27.03.2021

Перспективы нефтегазоносности глубоких горизонтов в свете учения о миграционно-осадочном происхождении нефти и газа


Поиски нефти и газа на все больших глубинах - закономерный процесс, обусловленный постоянно возрастающей ролью этих полезных ископаемых в мировой энергетике. Во многих странах мира, в том числе и в России, началась эра массового разбуривания интервала глубин 4-6 км и бурение единичных скважин до 7 и даже 9,5 км (США, скв. Берта Роджерс, забой 95 83 м). В последние годы число стран, где залежи нефти и газа обнаружены на больших глубинах, значительно увеличилось, Промышленные скопления углеводоров (УВ) открыты практически во всех нефтегазоносных бассейнах (НГБ), где бурение не ограничивается единичными параметрическими скважинами.

Залежи нефти и газа распространены в очень широком стратиграфическом диапазоне - от третичных отложений до кембро-ордовикских. Эмпирически доказана промышленная продуктивность осадочного чехла до глубин 7,5 км и в условиях высоких температур (более 200°С) и пластовых давлений (до 1500 кг/см2). Для глубоких горизонтов характерно региональное распространение аномально высоких пластовых давлений, приближающихся иногда к геостатическим. Это свидетельствует о затрудненности разгрузки флюидов в вышележащие части разреза и, следовательно, о наличии на больших глубинах надежных нефте- и газоупоров.

Карбонатные и некоторые разновидности терригенных пород в интервале глубин 4,0-7,5 км сохраняют высокие емкостные и фильтрационные свойства. Это подтверждается как прямыми лабораторными исследованиями, так и высокими устойчивыми рабочими дебитами скважин (до 2,2 млрд.м3/сут газа и до 550 т/сут нефти). Основной тип коллекторов глубоких горизонтов - трещинно-поровый. Широким распространением пользуются массивные сводовые залежи. Нередко мощность продуктивной зоны в них достигает нескольких сотен метров. Количество открытых залежей нефти и газа на больших глубинах составляет несколько сотен. Многие из них успешно эксплуатируются. Ежегодный отбор газа из залежей глубоких горизонтов колеблется от 2-5 до 12 млрд.м3.

Большое практическое значение имело открытие в глубоких горизонтах многих НГБ крупных месторождений газа и реже - нефти. В Пермском НГБ США в палеозойских отложениях (девон-кембрий) выявлено более 100 месторождений в основном газовых. Среди них такие крупные, как Гомез (запасы оцениваются от 113 до 420 млрд.м3), Пакетт (от 184 до 234 млрд.м3), Койаноза (144 млрд.м3), Локридж (102-113 млрд.м3) и несколько десятков месторождений с запасом от 25 до 70 млрд.м3 (Браун-Бассет, Хомон, Джи-Эм, Tоро, Блок-16 и др.). Глубина залегания продуктивных пластов от 4 до 7 км.

Основные запасы газа во Франции сосредоточены в двух крупных газоконденсатных месторождениях, открытых в глубоких горизонтах Аквитанского НГБ-Лак (запасы оценивают от 200 до 400 млрд.м3) и Мейллон (100 млрд. м3). Продуктивны отложения мезозоя.

Во Внутреннем соленосном НГБ США открытие первых крупных газовых месторождений связано с освоением больших глубин - Томасвилл (84 млрд.м3), Гвинвилл (52 млрд.м3), Пайней-Вудс (глубины от 4,3 до 6,7 км, продуктивны отложения мезозоя). В глубоких горизонтах этого НГБ в последние годы открыты также крупные нефтяные месторождения - Джой (запасы 42 млн.т) и близкое к нему по запасам месторождение Чэнчулла (глубины 4,5-5,8 км).

Большая часть разведанных ресурсов газа Южно-Каспийского бассейна заключена в нескольких крупных по масштабу этого бассейна газоконденсатных месторождениях, залегающих на больших глубинах (Бахар, Карадаг, Бурунское, Сангачалы-море - о-в Булла, Барсакелмес).

В глубоких горизонтах бассейна долины р. По открыто первое крупное в Италии газоконденсатное месторождение - Малосса с запасами газа 50 млрд.м3, конденсата 40 млн.т (мезозойские отложения, глубина более 5,5 км). В кайнозойских отложениях Галф Коста (США) свыше 20 многопластовых месторождений с глубиной залегания продуктивных пластов в интервале 3,0-6,5 км имеют запасы от 28 до 130 млрд.м3 (Дельта-Уэст - Блок-27, Лейк-Артур, Бастиан-Бей, Байо-Сейл, Дипп-Лейк, Гарден-Сити и др.). В глубоких горизонтах этого НГБ открыты также крупные многопластовые нефтяные месторождения Бей-Марчленд и Кайлоу-Айленд (суммарные запасы нефти в интервале от 300 до 6100 м оцениваются в 450 млн.т), Лейк-Берр (34 млн.т), Лейк-Вашингтон (40 млн.т). В последние годы обнаружены крупные многопластовые месторождения на глубинах свыше 4 км в НГБ Скалистых гор (США): газоконденсатное - Брэди с запасами 13,5 млн.т в бассейне Грин-Ривер (палеозой) и Блубелл-Элтаумент с запасами 54 млн.т в бассейне Унита (кайнозой).

Крупное многопластовое газоконденсатное месторождение открыто в Алжирской части Сахаро-Ливийского НГБ-Роурде-Ноус (2,7-4,3 км, запасы газа 142 млрд.м3). Глубокопогруженные залежи приурочены к трещиноватым песчаникам кембро-ордовика. В восточной части этого же ПГБ в прогибе Сирт (Ливия) обнаружено крупное нефтяное месторождение "А"-100. Глубина залегания продуктивных меловых песчаников 4,1-4,3 км, запасы 135 млн.т.

В бассейне оз. Маракаибо (Венесуэла) известно крупное нефтяное многопластовое месторождение Лама. Продуктивны отложения эоцена и мела на глубинах от 1,5 до 4,4 км. Запасы оценивают в 270 млн.т.

Эти данные свидетельствуют о том, что крупные месторождения газа и нефти широко распространены в интервале глубин 4-6 км, а относительно небольшая доля их к общему количеству известных в настоящее время гигантов объясняется малой изученностью глубоких недр. Весьма примечательно, что распределение месторождений-гигантов по интервалам глубин со временем значительно меняется: доля таких месторождений на глубинах до 2 км убывает, а на средних (2-4 км) и больших (свыше 4 км) глубинах возрастает (табл. 1).

Во многих нефтегазоносных регионах поиски и разведка залежей на больших глубинах ведется весьма успешно как по приросту разведанных запасов, так и по количеству продуктивных скважин. Особенно высок процент успешности глубоких (более 4,5 км) и сверхглубоких (более 6,1 км) скважин в США (табл. 2). Из совокупности приведенных данных следует, что в интервале глубин 4-7 км есть все необходимые и достаточные условия для генерации, аккумуляции и консервации газовых и нефтяных залежей, в том числе крупных и гигантских.

Анализ результатов глубокого бурения по многим НГБ России и за рубежом позволил выявить некоторые закономерные связи между характером нефтегазоносности (преобладание нефти либо газа), с одной стороны, и типами бассейнов и возрастом пород, слагающих их глубокие недра, с другой (табл. 3).

В глубоких горизонтах НГБ древних платформ, выполненных палеозойскими породами, как правило, преобладают залежи газа. Нефтяные встречаются реже и обычно распространены до глубин 4—4,5, иногда до 5,5 км. В бассейнах молодых платформ, глубокие горизонты которых слагаются в основном отложениями мезозоя, преобладающий тип углеводородных скоплений — газоконденсатные залежи, часто с нефтяными оторочками. Залежи нефти встречаются реже, но распространены до глубин 5,5-6 км. В некоторых бассейнах молодых платформ и межгорных прогибов единственным типом продукции до глубин 5-6 км является нефть. В бассейнах, выполненных кайнозойскими отложениями, нефтяные залежи на больших глубинах встречаются чаще и распространены до глубин более 6 км. Нефти в этих НГБ являются либо преобладающим типом УБ, либо ассоциируются в разных пропорциях с газом, образуя газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные залежи.


В целом тенденция нарастания газоносности с глубиной и увеличением возраста вмещающих пород прослеживается достаточно отчетливо. Из этих данных следует, что для качественной оценки характера нефтегазоносности глубоких горизонтов малоизученных бурением регионов можно в первом приближении использовать возраст осадочных пород, выполняющих его глубокие недра, и морфологические особенности бассейнов или отдельных его частей (платформенные, межгорные, предгорные). Изложенными выводами, по существу, исчерпывается разрешающая способность прогнозирования на основе обобщения эмпирических данных. Для глубоких горизонтов, освоение которых связано с техническими трудностями и значительным увеличением стоимости поисково-разведочных работ, этого сейчас уже недостаточно. Необходимо создание прочной теоретической базы для научного прогнозирования, которое не ограничивается констатацией эмпирически выявленных закономерностей, а основано на познании причинно-следственных связей между явлениями.

Уровень современных знаний о месте и масштабах процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления позволяет подойти к оценке малоизученных территорий, интервалов разреза и, в том числе, глубоких горизонтов на достаточно корректной теоретической основе. В настоящее время можно считать твердо доказанным, что процесс нефтегазогенерации - функция геохимической жизни OB, заключенного в осадочных породах. Известны в общих чертах последовательность и масштабы генерации жидких и газообразных УВ в зависимости от типа и стадий геохимической зрелости OB. Резюмирующие выводом из всей совокупности фиксируемых закономерностей в распределении нефти и газа в земной коре явилось учение о вертикальной зональности и главной фазе нефтеобразования (ГФН). Вертикальная зональность - это, по существу, пространственная фиксация (в виде залежей) этапов нефтегазообразования (средние стадии катагенеза сапропелевого и смешанного OB) либо газообразования (гумусовое или начальные и заключительные стадии геохимической эволюции сапропелевого OB), Такую зональность называют генетической.

Влияние ряда геологических факторов и в первую очередь миграционных может привести к искажению генетической зональности и формированию морфологической, или вторичной, зональности. Однако, за исключением экстремальных случаев, смена типов углеводородных скоплений по глубинам и площади подчинена генетической зональности. Именно поэтому диагностика пространственного положения генетических зон в различных НГБ - один из важнейших этапов прогнозирования нефтегазоносности.


Изучение глубоких горизонтов дает новые убедительные доказательства тому, что характер нефтегазоносности зависит от типа и стадий катагенеза OB, заключенного в осадочных породах, т.е. определяется генетической зональностью. Установлено, что в разновозрастных НГБ в интервале глубин 4-6 км бурением вскрываются различные генетические зоны: нефтегазообразования (ГФН), преимущественного (нижняя газоконденсатная) и исключительного газообразования, а иногда - глубинная зона углекисло-метановых и углекислых газов. Этим объясняется разнообразие преобладающего типа углеводородных скоплений в глубоких горизонтах различных бассейнов.

В глубоких горизонтах молодых платформ и прогибов, выполненных мезозойскими и кайнозойскими отложениями, как правило, стадия катагенеза QB отвечает средним этапам по шкале углей (от длиннопламенных до коксовых включительно). Для бассейнов этого типа характерно присутствие нефтяных и газообразных УВ. Их соотношение зависит от условий сохранности, неоднозначных для нефтяных и газовых залежей, и преобладания сапропелевого либо гумусового типа OB. При благоприятных условиях сохранности газообразных УВ газоконденсатные залежи, часто с нефтяными отрочками, являются основным типом скоплений. Таковы кайнозойские отложения Галф Коста, Южно-Каспийского и Аквитанского НГБ, где наличие региональных аномально высоких пластовых давлений свидетельствует о достаточно надежной изоляции глубоких горизонтов. Обычно газоконденсатные залежи приурочены к тектонически мало нарушенным ловушкам. С прорванными соляным и грязевым диапиризмом структурами, как правило, ассоциируются нефтяные залежи (некоторые соляные диапиры Галф Коста). Эмпирически доказанная глубина распространения последних превышает 6-6,5 км (Лейк-Берр, Лейк-Вашингтон). Глубокие горизонты таких НГБ перспективны для поисков не только газа, но и нефти.

Преимущественная газоносность глубоких горизонтов, соответствующих генетической зоне нефтегазообразования (ГФН), наблюдается лишь в случае резкого преобладания гумусового типа OB. Примером могут быть нижнемеловые континентальные отложения Внутреннего соленосного НГБ, эоцен Техасской части Галф Коста, красноцветная толща плиоцена Туркменской части Южно-Каспийского НГБ.

Для глубоких горизонтов многих бассейнов молодых платформ и прогибов характерно преобладание нефтяных залежей. Неблагоприятные условия сохранности газообразных УВ в таких НГБ привели к глубокой дегазации недр, благодаря чему генетическая зона нефтегазообразования морфологически выражена зоной нефтеносности.

Таковы межгорные бассейны Лос-Анджелес, Сан-Хоакин, оз. Маракайбо, геосинклинальные борта Среднекаспийского и Северо-Предкарпатского бассейнов, северная часть Внутреннего соленосного НГБ. Потенциальные ресурсы нефти в глубоких горизонтах таких НГБ достаточно велики, о чем свидетельствует открытие крупных нефтяных месторождений (Лама, Джой).

Как видно из изложенного, бассейны молодых платформ и прогибов по характеру нефтегазоносности глубоких горизонтов делятся на три группы: с резким преобладанием газовых ресурсов над нефтяными, нефтяных над газовыми и перспективными в равной степени на нефть и на газ. Бассейны эти поддаются определенной классификации, что облегчает возможность прогноза нефтегазоносности глубоких горизонтов в регионах, недостаточно охарактеризованных бурением.

В бассейнах древних платформ, выполненных палеозойскими отложениями, на глубинах свыше 4 км, как правило, вскрываются генетические зоны преимущественной (стадии катагенеза по шкале углей от коксовых до тощих) или исключительной (выше тощих) газогенерации. Этим определяется резкое преобладание газовых залежей в глубоких горизонтах таких бассейнов (Западный внутренний, Пермский, Днепровско-Донецкий, Западно—Канадский и другие НГБ). На платформенных бортах таких бассейнов до глубин 4, реже - 5 км, еще встречаются нефтяные залежи, резко уступающие газовым по количеству и запасам. Признаки конденсатности распространены до несколько больших глубин. Глубже 6 км они исчезают, уступая место сухому метановому газу.

Отдельные исключения подтверждают это правило. Так, в Уметско-Линевской впадине (Волгоградское Поволжье), в интервале 4-5,5 км пока открыты лишь нефтяные месторождения (Антиповско-Балыхлейское, Петровальское, Bocточно—Уметское и др.). Причина этого явления заключается в аномально низкой для глубоких горизонтов древних платформ степени катагенеза OB. В центральной и восточной частях этой впадины на глубинах 4-5 и даже 5,5 км стадии катагенеза OB изменяются от газовой до коксовой. Следовательно, наличие нефтяных залежей в этом регионе вполне закономерно, а резкое преобладание их над газовыми, по-видимому, связано с отсутствием в девонских отложениях региональных газоупоров.

Изучение закономерной смены типов углеводородных скоплений по глубинам в ряде НГБ позволило эмпирически определить нижнюю границу возможного распространения газоконденсатных, а при глубокой дегазации недр и нефтяных залежей. Граница эта соответствует примерно отощенно-спекающей стадии катагенеза OB. Ниже этой границы катагенеза нефтяные и газоконденсатные залежи сменяются сухим метановым газом, без признаков конденсатности. Характерен состав газов, в котором из тяжелых гомологов обычно присутствует лишь этан. Преимущественная газоносность отдельных частей разреза глубоких горизонтов древних платформ фиксируется также при преобладании в них гумусовых разностей OB вне зависимости от стадий его катагенеза. Например, субугленосные отложения карбона бассейна Аркома, свита Морроу (пенсильваний) в Западном Внутреннем бассейне, пермские отложения Ротлигендес, подстилаемые угленосным карбоном, в Центральноевропейском бассейне, каменноугольные отложения карбона в юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины.

Таким образом, в глубоких горизонтах бассейнов древних платформ распространение чисто газовых скоплений обусловлено либо высокими стадиями катагенеза OB любого типа, либо преобладанием в отдельных частях разреза гумусового OB. Эмпирически доказано, что при хорошей герметизации недр с большими глубинами бассейнов этого типа связаны значительные, если не основные ресурсы газа.

В глубоких горизонтах пригеосинклинальных частей бассейнов древних платформ (впадина Вал-Верде Пермского НГБ) и некоторых межгорных прогибов Скалистых гор (Грин-Ривер) вскрыта зона угасания промышленной газоносности. Для газовых скоплений этой зоны характерно высокое содержание углекислого газа (до 80-90%).

Весьма примечательно, что от бассейнов древних платформ к молодым происходит последовательное углубление генетических зон. Судя по современным температурам, которые для многих унаследование развивающихся НГБ являются максимальными, следовало бы ожидать противоположную тенденцию, так как в бассейнах древних платформ температуры на 5 км составляют 100-150°C, а в молодых - 170-215°С. По-видимому, глубина катагенетической преобразованности OB и сопутствующих ему УВ (в залежах) зависит не только от абсолютных величин современных и палеотемператур, но и от длительности их воздействия.

Основные выводы сводятся к следующему.

1. Характер нефтегазоносности глубоких горизонтов в целом определяется типом и стадией катагенеза OB вмещающих пород, т.е. генетической зональностью.

2. Промышленная нефтеносность исчезает при достижении OB отощенно-спекающейся стадии, газоносность - середины антрацитовой стадии катагенеза.

3. В унаследованно развивающихся НГБ нижний предел промышленной продуктивности изменяется в очень широком диапазоне глубин: от 5-6 км в пригеосинклинальных частях бассейнов древних платформ, до 10 км, а возможно и более, - в бассейнах молодых платформ и прогибов.

4. В бассейнах древних платформ, выполненных палеозойскими отложениями, глубины свыше 4,5 км (в редких случаях 5,5 км) перспективны в основном для поисков газа.

5. В глубоких горизонтах молодых платформ и прогибов основным типом углеводородных скоплений являются газоконденсатные залежи. Преобладание чисто газовых залежей фиксируется лишь в частях разреза с гумусовым типом OB.

6. Преимущественная нефтеносность глубоких горизонтов (до 5,5-6,5 км) связана с определенными группами НГБ (межгорные впадины) или их частями (геосинклинальные борта передовых прогибов), для которых характерны крайне неблагоприятные условия сохранности газообразных углеводородов.

В целом распределение нефти и газа в НГБ подчинено генетической зональности, изучение которой позволяет более надежно прогнозировать характер нефтегазоносности малоизученных частей разреза и интервалов глубин, в том числе и глубоких. Для диагностики генетической зональности разработан обширный арсенал геолого-геофизических методов и в первую очередь изучение типов и стадий катагенеза OB, физико-химических свойств и самого OB, и генерируемых им УВ, закономерностей пространственного размещения нефти и газа в уже изученных бурением частях и интервалах разреза.

На основе изучения генетической зональности возможен следующий шаг в повышении надежности прогноза нефтегазоносности, а именно - количественная оценка масштабов генерации и консервации УВ в глубоких горизонтах.

Как видно из изложенного, применение основных положений теории осадочно-миграционного происхождения нефти и газа не только объясняет эмпирически установленные закономерности распределения скоплений УВ на больших глубинах, но и позволяет значительно повысить надежность прогноза их нефтегазоносности.





Яндекс.Метрика