Главная
Новости
Строительство
Ремонт
Дизайн и интерьер




18.10.2017





Яндекс.Метрика
         » » Современные взгляды на условия формирования залежей нефти и газа

Современные взгляды на условия формирования залежей нефти и газа

12.11.2017

Еще в двадцатых годах отдельные советские геологи-нефтяники считали, как мы отмечали ранее, что знание генезиса нефти и газа, а также условий, в которых протекали процессы нефтегазообразования, приводит к установлению зон, в пределах которых могли иметь место эти условия, что дает возможность выбирать районы, области в провинции, перспективные для поисков нефтяных и газовых месторождений.
Основным условием формирования залежей нефти и газа, как мы видели, считалась в те годы, как и в настоящее время, антиклинальная (гравитационная) теория скопления их в земной коре.
При этом основой распределения газа, нефти и воды как в отдельной залежи, так и в системе целого района (зоны), признавался принцип различия в глубине залегания кровли нефтегазоносных пластов.
Согласно этому принципу при более повышенной части продуктивного горизонта на отдельной структуре или на территории системы структур в пределах разведуемого района ожидалось встретить газ или нефть, а ниже — нефть или поду (рис. 40).
Проще говоря, чем глубже залегала (от уровня моря) определенная структура (рис. 40, д), тем меньше было оснований ожидать открытия в ней промышленной залежи нефти или газа; ожидалось обнаружить воду; при менее глубоком залегании рассчитывали обнаружить залежь нефти с наличием «газовой шапки» (различных размеров) или без нее (рис. 40 б, в, г); наконец, при относительно неглубоком залегании на структуре продуктивных горизонтов или свиты продуктивных пластов было основание ожидать вскрытия газовой залежи с наличием нефтяной «каймы» промышленного или непромышленного характера (рис. 40 а) или без нее.
Этим принципом распределения газа, нефти и воды в системе одной или нескольких структур геологи руководствовались в своей практической деятельности вплоть до пятидесятых годов и считали его всецело отвечающим учению И.М. Губкина о миграции нефти и газа и формировании их залежей.
Основная сущность этого учения, разделявшегося преобладающей массой советских геологов-нефтяников, за исключением К.И. Kaлицкого и его сторонников, сводилась, как известно, к следующему: но мере уплотнения органогенных (нефтематеринских) пород с заключенной в них образовавшейся диффузно-рассеянной нефтью, а также благодаря движению воды, допускалось, что нефть вместе с газом и водой под влиянием давления вышезалегающих отложений перемещалась в пласты-коллекторы (пески, песчаники, известняки и пр.), которые меньше всего подвергаются сжатию.
До того момента, пока указанные пласты-коллекторы находились в ненарушенном (горизонтальном) залегании, газ и нефть занимали самую верхнюю часть пласта, а вода — всю остальную,, не образуя еще скоплений в виде залежей.
С началом же горообразующих процессов, после того как пласты-коллекторы были выведены из горизонтального (ненарушенного) залегания, началась миграция нефти и газа по этим пластам под влиянием диффузии, всплывания, а также увлечения и проталкивания нефти и газа движущейся водой, эти факторы обусловливаются наличием перепада концентраций и перепада давлений.
Перемещение нефти и газа по пластам-коллекторам в порядке горизонтальной или боковой миграции продолжается до того момента, пока на пути передвижения нефти и газа не встретится какая-либо «ловушка» в виде: 1) той или иной структурной формы, 2) той или иной формы несогласного залегания пластов-коллекторов и 3) той или иной формы изменения литологического фактора, в которой и начнут скапливаться нефть и газ и виде обособленной залежи. При этом допускалось, что распределение газа, нефти и воды в системе этой залежи подчиняется принципу гравитационной дифференциации.
В некоторых случаях в результате нарушения дизъюнктивной дислокацией уже сформировавшейся залежи нефти и газа, последние начинают перемещаться к порядке вертикальной миграции по системе тектонических трещин в залегающие выше пористые пласты, где и скапливаются, образуя здесь новые залежи.
В докладе «К вопросу о генезисе нефтяных месторождений Северного Кавказа» на XVII сессии Международного геологического конгресса в 1937 г. И.М. Губкин отмечал, что но мере увеличения давления, уплотнения осадков и прочего их диагенестического изменения происходило перемещение диффузно-рассеянной нефти из нефтематеринских пород в песчаные (пористые) пласты, за счет которого в последних, в сводовых частях структур после их формирования происходило образование нефтяных залежей, причем нефтесборной площадью служили соседние депрессии. «Отсюда, — указывал он, — нефть и газы, находившиеся над водой в песчаных пластах, уел решились к точкам наивысшего поднятия». Таким образом, И.М. Губкин придавал большое значение гипосометрическому положению структур при формировании залежей нефти и газа. Это во-первых. Во-вторых, указанном па то, что нефтесборными площадями при этом служили прилегающие депрессии, мы хотели сказать, что он признавал боковую миграцию на далекие расстояния и, главное, в двухфазном состоянии (нефть и газ).
До середины пятидесятых годов, эти положения признавались полностью сторонниками и последователями И.М. Губкина.
Однако затем в порядке дальнейшего развития его прогрессивного учения в свете новых достижений оказалось необходимым внести уточнения и дополнения в существующие представления о процессах миграции нефти и газа, начиная от первоначального перемещения их из нефтегазоматеринских пород и кончая формированием нефтяных и газовых залежей в структурных и иного типа ловушках.
Изучению первоначальной (первичной) миграции диффузно-рассеянной нефти из глинистых материнских пород в прикрывающие их пласты-коллекторы большое внимание уделил М.Ф. Двали, который в 1958 г. в своей статье «Геохимические исследования и связи с поисково-разведочными работами на нефть» задался вопросом о том, в результате каких, собственно, природных процессов ц в каких геологических условиях нефтематеринские свиты способны были отдать и пласты-коллекторы имевшиеся в них незначительные в процентном отношении количества битумов или более подвижных продуктов их преобразования?
В результате проведенных им в то время исследований он отмечал, что в этом отношении безусловного внимания, в первую очередь, заслуживает изучение возможного процесса первичной миграции в воднорастворимом состоянии с последующим выделением нефти и газа из воды на путях миграции вследствие изменившейся физикохимической обстановки среды.
«Значительные перспективы, — подчеркивал М.Ф. Двали, — имеет изучение еще одного, возможно, наиболее существенного вида первичной миграции в однофазном состоянии, при котором нефтяные флюиды мигрируют в растворенном состоянии в среде метана или углекислого газа».
В 1959 г. в своей работе «Возможные факторы и процессы первичной миграции нефти», он уже более определенно высказался о возможностях первичной миграции в однофазном состоянии и пришел к предварительному выводу о том, что «из мыслимых но состоянию изученности на сегодня видов первичной миграции нефти из материнских глинистых пород обоснованные перспективы имеет миграция в однофазном и водорастворимом состоянии».
Одновременно он отмечал, что возможность первичной миграции углеводородов в жидкой фазе под действием седиментационного уплотнения или тектонического сжатия было в то время еще трудно окончательно оценить. Эти выводы М.Ф. Двали дополнял констатацией того обстоятельства, что капиллярные силы, всплываемость, вторичная цементация и температура на ранних стадиях эволюции осадок — порода не имеют никаких шансов на признание в качестве действенных факторов первичной миграции.
В дальнейшем взгляд на возможность миграции из материнских пород диффузно-рассеянной нефти в пласты-коллекторы в однофазном газовом состоянии получил определенное подкрепление путем проведения лабораторных экспериментов по растворимости в токе сжатого углекислого газа рассеянных битумов возможных нефтематеринских пелитовых пород. Результаты этих экспериментов, а также сравнительные характеристики растворимости (в статических условиях) компонентов нефти в СО2, СН4, смеси СО2 + СН4, смеси CН4 и более тяжелых гомологов метана, дали М.Ф. Двали достаточное уже основание «считать вполне вероятной в геологических условиях верхней части литосферы. ныне осваиваемой бурением, миграцию рассеянных нефтяных битумов в сжатых газах (CН4 + CО2 тяжелые гомологи метана) из материнских пород».
Он находит теперь, что этот процесс действительно может быть одним из возможных механизмов первичной миграции, и в подтверждение этого приводит кривые выхода конденсата в опытах с нефтенасыщенным известняком и с первично битуминозным доманиковым сланцем верхнего девона из Ухтинского района.
Эти опыты, также и выводы, которые сделал М.Ф. Двали в области реальности процесса первичной миграции нефти из материнских пород в сжатых природных газах, позволили ему подвести окончательные итоги по рассматриваемому вопросу и считать, что «первичная миграция в однофазном состоянии рассеянных битумов из материнских пород является вполне вероятной даже в условиях сравнительно немощного осадочного чехла платформы».
Изложенные выводы полностью подтверждает и М.И. Гербер.
Автор считает, что взгляды М.Ф. Двали и М.И. Гербер на природные сжатые газы как на вероятный фактор миграции диффузно-рассеянной нефти из материнских, в основном глинистых, пород заслуживают самого серьезного внимания, так как они делают такую миграцию вполне реальной и объяснимой. Именно первичная миграция являлась до этого наиболее уязвимым местом органической теории образования нефти. Ее казавшаяся малая реальность, как правильно отмечает М.Ф. Двали, побуждала отдельных исследователей разрабатывать такие варианты гипотез происхождения нефти, при которых не было бы необходимости в первичной миграции нефти.
Достаточно в этом отношении вспомнить К.П. Калицкого, с его гипотезой образования нефти in sitа, И.И. Потапова, с его метаном, который только один мигрирует из материнских пород в толщу пластов-коллекторов и ужо затем путем полимеризации дает углеводороды нефти. Наконец, выступил М.Е. Альтовский с группой товарищей, предлагая новый вариант образования нефти из растворенного органического вещества, увлекаемого инфильтрационными подами с поверхности.
Видимо малая убедительность перемещения в пласты-коллекторы диффузно-рассеянной нефти из материнских пород в результате их уплотнения побудила А.Н. Снарского сделать попытку модернизировать первоначальный вариант этой миграции, разделявшийся в свое время И.М. Губкиным и его сторонниками. Анализируя возможную связь первичной миграции с уплотнением нефтематеринских пород, он пришел к следующим основным выводам:
1. В результате уплотнения нефтематеринских пород, упругих деформаций породы и упругости нефти и воды, а также за счет увеличения температуры и тектонических усилий внутрипоровое давление увеличивается и становится значительно выше горного. Это давление приводит к разрыву породы и раскрытию трещин. По образующимся путям перемещаются диффузно-рассеянные капельки нефти и газа в пористые и проницаемые пласты, имеющие давление, равное гидростатическому.
2. Так как увеличение внутрипорового давления в нефтематеринской свите связано не только с глубиной залегания, но и с тектоникой, необходимо допустить связь первичной миграции с орогеническими фазами. Эта связь менее ясна, для платформ н более четка для складчатых областей.
3. Учитывая исключительно высокое значение внутрипорового давления и нарастание давления со временем, необходимо допустить наличие нескольких фаз миграции.
Таким образом, А.Н. Снарский основную причину первичной миграции нефти видит в повышении внутрипластового давления до величин, при которых могут образоваться пути для этой миграции (разрывы, трещины). Однако, с нашей точки зрения, этот вариант первичной миграции нефти, если и может иметь место и действительности, то будет носить сугубо локальный характер и иметь одно из второстепенных значений. В этом отношении вариант первичной миграции нефти в однофазном газовом состоянии имеет все преимущества для претендования на явление широкого регионального значения.
Таковы современные взгляды на первичную миграцию нефти. Они вносят значительные дополнения в первоначальные представления об этой миграции.
Значительные дополнения и уточнения современные взгляды советских геологов-нефтяников вносят и к первоначальные представления о боковой или горизонтальной миграции нефти и газа и формировании при этом их залежей.
Сущность этих новых представлений сводится к тому, что структурные ловушки, заполненные газом при опережающей его миграции, уже не могут служить ловушками для нефти. При таком подходе к процессам миграции нефти и газа общая схема формирования их залежей, представленная на рис. 40, принимает обратный вид. Это потому, что при действии упомянутого принципа первые, наиболее погруженные структуры на пути миграции нефти и газа заполняются только газом, а следующие, в зависимости от его расходования на наполнение их, заполняются газом с нефтью или только нефтью. Наконец, самые отдаленные по региональному восстанию слоев структуры заполняются нефтью и водой или только водой.
Впервые в нашей стране подобную схему формирования залежей нефти и газа углубленно изучил С.П. Максимов на примере месторождений Самарской Луки.
Анализируя данные геологоразведочных работ, полученные в пределах Самаролукского района Куйбышевского Поволжья, он пришел, базируясь в этом отношении на идеях канадского геолога Гассоу, к обратному допущению в отношении связи повышенной газоносности с наименее погруженными структурами, т. е. с более высоко залегающими пластами.
В отличие от данных по залеганию нефти и газа в связи с тектоникой в пределах восточной части Русской платформы, приводимых М.И. Максимовым, и на территории северо-восточной ее части, изложенных автором, С.П. Максимов считает, что при региональном подъеме пластов газ будет аккумулироваться в наиболее погруженных ловушках-структурах. Так, например, если ловушка I (рис. 41) будет погружена более, чем ловушка II, а эта ловушка, в свою очередь, более погружена, чем ловушка III, и т. д., то при одновременной миграции легких и тяжелых углеводородов ловушка I будет заполнена смесью этих углеводородов и водой.
С.П. Максимов допускает, что далее, по мере поступления нефти в ловушку, в ней начнется процесс дифференциации поступившей нефти но удельным весам, в результате которой наиболее легкая часть их займет повышенные зоны ловушки, а более тяжелые углеводороды оттеснятся в пониженные зоны.
При продолжающемся поступлении нефти в ловушку легкие углеводороды, всплывшие к кровле пласта еще по пути к ловушке, будут, по представлению С.П. Максимова, аккумулироваться к этой ловушке, постепенно заполняя ее более или менее однородно.
После того как ловушка I будет заполнена, нефть из нее, по его мнению, будет уходить из нижних частей залежи и поступать в ловушку II, расположенную выше по восстанию пласта, в которой начнется аналогичный процесс заполнения нефтью. Затем начнется аналогичный процесс заполнения ловушки III и т.д.
К изложенному представлению об условиях формирования залежей нефти и газа С.П. Максимов пришел на основании изменения состава нефтей Самарской Луки в сторону их утяжеления с востока на запад в направлении регионального восстания — подъема пластов всего осадочного комплекса. В табл. 9 показаны глубины вскрытия кристаллического фундамента в пределах отдельных месторождений — с востока на запад.
Уменьшение удельного веса нефтей девона и карбона в отдельности к соответствия с увеличением глубины залегания кристаллического фундамента, показанное в табл. 9, дало основание С.П. Максимову сделать отмеченное выше допущение, будто в том случае, если в девонских и каменноугольных отложениях Самарской Луки «наряду с образованием нефти шел интенсивный процесс образования газа, то ловушка I (наиболее погруженная) оказалась бы заполненной газом, ловушка II могла бы содержать газовую шапку и нефть, а ловушка III была бы полностью заполнена нефтью, содержащей в себе только растворенный газ» (рис. 41).
Из этого допущения С.П. Максимов делает вывод о том, что «при наличии регионального подъема пластов и обнаружения газоном залежи в наиболее погруженной ловушке нефтяные залежи следует искать вверх пи восстанию этого же пласта, а не наоборот».
В 1958 г. рассмотренную схему формирования залежи нефти и газа С.Ф. Федоров применил к изучению условий образования нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печорской провинции, Куйбышевского и Саратовского Поволжья и Кубанской нефтеносной области. В своих выводах по этому вопросу он подтвердил, что здесь действительно имело место формирование и газовых месторождений по принципу дифференциального траппирования, т. е. при миграции нефти и газа из депрессионных зон вверх по региональному восстанию пластов, первые структуры по пути этой миграции насыщались газом, следующие — газом и нефтью (если газ не был весь израсходован па насыщение первых структур), дальнейшие — только нефтью.
Эту закономерность, предупреждает С.Ф. Федоров, могут существенно изменить местные особенности геологического строения, обусловленные неодинаковой историей развития той или иной области.
В последующих своих статьях он развивает основные положения подобных отклонений и указывает причины, которые их обусловливают. В числе этих причин он указывает: 1) время формирования структур, 2) размеры амплитуд структур, 3) переформирование и «расформировать» структур и 4) соотношение пластовых давлений и давлений насыщений.
На вопросе о влиянии и значении времени формирования структур на формирование залежей нефти и газа мы останавливались выше. Сейчас следует дополнить изложенное указанием на то, что роль времени образования структур при их нефтенасыщении С.Ф. Федоров подметил и описал еще в конце сороковых годов на примерах ряда месторождений Саратовского и Куйбышевского Поволжья. Этот фактор, как мы видели выше, впоследствии всесторонне развил К.А. Машкович. Много в этом отношении полезного сделали С.И. Козленко, В.Н. Тихни и другие советские геологи.
Как пример в отклонении от ступенчатой миграции, обусловленной переформированием и «расформированием» структур, С.Ф. Федоров приводит Тимано-Печорскую провинцию.
Для большей ясности надо сказать, что до этого С.Ф. Федоров, описывая условия па территории Тимано-Печорской провинции без каких-либо отклонений от принципа ступенчатой миграции, отмечал, что Ухтинское (Ярегское) месторождение, располагающееся на северо-восточном склоне Южного Тимана, содержит в девонских отложениях только тяжелую нефть. Войвожское месторождение, расположенное гипосометрически ниже, содержит в девоне нефть с газом, а следующее, еще ниже по региональному падению пластов в направлении к Печорской депрессии, Нибельское месторождение содержит в девонских слоях только газ (рис. 42).
Однако в то время уже были известны и другие месторождения на территории Тимано-Печорской провинции, которые располагались гипосометрически ниже Нибельского месторождения. Это — Верхне-Омринское, Нижне-Омринское и Джеболское месторождения, которые содержат в девонских отложениях: первое — больше газовых и меньше нефтяных залежей, второе, наоборот, больше нефтяных и меньше газовых, а третье — только залежи конденсатного газа ограниченного размера. В этом случае получалось значительное отклонение от принципиальной схемы дифференциального траппирования, требовавшее объяснения.
«Дело в том, — говорит С.Ф. Федоров, — что локальные структуры: Войвожская, Нибельская и Верхне-, Нижне-Омринские являются структурами III порядка — составными частями одного крупного купола — Омро-Сойвинского, т. е. структуры II порядка. Омро-Сойвинскпй купол — древнего формирования — был в конце девонского времени заполнен нефтью и газом. Затем, в герцинскую фазу орогенеза начал формироваться Уральский хребет и Предуральский прогиб. Восточный склон Омро-Сойвинского купола в это время начал опускаться в сторону Предуральского прогиба и разламываться на части. Либельская площадь опустилась но отношению к Войвожской на 100.«, а Нижне-Омринская на 230 м. В связи с опусканием Предуральского прогиба и наклоном Омро-Сойвийского купола в эту сторону произошло «перекатывание» свода этого купола, а вместе с тем и «перекатывание» к западу, в сторону Тиманского хребта части газа из локальных структур Омро-Сойвинского свода. Этот мигрировавший к западу газ заполнил Изкосьгоринскую и другие структуры (Седьельскую, Кушкоджскую, Нямедьскую), расположенные уже на северо-восточном склоне Тиманского хребта».
Нам представляется это объяснение весьма сложным, требующим определенных доказательств, в первую очередь, в части установления действительного «перекатывания» свода Омро-Сойвинского купола к западу, в сторону Тиманского хребта.
Автор считает, что для объяснения рассматриваемого отклонения можно использовать важное положение, о котором не упоминают ни С.Ф. Федоров, ни С.И. Максимов. Мы имеем в виду установление особенностей миграции, а именно: протекала ли миграция в рассматриваемом примepe в однофазном (газовом) или двухфазном (нефть и газ) состоянии.
В самом деле, если допустить, что формирование нефтяных и газовых месторождений в Омро-Сойвинском (Ижма-Омринском) районе и на Джеболской площади Верхне-Печорского района в Tимано-Печорскон провинции протекало в результате миграции нефти и газа в однофазном (газовом) состоянии, то, согласно исследованиям автора и М.А. Бернштейна, устанавливается следующая принципиальная схема этого формирования.
Предварительно следует отметить, что наиболее благоприятными участками земной коры, в пределах которых имелись, или точнее создавались необходимые условия для превращения образовавшихся до этого нефти и газа в однофазное состояние и для перемещения однофазного флюида на более или менее значительные и далекие расстояния, являлись, в первую очередь, предгорные впадины и депрессии с их платформенными и геосинклинальными склонами. Эти склоны, осложненные серией дизъюнктивных нарушений, флексурообразно соединяются с краевыми зонами платформ и геосинклинальных областей.
Во вторую очередь аналогичными в этом отношении участками земной коры, но значительно менее интенсивными, являлись глубокие впадины на платформе и межгорные впадины с прилегающими к ним склонами и соседними площадями.
Указанные участки земной коры, особенно предгорные впадины, представляются перспективными с рассматриваемой точки зрения потому, что они были в прошлом на протяжении длительной геологической жизни Земли благоприятными зонами для образования нефти и газа, именно в тот период, когда они являлись еще прибрежными участками геосинклинальных морей или аренами трансгрессий этих морей на краевые участки прилегающих платформ.
После завершения горообразования в соответствующей геосинклинали и превращения прибрежных зон геосинклинальных морей и соседних площадей платформы в зону предгорного прогиба пласты-коллекторы, содержавшие образовавшиеся до этого нефть и газ, погружались па значительную глубину, обусловливающую переход насыщающего их флюида под влиянием высокого давления и высокой температуры в однофазное состояние. В результате образовавшийся однофазный флюид получал возможность мигрировать на любые расстояния по пластам-коллекторам с различной проницаемостью, встречая, в частности, в зонах флексурообразного соединения предгорного прогиба с краевой частью платформы, т. е. в зонах разгрузки, условия, благоприятные для выпадения жидкой фазы — нефти. Эта нефть получала возможность аккумулироваться здесь в виде промышленных скоплений в локальных структурах третьего порядка, осложняющих как платформенный склон, так и краевую часть самой платформы.
Более легкие части газового флюида могли мигрировать еще далее вверх по восстанию краевой части платформы и образовать после выпадения всей жидкой фазы чисто газовые залежи. Эти залежи могли иногда окаймляться «оторочкой» нефти.
Примером изложенных процессов и являются, с точки зрения автора и М.А. Бернштейна, условия формирования залежей нефти и газа в Ижма-Омринском и Верхне-Печорском районах. Здесь, как нам представляется, можно наглядно наблюдать миграцию однофазного флюида из зоны Предуральского прогиба в пределы краевой северо-восточной части Русской платформы с образованием нефтяных и газовых залежей по мере дальнейшего перемещения однофазного флюида (конденсатного газа) вверх по региональному восстанию пластов.
В самом деле. На Джеболской площади Верхне-Печорского района, располагающейся в самой краевой части платформы, в отложениях терригенной толщи турне нижнего карбона и в поддоманиковой толще девона (нижнефранский подъярус, живетский и эйфельский ярусы) были обнаружены залежи конденсатного газа, соответственно на глубинах 1700—2000 м, несомненно мигрировавшего из недр непосредственно прилегающей зоны Предуральского прогиба.
Выше но региональному восстанию пластов, на так называемой Ягтыдинской площади, была вскрыта ограниченная залежь очень легкой нефти удельного веса 0,818 в терригенной толще турне нижнего карбона на глубине 1130 м.
Еще выше но региональному восстанию пластов, к пределах Ижма-Омринского района, располагается Нижне-Омринское нефтегазовое месторождение, в пределах которого в продуктивных горизонтах нефтефранского подьяруса на юго-востоке, на глубинах порядка 1000 м, сформировалась залежь нефти, удельного веса 0,820, а далее на северо-западе — на глубинах 970—980 м — встречена залежь нефти удельного веса 0,843. Эти залежи нефти имеют ограниченных размеров газовые шапки.
Нa соседнем Верхне-Омринском месторождении, располагающемся выше но восстанию пластов от Нижне-Омринского, сформировавшаяся на глубинах порядка 950 м в отложениях нижнефранского подъяруса (нашинская свита) залежь имеет нефть с удельным весом уже 0,851. Эта залежь также имеет сравнительно небольших размеров газовую шайку.
Далее в северо-западном направлении, еще выше по региональному восстанию пластов, на Нибельском месторождении, в этом же подъярусе, но на глубинах 850—860 м, имеется очень ограниченная залежь нефти удельного веса 0,854, а на других месторождениях — еще далее в северо-западном направлении но региональному восстанию (Войвожское, Седьельское, Кушкоджское и др.) — в поддоманиконых пластах содержится только чистый газ.
Наличием практически чисто газовых залежей в отложениях эйфельского яруса (III пласт) характеризуются все месторождения Ижма-Омринского района. Вместе с тем, как правило, во всех газовых месторождениях установлено наличие очень узкой «каймы» тяжелой нефти удельного веса 0,928. Так, в богатой газовой залежи III пласта на Седьельском месторождении, на глубинах порядка 740 м, установлено наличие нефти удельного веса 0,928.
Еще далее в северо-западном направлении, уже в пределах Ухтинского района, очень крупная залежь тяжелой нефти в III пласте (уд. вес 0,938—0,943) имеется на Ярегском месторождении, разрабатывающемся шахтным способом (на глубинах порядка 210 м).
Образование этой залежи остается до сих пор неясным. Одно из предположений о ее формировании автор высказал в 1947 г. Он считал возможным, что залежь тяжелой нефти в III пласте на Ярегском месторождении образовалась в результате «всплывания» легкой нефти по трещинам в метаморфических сланцах рифея (докембрий), заполненных водой, и окислившейся при этом. В сланцы же легкая нефть проникла, как он допускал, из отложений нижнефранcкого подъяруса в результате непосредственного бокового контакта.
В настоящее время ухтинские геологи (В.Я. Вассерман и др.) относят образование залежи тяжелой нефти в III пласте эйфельского яруса за счет миграции нефти из района расположения Западно-Тэбукского месторождения в Печорской депрессии.
Важно подчеркнуть, что оба изложенных варианта не связывают образование Ярегского месторождения тяжелой нефти с формированием газовых и нефтяных месторождений Ижма-Омринского района, которое протекало по самостоятельной принципиальной схеме.
Возможность далекой латеральной миграции нефти и газа в газовой фазе допускают и многие другие советские геологи-нефтяники, которые по существу признают, что миграция не только на большие, но и на сравнительно короткие расстояния относительно тяжелой нефти маловероятна. Ho этому поводу В.А. Кротова отмечает, что «в последнее время исследователи все больше стали склоняться к мысли о преобладающем значении миграции я газовой фазе».
В этом отношении большую роль сыграли опыты С.Л. Закса, М.А. Капелюшникова, Т.И. Жузе, С.Л. Закса, Т.П. Жузе и Г.М. Юшкевича, которые показали, что сжатые газы способны растворять в себе различные вещества и в том числе нефть. При этом было установлено, что растворимость различных нефтей в газах зависит от степени сжатия газа, температуры, природы нефти и газа и соотношений объемов последних.
В частности оказалось, как и следовало ожидать, что легкие нефти, бедные асфальтово-смолистыми компонентами, растворяются в газе лучше, чем тяжелые смолистые. Затем было установлено, что при одинаковых температурах и давлении с увеличением исходного соотношения объемов газа и нефти величины растворимости понижаются, а с его уменьшением — увеличиваются. Было также выявлено, что с увеличением температуры и давления, растворимость нефти в газе растет, причем повышение давления оказывает на растворимость большее влияние, чем повышение температуры.
Нa растворимость нефти оказывает большое влияние также и состав газа. Введение, например, в метан тяжелых углеводородов (этан, пропан, бутан и др.) увеличивает его растворяющие способности и приводит к более глубокому растворению нефти при меньших давлениях.
Растворение нефти в газе и переход благодаря этому флюида и однофазное газовое состояние создает благоприятные условия для его миграции па далекие расстояния, поскольку вязкость газовых растворов, как это отмечает Т.П. Жузе, значительно ниже вязкости соответствующих жидких компонентов, насыщенных газом.
Ссылаясь на экспериментальные исследования М.А. Капелюшниковa, Т.П. Жузе и С.Л. Закса, А.А. Бакиров также допускает возможность региональной и локальной миграции нефти и газа в недрах в ряде случаев в однофазном парообразном состоянии с последующим переходом при изменениях геоструктурных и термодинамических условий обратно в жидкое и газообразное фазовое состояние.
Возможность в связи с этим, подчеркивает он, существенного изменения первоначального характера распределении залежей нефти и газа в связанных локальных структурах и не учитывает В. Гассоу. He учитывают его, как мы отметили, и некоторые советские геологи-нефтяники.
Между тем, как правильно указывает А.А. Бакиров, при миграции нефти и газа в однофазном парообразном состоянии образование залежей в соответствующих структурных ловушках уже не будет регулироваться подробно изложенным выше принципом дифференциального скопления (траппирования) нефти и газа во взаимосвязанных структурных формах (поднятиях).
Наиболее благоприятными зонами земной коры для превращения углеводородов в однофазовое газовое состояние и миграции их в этом состоянии являются предгорные прогибы (впадины).
На этом основании, автор считает мало обоснованной точку зрения А.Л. Козлова на возможность струйной миграции на далекие расстояния из Предуральского прогиба, хотя и допускает, что эта зона являлась в прошлом весьма благоприятной для нефтегазообразования. Нельзя признать также отвечающим действительности и его утверждение, будто вся нефть Волго-Уральской области мигрировала из Предуральского прогиба и из Северо-Каспийской впадины. Считая несомненным, что значительная часть нефти и газа образовалась в прибрежной зоне Уральского геосинклинального моря, необходимо, однако допускать, что при трансгрессии девонского моря из Уральской геосинклинали на платформу, во впадинах на ее территории, покрытых морем, также создавались местные весьма благоприятные условия для нефтегазообразования. Подобное явление, например, имело место в пределах Тимано-Печорской провинции, где в древнедевонской, заполненной морем впадине на молодой платформе, отвечающей современному расположению Печорской тектонической гряды, существовали благоприятные местные условия для образования нефти и газа, мигрировавших затем в прилегающие к этой впадине районы.
Рассматривая изложенную нами выше схему миграции нефти и газа в однофазном газовом состоянии из Предуральского прогиба на платформу, в пределы Ижма-Омринского района, следует отметить, что единственным моментом, нарушающим ее стройную картину, является увеличение здесь удельных весов нефти но региональному восстанию пластов, а не уменьшение их, как следовало ожидать, принимая во внимание обстоятельство, что из однофазного газового флюида при снижении давления должны вначале выпадать более труднорастворимые (тяжелые) части нефти.
Видимо, это явление только представляется нам нарушением. Оно, несомненно, обусловлено вторичными явлениями, оказавшими свое влияние на увеличение удельного веса нефти, выделившейся из однофазного газового флюида в процессе его миграции по пластам-коллекторам.
К числу подобных явлений, играющих, видимо, серьезную роль, следует отнести значительное влияние на нефть окислительных процессов по мере уменьшения глубины залегания нефтесодержащих пластов и увеличения расстояния миграции от со источника. Возможно также допустить, что миграция однофазного флюида протекает не в одну, a в несколько фаз. В этом случае нефтяные залежи, сформировавшиеся первыми, будут впоследствии донасыщаться газом и благодаря этому уменьшать свои удельный вес и повышать газовый фактор.
В этом отношении, видимо, не случайно, что в соседнем с Тимано-Печорской провинцией нефтеносном районе — в Пермской области наблюдается также исключительно четкая связь повышения газового фактора и уменьшение удельного веса нефтей с запада на восток с увеличен нем глубины залегания продуктивных горизонтов девона и карбона, т. о. по мере приближения к Предуральскому прогибу. Так. удельный вес нефти горизонта Д1 на Краснокамской площади составляет 0,853; на Северо-Камской — 0,835, а на Полазненской — 0,826.
Уменьшение удельного веса нефтей в направлении зон глубокого тектонического погружения имеет место не только в краевых частях платформы, но и в геосинклинальных областях. Указания ка это мы можем найти, например, в статье С. Т. Овнатанова и Г.П. Тамразяна (1959), в которой отмечается, что в направлении тектонического погружения на юг антиклинальной зоны острова песчаного (Aпшеронский полуостров) происходит последовательное уменьшение удельного веса нефтей (например, в подкирмакинской свите от 0,920 до 0,860).
А.А. Карцев сделал интересную попытку объяснить закономерность уменьшения удельных весов нефтей по погружению Фатьман-Зыхской тектонической зоны. Эту закономерность он считает не имеющей ни одного исключения и объясняет ее, учитывая несомненное усиление термического влияния с возрастанием глубины, в первую очередь, неравномерностью термического воздействия, вызывающего восстановительные превращения нефтей.
Помимо термического воздействия восстановительные превращения нефтей, направленные на уменьшение удельных весов нефтей с увеличением абсолютных глубин, происходят еще и под действием алюмосиликатов-катализаторов, радиоактивных элементов и, особенно, гидрогенизации свободным водородом.
Этими факторами, в дополнение к изложенным, мы можем объяснить и приведенное выше уменьшение удельных весов нефти на территории Ижма-Омринского (Омро-Сойвинского) района по мере увеличения здесь глубин залегания продуктивных горизонтов поддоманиковой толщи девона, хотя при миграции углеводородов в газовой фазе, казалось, должно было иметь место обратное явление.
Возвращаясь к освещению современных взглядов советских геологов на условия формирования залежей нефти и газа в процессе миграции их к земной норе, следует упомянуть еще и о взглядах ряда геологов.
О.Л. Радченко, например, считает, что одной из форм миграции битумов является перенос их подземными подами и растворами, насыщенными углекислым газом. Самостоятельная же миграция их на далекие расстояния (в ограниченных количествах) представляется сю лишь в газовой фазе.
И.О. Брод находит, что «углеводороды в основном перемещаются в водном растворе, из которого они выделяются при изменении физико-химической обстановки раствора».
В.А. Кротова, уделяющая огромное внимание гидрогеологическим факторам формирования нефтяных месторождений, считает, что латеральная миграция углеводородов но пористо-трещиноватым коллекторам из Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины на платформу имеет много доказательств и может, по се мнению, считаться реальной. Такая миграция представляется ей «как ступенчато-восходящее движение от районов с. высокими пластовыми давлениями и высокой газонасыщенностью вод к районам с меньшими показателями этих величин, т. е. от прогибов к сводам».
Возможность перемещения углеводородов в растворенном в воде состоянии допускают и другие советские геологи-нефтяники. Этот взгляд па миграцию нефти и газа также должен учитываться при изучении формирования залежей в любом нефтегазоносном районе.
Так, И.О. Брод и Н.А. Еременко отмечают, что региональные гидрогеологические исследования (Н.К. Игнатовича, Г.М. Сухарева) показали, что «формирование и сохранение в ловушках скоплений нефти и газа определяются в значительной мере региональной гидрогеологической обстановкой.
Трудно допустить, что можно будет при объяснении условий формировании залежей нефти и газа ограничиться одной какой-либо универсальной теорией миграции п формирования их залежей, как это пытаются, с нашей точки зрения безуспешно, сделать сторонники дифференциального улавливания или траппирования.
Несомненно, что в зависимости от того, в однофазном (газовом), двухфазном (нефть и газ) или трехфазном (нефть, газ, вода) состоянии протекает миграция углеводородов и в соответствии с тем, какие геологические, гидрогеологические и физико-геохимические факторы обусловливают миграцию, будут иметь место разнообразные условия формирования промышленных залежей нефти и газа и земной коре. Все это обусловливает также и образование различных форм этих залежей.
Совершенно правильно отмечает В.Ф. Раабен, что существование региональных закономерностей распределения нефтей, обратных принципу дифференциального улавливания, подтверждается конкретными примерами, поэтому принцип этот не следует считать универсальным.
На процессы миграции нефти и газа в земной коре оказывает влияние совокупность факторов, а не какой-либо один из них, например, принцип дифференциального улавливания. Поэтому в природе наблюдаются различные условия формирования залежей нефти и газа, обусловленные разными факторами их миграции. Такова современная точка зрения, резюмирующая существующие в настоящее время взгляды на условия миграции нефти и газа и формирование их залежей.
Отсюда вытекает весьма важный для нефтегазопоисковой и разведочной геологии вывод большого практического значения, который сводится к тому, что при поисках залежей нефти и газа на территории каждого перспективного в этом отношении района следует при изучении здесь условий формирования залежей руководствоваться при выборе основных направлений геологоразведочных работ но какой-либо одной заранее предвзятой схемой формирования нефтяных и газовых залежей, а учитывать возможность наличия при этом также других условий и других схем их формировании.
Только в дальнейшем, в процессе проведения поисково-разведочного бурения, а затем и промышленной разведки, представится возможность установить существующую на территории разведуемого района закономерность формирования залежей нефти и газа, которой и следует руководствоваться при продолжении здесь геологоразведочных работ.
Мы остановились на освещении современных взглядов на условия миграции нефти и газа в земной коре и на формирование их залежей потому, что исчерпывающее понимание и углубленное познание этих условий, по нашему мнению, способствует наиболее успешному разрешению главнейшей проблемы советской геологии нефти и газа — проблемы закономерностей размещения нефтяных и газовых месторождений ка обширнейшей территории пашей страны и одновременно — на земном шаре.