессами формирования, переформирования и разрушения.

Вопрос о времени и длительности формирования залежей должен решаться на геологической основе (прежде всего на основе геологи­ческой истории развития конкретного региона), а также на основе изучения геохимических закономерностей в условиях залегания нефти и газа и контролироваться физическими параметрами залежи.

Канадский исследователь Гассоу считает, что время миграции и аккумуляции нефти и газа может быть установлено путем изуче­ния: 1) уплотнения, которое является функцией глубины захороне­ния и управляет временем начальной миграции или удалением углеводородов из нефтематеринских свит; 2) регионального наклона, который контролирует время латеральной (боковой) или вторичной миграции; 3) времени формирования ловушек (аккумуляции не может быть до тех пор, пока не сформировались ловушки); 4) спо­собности ловушек содержать газ, которая является функцией глу­бины залегания пласта и означает начало завершения процесса аккумуляции; 5) давления насыщения — функции глубины залега­ния пласта во время миграции. В общих чертах это верно. Распре­деление нефтяных и газовых залежей и условия их формирования не всегда могут быть объяснены, исходя из изучения современного тектонического строения нефтегазоносной области.

Тектоническое строение области может существенно изменяться во времени и приводить как к изменению регионального наклона, так и к появлению или исчезновению структурных и экранирован­ных ловушек.

В этом отношении весьма показательный пример приводят А. И. Иванов и В. А. Киров, указывая на формирование газовых залежей в I (тульский горизонт) и II пластах (алексинский горизонт) Иловлинского месторождения. В алексинском горизонте газоносна юго-восточная часть складки, с северо-запада залежь литологически экранирована. На северо-западном крыле, несмотря на наличие коллектора и ловушки, залежь отсутствует (рис. 151). Здесь следует предполагать формирование залежи за счет миграции с юга, востока или юго-востока. В тульском горизонте, наоборот, газоносно северо-западное крыло складки, а на юго-западном крыле залежи нет. Приходится допустить миграцию газа с запада или северо-запада. Получается, что две ловушкина одной и той же антиклинальной складке, относящиеся к одной и той же толще, заполнялись углеродами в результате миграции по крайней мере с двух сторон.

Рис 151 Формирование литологи- Рис. 152. Формирование валежи газа веской залежи газа во II пласте в I пласте тульского горизонта Илов-але^нского горизонта Иловлин- линского месторождения (по В. А. Ки-ского месторождения (по В. А. Ки- Р""У;-

рову). а — залежь в довизейское время; б — со-

. временная залежь. а—в довизейское время; б — современ- условные обозначения те же, что на рис. 151. ная залежь; 1 — внутренний контур газо­носности- г — внешний контур газоносно­сти! а—направление потока углеводородов.

При этом одно направление миграции исключает другое. Однако все становится на свое место, если подойти к рассмотрению этого вопроса с геолого-исторической стороны.

Восточный склон Воронежского свода до конца каменноуголь­ного времени развивался как моноклиналь, полого погружающаяся на восток. Только в конце палеозойской эры моноклиналь осложни­лась поднятиями второго порядка: Донским и Медведицким высту­пами. Локальные структурные поднятия в пределах описываемой территории начали формироваться относительно поздно, в конце визейского, а некоторые и в конце каменноугольного периода. Так, формирование Иловлинского локального поднятия началось в конце визейского века и закончилось в предбайосский период. По-види­мому, ко времени формирования Иловлинского локального поднятия залежи тульского и алексинского горизонтов уже .существовали, но положение их было иным (рис. 151, 152). Таким образом, описы­ваемые залежи в своем первичном залегании сформировались в ниж­некаменноугольное время, а затем в промежуток от начала средне-каменноугольного до предбайосского периода были переформи­рованы.

Н. А. Калинин, изучая вопрос о времени формирования залежей в связи со стратиграфическими несогласиями в Эмбенском нефте-газоносном районе, пришел к выводу, что чем меньше промежуток времени, соответствующий стратиграфическому несогласию, тем больше сохраняется нефть. Этот вывод, безусловно, следует относить только к рассмотренному им району.

В результате обобщения многочисленных наблюдений, по мнению Н. А. Калинина, возможно оценить длительность процесса образо­вания и миграции нефти. При залегании акчагыла на юре (проме­жуток 108—121 млн. лет) в последней промышленных скоплений нефти не встречено, но при залегании апта на юре (20—33 млн. лет) и тем более неокома (13—26 млн. лет) встречаются залежи, заслу­живающие разработки. Следовательно, для Эмбы процесс нефте-образования и миграции продолжался не менее 35 млн. лет, но не достигал 100 млн. лет.

При выяснении времени формирования залежей существенную помощь могут оказать геохимические исследования. 3. М. Табаса­ранский для Ильско-Холмского района северо-западного Кавказа выделяет две фазы формирования залежей. Он допускает, что залежи в эоценовых слоях продолжают формироваться ныне. Не­сколько ранее аналогичная мысль о продолжающемся в современное время формировании залежей была высказана Н. А. Еременко, С. П. Максимовым и И. И. Шмайсом на основании геохимических исследований миоценовых залежей Грозненской области.

Наглядным примером формирования залежей в палеогеновых отложениях в неогеновое и посленеогеновое время может служить месторождение Южный Аламышик. Формирование залежей в этом районе в неогеновое — посленеогеновое время доказывается нефтями легкого типа, насыщенными газом, и газовой шапкой под стратигра­фическим несогласием. Очень часто пытаются определить время формирования залежей по времени формирования ловушек или по закономерностям запол­нения нефтью и газом разновозрастных ловушек. Так, С. П. Коз-ленко, С. Ф. Федоров и К. А. Машкович связывают формирование залежей нефти и газа в девонских отложениях Саратовского По­волжья и Заволжья с девоном. Основанием для этого служит сде­ланный ими вывод о том, что структурные ловушки, образовавшиеся в девоне, продуктивны, в то время как ловушки, возникшие позднее, оказываются пустыми.

Однако из этого правила имеются и исключения. Это вызывает необходимость проверить сделанный вывод о завершении процесса формирования залежей в девоне иным путем. Одним из критериев проверки может быть количество газовой фазы в ловушке. Путем палеотектонических построений можно выяснить не только начало образования структурной ловушки, но и ее объем в разные моменты геологической истории и вероятную глубину залегания ловушки. Пользуясь законами газового состояния, можно легко рассчитать, при каких давлениях и температурах ловушка была полностью заполнена имеющимся в ней газом. Для этого можно воспользо­ваться формулой -

где р — пластовое давление в момент возможного полного заполне­ния ловушки в кГ/с-м²;

V — объем ловушки при давлении р в м³;

р^ — пластовое давление в настоящее время в вГ/сл»²;

V — объем газа в настоящее время в м³;

f — температурная поправка в °С;

z — поправка и коэффициент сжимаемости газа в am"¹.

При ориентировочных подсчетах поправками f та. z можно пре­небречь.

Вычисляемое таким путем давление р минимально, так как ловушка могла быть полностью и не заполненной в момент ее форми­рования. Исходя из данной величины р, можно примерно опреде­лить соответствующую ей глубину залегания залежи и, следова­тельно, время по геологическому разрезу. Если таким путем опре­делено, что формирование залежи произошло за время х, то это означает следующее. Когда поступали в ловушку первые порции газа, остается неизвестным, но последняя порция находящегося в залежи газа могла прийти в нее только после времени х, т. в. только после погружения залежи на соответствующую глубину; при мень­ших давлениях (и глубинах) имеющийся в ловушке газ не смог бы поместиться в ней. Проведенные таким путем расчеты С. П. Макси­мова, А. И. Иванова и В. А. Кирова для некоторых залежей девон­ских отложений Саратовского Заволжья показали, что они не могли сформироваться раньше конца середины карбона (подольское время). Приведенная схема расчета времени формирования залежей газа будет наиболее убедительной только для ловушки, расположенной ниже по региональному падению пород другой залежи газа, так как в этом случае можно с уверенностью сказать, что определяемая залежь когда-то была заполнена газом до «гидрозапора». Таким образом, установленная ранее эмпирическая геологическая законо­мерность не может служить критерием для определения времени формирования залежей. Объяснение этой закономерности надо искать в другом направлении. Возможно, она связана характером и системой расположения складок, заложенных еще в девоне.

Необходимые геологические построения и соответствующие рас­четы для залежей в альбских отложениях Березанского месторожде­ния Краснодарского края были выполнены К. Н. Марченко под руководством автора. Начало образования ловушки в альбских отложениях Березанского месторождения может быть отнесено к концу мезозоя. Определенное минимальное время формирования залежи — верхний олигоцен, точнее середина майкопского времени. Именно к этому времени относятся интенсивные тектонические движения на северо-западном Кавказе, приведшие, с одной стороны, к росту складчатого сооружения, а с другой — к формированию предгорного прогиба. По-видимому, это время следует считать наиболее благоприятным для миграции и формирования залежей, что и подтверждается произведенным расчетом.

Для залежей нефти подобный расчет практически не применим из-за относительно небольшого изменения объема нефти при измене­нии температуры и давлений. В этом случае можно рекомендовать использовать давления насыщения в качестве дополнительного контрольного критерия геологических построений и заключений. Залежь нефти не могла формироваться при давлении ниже упругости растворенных в ней газов. Следовательно, для залежей нефти давление насыщения может служить критерием глубины и времени их формирования. Рассчитанное таким образом теми же авторами время формирования нефтяных залежей в девоне Степновского поднятия соответствует башкирскому подъярусу нижнего карбона. Аналогичные расчеты, проведенные Е. Л. Пештич для девонских залежей Куйбышевского Поволжья и Заволжья, дали те же резуль­таты. По данным Е. Л. Пештич формирование девонских залежей относится к карбону либо даже к нижней перми.

Как показали исследования К. Мжачиха (1964), точность опре­деления насыщения зависит от учета температуры, ибо давление насыщения связано с изменением коэффициента растворимости газов в нефти.'

При расчетах времени формирования залежей, которое происхо­дило по принципу дифференциального улавливания, необходимо учи­тывать изменения давления насыщения в цепи ловушек. Изменения

давления насыщения в цепи ловушек могут быть не прямо пропорциональны глубине их залегания вследствие качественных изменений состава нефти и газа в процессе миграции. Поэтому наиболее достоверные данные будут относиться к наиболее погружен­ным ловушкам.

Т а б л и ц а 57

Время формирования залежей нефти и газа Среднего и Нижнего Поволжья (по С. П. Максимову и др., 1964, и по Е. Л. Пештич)

Стратиграфический комплекс	Месторождения и залежи	По С. П. Макси­мову и др.	По Б. Л. Пештич
Кунгурский ярус	Мухановское	Современное	Неогеновый пе­
			риод
	Восточно-Чернов-	Татарский век	—
	ское
Башкирский ярус	Покровское	Конец мячковского	—
		времени
Бобриковский го­	Красноярское	Каширское время	Средиекаменно-
ризонт	Белозерское		угольная эпоха
		Намюрский век	—
	Покровское	Верейское время	—
	Яблоневый Овраг	Границы окского	—
		и серпуховского	«г
		времени
	Стрельный Овраг	Начало верхнека­	Верхнекаменно­
		менноугольной	угольная и нпж-
		эпохи	непермская
			эпохи
Турнейский ярус	Стрельный Овраг	Начало подоль­	—
		ского времени
	Зольный Овраг	То же	—
	Красноярское	Каширское время	Средне- и поздне-
			каменноуголь-
			ное время
Данково-лебедян-	Покровское	Верейское время	—
ский горизонт
Среднефранский	Жирновское,	Тульское время	—
подъярус	II пласт
Саргаевский гори­	Яблоневый Овраг	Бобриковское	Раннекаменно-
зонт		время	угольное время
Пашийский гори­	Мухановское,	Башкирский век	Среднекаменно-
зонт	пласт Д1		угольная эпоха
	Чубовское, пласт	Конец верхнефран-	—
	Д1	ского времени
	Зольный Овраг,	Окское время	Намюрский век
	пласт Д1
Живетский ярус	Степновский,	Подольское время	—
	пласт Д1

В табл. 57 приведены данные расчета времени формирования залежей нефти и газа Среднего и Нижнего Поволжья. Определив время формирования ловушек и залежей, иногда можно определить направление миграции при формировании залежей и скорость поступления углеводородов в ловушку. Направление миграции определяется на основе палеотектонического анализа, гидрогеологи­ческой обстановки и ее возможного изменения во времени, геохими­ческих характеристик залежи нефти и газа, условий распределения ловушек и их заполнения нефтью и газом. Подобный анализ был произведен нами совместно с В. В. Коцерубой для IV продуктивного горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения. При этом была рассмотрена возможность формирования газонефтяной залежи за счет различных видов миграции. Детальное рассмотрение этого вопроса привело авторов к выводу, что формирование рассматрива­емой залежи могло произойти только за счет струйной миграции в направлении с севера из Славяно-Рязанской впадины.

Зная время формирования залежей и их размер, можно опре­делить примерно скорость поступления нефти в ловушку. Для рас­сматриваемого случая она составила примерно 1 т в год.

Можно привести другой пример ориентировочного расчета ско­рости заполнения ловушек в карбоне и девоне Степновского подня­тия, произведенного С. П. Максимовым, А. И. Ивановым и В. А. Ки­ровым. Авторы принимают абсолютное время от начала до конца заполнения пласта Ду живетского яруса равным 58 млн. лет, а для ловушки бобриковского горизонта 33 млн. лет. Исходя из запасов, они определяют скорость накопления газа для пласта Ду примерно 300 м³ в год и для бобриковского горизонта 36 м³ в год.

Указанный расчет произведен без учета палеотектонического развития ловушки, а поэтому сугубо ориентировочный.

В. А. Киров (1964) предложил графический способ (рис. 153) оценки времени формирования газовых залежей, основанный на сопоставлении объемов ловушки (определяются путем палеотектони-ческих построений) с объемами, занимаемыми газовой фазой для различных отрезков геологического времени (определяются по закону Бойля-Мариотта).

В. А. Соколов (1965) предложил оценивать время аккумуляции, исходя из средних значений возможных диффузионных потерь газа. Он считает, что этим методом можно рассчитать время, когда ловушка была нацело заполнена газом или когда нефть содержала газ в кон­центрации, соответствующей давлению насыщения. В этом случае, по мнению этого автора, можно подсчитать не только оставшийся в залежах, но и утерянный газ. Расчет времени образования залежи в Чуэльской структуре по данным об ореольно-хроматографическом распределении углеводородов показал, что диффузионный поток возник 10—15 млн. лет назад; это время В. А. Соколов рассматри­вает как время образования залежи. Залежь на площади Кум-Даг согласно такому же расчету образовалась 8 млн. лет назад. Следо­вательно, возраст этих скоплений в геологическом смысле невелик. В связи с трудностями определения коэффициентов диффузии по

всему разрезу и изменением этих значений с течением времени предложенный метод нельзя признать надежным и универсальным. Существуют попытки определения возраста газовой залежи по концентрации газов, растворенных в воде. В. Н. Корценштейн (1960)

Рис. 153. Диаграмма для определения времени за­полнения ловушки (по В. А. Кирову, 1964).

1 — объем залежи газа; 2 — объем порового пространства ловушки.

предлагает определять возраст исходя из предложения, что весь газ, находящийся в ловушке, рост которой продолжается в насто­ящее время, доставляется подземным водным потоком. Тогда возраст залежи определяется по формулегде Q — объем воды;

ty — возраст газовой залежи;

у^.— запас газа в залежи;

/\ и ,Г'2 — газонасыщенность вод в районе, откуда движутся воды, ив районе залежи соответственно.

П. Л. Антонов (1964) предлагает производить расчет, исходя из диффузионной скорости миграции газа в воде. Он принимает, что весь газ, растворенный в воде, поступает в нее из имеющейся залежи. Оценка возраста газовых залежей по их химическому анализу (Не и Аг) методом В. П. Савченко приведена в гл. III.

Ни один из приведенных выше примеров расчета .не может пре­тендовать на точность, но их совместное применение на фоне геоло­гического анализа может привести к достаточно обоснованным заключениям.

Таким образом, процессы формирования и переформирования залежей могут охватывать десятки и даже сотни миллионов лет. Этот вывод хорошо увязывается с представлением о непрерыв­ности и цикличности процессов нефтегазообразования, сделанным ранее.

Говоря о длительности формирования залежей нефти и газа или их месторождений, не следует забывать о неравномерности этого процесса. Как видно из приведенных примеров, ча­сто удается установить несколько фаз формирования месторо­ждений.

Формирование залежей в несколькофаз миграции — широко распространенное явление. Еще Л. Мразек и К. Крейчи-Граф ука­зывали на формирование залежей в месторождении Морени (Румыния) в несколько фаз (рис. 114). Для залежей Апшеронского полуострова благодаря работам В. А. Горина и В. В. Вебера считается обще­принятым существование по крайней мере двух фаз миграции. Формирование залежей в нижнем отделе продуктивной толщи соответствует первой фазе; второй, более поздней фазе соответствует образование залежи в верхнем отделе продуктивной толщи. Н. П. Туаев отмечает многофазность формирования залежей в Фер­ганской впадине.

Изучая условия формирования массивных газовых залежей на Шебелинском месторождении, И. С. Романович (1963) приходит к выводу о формировании их в течение трех фаз: предкаменноуголь-ной, предверхнепермской и предтретичной.

Многофазность следует прежде всего связывать с тектоническими процессами и обусловленными ими явлениями. Первая фаза форми­рования залежей происходит на ранней стадии развития седимента-ционного бассейна. Залежи начинают формироваться в замкнутых резервуарах внутри нефтематеринских свит. В пластовых резервуа­рах, заключенных внутри нефтематеринских свит или непосред­ственно с ней контактирующих, залежи также формируются. Наклон пластов обусловливается прежде всего региональным прогибанием бассейна и связанным с ним первичным наклоном осадков. Следует иметь в виду, что даже на самых ранних стадиях своего развития седиментационный бассейн не представляет собой равномерно про­гнутого «корыта». Несмотря на общую тенденцию к погружению для данного геологического цикла, седиментационный бассейн изначально тектонически расчленен. Положительные элементы внутри седиментационного бассейна могут определить развитие многочисленных ловушек. В результате возникают условия, весьма благоприятные для формирования многочисленных и при этом весьма часто крупных залежей нефти и газа не только в краевых частях седиментационного бассейна, но и внутри него.

Вторая фаза формирования залежей связана с последующей тектонической дифференциацией области. Она приурочивается к концу общего прогибания крупного участка земной коры и началу проявлений в нем движений в обратном направлении. Именно в этот период наступает отчетливая дифференциация бассейна на зоны поднятий и опусканий. В геосинклинальных областях ясно обособляются антиклинальные и синклинальные зоны, в платфор­менных областях — валы и прогибы. В эту фазу, по-видимому, формируется большинство залежей внутри данного бассейна. Но фор­мирование их на этом не заканчивается, оно может продолжаться в зависимости от конкретной геотектонической обстановки вплоть до сегодняшнего дня.

Последующее тектоническое развитие данного участка земной коры может привести к проявлению третьей фазы формирования залежей. Изменение знака тектонических движений с изменением регионального наклона слоев и последующая дифференциация участка земной коры с развитием старых и возникновением новых зон поднятий и опусканий существенно видоизменяют структурный план области. Соответственно меняются региональная гидрогеологи­ческая обстановка и условия формирования и разрушения за­лежей.

Ранее возникшие ловушки, заполненные нефтью и газом, могут оказаться частично или полностью раскрытыми. Вследствие этого начинается утечка нефти и газа — залежи разрушаются. За счет их разрушения в других местах могут возникнуть новые залежи. Таким образом, идет процесс переформирования залежей внутри резервуаров. При этом основная масса нефти и газа может рас­сеяться. С этой точки зрения переформирование залежей следует рассматривать прежде всего как процесс их разрушения.

Переформирование залежей в третью фазу происходит не только в результате изменения регионального структурного плана и обра­зования новых поднятий, но и в результате возникновения в это время крупных и мелких разрывов. Появление последних особенно характерно для данной стадии тектонического развития области,

облегчает и усиливает внерезервуарную миграцию. Внерезервуар ная миграция приводит к формированию залежей в коллекто­рах, иногда значительно удаленных по разрезу от нефтематерин-ских свит.

Как в зарубежной литературе, так и в отечественной (В. П. Сав­ченко, А. Л. Козлов и др.), развивается взгляд на неравномерное движение углеводородов по резервуару. Углеводороды в своем движении прокладывают определенные пути, которые проходят по наиболее проницаемым участкам резервуара и приурочены к его приподнятым зонам.