Характеристика гигантских месторождений нефти и газа

Одним из специфических видов антиклиналей являются соляные купола. Они представляют собой штоки или призмы соли, выжатой с больших глубин. Купола имеют в плане округлую или эллиптическую форму диаметром почти 1 км и высотой 6 и более км. Эти купола частично прорывают слои осадочных пород, а залегающие над ними пласты изгибаются в виде антиклинали или купола. Залежи нефти могут формироваться в покрывающей соляной купол антиклинали, в пластах, ограниченных стенкой соляного купола, и в выщелоченных кавернозных породах кровли купола (кэпроки) [8, с. 85].

2.2. Общее и особенное в формировании газовых и нефтяных месторождений- гигантов

Общеизвестна генетическая и часто пространственная связь в земных недрах, с одной стороны, угля и газа (в неморских толщах), с другой – битуминозных сланцев и глин морского и озерного происхождения, обогащенных сапропелевым органическим веществом (ОВ), и нефти (на умеренных глубинах и средних стадиях катагенеза).

Большинство осадочных бассейнов, по крайней мере, достаточно большого размера и объема осадочных пород являются сопряженно углегазоносными и нефтегазоносными (Западно-Сибирский, Западно-Канадский, Североморский и многие другие).

Как правило, нефть и газ сегрегированы в недрах (пространственно разделены). Классические примеры: юра и мел Арабо-Персидского осадочного мегабассейна (нефть), пермь и триас (газ); неоком Среднего Приобья (нефть) и сеноман севера Западной Сибири (газ); нижняя пермь юга (газ) и мезозой центра (нефть) Североморского бассейна и т.д. Образовались целые бассейны и провинции преимущественного нефте- или газонакопления [11. С. 103].

При этом среди гигантских и уникальных месторождений мира смешанного типа крайне мало скоплений с сопоставимыми геологическими запасами газообразных и жидких УВ (40:60- 60:40). Обычно в месторождениях и залежах типа ГН, ГКН геологические запасы нефти в подгазовых залежах не превышают 15-20 % от суммарных запасов, то же и в месторождениях типа НГ, НГК.

Онтогенетически газ и нефть в недрах выступают (несмотря на их генетически соподчиненное родство) как своеобразные антиподы: что благоприятно для нефти, часто неблагоприятно для газа, и наоборот. В условиях мощной газо- и битумогенерации газообразные и жидкие УВ «конкурируют» за коллекторское пространство в ловушках различных типов и в зонах (осадочных толщах) мощной генерации органических подвижных соединений (ОПС). Значительные объемы и массы УВ остаются в неассоциированном состоянии вне ловушек и в конечном итоге рассеиваются в геологическом пространстве-времени (в объеме осадочных бассейнов). В табл. 2.2.1. отражены общие и различное в формировании и сохранности промышленных скоплений свободного газа и нефти в терригенных толщах.

Таблица 2.2.1.

Общее и различное в формировании и сохранности промышленных скоплений свободного газа и нефти в терригенных толщах[12, с. 84]

Для формирования газовых залежей в карбонатных толщах необходимо несколько иное сочетание благоприятных факторов, а именно: повышение роли генерационных и эмиграционных условий и снижение роли эволюционных.

Газ и нефть современных  залежей, образовавшихся в разнообразных  геологических условиях разновозрастных осадочных бассейнов приповерхностной части Земной коры (0-8 км) и сохранившихся до настоящего времени в ходе длительной эволюции органо-флюидо-минеральных мегакомплексов, представляют собой конечные результаты развития углеводородных систем. В онтогенетической цепи событий и явлений: генерация – миграция – аккумуляция – консервация = эволюция       разрушение (межкомплексная ремиграция) фундаментальное значение принадлежит генерационному звену. В самом деле: в ловушках скапливается и доживает до наших дней только то, что было генерировано в осадочных материнских толщах и, пройдя «очистительный» путь миграции, скопилось в виде залежей той или иной величины и фазового состояния. При этом углеводородные системы постоянно обновляются за счет поступления в ловушки новых порций генерированных ОПС и потерь легких УВ, прежде всего газа, в условиях расконсервации. То же происходит и в случае превышения объемов и масс ОПС в коллекторских толщах над аккумуляционными возможностями ловушек в их объеме.[6, с. 211]

При формировании гигантских, и особенно уникальных по запасам месторождений и залежей УВ, в объеме осадочного чехла все должно быть масштабно: и объемы генерации, и масштабы первичной и коллекторской (собирательной) миграции, и возможности для аккумуляции, а для газа особенно важны, помимо всего прочего, еще и оптимальные эволюционные условия сохранности скоплений (мощные покрышки и др.). Достаточно очевидны две линии газонакопления в земных недрах: терригенно-гумусовое и карбонатно-сапропелевое [14, с. 156].

Первичные скопления типа Г, ГК, иногда с оторочками парафиновых бессернистых нефтей образуются преимущественно в неморских терригенных песчано-глинистых, часто угленосных и субугленосных толщах, содержащих существенно гумусовое рассеянное, полуконцентрированное (сланцы) и  концентрированное ОВ (угли) на  ранних и  средних стадиях его геохронотермического (катагенетического) преобразования в диапазоне катагенеза по величине  показателя  отражения  витринита (Rо)  от 0,38-0,40  до 0,80-0,85 %. Именно  в  этом  диапазоне  катагенеза  существует  благоприятное  сочетание  генерационных (мощное  газообразование на буроугольной и длиннопламенной стадиях углефикации – Б/ПК и Д/МК1) и миграционно- аккумуляционных  условий (сохранность  коллекторского и  экранирующего потенциалов песчано-алевролитовых природных резервуаров и глинистых покрышек). «Подтягивание» нефти континентального гумусово-лейптинитового типа в подгазовые оторочки начинается с уровня катагенеза материнского ОВ – 0,55-0,65 % (Rо), когда начинается бурное битумообразование в различных лейптинитовых микрокомпонентах (спорините, кутините, воске и др.) Вместе с тем образование тяжелых и утяжеленных, но малосернистых нефтей в оторочках при R° 0,45-0,55 % возможно за счет резинита и постоянно присутствующей примеси сапропелевой компоненты в суммарном рассеянном органическом веществе (РОВ) (5-10 % и более).

Медленное эволюционное развитие углеводородных систем типа Г, ГК, ГКН при их погружении вместе со вмещающими породами не изменяет самого характера первичных газосодержащих скоплений: изменяется состав газа, в нем появляется конденсат, содержание которого достигает пика (150-200 г/м3, иногда и более) на стадии катагенеза МК2 – МК3 . В дальнейшем (в диапазоне R° 1,15-1,30 %) содержание жидких УВ постепенно уменьшается, нефтяные оторочки вследствие термодеградации нефти постепенно разрушаются. Это относится прежде всего к сингенетичному газо- и нефтенакоплению внутри автономных генерационно-аккумуляционных толщ (комплексов пород) без масштабных субвертикальных перетоков газа. Раннее формирование первичных ГК систем обусловлено главным образом генерационными причинами. Уже к уровню катагенеза (R° = 0,85 %) гумусовое ОВ генерирует до 200 м3 углеводородного газа на 1 т органической массы, т.е. более 60 % своих потенциальных газопроизводящих возможностей (табл. 2.2.2.).[3, с. 215]

При этом не следует забывать, что именно угли являются наиболее мощным генератором углеводородных газов в природе: пласт угля мощностью всего 1 м генерационно эквивалентен песчаноглинистой толще мощностью 60-80 м (при содержании РОВ 0,5-1,5 %).

Нормальные скопления газа (традиционные газовые ресурсы) постепенно переходят в «консервационные» (газ в плотных газонасыщенных коллекторах – «плотный газ» – нетрадиционные ресурсы) за счет уплотнения, «раздавливания» и эпигенетического изменения пород-коллекторов в жестких термоглубинных и катагенетических условиях (при R° более 1,10-1,15 %), при разных геотемпературах (обычно более 100-105 0С) и на разных глубинах (от 2 до 4 км), ведущий фактор в данном случае термокатагенетический.

Таблица 2.2.2.

Генерация углеводородных газов и битумоидов в диапазоне «зрелого» и позднего катагенеза ОВ[2, с. 215]

Другая картина газообразования и накопления наблюдается в морских и озерных (континентальных) терригенных и карбонатных толщах с существенно сапропелевым (иногда лейптинито-сапропелевым) рассеянным и полуконцентрированным ОВ (РОВ и битуминозные сланцы с содержанием Сорг  от 2-4 до 15-20 %, иногда более). В силу генетических причин (повышенная и высокая битумогенерация и малые масштабы газообразования, см. табл. 2.2.2.) генерированного газа едва хватает на обеспечение расходных статей газового баланса. В этом случае первичные скопления типа Г и ГК даже в виде небольших шапок над нефтью в коллекторских толщах не образуются, а если и образуются, то за счет примеси гумусовой компоненты в суммарном ОВ или «пришлого» газа. Таким образом, в подобных генерационно-аккумуляционных комплексах начинают формироваться первичные нефтяные скопления (в диапазоне R° 0,45-0,52 % - тяжелая незрелая нефть), которые медленно «созревают» в ловушках с постепенным изменением состава и свойств (от тяжелых  к  средним по плотности, легким и  конденсатоподобным,  с уменьшением  сернистости и содержания смол + асфальтенов, с одновременным увеличением содержания попутного  газа от 20-40 до 300-400 м3/т). На градациях катагенеза наряду с переключением сапропелевого ОВ на газогенерацию происходит бурное разрушение битумоидов в материнских породах и нефти в коллекторских толщах. С этого момента начинают формироваться вторичные газоконденсатные скопления, сначала с нефтяными оторочками, а в дальнейшем без них, с постепенно уменьшающимся содержанием конденсата в газе.

Вместе с тем песчано-алевролитовые горизонты, сопряженные в пространстве со вторично газоматеринскими глинисто-кремнистыми горизонтами, характеризуются уже как неколлекторы/полу-коллекторы или вторичные коллекторы с трещинной проницаемостью, которые не могут служить в качестве хороших природных резервуаров для УВС. Известно, что карбонатные толщи сохраняют удовлетворительные фильтрационные  свойства  значительно  дольше (глубже –  при  погружении), чем  терригенные  породы-коллекторы.  Поэтому  вторичные  газоконденсатные  системы  образуют скопления, в т.ч. крупные и крупнейшие, в карбонатных коллекторах на средних и больших глубинах и при высоких градациях катагенеза, по-видимому, вплоть до начала апокатагенеза (АК1, Rо  более 2,0 %, тощие угли по углемарочной шкале) вмещающих карбонатных и терригенно-карбонатных толщ. В этих условиях осуществляется вторичное – эпигенетическое – газонакопление.

Таким образом, при формировании вторичных газовых и газоконденсатных систем абсолютно необходима широкомасштабная, преимущественно вертикальная, вторичная миграция позднемезо-катагенетического  и  апокатагенетического  газов. Карбонатные  породы  редко  бывают  обогащены даже РОВ (исключение – породы доманик-франского возраста Волго-Уральской НГП, верхней юры Арабо-Персидской мегапровинции), фоновые величины их содержания в большинстве осадочных бассейнов мира обычно составляют 0,4-1,0 % (иногда более), в то время как в глинисто-кремнистых толщах с сапропелевым ОВ содержание Сорг  часто достигает 3-4 % и более, вплоть до их превращения в глинисто-битуминозные сланцы (баженовская свита верхней юры и озерные глины средней юры Западно-Сибирской мегапровинции, сланцы Грин-Ривер США, глины свиты Чиншанкоу в бассейне Сунляо, Китай, и др.).

Для вторично эпигенетического газонакопления необходима пространственно-временная сопряженность газоматеринских толщ, обогащенных высокопреобразованной сапропелевой органикой, и вышележащих карбонатных коллекторских толщ, перекрытых (лучше всего) мощными соленосными экранирующими толщами. Еще одним необходимым  эмиграционно-миграционным  условием  является  интенсивная  тектоническая  раздробленность нижних горизонтов осадочного чехла разноамплитудными долгоживущими, а также новейшими разломами. Именно глобальное накопление мощных соленосных толщ в ряде осадочных бассейнов на рубеже палеозоя и мезозоя, в позднеюрское время (титон-волжский ярус), способствовало мощному газонакоплению в коллекторах нижней и средней перми, триаса и келловей-оксфорда, поскольку соли практически непроницаемы для геофлюидов, мигрирующих по разломам при соотношении амплитуд смещения пластов и мощности соли не более 0,2-0,3 (вероятно, до 0,4¸0,5). Глинистые покрышки, напротив, не столь надежны и способны пропускать газ при микроподвижках даже по мало- и среднеамплитудным разломам.

В континентальных сероцветных преимущественно глинистых озерных толщах с повышенным содержанием (2-5 %  и  более)  рассеянного ОВ  смешанного  гумусово-сапропелевого (при  гумидном климате) и лейптинито-сапропелевого типа (при семиаридном и аридном климате) наблюдается мощная битумогенерация и сопряженное с этим процессом нефтенакопление в очень значительных масштабах (Красноленинская зона Западной Сибири, месторождение Дачин в бассейне Сунляо, Южно-Мангышлакская область и др.)

Точно так же в прибрежно-морских песчано-глинистых толщах, породы которых содержат преимущественно гумусовое РОВ, даже при отсутствии углей и углистых глин конечным онтогенетическим результатом становится образование газосодержащих залежей и месторождений без нефти, в том числе гигантских по запасам (нижне-среднеюрская толща Ямала, Гыдана и, вероятно, Южно-Карской области Западно-Сибирской мегапровинции, юра Баренцева моря и др.).