Читайте также:
  • 2.3. ФАЦИИ УМЕРЕННО ГЛУБОКОВОДНЫХ (ВНЕШНИХ) НЕРИТОВЫХ ЧАСТЕЙ ШЕЛЬФА
  • ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ШЕЛЬФЕ
  • 8.1. ПЕРСПЕКТИВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

  • 5.3, ОСОБЕННОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНАХ И СИСТЕМАХ БАССЕЙНОВ ПОДВИЖНЫХ ПОЯСОВ. КАТАГЕНЕЗ ПОРОД ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ

    В последние годы при прогнозировании нефтсгазонос-ности все шире начинает использоваться не только такой параметр, как время, но также и обращается внимание на роль процессов, которые контролирую т как формирование самих осадочных бассейнов, динамику и направленность осадкопакон-ления, так и их прогрев, катагенез и нефтегазоносноеть. При этом повышение эффективности поисково-разведочных работ возможно лишь на основе современной теории образования нефти и I аза и формирования их скоплений.

    Как известно, углеводороды (УВ) являются продуктом преобразования органического вещества под воздействием глубинных тепломассоносителей. Несомненно также, что фазовая зональность углеводородов формируется под действием многих факторов геоотрукгур-ных, термобарических, катагенетических. геохимических, ли-толого фациальных, гидрогеологических. Степень влияния всех зтих факторов зависит от специфических условий геоло гического развития конкретного региона

    Закономерности фазового состояния углеводородной системы в недрах, фазовые равновесия и фазовые переходы определяются взаимосвязанными сочетаниями температур и давления как функции режима и направленности тектони ческих движений. Для выявления критериев фазовой зон аль-ности углеводородов В, И. Ермолкин и Е. И. Сорокова (1991) [41J предложили детерминированную модель генетической фазовой зональности УВ (рис. 5.7).

    Физическим обое новапием этой модели является известное термодинамическое положение о том, что давление способно передвинуть критическую температуру кипения жил-кости. плавления твердых тел. Чем выше пластовые давления. тем выше температуры, при которых могут протекать процессы преобразования ОВ и деструкции У В. Это явление объясняется Tew, что давление повышает сжатие молекул, в связи с чем значительная часть тепловой энергии расходуется на преодолении этого сжатия, Поэтому образование и сущест вование жидких УВ возможно даже в условиях очень высоких температур, если эти температуры взаимосвязаны с высокими давлениями. Такими давлениями, которые могли бы создать пластовое сжатие являю тся аномально высо кие пластовые давления (АВПД).

    Как видно из фазовой диаграммы (см, рис 5.7), по сочетанию палеотемператур (Т°С) и коэффициентов анома. тьнос ги пластовых давлений (Ка) модель генетической фазовой зональности УВ дифференцируется на ряд зон нефтегазо-образования:

    — газовая (низкотемпературная):

    — газонефтяная.

    — нефтяная:

    — газоконденеатная (первичная);

    — газовая (высокотемиературн ая)

    При этом в области высоких температур эти зоны могут соответствовать и зонам нефтегазонакопления.

    В условиях нормальных гидростат ических давлений про-цесс генерации нефти начинается при температурах 65 °С и затухает на рубеже 120-125 °С. Однако образование и существование нефтяных углеводородов возможно и при высоких температурах (до 200 °С и более), если эти температуры в недрах взаимосвязаны с аномально повышенными или высокими пластовыми давлениями (Ка = 1.1-1.9).

    В пределахпалеотемператур 65-85 иС при Ка = 1.0 выделяется газонефтяная зона, которая исчезает на границе Ка= 1,6: Т- 110 °С, 41 о связано с ретроградными явлениями. С росто?л аномальности пластовых давлений (Ка > 1.3} увеличивается роль межмолекулярного взаимодействия в сжатом газе, свойства которого начинаю г приближат ься к свойствам жидкости что ведет к резкому возраст анию растворимости нефтяных углеводородов в сжатом газе и образованию качественно нового состояния — газоконденсатного (вторичные газоконденсаты).

    Палеотемпература и геологическое время ее нарастания — это неразрывно связанные функциональной зависимостью параметры. Отношение палеотемператур ко времени говорит о скорости их нарастания, которые в зонах нефтегазообразования распределяются по экспоненциальному закону, затухая во времени, Скорость нарастания температур контролируется, главным образом, режимом и направленностью тектонических движении Скорости погружения осадочных отложений регулируют рост i емператур в неф-тег азоматеринских свитах, перерывы в осадконакоплении прерывают этот рост. Таким образом, в условиях нормальных гидростатических давлений скорость генерации определенного углеводородного типа остается постоянной, тогда как в условиях АВГТД экспоненциально нарастающие давления повышают температуру процесса генерации УВ и тем самым ускоряют этот процесс.

    Раздельное прогнозирование нефте- и газоносности в пространстве производится по нефтегазоносным комплексам, По имеющимся фактическим данным составляются карты (в изотиниях) глубин, температур и коэффициентов аномальности пластовых давлении по подошве каждого нефтегазоносного комплекса. По каждсму оценочному участку в разрезе комплекса определяются конкретные значения показателей. характеризующих фазовое состояние УВ и количественное соотношение жидкои и газовой фаз. В выделенных зонах нефте и газонакопления с помощью разработан ных моделей реставрируется генерационная зональность, затем на фоне палеотектонического развития регио] ia анализируется динамика фазовых превращений УВ в залежах под воздействием изменения гермобарических условий, обусловленных сменой знака т< ктонических движений.

    Методом витринитовой термометриитверди уетанов лен факт приуроченности промышленных скоплений углеводородов к палеотемпературной зоне от 90 до 150 °С. В зоне палеотемператур от 150 до 175 °С промышленные запасы нефти резко уменьшаются, а в зоне 175-200 °С скопления УВ чаще обнаруживают в горизонтах коры выветривания осадочных, магматических, метаморфических, вулканогенно-осадоч-ных и друг их пород при наличии палеогеитсрмичсских неео глао.ий в зонах перерывов в осадконакоплении. Подмеченная зональность размещения залежей оказалась универсальной, независимой от возра( 7па вмещающих порос).


    ::Следующая страница::