Читайте также:
  • Twinvir online
  • Священный обряд требы
  • 2.3. ФАЦИИ УМЕРЕННО ГЛУБОКОВОДНЫХ (ВНЕШНИХ) НЕРИТОВЫХ ЧАСТЕЙ ШЕЛЬФА

  • 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).

    Как известно, суммарное проявление общего энергетического эффекта нефте образования складывается из двух составляющих — кондуктивного теплопереноса и конвективного тепломассопереноеа.

    Терм огенетичеекие преобразования ОВ нефтегазоносных отложений под влиянием кондуктивного теплопереноса изучены в основных нефтегазоносных провинциях России и СНГ, При этом установлено, что в температурной зоне 90-150 °С, сформировавшейся на седиментационном этапе под воздействием кондук гивпого теплопереноса. промышленных углеводородных скоплений не обнаружено (Н. Г1. фе-чишников. 1991 г.). По-видимому, это связано с тем, что ОВ как гумусового, так и сапропелевого типа в температурном интервале 90-1 50 °С при кон,-активном процессе теплопереноса не вступили еще в фаяу интенсивного продуцирования УВ и относятся к "недогретым", сохранившим свой нефтема-теринский потенциал

    Таким образом, на седиментационном этапе истории геологического развития кондуктивный теттоперенос не обеспечивает необходимую жесткость термобарических условий недр для активного продуцирования органическими веществами нефтематеринеких пород углеводородов в количествах, достаточных для образования промышленных скоплений.

    Промьшг 1енные скопления УВ формируются на поетседи-ментационном (инверсионном) этапе в результате конвективного тепломассопереноеа и выноса, углеводородных флюидов из зон их образования в менее жесткие температурные vcj to вия. Формирование и размещение месторождений нефти и газа в основном определяются онтогенезом (образование) У В в ссдиментадионных бассейнах (СБ). Изучение онтогенеза УВ может оо> щее j вля гься на трех уровнях:

    1) в отложениях крупных (1 -го порядка) циклов седимен тации (ЦС) с галактической продолжительностью 180-200 млн лет;

    2) в единичных СБ;

    3) в системах СБ подвижных (геосинклинальни складчатых) поясов и древних плат форм, 1де образуютс я pi гиональ-ные пояга и apt4алы нефтегазонакопления

    Исследованиями было установлено, что если нефтега-зогенерирущие голщи (11ГГГ) формирзтотея только в отложениях трансгрессивных, инундационных и началыю-регрес-сивных фаз циклов первого и второго порядков то образование нефтегазосборных коллекторских толщ СБ связано как с максимумами регрессий, так и с начально-трансгрессивными и эквилибрационными фазами циклов первого и второго порядков. При этом полирегиональные покрышки приурочены к породам финально- или начально-трансгрессивных фаз циклов первого, а ре гиопальные — второго порядков Интенсивное пефтегазообразование в отложениях главного ЦС, охватывающего до 40 % и более осадочного выполнения СБ, еоответе гвует по времени трапсгресеивно-инундацион-ным или регрессивным фазам.

    Относительно онтогенеза УВ в СБ необходимо о j метить, что здесь образование УВ опреде ляется не только количеством ЦС, их полнотой и литологичес ким составом, объемом и мощностью осадочного выполнения, по и генетическим типом СБ, Последний обеспечивает специфические условия накопления, преобразования рассеянного органического вещее гва (РОВ) и аккумуляции генерированных УВ.

    Наиболее богатые органическим венлеством осадочные породы формировались в переходных зонах:

    — от континента к океану (перикратонные и миогеосин-клина шные СБ);

    — от платформ к горно-складчатым сооружениям (СБ краевых и периклинальных прогибов).

    При этом осадки со средним (3-10 %) и высоким (> 10 %) содержанием РОВ накапливались в определенные интервалы времени — в эпохи региональной инверсии режимов седиментации, соответствующие финально-трансгрессивным и начально-регрессивным фазам ЦС первого, второго, а при благоприятных условиях и третьего порядков.

    При наличии в осадочных разрезах СБ нескольких крупных ЦС и общей мощности осадочного чехла свыше 5 км происходит вторичное обогащение верхних НГК преимущест венно газовыми УВ за счет их миграции из нижних НГК — из главной зоны газообразования.

    В СБ при мощности осадочного чехла 2-4 км главные ресурсы УВ (автохтонные залежи) сосредоточены в трансгрессивном, инундационном или регрессивно-трансгрессивном региональном НГК главного ЦС, тогда как при мощности осадочного чехла более 4- 5 км в эквилибрационном и регрессивном региональном НГК (аллохтонные и автохтонные залежи).

    Следует отметить, что в процессе геологической эволюции зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления присходило рассеивание УВ

    1) на путях латеральной миграции, в зонах палеоразмывов и переформирования палеозой нефтенакопления (до 30 %};

    2) за счет "размазывания" нефти газом на площадях проявления интенсивной генерации газа и смежных с ними территориях (до 40 %);

    3) при нарушении жидких У В в зонах деструкции (выпадение тяжелых компонентов, переход нефти в конденсатное состояние и др.) и их "размазывании" вновь образовавшимся газом из жидких УВ на путях его латеральной и вертикал ьной миграции путем внедрения в уже существующие залежи нефти (до 15-17 %).

    Таким образом объемы первично саккумулированныхУВ в ловушках составляют не более 5 %, Новейшие структурные перестройки, охватившие до 50 % территории СБ, и сопутствующие им интенсивные размывы усиливают гипергенное изменение нефтей и приводят к дальнейшим значительным потерям жидких УВ из уже сформировавшихся залежей.

    Подвижные (геосинклиналъно-складчатые) пояса — наиболее мобильные, длительно развивающиеся (до 1.6 млрд лет) планетарные зоны повышенно*! проницаемости земной коры Именно они определяли возникновение и развитие генетически разнородных палеобассейнов седиментации как ь своих пределах, так и в краевых зонах смежных платформ.

    В истории тектонического развития подвижных поясов обычно намечаются три крупных периода.

    1) обособление и заложение геосинклинальных поясов наиболее древних на рубеже 1650 + 50 млн лет с последующим развитием, закрытием и отмиранием позднепротерозойских подвижных систем;

    2) заложение на рубеже 550 + 50 млн лет;

    3) заложенные на рубеже 200 + 20 млн лет. развитие и част ичное закрытие молодых подвижных поясов с одновременным формированием на палеозойском основании молодых окраинно- и внутриплитных СБ. По объему осадочного выполнения СБ молодых зпипозднедокембрийских и эпипа-леозойских платформ значительно превосходят более древние эпираннедокембрийские.

    В процессе становления и развития планетарных по-движпых пояс ов в разных геодинамичсских условиях (сжатие и раг-тяжение, глыбовые обрушения и штамповые поднятия, диапиризм, галогенез и др ) возникали развивались и отмирали разновозрастные палеобассейны седиментации определившие накопление в своих осадках значительных масс различного генетического типа. Последующими тектониче скими движениями палеобассейны полностью или частично объединились в современные седиментационные бассейны, создавая сложные гетерогенные многоярусные осадочные сооружения, или. наоборот, разрушались, перерабатывались активными орогенными движениями, размывались и подвергались интенсивному метаморфизму.

    Имеется несколько типов глобальных поясов нефте газонакопления, формирование которых с вязано с развитием подвижных поясов и смежных древних платформ. Наиболее богаты нефтью и газом:

    — периконтинентальные пояса, с вязанные с пассивными окраинами континентов;

    — периокеанические пояса, приуроченные к современным окраинным морям или древним перикратонным опусканиям;

    — окраинноплитные пояса (краевые, исриштиналъные и другие приорогенные прогибы);

    — внутриплитные ареалы в пределах подвижных поясов.

    Богатство УВ двух первых типов поясов объясняется:

    — гигант скими объемами осадочных пород, обогащенных РОВ;

    — весьма благоприятным литолого-формационным разрезом осадочных толщ, в том числе наличием мощных эвапоритов — прекрасных экранов для мигрирующих УВ

    — большими скоростями осадконакопления:

    — отсутствием интенсивных структурных перестроек.

    Двум j юследним генети1 lcckum типам поясов значитсяь -

    ного нефтегазонакопления. кроме того, свойственны про цессы широкой вертикальной и латераръной миграции УВ что приводит к их обогащению как за счет нижних глубоко погруженных частей осадочного чехла, так и в результате перетоков из смежных миогеосинклинальных областей.

    Определенное значение имеют и типы сочленений подвижных поясов и платформ—совре менных океанов и кон тинентов. Пока выделяются четыре типа таких сочленений:

    — океанический (западно-тихоокеанский);

    — периокеанический (восточно-тихоокеанский; актив ные окраины конт инентов)

    — периконтипептальный (атлантический, пассивные окраины континентов) и внутриконтинентальный (рифто-генный).

    При этом иериокеанический тип сочленений наиболее благоприятен для миграции жидких УВ из геосинклинальных СБ (например, островодужных — преддуговых, междую вых, тыловодуговых) в смежные перикратонные. Вероятно этим и можно объяснить уникальные ресурсы УВ в Персидском и Сахаро-Ливийском СБ

    В заключение отметим, что многие исследователи указы вают на связь местонахождения основных месторождений нефти и газа в России и странах СН1' с положениями древних шельфовых зон палеоморей [2. 43. 44]), что свидетельствует о высоких перспективах нсфтегазоноености осадочных бассейнов. связанных как с древними, так и современными шель фовыми областями.