А Б В Г Д Е Є Ж З І Ї Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ю Я
Формування - поклади
Формування покладів в процесі первинної акумуляції - явище рідкісне, і обсяг утворюються при цьому родовищ не може бути більшим.
Геолого-геофізичний розріз продуктивної частини нижнього карбону. Формування покладів в Д1 і ДП визначається головним чином структурним фактором, відзначається істотний вплив і літології, особливо в ТТНК.
Формування покладів в процесі первинної акумуляції - явище рідкісне, і обсяг утворюються при цьому родовищ не може бути більшим.
Формування покладів відбувається в результаті відтискування з пластів-колекторів спочатку перебувала там води. Тому разом з нафтою і газом в колекторах міститься певна кількість (зазвичай 10 - 30% перового обсягу) так званої похованою води. Крім того, багато продуктивні пласти заповнені нафтою і газом лише у верхній купольної частини, а нижележащие зони заповнені крайової водою. Самі верхні частини нафтових покладів містять газ, який утворює так звані газові шапки, які можуть як існувати спочатку, так і з'явитися в процесі розробки покладу. Таким чином, навіть в неразбуренном природному шарі може перебувати кілька окремих рухомих фаз. Двох - або трифазне протягом виникає практично завжди при розробці нафтових родовищ, оскільки сили, які рухають нафту, є наслідком пружності або гідродинамічного напору газу або води.
формування покладів цього класу відбувається в природних резервуарах з добре вираженими колекторськими властивостями під впливом напору пластової води. В процесі розробки покладу, в зв'язку зі значно більшою рухливістю газу, роль водяного напору незначна. У міру відбору газу водогазового розділ просувається вгору по нахилу пласта. Водогазового розділи як для пластових, масивних, так і лінзоподібних покладів завжди горизонтальні.
Кешинг-Глен. Оклахома. Формування покладів в родовищах цієї підгрупи відбувається виключно під дією гравітаційних сил. Нафта накопичується в синкліналь тільки в тому випадку, якщо рідкі вуглеводні виявляються в сухому, безводному пласті. Сухі, безводні пласти-резервуари зустрічаються в природі виключно рідко. Процес накопичення осадових товщ здебільшого пов'язаний з водними басейнами. У резервуарах, навіть при відсутності руху вод, при відсутності надходження води ззовні, завжди міститься сингенетичні ( одночасно утворилася або, точніше, для даного випадку одночасно похована - реліктова) вода. Навіть тоді, коли освіту колектора відбувалося на суші, він здебільшого виявляється заповненим водою або за рахунок атмосферних вод, що потрапили в нього в момент утворення, або за рахунок води, що проникла з інших горизонтів.
Формування покладів газу, мабуть, відбувається переважно в результаті мобілізації водорастворенних газу. У підземній гідросфері розчинені гігантські кількості природних газів. Без перебільшення можна сказати, що обсяг водорастворенних газів гідросфери Землі близький до обсягу її атмосфери.
Формування покладів газу і нафти відбувається в тривалі геологічні часи. З цієї точки зору розподіл вуглеводневих і не вуглеводневого компонентів в обсязі поклади, здавалося б, на сьогодні має бути сталим, усталеним.
Формування покладів сучасних нафтових родовищ геосинклінальних зон відбувалося згідно з цією схемою в основному в результаті вертикальної міграції по тектонічних розривів локального характеру, приуроченим до окремих структурам і утвореним при формуванні останніх.
На формування покладів вуглеводнів впливає кількість залишкової води в поклади (залишкова водонасиченому, SB), яка в свою чергу залежить від властивостей води і вуглеводнів і від природи поверхні гірської породи. Під природою поверхні розуміються гидрофильность - Здатність речовини смачиваться водою і гідрофобність - здатність речовини не смачиваться водою.
Процеси формування покладів і характер їх розміщення визначаються становищем в розрізі материнських товщ, характером плохопроніцаемих покришок, їх потужностями, витриманістю по площі, співвідношенням з пластами-колекторами. Суттєво впливає також ступінь перетворюванності порід і вторинні зміни в них, про що вже говорилося в попередніх розділах.
умови формування покладів багато в чому визначаються розподілом в розрізі колекторських порід і флюідоупорамі. Малопотужні покришки не завжди здатні утримати поклади, і тоді вони концентруються у верхній частині нафтогазоносної толше під регіональної потужнішою покришкою, розвиненою на великій площі. При чергуванні в розрізі колекторів і покришок незначною потужності (зазвичай метри) поклади нафти і газу утворюються в пастках по всьому розрізу, зокрема тому, що малопотужні покришки при надлишку тиску можуть пропускати вуглеводні - тоді виникають многопластовие родовища.
Процес формування покладів вуглеводнів супроводжувався витісненням води з пор, каверн і тріщин.
При формуванні покладів нафту і газ повинні звідки-небудь в них мігрувати. Природа флюїдів, що утворюють первинні скупчення, нам невідома. Істотним доказом того, що вуглеводні мігрують і акумулюються у вигляді нафти і нафтових газів, служить той факт, що ніде в природі, навіть в самих молодих четвертинних відкладеннях, ми не спостерігаємо інших близьких їм речовин, які можна було б розглядати як вихідні для нефтегазообразования і Нафтогаз-накопичення.
При формуванні покладів в родовищах, приурочених до соляних куполів, істотне значення мають три моменти: 1) розриви розтягування, що виникають при зростанні соляних куполів і штоків, можуть служити сприятливими шляхами для просування нафти і газу з одних відкладень в інші; 2) незгодні залягання опадів, зникнення ряду горизонтів у зведеннях і при-склепінних частинах підняттів, що утворилися в результаті багатофазних рухів, також може сприяти проникненню нафти і газу по поверхнях незгоди з одних верств в інші; 3) накопичення нафти в природних резервуарах, укладених в товщі порід, що утворюють солянокупольних підняття, обумовлюється або куполоподібної формою вигину пористого пласта, або зрізанням його вгору по нахилу слабопроницаемих породами; таке зрізання пласта може статися при літологічному зміні пласта, при його незгодних перекритті, а також при наявності розриву, за яким проривається сіль.
Вивчення умов формування покладів показує, що їх розміщення в чому залежить від наявності та розмірів нефтегазогенерірующіх товщ, потужності регіональних нефтегазоупоров тощо. Розріз Охтирського-Бугундирского родовища (Західне Передкавказзя. 1 - нафту. 2 - підошовна вода. 3 - газ. 4 - уламки порід, просочених нафтою. 5 - молода переформована поклад. Про тривалості формування покладів свідчать також сліди древніх водонафтових контактів (ВНК), виявлених у багатьох родовищах. Сліди ці залишаються при руйнуванні поклади або частковому переформування її при деякій перебудові структури пастки. Сліди колишніх ВНК залишаються тому, що на контактах відбуваються інтенсивні хімічні і біохімічні процеси взаємодії нафти, речовин, розчинених в подстилающих поклади водах, і продуктів життєдіяльності бактерій, які зазвичай тут селяться. В результаті уздовж контактів концентруються загусла нафту, перевідкладеними кальцит і сульфіди.
В умовах формування покладів градієнти тисків між різними колекторськими пластами, що розділяються глинистими прошарками потужністю до 10 - 15 (іноді до 20 - 30) м, невеликі (менше 1 - 3 кгс /см2) з огляду на незначну різницю відміток газоводяних контактів покладів, приурочених до цих пластів . У таких випадках навіть невеликі глинисті прошарки (3 - 5 м) можуть служити надійними бар'єрами на шляху перетоків газу з одного шару в іншій. При менших потужностях глинистих прошарку (рідкісні випадки не виключені), як правило, за геологічний час газ перетікає з одного шару в іншій доти, поки не урівноважиться тиск в них.
Наочним прикладом формування покладів в палеогенових відкладеннях в неогеновий і посленеогеновое час може служити родовище Південний Аламишик. Формування покладів в цьому районі в неогеновий - посленеогеновое час доводиться неф-тями легкого типу, насиченими газом, і газової шапкою під стратиграфічні незгодою.
Друга фаза формування покладів пов'язана з подальшою тектонічної диференціацією області. Вона приурочується до кінця загального прогинання великого ділянки земної кори і початку проявів в ньому рухів в зворотному напрямку. Саме в цей період настає виразна диференціація басейну на зони підняттів і опускань. У геосинклінальних областях ясно відокремлюються антиклінальні і синклінальні зони, в платформних областях - вали і прогини. У цю фазу, мабуть, формується більшість покладів усередині даного басейну. Але формування на цьому не закінчується, воно може тривати в залежності від конкретної геотектонічної обстановки аж до сьогоднішнього дня.
Розібравши питання формування покладів, з'ясуємо, який вигляд мають поклади і які основні типи покладів утворюються як наслідок розглянутих вище процесів. Які ж критерії слід покласти в основу такої генетичної класифікації.
Гідрогеологічні умови формування покладів УВ в значній мірі визначаються умовами первинної міграції.
Якщо при формуванні первинних покладів основну роль грає внутрірезервуарная (латеральна) міграція, то вторинні поклади утворюються в результаті вертикальної (межформа-ної) міграції УВ з нефтегазоматерінскіх світ головним чином в нефтегазосодержащіе відкладення іншого стратиграфического комплексу.
Виходячи з особливостей формування покладів, а також характеру смачиваемости порід, вважається, що залишкова вода може знаходитися у вигляді крапель, в плівковому стані на поверхні зерен (пор), у вигляді менісків в куточках пір, в краплинному (острівній) стані, коли вона розташовується на поверхні зерен у вигляді ізольованих ділянок. Останній випадок буває при малому її змісті і при гідрофобних властивості (поганий смачиваемости) поверхонь мінералів. Залишкову воду, що містить атоми хлору (що зазвичай і буває), можна зробити видимою, подіяв на неї розчином азотнокислого срібла і розчином азотнокислої ртуті. В результаті реакції утворюється світлий осад, видимий на сколе породи.
На першому етапі формування покладів найбільш заповненими повинні виявитися найбільш завантажені пастки, які стоять на шляху міграції вуглеводнів; розташовані вище пастки будуть заповнені водою. Надалі при зміні структурного плану, навпаки, найбільш підняті пастки можуть виявитися місцем, де будуть концентруватися вуглеводні, що надходять за рахунок руйнування занурених покладів.
При вирішенні питань формування покладів істотну допомогу можуть надати геохімічні дослідження.
При розрахунках часу формування покладів, яке відбувалося за принципом диференціального уловлювання, необхідно враховувати зміни тиску насичення в ланцюзі пасток. Зміни тиску насичення в ланцюзі пасток можуть бути не прямо пропорційні глибині їх залягання внаслідок якісних змін складу нафти і газу в процесі міграції.
Отже, умови формування покладів в колекторах, що містять невелику кількість води, в описаному методі визначення залишкової водонасиченому НЕ моделюються навіть наближено. Для визначення залишкової водонасиченому малопроникних порід потрібні особливо міцні дрібнопористі перегородки, так як витіснення води повітрям або нафтою повинно здійснюватись під високим тиском. При нагнітанні в пори ртуті ці труднощі усуваються (див. Гл. З безлічі факторів формування покладів газу, очевидно, головним є тектонічний режим регіонів, що визначає в підсумку термодинамічні умови підземних вод. Тектонічний режим істотно впливає на онтогенез нафти і газу. Так, при негативних епейрогеніческіх рухах в зв'язку з зростанням температури в осадових породах посилюються процеси генерації УВ. При підйомі території УВ починають виділятися у вільну фазу і формують поклади. Ці знакозмінні руху діють подібно до поршня: при опусканні території (зростання тиску і температури) посилюються процеси генерації УВ, при підйомі території УВ витягуються в вільну фазу.
Цей факт пояснюється тривалим формуванням покладів, яке можливо триває і в даний час. Збереження покладів в древніх відкладеннях до наших днів при постійно йдуть процеси руйнування, а також виявлення дисперсних частинок рідких вуглеводнів за контурами нафтоносності, на думку автора, підтверджують цей висновок.
Аналогічні дані про двухфазном формуванні покладів були отримані і в Ферганській западині. Наявність нафтових покладів в Південному Аламишик під поверхнею предбактрій-ського розмиву в головних, еродованих частинах пластів палеогенових і крейдових відкладень доводить освіту їх тільки в послебактрійское час. Приблизно такі ж співвідношення спостерігаються в Муханово, де ніжнепермскіе поклади легкої нафти залягають під заперечливо перекривають їх верхнепермскіе шарами, що визначають нижній інтервал геологічного часу їх формування.
Основним фактором, контролюючим формування покладів газу, є тектонічний, а саме наявність великих підняттів, що грають роль зон нефтегазонакопления, і наявність розділяють їх прогинів, які можна розглядати як нефтегазосборние площі.
Основним фактором, контролюючим формування покладів газу, є тектонічний, а саме наявність великих підняттів, що грають роль зон нефтегазонакопления, і наявність розділяють їх прогинів, які можна розглядати як нефтегазосборнио площі.
Багато в чому визначає умови формування покладів також 1 характер розподілу піщаних і глинистих пластів в нафто-газосодержащей товщі. Ставлення сумарної потужності глини - I стих пластів до загальної потужності нефтегазосодержащей товщі характеризує умови вертикальної та латеральної міграції всередині цієї товщі. Якщо глинисті пласти і пропластки малопотужні і не витримані по площі, то поклади нафти і особливо газу зазвичай концентруються у верхній частині товщі порід під регіональної покришкою. У разі рівномірного чергування глинистих покришок з пластами-колекторами при наявності сприятливих умов для вертикальної міграції формуються поклади по всьому розрізу. Якщо в нижній частині розрізу над нафто-газогенеруючої товщею виділяється досить потужна нафто-газоупорная покришка, то в цій частині розрізу поклади бувають сконцентровані, як правило, тільки в низах комплексу; за межами ж розвитку нефтегазоупорной товщі поклади розташовуються по всьому розрізу.
Гассоу для встановлення часу формування покладів, заснований на вивченні гідростатичного тиску, який контролює газову ємність пасток і визначає кінцеву стадію накопичення.
На першому ж етапі формування покладів може відбуватися не тільки їх освіту, а й руйнування. Процеси утворення і руйнування тісно переплітаються між собою. Ті ж причини, які спочатку сприяють утворенню поклади, в подальшому можуть стати причиною її руйнування.
На першому ж етапі формування покладів може відбуватися не тільки їх освіту, а й руйнування. Процеси утворення-народження-і руйнування-смерті-тісно переплітаються між собою. Ті ж причини, які спочатку сприяють утворенню поклади, в подальшому можуть стати причиною її руйнування.
Що розуміється під часом формування покладів УВ.
Оскільки переміщення вуглеводнів при формуванні покладів відбувається в резервуарі і залежить від характеру останнього, а освіту самих пасток пов'язано з природним резервуаром, за основу класифікації І. О. Брід приймає виділяються їм типи природних резервуарів. При цьому основні критерії по І. О. Броду (1951 г.) наступні: а) форми обмеження і характер внутрішньої будови резервуара; б) умови, що викликали виникнення всередині резервуарів пасток для нафти і газу; в) співвідношення газу, нафти і води всередині резервуара.
Питання про походження і формування покладів таких корисних копалин, як нафта і газ, освітлюваний в книзі, має, таким чином, не тільки теоретичне, а й винятково велике практичне значення. Відкриття родовищ немислимо без чіткого предста-лення про умови утворень покладів нафти і газу, без урахування новітніх досягнень науки і техніки.
Важлива роль АВПД у формуванні покладів вуглеводнів добре видно на прикладі родовищ Нігерії. Скупчення нафти і газу приурочені зазвичай до різних рівнів свити Агбада. Вік продуктивних піщаних інтервалів змінюється від еоцену до пліоцену в міру послідовного омолодження опадів на південь, в напрямку акваторії. Система конседіментаціонних скидів зростання, переважно широтного і північно-західного-південно-західного простягання, і асоційовані антиклинали зворотного волочіння утворюють основні пастки. Глини Агбада і глинисті пісковики утворюють покришки, а скиди зростання майже завжди екранують поклади з боку піднятого крила скидання. Піщані горизонти, що контактують з обох боків скидання зростання, в більшості випадків утворюють єдину систему, що характеризується гидростатическими тисками.
Структурним елементом, який обумовлює формування покладів в родовищах цієї підгрупи, є брахиантіклінальниє складка. Форма такої складки може бути будь-якою, вона може бути розбитою диз'юнктивними порушеннями, а може і не мати розривів суцільності складають її пластів.
Не до кінця зрозумілий механізм формування покладів, збагачених сірководнем. Частина дослідників (А. Л. Козлов, І. С. Старобинец, Р. Г. Панкина і ін.) Вважає, що сірководень в поклади надходить з пластових вод. Однак сірководень має високу розчинність. Так, в 1 л пластових вод подсолевих відкладень Астраханського зводу в Прикаспійської западині (з урахуванням температури, мінералізації і тиску) може розчинитися 415 л сірководню. Важко припустити, що водонапірні системи коли-небудь досягали граничного насичення по сірководню. Хант та ін.), Які збагачення покладів сірководнем пояснюють окисленням УВ сформувалися покладів, звідки згодом сірководень мігрував в контурні води. На думку В. С. Гончарова, факт приуроченості підвищених концентрацій сірководню до основних зон газонакопичення вказує на міграцію кислих компонентів з покладів в воду. Це підтверджується більшою пружністю сірководню в покладах в порівнянні з підошовними водами в ряді регіонів.
Розріз родовища Болівар. 1 - нафту. При розгляді питання про час формування покладів і родовищ нафти і газу виникає питання про швидкість їх формування.
Запропонований метод визначення часу початку формування покладів за допомогою встановлення оптимальних палеоглубін початку еміграції УВ, природно, вимагає подальшого вдосконалення на основі детального аналізу фактичного матеріалу по тектонічно різних басейнів і провінціях. Подібний шлях визначення часу формування покладів нафти і газу, мабуть, є оптимальним.
Питання про час і тривалості формування покладів має вирішуватися на геологічній основі (насамперед геологічна історія розвитку конкретного регіону), а також на основі вивчення геохімічних закономірностей в умовах залягання нафти і газу і контролюватися фізичними параметрами поклади.
Рішення практичних і теоретичних питань формування покладів, пошуку нафтових родовищ, підрахунку запасів нафти і газу в цілому і по компонентах, розробки родовищ і видобутку нафти, проектування промислового обладнання для збору і транспорту нафти і газу не може бути виконано без детального дослідження складу і фізичних властивостей пластової нафти і газу.
Характеристика продуктивних горизонтів. | Карта наведених пластових тисків. Про зв'язок горизонтів в процесі формування покладів свідчать і однакові початкові пластові тиску в нижньому ангідритного горизонті (235 4), свиті мідистих піщаників (241 2) і верхньому карбоні (247 9), различающееся тільки на вагу стовпа газу.
Необхідно відзначити, що питання формування покладів бітумів, особливо мальт і асфальтів, на сучасній стадія вирішені неоднозначно. За особливостями складу органічної частини основні скупчення бітумів діляться на дві групи: вьгсокосерністие з перемінним вмістом кисню і висококіслородние, в більшості випадків з незначним вмістом сірки. Перша група представлена класами мальт, асфальтів, асфальтітамі, що утворюють пластові і лінзоподібні поклади на глибинах до декількох сот метрів. Основними районами їх поширення є території древніх платформ.
Разом з тим процеси нефтегазообразования і формування покладів в різних відкладах і районах можуть розвиватися на різних рівнях. УВ, продуктів його перетворення в цій стадії. Тут глибина занурення нефтегазоматерінскіх відкладень (не більше 1 км) недостатня для перетворення їх в нафто-газопроізводящіе.
Геолого-геофізичний розріз продуктивної частини нижнього карбону. Формування покладів в Д1 і ДП визначається головним чином структурним фактором, відзначається істотний вплив і літології, особливо в ТТНК.
Формування покладів в процесі первинної акумуляції - явище рідкісне, і обсяг утворюються при цьому родовищ не може бути більшим.
Формування покладів відбувається в результаті відтискування з пластів-колекторів спочатку перебувала там води. Тому разом з нафтою і газом в колекторах міститься певна кількість (зазвичай 10 - 30% перового обсягу) так званої похованою води. Крім того, багато продуктивні пласти заповнені нафтою і газом лише у верхній купольної частини, а нижележащие зони заповнені крайової водою. Самі верхні частини нафтових покладів містять газ, який утворює так звані газові шапки, які можуть як існувати спочатку, так і з'явитися в процесі розробки покладу. Таким чином, навіть в неразбуренном природному шарі може перебувати кілька окремих рухомих фаз. Двох - або трифазне протягом виникає практично завжди при розробці нафтових родовищ, оскільки сили, які рухають нафту, є наслідком пружності або гідродинамічного напору газу або води.
формування покладів цього класу відбувається в природних резервуарах з добре вираженими колекторськими властивостями під впливом напору пластової води. В процесі розробки покладу, в зв'язку зі значно більшою рухливістю газу, роль водяного напору незначна. У міру відбору газу водогазового розділ просувається вгору по нахилу пласта. Водогазового розділи як для пластових, масивних, так і лінзоподібних покладів завжди горизонтальні.
Кешинг-Глен. Оклахома. Формування покладів в родовищах цієї підгрупи відбувається виключно під дією гравітаційних сил. Нафта накопичується в синкліналь тільки в тому випадку, якщо рідкі вуглеводні виявляються в сухому, безводному пласті. Сухі, безводні пласти-резервуари зустрічаються в природі виключно рідко. Процес накопичення осадових товщ здебільшого пов'язаний з водними басейнами. У резервуарах, навіть при відсутності руху вод, при відсутності надходження води ззовні, завжди міститься сингенетичні ( одночасно утворилася або, точніше, для даного випадку одночасно похована - реліктова) вода. Навіть тоді, коли освіту колектора відбувалося на суші, він здебільшого виявляється заповненим водою або за рахунок атмосферних вод, що потрапили в нього в момент утворення, або за рахунок води, що проникла з інших горизонтів.
Формування покладів газу, мабуть, відбувається переважно в результаті мобілізації водорастворенних газу. У підземній гідросфері розчинені гігантські кількості природних газів. Без перебільшення можна сказати, що обсяг водорастворенних газів гідросфери Землі близький до обсягу її атмосфери.
Формування покладів газу і нафти відбувається в тривалі геологічні часи. З цієї точки зору розподіл вуглеводневих і не вуглеводневого компонентів в обсязі поклади, здавалося б, на сьогодні має бути сталим, усталеним.
Формування покладів сучасних нафтових родовищ геосинклінальних зон відбувалося згідно з цією схемою в основному в результаті вертикальної міграції по тектонічних розривів локального характеру, приуроченим до окремих структурам і утвореним при формуванні останніх.
На формування покладів вуглеводнів впливає кількість залишкової води в поклади (залишкова водонасиченому, SB), яка в свою чергу залежить від властивостей води і вуглеводнів і від природи поверхні гірської породи. Під природою поверхні розуміються гидрофильность - Здатність речовини смачиваться водою і гідрофобність - здатність речовини не смачиваться водою.
Процеси формування покладів і характер їх розміщення визначаються становищем в розрізі материнських товщ, характером плохопроніцаемих покришок, їх потужностями, витриманістю по площі, співвідношенням з пластами-колекторами. Суттєво впливає також ступінь перетворюванності порід і вторинні зміни в них, про що вже говорилося в попередніх розділах.
умови формування покладів багато в чому визначаються розподілом в розрізі колекторських порід і флюідоупорамі. Малопотужні покришки не завжди здатні утримати поклади, і тоді вони концентруються у верхній частині нафтогазоносної толше під регіональної потужнішою покришкою, розвиненою на великій площі. При чергуванні в розрізі колекторів і покришок незначною потужності (зазвичай метри) поклади нафти і газу утворюються в пастках по всьому розрізу, зокрема тому, що малопотужні покришки при надлишку тиску можуть пропускати вуглеводні - тоді виникають многопластовие родовища.
Процес формування покладів вуглеводнів супроводжувався витісненням води з пор, каверн і тріщин.
При формуванні покладів нафту і газ повинні звідки-небудь в них мігрувати. Природа флюїдів, що утворюють первинні скупчення, нам невідома. Істотним доказом того, що вуглеводні мігрують і акумулюються у вигляді нафти і нафтових газів, служить той факт, що ніде в природі, навіть в самих молодих четвертинних відкладеннях, ми не спостерігаємо інших близьких їм речовин, які можна було б розглядати як вихідні для нефтегазообразования і Нафтогаз-накопичення.
При формуванні покладів в родовищах, приурочених до соляних куполів, істотне значення мають три моменти: 1) розриви розтягування, що виникають при зростанні соляних куполів і штоків, можуть служити сприятливими шляхами для просування нафти і газу з одних відкладень в інші; 2) незгодні залягання опадів, зникнення ряду горизонтів у зведеннях і при-склепінних частинах підняттів, що утворилися в результаті багатофазних рухів, також може сприяти проникненню нафти і газу по поверхнях незгоди з одних верств в інші; 3) накопичення нафти в природних резервуарах, укладених в товщі порід, що утворюють солянокупольних підняття, обумовлюється або куполоподібної формою вигину пористого пласта, або зрізанням його вгору по нахилу слабопроницаемих породами; таке зрізання пласта може статися при літологічному зміні пласта, при його незгодних перекритті, а також при наявності розриву, за яким проривається сіль.
Вивчення умов формування покладів показує, що їх розміщення в чому залежить від наявності та розмірів нефтегазогенерірующіх товщ, потужності регіональних нефтегазоупоров тощо. Розріз Охтирського-Бугундирского родовища (Західне Передкавказзя. 1 - нафту. 2 - підошовна вода. 3 - газ. 4 - уламки порід, просочених нафтою. 5 - молода переформована поклад. Про тривалості формування покладів свідчать також сліди древніх водонафтових контактів (ВНК), виявлених у багатьох родовищах. Сліди ці залишаються при руйнуванні поклади або частковому переформування її при деякій перебудові структури пастки. Сліди колишніх ВНК залишаються тому, що на контактах відбуваються інтенсивні хімічні і біохімічні процеси взаємодії нафти, речовин, розчинених в подстилающих поклади водах, і продуктів життєдіяльності бактерій, які зазвичай тут селяться. В результаті уздовж контактів концентруються загусла нафту, перевідкладеними кальцит і сульфіди.
В умовах формування покладів градієнти тисків між різними колекторськими пластами, що розділяються глинистими прошарками потужністю до 10 - 15 (іноді до 20 - 30) м, невеликі (менше 1 - 3 кгс /см2) з огляду на незначну різницю відміток газоводяних контактів покладів, приурочених до цих пластів . У таких випадках навіть невеликі глинисті прошарки (3 - 5 м) можуть служити надійними бар'єрами на шляху перетоків газу з одного шару в іншій. При менших потужностях глинистих прошарку (рідкісні випадки не виключені), як правило, за геологічний час газ перетікає з одного шару в іншій доти, поки не урівноважиться тиск в них.
Наочним прикладом формування покладів в палеогенових відкладеннях в неогеновий і посленеогеновое час може служити родовище Південний Аламишик. Формування покладів в цьому районі в неогеновий - посленеогеновое час доводиться неф-тями легкого типу, насиченими газом, і газової шапкою під стратиграфічні незгодою.
Друга фаза формування покладів пов'язана з подальшою тектонічної диференціацією області. Вона приурочується до кінця загального прогинання великого ділянки земної кори і початку проявів в ньому рухів в зворотному напрямку. Саме в цей період настає виразна диференціація басейну на зони підняттів і опускань. У геосинклінальних областях ясно відокремлюються антиклінальні і синклінальні зони, в платформних областях - вали і прогини. У цю фазу, мабуть, формується більшість покладів усередині даного басейну. Але формування на цьому не закінчується, воно може тривати в залежності від конкретної геотектонічної обстановки аж до сьогоднішнього дня.
Розібравши питання формування покладів, з'ясуємо, який вигляд мають поклади і які основні типи покладів утворюються як наслідок розглянутих вище процесів. Які ж критерії слід покласти в основу такої генетичної класифікації.
Гідрогеологічні умови формування покладів УВ в значній мірі визначаються умовами первинної міграції.
Якщо при формуванні первинних покладів основну роль грає внутрірезервуарная (латеральна) міграція, то вторинні поклади утворюються в результаті вертикальної (межформа-ної) міграції УВ з нефтегазоматерінскіх світ головним чином в нефтегазосодержащіе відкладення іншого стратиграфического комплексу.
Виходячи з особливостей формування покладів, а також характеру смачиваемости порід, вважається, що залишкова вода може знаходитися у вигляді крапель, в плівковому стані на поверхні зерен (пор), у вигляді менісків в куточках пір, в краплинному (острівній) стані, коли вона розташовується на поверхні зерен у вигляді ізольованих ділянок. Останній випадок буває при малому її змісті і при гідрофобних властивості (поганий смачиваемости) поверхонь мінералів. Залишкову воду, що містить атоми хлору (що зазвичай і буває), можна зробити видимою, подіяв на неї розчином азотнокислого срібла і розчином азотнокислої ртуті. В результаті реакції утворюється світлий осад, видимий на сколе породи.
На першому етапі формування покладів найбільш заповненими повинні виявитися найбільш завантажені пастки, які стоять на шляху міграції вуглеводнів; розташовані вище пастки будуть заповнені водою. Надалі при зміні структурного плану, навпаки, найбільш підняті пастки можуть виявитися місцем, де будуть концентруватися вуглеводні, що надходять за рахунок руйнування занурених покладів.
При вирішенні питань формування покладів істотну допомогу можуть надати геохімічні дослідження.
При розрахунках часу формування покладів, яке відбувалося за принципом диференціального уловлювання, необхідно враховувати зміни тиску насичення в ланцюзі пасток. Зміни тиску насичення в ланцюзі пасток можуть бути не прямо пропорційні глибині їх залягання внаслідок якісних змін складу нафти і газу в процесі міграції.
Отже, умови формування покладів в колекторах, що містять невелику кількість води, в описаному методі визначення залишкової водонасиченому НЕ моделюються навіть наближено. Для визначення залишкової водонасиченому малопроникних порід потрібні особливо міцні дрібнопористі перегородки, так як витіснення води повітрям або нафтою повинно здійснюватись під високим тиском. При нагнітанні в пори ртуті ці труднощі усуваються (див. Гл. З безлічі факторів формування покладів газу, очевидно, головним є тектонічний режим регіонів, що визначає в підсумку термодинамічні умови підземних вод. Тектонічний режим істотно впливає на онтогенез нафти і газу. Так, при негативних епейрогеніческіх рухах в зв'язку з зростанням температури в осадових породах посилюються процеси генерації УВ. При підйомі території УВ починають виділятися у вільну фазу і формують поклади. Ці знакозмінні руху діють подібно до поршня: при опусканні території (зростання тиску і температури) посилюються процеси генерації УВ, при підйомі території УВ витягуються в вільну фазу.
Цей факт пояснюється тривалим формуванням покладів, яке можливо триває і в даний час. Збереження покладів в древніх відкладеннях до наших днів при постійно йдуть процеси руйнування, а також виявлення дисперсних частинок рідких вуглеводнів за контурами нафтоносності, на думку автора, підтверджують цей висновок.
Аналогічні дані про двухфазном формуванні покладів були отримані і в Ферганській западині. Наявність нафтових покладів в Південному Аламишик під поверхнею предбактрій-ського розмиву в головних, еродованих частинах пластів палеогенових і крейдових відкладень доводить освіту їх тільки в послебактрійское час. Приблизно такі ж співвідношення спостерігаються в Муханово, де ніжнепермскіе поклади легкої нафти залягають під заперечливо перекривають їх верхнепермскіе шарами, що визначають нижній інтервал геологічного часу їх формування.
Основним фактором, контролюючим формування покладів газу, є тектонічний, а саме наявність великих підняттів, що грають роль зон нефтегазонакопления, і наявність розділяють їх прогинів, які можна розглядати як нефтегазосборние площі.
Основним фактором, контролюючим формування покладів газу, є тектонічний, а саме наявність великих підняттів, що грають роль зон нефтегазонакопления, і наявність розділяють їх прогинів, які можна розглядати як нефтегазосборнио площі.
Багато в чому визначає умови формування покладів також 1 характер розподілу піщаних і глинистих пластів в нафто-газосодержащей товщі. Ставлення сумарної потужності глини - I стих пластів до загальної потужності нефтегазосодержащей товщі характеризує умови вертикальної та латеральної міграції всередині цієї товщі. Якщо глинисті пласти і пропластки малопотужні і не витримані по площі, то поклади нафти і особливо газу зазвичай концентруються у верхній частині товщі порід під регіональної покришкою. У разі рівномірного чергування глинистих покришок з пластами-колекторами при наявності сприятливих умов для вертикальної міграції формуються поклади по всьому розрізу. Якщо в нижній частині розрізу над нафто-газогенеруючої товщею виділяється досить потужна нафто-газоупорная покришка, то в цій частині розрізу поклади бувають сконцентровані, як правило, тільки в низах комплексу; за межами ж розвитку нефтегазоупорной товщі поклади розташовуються по всьому розрізу.
Гассоу для встановлення часу формування покладів, заснований на вивченні гідростатичного тиску, який контролює газову ємність пасток і визначає кінцеву стадію накопичення.
На першому ж етапі формування покладів може відбуватися не тільки їх освіту, а й руйнування. Процеси утворення і руйнування тісно переплітаються між собою. Ті ж причини, які спочатку сприяють утворенню поклади, в подальшому можуть стати причиною її руйнування.
На першому ж етапі формування покладів може відбуватися не тільки їх освіту, а й руйнування. Процеси утворення-народження-і руйнування-смерті-тісно переплітаються між собою. Ті ж причини, які спочатку сприяють утворенню поклади, в подальшому можуть стати причиною її руйнування.
Що розуміється під часом формування покладів УВ.
Оскільки переміщення вуглеводнів при формуванні покладів відбувається в резервуарі і залежить від характеру останнього, а освіту самих пасток пов'язано з природним резервуаром, за основу класифікації І. О. Брід приймає виділяються їм типи природних резервуарів. При цьому основні критерії по І. О. Броду (1951 г.) наступні: а) форми обмеження і характер внутрішньої будови резервуара; б) умови, що викликали виникнення всередині резервуарів пасток для нафти і газу; в) співвідношення газу, нафти і води всередині резервуара.
Питання про походження і формування покладів таких корисних копалин, як нафта і газ, освітлюваний в книзі, має, таким чином, не тільки теоретичне, а й винятково велике практичне значення. Відкриття родовищ немислимо без чіткого предста-лення про умови утворень покладів нафти і газу, без урахування новітніх досягнень науки і техніки.
Важлива роль АВПД у формуванні покладів вуглеводнів добре видно на прикладі родовищ Нігерії. Скупчення нафти і газу приурочені зазвичай до різних рівнів свити Агбада. Вік продуктивних піщаних інтервалів змінюється від еоцену до пліоцену в міру послідовного омолодження опадів на південь, в напрямку акваторії. Система конседіментаціонних скидів зростання, переважно широтного і північно-західного-південно-західного простягання, і асоційовані антиклинали зворотного волочіння утворюють основні пастки. Глини Агбада і глинисті пісковики утворюють покришки, а скиди зростання майже завжди екранують поклади з боку піднятого крила скидання. Піщані горизонти, що контактують з обох боків скидання зростання, в більшості випадків утворюють єдину систему, що характеризується гидростатическими тисками.
Структурним елементом, який обумовлює формування покладів в родовищах цієї підгрупи, є брахиантіклінальниє складка. Форма такої складки може бути будь-якою, вона може бути розбитою диз'юнктивними порушеннями, а може і не мати розривів суцільності складають її пластів.
Не до кінця зрозумілий механізм формування покладів, збагачених сірководнем. Частина дослідників (А. Л. Козлов, І. С. Старобинец, Р. Г. Панкина і ін.) Вважає, що сірководень в поклади надходить з пластових вод. Однак сірководень має високу розчинність. Так, в 1 л пластових вод подсолевих відкладень Астраханського зводу в Прикаспійської западині (з урахуванням температури, мінералізації і тиску) може розчинитися 415 л сірководню. Важко припустити, що водонапірні системи коли-небудь досягали граничного насичення по сірководню. Хант та ін.), Які збагачення покладів сірководнем пояснюють окисленням УВ сформувалися покладів, звідки згодом сірководень мігрував в контурні води. На думку В. С. Гончарова, факт приуроченості підвищених концентрацій сірководню до основних зон газонакопичення вказує на міграцію кислих компонентів з покладів в воду. Це підтверджується більшою пружністю сірководню в покладах в порівнянні з підошовними водами в ряді регіонів.
Розріз родовища Болівар. 1 - нафту. При розгляді питання про час формування покладів і родовищ нафти і газу виникає питання про швидкість їх формування.
Запропонований метод визначення часу початку формування покладів за допомогою встановлення оптимальних палеоглубін початку еміграції УВ, природно, вимагає подальшого вдосконалення на основі детального аналізу фактичного матеріалу по тектонічно різних басейнів і провінціях. Подібний шлях визначення часу формування покладів нафти і газу, мабуть, є оптимальним.
Питання про час і тривалості формування покладів має вирішуватися на геологічній основі (насамперед геологічна історія розвитку конкретного регіону), а також на основі вивчення геохімічних закономірностей в умовах залягання нафти і газу і контролюватися фізичними параметрами поклади.
Рішення практичних і теоретичних питань формування покладів, пошуку нафтових родовищ, підрахунку запасів нафти і газу в цілому і по компонентах, розробки родовищ і видобутку нафти, проектування промислового обладнання для збору і транспорту нафти і газу не може бути виконано без детального дослідження складу і фізичних властивостей пластової нафти і газу.
Характеристика продуктивних горизонтів. | Карта наведених пластових тисків. Про зв'язок горизонтів в процесі формування покладів свідчать і однакові початкові пластові тиску в нижньому ангідритного горизонті (235 4), свиті мідистих піщаників (241 2) і верхньому карбоні (247 9), различающееся тільки на вагу стовпа газу.
Необхідно відзначити, що питання формування покладів бітумів, особливо мальт і асфальтів, на сучасній стадія вирішені неоднозначно. За особливостями складу органічної частини основні скупчення бітумів діляться на дві групи: вьгсокосерністие з перемінним вмістом кисню і висококіслородние, в більшості випадків з незначним вмістом сірки. Перша група представлена класами мальт, асфальтів, асфальтітамі, що утворюють пластові і лінзоподібні поклади на глибинах до декількох сот метрів. Основними районами їх поширення є території древніх платформ.
Разом з тим процеси нефтегазообразования і формування покладів в різних відкладах і районах можуть розвиватися на різних рівнях. УВ, продуктів його перетворення в цій стадії. Тут глибина занурення нефтегазоматерінскіх відкладень (не більше 1 км) недостатня для перетворення їх в нафто-газопроізводящіе.