47. Типы нгб, особенности их строения и характеристика условий генерации нефти и газа, аккумуляция и сохранность залежей.

И.О. Брод использовал понятие: НГБ – это области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры, с которыми связаны многочисленные зоны нефтегазонакопления и питающие их нефтесборные площади. Три типа бассейнов: равнинные – нефтегазоносные бассейны платформенных впадин; предгорные - границы, склоны поднятий и линейно-вытянутые валы, разделяющие бассейны; межгорные – широко распространены в орогенических и геосинклинальных областях. Предгорные бассейны с одной стороны ограничиваются горными сооружениями, а с другой склоном платформы. И далее под НГБ стали понимать – участок осадочной оболочки земной коры в пределах впадин, различающихся по тектонической природе и размерам, выполненных отложениями мощности, состав и строение которых обеспечивают возможность образования УВ, формирование и сохранность скопления. НГБ – смежные нефтегазоносные области, сходные по геологическому строению, по региональным условиям осадконакопления в отдельные геологические периоды и эры. При выделении зон и областей нефтегазоносности учитывается специфические черты геологического строения: тектонические, литологические, стратиграфические. Зоны объединяют в районы нефтегазовые. Классификация НГБ: внутриплатформенные бассейны; бассейны эпиплатформенных орогенов; бассейны на стыке складчатых областей и платформ.

Согласно наиболее распространенному в настоящее время пред­ставлению об образовании нефтяных месторождений нефть перво­начально возникла в особых материнских породах, откуда в даль­нейшем мигрировала в пористые пласты-коллекторы и образовала залежи, явившиеся объектом промышленной разработки.

Этот процесс по И. М. Губкину происходил еще до возникнове­ния антиклинальных складок. Образование последних привело к со­зданию нефтяных залежей, причем нефтесборной площадью были не только участки, расположенные в границах вновь возникших антиклиналей, но и соседние синклинальные зоны, зоны депрессий, откуда нефть и газы, находившиеся подводой, устремлялись к наи­высшим точкам поднятая.

Дальнейшие тектонические движения могли вызвать изменение форм возникших антиклиналей, и даже образование новых складок, что неизбежно должно было привести к перераспределению уже об­разовавшиеся внутри структуры нефтяных залежей, так как по­следние все время приспособляются к новым структурным условиям.

Как видно из изложенного, процесс миграции определяется физико-химическим состоянием мигрирующих веществ, силами, вызывающими их перемещение, и наличием путей миграции. Если физическое состояние мигрирующего вещества допускает его пере­мещение под действием любого из перечисленных выше факторов и при этом существуют необходимые пути миграции, то последняя будет происходить на любые расстояния в пределах действия сил миграции. Таким образом, вопрос о дальности миграции следует рассматривать, прежде всего, исходя из конкретной геологической обстановки, обеспечивающей действие необходимых сил и наличие

путей для перемещения. Судя по крупным нефтяным и газовым месторождениям, протягивающимся иногда на многие десятки и даже первые сотни километров, необходимо допустить миграцию по пластам (внутри резервуарную) на многие километры.

В слабодислоцированных складчатых районах и на платформах, где не наблюдается подобных интенсивных проявлений нефти и газа, подвижные вещества в недрах все же перемещаются то с большей, то с меньшей силой.

Миграция является одной из форм движе­ния в общем процессе нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре.

Известны многочисленные попытки создать классификацию миг­рационных процессов по их характеру и направлению. В. А. Соко­лов (1965) считает, что в предложенных классификациях не учиты­вается рассеяние газа и нефти, а поэтому среди миграционных процессов предлагает выделять фильтрацию, всплывание, диффузию, отжатие из уплотняющихся глинистых пород, перенос газа и нефти вместе с водой (в растворенном и в свободном виде), растворение и перенос нефти сжатыми газами.

При этом он отмечает, что всякий процесс миграции на более или менее значительное расстояние сопровождается процессом разделения мигрирующей газовой и газонефтяной смеси. Следует, однако, отметить, что в природе обычно одновременно проявляются противоположные тенденции. Мы также неоднократно подчеркивали возможность дифференциации веществ в процессах их миграции. Но при этом не следует забывать, что во многих случаях именно процессы миграции приводят к смешению ранее разделившихся веществ. В литературе по геологии нефти существует большое количество терминов, связанных с процессами миграции. Наиболее часто употребляются такие термины, как первичная и вторичная миграция, вертикальная и боковая (латеральная), урмиграция (первичная) и эмиграция (вторичная) и т. д.

И. М. Губкин писал: «Закон передвижения нефти в сущности чрезвычайно прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивления и пробирается в каждом отдельном случае в том направлении, в каком ей это легче сделать». С этой точки зрения следует выделять лишь основные типы миграционных процессов, постоянно имея в виду возможность сосуществования различных видов миграции и их взаимный переход друг к другу.

Исходя из упоминавшихся выше критериев, И. О. Брод совместно с автором в 1945 г. разработал классификацию миграционных процессов, которая и приводится ниже в несколько переработанном и расширенном виде. Все миграционные процессы рассматриваются по трем категориям: 1) по форме (характеру) движения нефти и газа; 2) по масштабу движения; 3) по путям движения. Факторы, обу­словливающие процессы миграции, были рассмотрены ранее.

Передвижение углеводородов сопровождается дальнейшими хими­ческими и физическими преобразованиями, в результате которых и возникают разнообразные углеводородные соединения.

Стадия накопления осадка в морских бассейнах нередко сме­няется эпохой мощных тектонических и горообразующих процессов или колебательных движений сравнительно малого масштаба. Толща пород, заключающая нефтематеринские слои, под действием текто­нических сил сминается в складки. Антиклинальные складки, выведенные на поверхность, подвергаются интенсивному разруше­нию поверхностными агентами и разбиваются многочисленными разрывами. Динамическое давление распределяется по площади неравномерно. При орогенических процессах перемещение подвиж­ных веществ совершается не только под влиянием геостатического, но и динамического давления.

Подвижные вещества могут перемещаться по порам, трещинам и разломам. При передвижении подвижных веществ по трещинам существенную роль приобретает гидравлический фактор. Поток воды, устремляющийся в область наименьшего давления, увлекает за собой различные углеводородные соединения, перенося их на значительные расстояния. При движении этого смешанного потока проявляется новый фактор — гравитационный. Под влиянием раз­ности в плотностях различных веществ, входящих в состав потока, который передвигается по трещинам, они стремятся разделиться — дифференцироваться. Газ, находящийся в свободном (нерастворенном) состоянии, в своем движении обгоняет нефть и воду. Жидкие углеводороды, всплывая над водой, стремятся обогнать ее. Замыка­ние трещин, переходящих неоднократно вновь в зияющие, сопро­вождается резкими перепадами давления и усложнением процесса миграции за счет энергии расширяющегося газа.

В случае сообщения крупной трещины или разлома, по которому происходит подобное движение подвижных веществ, с поверхностью создается наибольший перепад давления; при этом описанный выше процесс протекает наиболее бурно, и на поверхности наблю­даются газовые выбросы, достигающие иногда весьма значительных размеров. Так как при своем движении поток захватывает, растирает и перемешивает породы, то и они вместе с ним в виде грязи извер­гаются на поверхность. Конусообразные скопления грязи на поверх­ности образуют сальзы и грифоны, а иногда огромные грязевые вулканы. Особенно резко такие процессы выражены в геосинкли­нальных областях.

Внерезервуарная миграция, носящая по своему масштабу региональный характер, является естественным следствием динамического и геостатического давлений на горные породы, содержащие углеводородные соединения. Внерезервуарная мигра­ция — передвижение подвижных веществ по тонкопористым поро­дам — не только ведет к перемещению нефти и газа в природные резервуары, но и может вызвать полное уничтожение за­лежей.

Слабее выражается внерезервуарная миграция в платформенных областях. Вместо мощных толщ терригенных отложений геосинкли­нальных областей здесь отлагаются осадки меньшей мощности с преобладанием карбонатов. Результатом проявления тектониче­ских сил являются пологие изгибы осадочных толщ. Образующиеся складки более пологи, углы падения на их крыльях измеряются иногда долями градуса (превышение всего несколько метров на 1 км). Динамический фактор меньше влияет на процесс выжимания подвижных веществ, чем в геосинклинальной области. Внерезер­вуарная миграция затруднена не только из-за ослабления сил, вызывающих ее, но и из-за характера пород, слагающих разрез. Поэтому она протекает спокойнее и медленнее, чем в геосинклиналь­ных областях, и проявляется в значительно меньшем диапазоне разреза.

В истории земли эпохи энергичного движения ее коры, эпохи складкообразования сменяются периодами относительного затишья в проявлении тектонических сил. Периоды относительного покоя отражаются и на процессе формирования залежей нефти и газа. Условия, вызывающие внерезервуарную миграцию, не исчезают полностью, уменьшается лишь их значение; внерезервуарная мигра­ция не исчезает полностью, а лишь сокращается. Основное значение начинает приобретать внутрирезервуарная мигра­ция, которая в периоды относительного покоя имеет основное значение в формировании залежей, хотя она существует и в периоды складкообразования.

Итак, в результате вне резервуарной миграции подвижные ве­щества могут попасть в природные резервуары. Здесь они продол­жают перемещаться, т. е. происходит внутри резервуарная мигра­ция. При внутри резервуарной миграции роль различных факторов, определяющих образование скоплений нефти и газа, зависит в основном от проницаемости коллектора, его насыщенности водой и от движения воды. Для хорошо проницаемых коллекторов, насы­щенных водой, которая находится в покое, формирование залежей обусловливается гравитационным фактором. При наличии хотя бы небольшого уклона углеводородные соединения двигаются под кровлей вверх по ее уклону до встречи с ловушкой.

При наличии в резервуаре ловушки на пути движения флюидов может образоваться залежь нефти и газа. Если при отсутствии движения воды любая слабо выраженная ловушка может служить местом формирования залежи, то при циркуляции воды условия скопления иные.

Здесь также обнаруживается разница в условиях формирования залежей в платформенных и геосинклинальных областях. В плат­форменных областях ловушками могут служить слабовыпуклые структурные изгибы, а роль экрана могут играть даже незначитель­ные ухудшения проницаемости пород.

В геосинклинальных областях при хороню проницаемом коллек­торе и большом градиенте давлений нефть и газ могут образовать скопления далеко не в каждом выпуклом брахиантиклинальном изгибе или экранированной моноклинали. Вследствие этого в пре­делах крупных антиклинальных зон с одним и тем же природным резервуаром в одних поднятиях образуются нефтяные залежи, в других — нефтяные залежи с газовыми шапками или чисто газовые залежи, а в некоторых поднятиях залежи отсутствуют совсем. Различным напором и неравномерной по интенсивности циркуляцией воды объясняется перемежаемость нефтеносных и водо­носных песчаников в мощных песчано-глинистых толщах.

При региональном подъеме пласта, вдоль которого расположены структуры одна выше другой, но со значительным прогибом между ними, будут наблюдаться следующие соотношения. В первой, более глубоко погруженной антиклинальной складке или куполе скапли­вается газ, так как ловушки, полностью заполненные газом, улавли­вать нефть не могут. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение первых двух снизу ловушек, то в следу­ющей (третьей), более высоко залегающей, скопится нефть или нефть с остатками свободного газа в виде газовой шапки. В следующей ловушке вверх по восстанию пластов скопится нефть только с растворенным газом или нефть с водой. Если вся нефть будет израсходована на заполнение предыдущих снизу ловушек, то последующие ловушки по пути движения газа и нефти будут заполнены только водой. Эта закономерность отмечается в тех стратиграфических комплексах и районах, где пластовые давления в залежах нефти ниже давления насыщения газа.

Если в нефтегазовых залежах давление насыщения газа будет меньше пластового давления, то разделения нефти и газа в ловушках не произойдет. В этом случае самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом. При даль­нейшей миграции но цепочке постепенно повышающихся ловушек нефть может попасть в область, где пластовое давление меньше давления насыщения, тогда газ начнет выделяться из раствора и образовывать либо газовые шапки, либо чисто газовые залежи, оттесняя нефть в расположенные выше ловушки. В этом случае будет следующее распределение нефтяных и газовых залежей: самые погруженные ловушки заполнены нефтью, средние — газом или нефтью с газовыми шапками, выше по региональному подъему пласта ловушки снова заполнены нефтью с относительно повышенной плотностью, а самые верхние ловушки заполнены водой.

Распределение нефти и газа в последовательной цепи ловушек подчинено единой закономерности дифференциального улавливания; вариант, является частным случаем общей закономерности.

Описанное явление, конечно, представляет собой лишь самую общую схему. В действительности процесс протекает в более слож­ных условиях, зависящих прежде всего от конкретной геологической обстановки и ее изменений во времени. Существенные изменения могут вноситься разновременностью образования ловушек, измене­нием направления регионального наклона пластов, глубин залега­ния и в связи с этим давлений и температур в залежах, выводом пластов на поверхность и т. д.

На первом этапе формирования залежей наиболее заполненными должны оказаться наиболее погруженные ловушки, стоящие на пути миграции углеводородов; расположенные выше ловушки будут заполнены водой. В дальнейшем при изменении структурного плана, наоборот, наиболее приподнятые ловушки могут оказаться местом, где будут концентрироваться углеводороды, поступающие за счет разрушения погруженных залежей. Размер и сохранение залежей в погруженных зонах будут определяться в этом случае размером и сохранением соответствующих ловушек. Таким образом, палеотектонический анализ является одним из наиболее важных моментов, позволяющих установить закономерности распределения залежей нефти и газа в той или иной области. А знание таких закономер­ностей — это наиболее короткий и верный путь к открытию новых крупных залежей нефти и газа.