В конце XIX в. В.А.Обручев детально изучил тектонику Прибайкалья и Забайкалья и установил многочисленные крупные грабены, а Дж.У. Грегори исследовал аналогичные структуры Восточной Африки, для которых был впервые предложен термин "рифт". Однако до недавнего времени роль рифтогенеза в геологической истории Земли недооценивалась и лишь в последние десятилетия, особенно после открытия системы срединно-океанических хребтов Мирового океана, этот процесс стали рассматривать как одно из важнейших глобальных явлений в развитии земной коры, не уступающий по масштабам геосинклинальному процессу.

По мнению некоторых исследователей, рифтогенез развивается одновременно с эпохами складчатости, что подтверждается существованием внутриматериковых рифтовых систем, параллельных границам геосинклинально-складчатых поясов. Рифтовые пояса и зоны (области растяжения) и складчатые пояса (области сжатия) как бы уравновешиваются и занимают примерно одинаковые площади. Согласно неомобилистской концепции широкомасштабный рифтогенез дает начало крупному геодинамическому циклу эволюции литосферы, в течение которого процессы расхождения литосферных плит, приводящие к формированию новых океанов, сменяются их схождением и столкновением с образованием горноскладчатых систем. Кроме того, рифты, различающиеся по своему масштабу и геотектонической позиции, формируются и на других стадиях геодинамического цикла. С позиции этой концепции рифты, дающие начало новому океану, оказываются погребенными под мощным осадочным чехлом "пассивных" континентальных окраин (атлантический тип). Многие континентальные рифты, также формирующиеся в начале цикла и располагающиеся как параллельно, так и под углом к первым, остаются "недоразвитыми", т.е. не достигают стадии океанической коры (К.Берг, 1981) и в дальнейшем в зависимости от геодинамических условий либо испытывают сжатие и инверсию, либо прекращают свое активное развитие, после чего над ними развиваются платформенные прогибы и синеклизы. Процессы рифтогенеза, проявляющиеся на стадии схождения плит, приводят к формированию осадочных бассейнов островных дуг и окраинных морей, характерных для континентальных окраин тихоокеанского типа, а на стадии столкновения плит - внутри континентальных грабен-рифтов в пределах горноскладчатых систем и прилегающих областей.

Таким образом, многие осадочные бассейны мира (около 35%) так или иначе связаны с процессами рифтогенеза, определяющими не только специфику их строения и развития, но и особенности условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Рифтогенез отмечен с самых ранних стадий геологической истории Земли, однако в отдельные эпохи, такие как триас и поздний кайнозой, этот процесс проявлялся особенно интенсивно. Многими исследователями [3] подчеркивалось связь нефтегазоносности рифтогенных осадочных бассейнов с рифтовыми структурами преимущественно мезозойского и кайнозойского возраста. Это хорошо иллюстрируется на примере таких бассейнов, как Североморский, Сирт, Бохайвань, Сунляо и другие с высокой концентрацией запасов нефти и газа. В нашей стране мезозойские (триасовые) рифтовые структуры установлены в основании Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, тогда как другие крупные нефтегазоносные провинции, такие как Тимано-Печорская, Волго-Уральская, Днепрово-Донецкая, приурочены к платформенным впадинам, подстилаемым палеозойскими и более древними рифтами.

Несмотря на большой объем проведенных работ и обобщение их результатов, в фундаментальных отечественных и зарубежных сводках отмечается непрерывный прогресс как в понимании природы рифтогенеза и выявлении все новых структур, особенно палеоструктур этого типа, так и в оценке перспектив их нефтегазоносности.

Приведем данные о развитии мезозойских и более молодых рифтовых структур в Западной Сибири, относительно слабо изученных осадочных бассейнов Северо-Атлантического (Арктического) сегмента Земли, а также палеозойских и более древних на Восточно-Европейской и Северо-Американской платформах; покажем тесную зависимость условий формирования и реализации нефтегазового потенциала этих регионов от времени, характера и масштабов проявления рифтогенного геодинамического режима.

В мезозое процесс раздробления и растяжения земной коры был глобальным, охватывая Мексиканский залив, юго-восток Африки, Индию, арктические районы, Западную Сибирь и др, В континентальной коре Западно-Сибирской плиты развита палеорифтовая система триасового возраста с присущими ей геофизическими, глубинными, термальными, структурными и геологическими признаками, причем часть рифтов, вероятно, унаследована от более древних. В других регионах Сибири в триасовое время процесс растяжения земной коры отмечался вспышкой вулканизма (Тунгусская синеклиза, Таймырский полуостров). Система рифтов Западной Сибири состоит из двух основных ветвей: меридиональной Колтогорско-Уренгойской (протяженность до 1800 км при ширине до 80-100 км) и северо-западной Худотейско-Ямальской. В гравитационном и магнитном полях рифтовым зонам отвечают положительные аномалии, а в их основании, при отсутствии геосинклинально-складчатого комплекса, отмечаются интрузивные породы основного состава на глубине 3-5 км. Рифты перекрыты надрифтовыми платформенными отложениями юрского возраста. Развитие рифтов в пределах Западно-Сибирской плиты доказывается повышением температуры на глубине 1 км на 3-4 °С относительно окружающих пород в южной части этого региона. Колтогорско-Уренгойский рифт подтвержден данными глубокого бурения скважин, вскрывших в основании песчано-глинистой толщи триаса базальты и габбродиабазы.

В триасовом периоде рифтогенный геодинамический режим, сложившийся в Западной Сибири, преобладал во многих регионах Арктики и Северной Атлантики, где по мнению В.С.Суркова и др. (1991), вызвал прогибание крупных зон земной коры. Несмотря на отмирание периферийных триасовых рифтовых систем этот режим продолжал прогрессировать в течение мезозоя и кайнозоя, что привело к образованию крупных бассейнов и мегабассейнов, характеризующихся большой мощностью осадочных отложений. В Арктике-Северо-Атлантическом сегменте различаются рифтогенные бассейны следующих типов: внутриконтинентальные (Западно-Сибирский, Парижский, Святого Лаврентия), окраинных морей (Северное, Норвежское, Карское, Баренцево, Баффина и др.), а также пассивных окраин континентов.

Северное море является классическим примером мезозойских рифтов, с которыми связаны многочисленные крупные скопления нефти и газа в отложениях как мезозойского, так и кайнозойского возраста. Севернее крупные скопления углеводородов и высокие перспективы нефтегазоносности приурочены к рифтам Норвежского моря. В западной части Баренцева моря рифты установлены в районе газовых месторождений Тромсё. Юго-восточнее о-ва Медвежий изучен рифт северо-восточного простирания длиной 700 км с погружением по мезозойским отложениям до 6 км. К западу от этого рифта отходит рифт меньшего размера. Западнее рифтов Тромсё крупными разломами Хорнсунд и Сенья отделена большая Лафотенская впадина, возможно, имеющая на глубине рифтовое строение. Восточнее грабенов Тромсё проходит Нордкапский прогиб, также, вероятно, представляющий собой рифт, где нижнепермская толща залегает на глубине 8 км. Резкое чередование аномальных мощностей триасовых отложений (по данным геофизических исследований) в Баренцевом (6-8 км) и Карском (3-6 км) морях с небольшими (1 км и менее) мощностями позволяет предполагать здесь рифтовые структуры. В пределах Южно-Карской синеклизы прослеживаются продолжения субмеридиональных рифтов п-ва Ямал. расходящихся веерообразно в северном направлении. Наиболее крупный восточный рифт начинается в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и трассируется через Уренгой, Тазовскую и Гыданскую губы. Его протяженность в Карском море достигает 1200 км при ширине 150-200 км и 4-километровой мощности триасовых пород. Общая протяженность рифта 2000-2500 км. С рифтогенезом связаны крупнейшие газовые месторождения Русановское и Ленинградское. Вдоль центральной части Таймырской депрессии протягивается рифт северо-восточного простирания длиной 200 км при ширине до 160 км, выполненный терригенными триасовыми толщами мощностью до 3 км. Далее к востоку протяженный рифт известен в устье р.Лена, значительная часть его находится в море Лаптевых.

В Северной Атлантике крупнейшей региональной структурой является система рифтогенных впадин морей Лабрадорское и Баффина. Общая мощность осадочных палеозойско-кайнозойских пород достигает здесь 7-12 км, причем основную часть разреза составляют карбонатные и терригенные породы юры и нижнего мела (5-6 км), а также терригенно-карбонатные отложения верхнего мела и кайнозоя. Меловые отложения здесь перспективны для поисков нефти и газа. Процессы рифтогенеза установлены и для островов Свердруп и других Канадского арктического архипелага, где известны крупные месторождения нефти и особенно газа. Следует отметить, что в этом регионе рифтогенный геодинамический режим проявлялся, по-видимому, неоднократно начиная с палеозоя.

Высокие концентрации углеводородов и большие перспективы нефтегазоносности рассматриваемых рифтогенных осадочных бассейнов предопределяются такими факторами, как высокая остаточная тектоническая активность рифтовых зон, большие мощности и площади распространения надрифтового плитного комплекса, устойчивое погружение на протяжении мезозоя и кайнозоя, режим повышенного теплового потока наряду с высокой концентрацией органического вещества в осадках, благоприятным составом отложений (коллекторы, покрышки) и наличием локальных, а не только антиклинальных структур. Немаловажную роль в нефтегазоносности рифтов может играть и подток глубинных флюидов.

Влияние рифтогенеза на нефтегазообразование и нефтегазонакопление неоднократно рассматривалось многими исследователями на примере промышленно-нефтегазоносных рифтогенных бассейнов различных регионов мира. Обобщение результатов этих исследований показывает, что одним из наиболее важных факторов является накопление в рифтовых бассейнах за относительно короткий срок (5-12 млн лет) осадков большой мощности, представленных в нижней части терригенновулканическими породами; выше обычно накапливаются мощные соленосные и морские терригенные отложения, а иногда и карбонатные. Внутренние горсты и обрамления ("плечи") рифта служат источником обломочного материала. Мощные глинистые толщи с высоким содержанием органического вещества, формирующиеся в рифтовых грабенах в условиях ограниченной циркуляции вод, образуют высококачественные нефтегазоматери некие породы (как морского, так и озерного происхождения). Ускоренной реализации их потенциала способствует прогрев осадков в условиях высокого теплового потока под воздействием мантийного диапира в основании рифтовых структур. В силу этого именно рифтовые грабены и надрифтовые палеовпадины могли служить очагами нефти и газа во многих крупных сложнопостроенных рифтогенных бассейнах [4,5]. Еще одной важной особенностью рифтовых бассейнов является тесное переслаивание нефтегазоматеринских пород и пород-коллекторов, обусловливающее миграцию углеводородов с минимальными потерями.. Важными путями миграции служат также разломы. Во многих рифтогенных бассейнах можно различить три структурных этажа [3]: нижний - дорифтовый (дограбеновый), средний - рифтовый (грабеновый) и верхний (послерифтовый), значительно превышающий площадь рифта. Поверхности несогласия, разделяющие структурные этажи, нередко являются дополнительными путями миграции углеводородов. Залежи углеводородов в каждом структурном этаже характеризуются в целом большим разнообразием типов и широким стратиграфическим диапазоном. Нефтегазоносность того или иного этажа зависит от истории геологического развития региона. Так, в хорошо изученном Суэцком грабен-рифте сохранились дограбеновые продуктивные отложения палеозоя, тогда как в близлежащей впадине Сирт (Ливия) формированию кайнозойского грабен-рифта предшествовало воздымание в меловое время, приведшее к разрыву и, как следствие, к отсутствию в центральной части структуры нефтегазоносных нубийских песчаников.

В рифтовом этаже основные зоны нефтегазонакопления тяготеют к горстообразным поднятиям, тектоническим ступеням и моноклинальным блокам фундамента или дорифтового комплекса, расположенным вдоль разломов или внутри обширных грабенов. С моноклинальными блоками связано большинство крупнейших месторождений в Северном море (Статфорд 473 млн т извлекаемых запасов, Брент 304 млн т и др.), Суэцком грабене (Морган 1403 млн т и др.) и др. В Припятском грабен-рифте почти все нефтяные месторождения - Речецкое, Асташковичское и другие -приурочены к девонским блокам. Один из сбросов, ограничивающих блоковые структуры, как правило хорошо выражен, а второй иногда является рудиментарным или регенерированным. Обычные антиклинальные структуры играют второстепенную роль. Среди них чаще всего встречаются структуры облекания и уплотнения.

Современные данные о дегазации Земли свидетельствуют о том, что наиболее плотные потоки глубинных ювенильных газов, включая углеводороды, локализуются в континентальных рифтовых зонах [2]. В настоящее время можно дискутировать лишь о доле абиогенных углеводородов в известных скоплениях, однако нельзя оспаривать сам факт их подтока в рифте вместе с другими эндогенными флюидами. Это подтверждается как исследованиями в современных "живых" рифтах (Красноморский, Восточно-Африканские), так и приуроченностью к осадочному выполнению рифтовых впадин рудной минерализации меди, цинка и других металлов, а также глубинных газов - гелия, азота, водорода, вплоть до промышленных скоплений. Глубинные разломы, оконтуривающие и секущие грабен-рифты, играют важную роль в процессах подтока глубинных углеводородов [1]. В частности, предполагается связь нефтегазопроявлений в районе оз.Байкал с проникновением углеводородов по молодому разлому из расположенного под рифтовой впадиной астеносферного диапира.

Палеозойские и позднепротерозойские рифты и авлакогены, широко развитые на древних платформах, играли, как и более молодые рифты, важную роль в эволюции литосферы и формировании осадочных бассейнов, однако их значение в нефтегазоносности значительно меньше. Их изученность сравнительно невелика. Лишь в последние два десятилетия с развитием глубинных геофизических методов и глубокого бурения было установлено, что древние рифтовые структуры подстилают большинство внутри платформенных бассейнов, например, Мичиганский, Чад и другие, ранее относимые к "простым блюдцеобразным". В палеозойских рифтовых комплексах осадочных бассейнов древних платформ известны промышленные скопления нефти и газа, тогда как в докембрийских рифтах - только нефтегазопроявления, хотя согласно последним данным скопления нефти в древних толщах Восточной Сибири связаны с рифтовыми струетурами [5]. Следует подчеркнуть, что в любом случае древние рифтовые структуры, даже если они не содержат скоплений углеводородов, оказывают определенное влияние на нефтегазоносность вышележащих осадочных отложений надрифтового бассейна.

На Восточно-Европейской платформе рифтогенная стадия растянута во времени и охватывает как доплитный этап в рифее, когда сформировалось большинство авлакогенов, так и плитный, палеозойский (И.М.Шахновский, 1988). Некоторые ранние рифейские авлакогены претерпели повторное рифтообразование в палеозое, тогда как другие испытали инверсию, в связи с чем в вышележащих горизонтах осадочного чехла над ними сформировались инверсионные поднятия. С наибольшим размахом инверсионные движения, связанные с тектонической активностью древних авлакогенов, проявились на Тимане и в Донбассе. В Тимано-Печорском бассейне амплитуда инверсионных поднятий достигает 600-900 м (Печоро-Кожвинский, Колвинский мегавалы). С возрожденными рифейско-палеозойскими рифтами и палеозойскими авлакогенами и рифтами связаны самостоятельные промышленно-нефтегазоносные зоны, в пределах которых продуктивные горизонты установлены как в рифтовых, так и в пострифтовых комплексах. К ним относятся Припятско-Днепровский, Печоро-Колвинский, Варандей-Адзъвинский авлакогены. В формировании известных здесь зон нефтегазонакопления ведущая роль принадлежала вертикальной миграции углеводородов по активным, периодически возрождавшимся разломам. Большинство месторождений являются многопластовыми и характеризуются большим этажом нефтегазоносности, например, Харьягинское (Тимано-Печорский бассейн) - 35 залежей в интервале от девона до триаса, Яблуновское (Днепрово-Донецкая впадина) - 8 залежей. В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции такие крупнейшие месторождения, как Шкаповское и Арланское, а также большая группа более мелких месторождений Большекинельского и Байтуганского валов Большекинельской впадины содержат залежи в палеозойском чехле, однако располагаются над рифейскими погребенными авлакогенами - Серноводско-Абдуллинским и Камско-Бельским. В самих рифтогенных комплексах рифея промышленных залежей углеводородов не установлено, а известны лишь нефтегазопроявления в виде насыщенных густой нефтью песчаников на ряде площадей Камско-Бельского авлакогена. Непромышленные притоки нефти получены из вендских отложений в Среднерусском авлакогене [1].

В то время как на Восточно-Европейской платформе известны рифейские и палеозойские авлакогены, крупные разветвленные рифтовые системы позднепротерозойско-раннекембрийского возраста были открыты в Северной Америке, в том числе под старыми нефтегазовмещающими осадочными бассейнами (Мичиганский, Иллинойский, Аппалачский, Западный Внутренний), что позволяет сегодня более высоко оценивать потенциальные ресурсы в этих бассейнах. В частности, в последнее десятилетие активный интерес у геологов-нефтяников вызвала древняя рифтовая структура Мидконтинента, на различных участках которой были получены притоки углеводорода из глубоких скважин и нефтепроявления на поверхности. Специфический состав газа в глубоких скважинах с повышенным содержанием водорода и азота и изотопный состав последних могут указывать на частичное абиогенное происхождение этого газа. В разрезе докембрийских отложений, выполняющих рифтовую систему Мидконтинента, повсеместно развиты глинистые толщи преимущественно озерного происхождения, характеризующиеся высоким содержанием органического вещества (Сорг 0,5%) и рассматриваемые как потенциально нефте газоматери некие породы. Высказывается предположение, что эти материнские толщи могли быть источником углеводородов для известных залежей в некоторых палеозойских коллекторах (например, в песчаниках Сент-Питер во впадине Форрест-Сити или песчаниках Прериду-Шин в глубинной части Мичиганского бассейна). Интересно отметить, что оценка перспектив нефтегазоносности докембрия проводилась американскими геологами по аналогии с промышленно-нефтегазоносными породами протерозоя Восточной Сибири.

Интерпретация сейсмических профилей дает представление о структуре рифтов как о серии грабенов, разделенных трансформными разломами. Активизация рифтовых структур в палеозое имела ряд важных структурных следствий, представляющих интерес с точки зрения перспектив нефтегазоносности не только рифтового комплекса, но и перекрывающих палеозойских отложений. Наибольший интерес представляют участки пересечения рифта с более поздними структурами (например, с поднятием Центральной Айовы, зонами развития надвигов) и поперечными разломами.

О влиянии древних рифтовых структур, в частности реактивизированных разломов, на структуру вышележащих отложений и локализацию в них скоплений углеводородов свидетельствуют многие известные факты. Так, антиклиналь Хауэлл-Нортвилл, к которой приурочена зона нефтегазонакопления в Мичиганском бассейне, возможно, сформировалась как инверсионная структура докембрийского рифта во время миссисипского тектогенеза, а две другие зоны нефтегазонакопления, Альбион-Сципио и Стонни-Поинт, хотя и располагаются за пределами рифтового грабена, контролируются параллельными ему протяженными разломами, обусловившими трещи новатость и повышенную проницаемость коллекторов - ордовикских известняков трентона. Еще одна протерозойская - раннепалеозойская рифтовая система Северо-Американской платформы - Рилфут - активно развивалась не только в кембрии, но в пермское и меловое время. Современная структура Миссисипского прогиба характеризуется многими структурными особенностями, унаследованными от рифтового этапа. К древнему рифту тяготеют и участки наибольшей сейсмической активности этого региона.

Анализ строения, эволюции и нефтегазоносности рассмотренных рифтогенных осадочных бассейнов позволяет сделать ряд выводов.

1. Крупные месторождения нефти и газа, открытые в осадочных бассейнах, связанных с рифтами главным образом мезозойско-кайнозойского возраста, свидетельствуют о высокой перспективности таких рифтогенных бассейнов.

2. Формирование рифтовых структур в условиях растяжения континентальной коры, сопровождавшегося утонением, прогревом, повышением проницаемости на фоне контрастных блоковых движений по глубинным разломам, вулканической и гидротермальной деятельности, а также большой скорости осадконакопления, создавало исключительно благоприятные предпосылки для процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, рассматриваемых с позиций как биогенной, так и абиогенной гипотез.

3. Даже в тех случаях, когда в погребенных рифтах (например, в большинстве древних) промышленные скопления не выявлены, несомненно влияние этих структур на концентрацию углеводородов в вышележащих надрифтовых отложениях как за счет структурообразования, связанного с периодической реактивизацией разломов рифтового этапа (или инверсий палеорифтов), так и подтоком углеводородов из рифтового комплекса.

4. Установленная для многих древних рифтов неоднократная (вплоть до новейшего времени) регенерация или реактивизация глубинных разломов, а для некоторых и современная сейсмичность, играют важную роль в процессах подтока углеводородов как за счет дегазации верхней мантии и коры, так и дополнительной генерации углеводородов не только в осадочных отложениях, но и в уже метаморфизованных породах под влиянием глубинных флюидов и сейсмотектонических воздействий.

5. Для рифтогенных бассейнов характерен очень широкий спектр разнообразных структурных и неструктурных ловушек, причем ведущую роль в рифтовом комплексе играют горстово-блоковые выступы, где нефтегазоносность наблюдается в породах фундамента. В вышележащих отложениях крупные зоны нефтегазонакопления могут быть приурочены к генетически связанными с подстилающим рифтом инверсионными надразломными валообразными структурами. Большой интерес представляют участки пересечения древних рифтов и ассоциированных разломов с разломами и структурами более поздней генерации.

6. В арктических регионах страны высокоперспективны рифтогенные бассейны, начавшие формирование в эпоху широкого развития процессов рифтогенеза в триасе (Баренцево и Карское моря). При их разведке следует учитывать все те особенности нефтегазогенерации и нефтегазонакопления, которые свойственны рифтогенным бассейнам с более изученной промышленной нефтегазоносностью.

7. Химическая классификация нефти

Нефтегазовая энциклопедия > Нефть > Химическая классификация нефти

Горным бюро США предложен вариант химической классификации, в основу которого положена связь между плотностью и углеводородным составом легкой и тяжелой частей нефти.

Классификация, отражающая только химический состав нефти, предложена сотрудниками Грозненского нефтяного научно-исследовательского института (ГрозНИИ). За основу этой классификации принято преимущественное содержание в нефти одного или нескольких классов углеводородов.

Различают 6 типов нефтей:

· парафиновые

· парафино-нафтеновые

· нафтеновые

· парафино-нафтено-ароматические

· нафтено-ароматические и ароматические.

В парафиновых нефтях (типа узеньской, жетыбайской) все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые не менее 50 %, а масляные - 20 % и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало.

В парафино-нафтеновых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто-асфальтеновых 34 веществ мало. К ним относится большинство нефтей Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат минимальное количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др.

В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводороды всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5 %. Количество смол и асфальтенов достигает 10 %.

Нафтено-ароматические нефти характеризуются преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Алканы содержатся в небольшом количестве только в легких фракциях. В состав этих нефтей входит около 15… 20 % смол и асфальтенов.Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. К ним относятся прорвинская в Казахстане и бугурусланская в Татарстане.

8. Методы подсчета запасов газа

В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только балансовые запасы.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ ГАЗА

Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа в газовых шапках.

В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа.

При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации.

Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:

Q г бал = F. h г. k п о. k г. К p. К t ;

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л) ;

a = 1 / Z

где Q г бал - балансовые запасы газа, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м2;

h г - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k г - коэффициент газонасыщенности, доли ед.;

К p - коэффициент барический, доли ед.;

К t - коэффициент термический, доли ед.;

Р о - начальное пластовое давление в залежи, МПа;

a о - соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа,

доли ед.; a о = 1 / Z о;

Р о с т - остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа;

a о с т - соответствующая давлению Р о с т поправка на сжимаемость газа,

доли ед. a о с т = 1 / Z о с т;

Р с т - стандартное давление, равное 0,1 МПа;

Z - коэффициент сжимаемости газа, доли ед.;

Т о - абсолютная температура, равная 273 К;

t с т - стандартная температура, равная 20ОС;

t п л - температура пласта, ОС.

Значения параметров F, h г коэффициентов открытой пористости k п о и газонасыщенности k г в этой формуле определяются таким же образом, как и при подсчете запасов нефти объемным методом.

Произведение F. h г. k п о. k г равно объему пустого пространства пород-коллекторов, насыщенных свободным газом.

Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К p и термического К t коэффициентов:

К p = (Р о. a о - Р о с т. a о с т) / Р с т ;

К t = (Т о + t с т) / (Т о + t п л)

Значения коэффициента Z устанавливаются по кривым (график Брауна).

Значения Р о получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:

где: Р м - манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа;

е - основание натуральных логарифмов, равное 2,718;

Н к п - глубина кровли пласта в скважине, см;

r г - относительная плотность газа по воздуху.

В зависимости от степени разведанности залежи запасы газа, подсчитанные объемным методом, можно отнести к различным категориям.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности.

Южно-Торгайская нефтегазоносная область мезозойского нефтегазонакопления (мел, юра) открыта в 1984 г. И контролируется одноименной мезо-кайнозойской впадиной I порядка. Впадина дифференцирована на более мелкие геотектонические элементы II порядка. Относится к Центрально-Казахстанской нефтегазоносной провинции.

На юге впадины располагается Арыскумский^[kk], на севере -- Жиланшикский прогибы, разделенные в центре Мынбулакской субширотной седловиной.

Гетерогенный фундамент Южно-Торгайской впадины погружен на глубину 6500 -- 7000 м в Арыскумском прогибе. Следовательно, осадочный чехол имеет максимальную толщину до 7000 м и сложен в основном терригенными образованиями.

В разрезе осадочного чехла Жолтаевым Г. Ж. и Парагульговым Т. Х. выделены два структурных этажа. Нижний этаж, сложенный породами верхнего-среднего палеозоя, имеет спорадическое распространение и скважинами установлен на северо-западе Арыскумского прогиба и в западной половине Мынбулакской седловины.

Этот, так называемый промежуточный структурный комплекс (этаж), многими геологами относится к нижней части осадочного чехла и обладает определенными перспективами нефтегазоносности. Верхний структурный этаж, сложенный породами мезо-кайнозоя, представляет собой типичный платформенный чехол.

Первооткрывателем Южно-Торгайской нефтегазоносной области является газонефтяное месторождение Кумколь (1984г), относимое к категории крупных.

Административно описываемый нефтегазоносный регион располагается на территории Кызылординской и Карагандинской областей. В последующие годы здесь были открыты и разведаны месторождения; нефтегазоконденсатное Арыскум (1985), газонефтяное Кызылкия (1986 г); газонефтяное Акшабулак и Нуралы (1987 г), нефтяное Дощан (1987 г); нефтяное Караванши (1987), нефтяное Майбулак (1988 г), нефтяное Бектас (1988 г), газонефтяное Аксай) (1988), нефтяное Кенлык (1989 г) нефтяное Ащисай (1990 г), газонефтяное Коныс (1990 г) и газоконденсатнонефтяное Арысское (1993 г).

В Южном Торгае Жолтаевым Г. Ж. и Паргульговым Т. Х. выделены юрский сингенетичный регионально-нефтегазоносный комплекс, неокомский (нижнемеловой) эпигенетичный нефтегазоносный подкомплекс и зональный нефтегазоносный комплекс коры выветривания домезозойских образований.

Структуры, контролирующие в основном нефтяные и газонефтяные месторождения, представляют собой сложно построенные куполовидные и брахиантиклинальные складки, имеющие в низах разреза выступы домезозойского фундамента, на которые ложатся верхнеюрские и неокомские слои, унаследуя строение поверхности этих выступов в виде брахиантиклинальных и куполовидных структур вплоть до аптско-верхнемеловых. Палеоген-неогеновые породы, уже залегают практически горизонтально.

Следовательно, большинство локальных структур имеют ловушки складчатых дислокаций в основном в юрских и неокомских слоях и эти структуры одновременно можно отнести к разряду унаследованных (возрожденных по И. О. Броду) и погребенных. Кроме того, встречаются (редко) и приразломные бескорневые структуры (Арыскум), где ловушка ерм антиклинали отсутствует в низах разреза. У бескорневых структур отсутствует также выступ фундамента. Отдельные локальные структуры можно отнести к разрезу «лысых» (Кызылкия), где в своде отсутствуют продуктивные отложения не только юры, но и неокома, а продуктивные горизонты располагаются в крыльевых и периклинальных частях структуры. Такие месторождения по И. О. Броду относятся к месторождениям эрозионных выступов.

Учитывая вышеизложенное, по строению месторождений в Южно-Торгайской нефтегазоносной области можно выделить следующие типы месторождений: эрозионных выступов, возрожденных(унаследованных) брахиантиклинальных и куполовидныхподнятий, погребенных и бескорневых брахиантиклинальных и куполовидных структур. Выявленные месторождения имеют в разрезе максимально шесть продуктивных горизонтов; два -- в неокоме (горизонты М-I и M-II) и четыре -- в юре (Ю-I, Ю-II, Ю-III, Ю-IV). Нефтегазовмещающими породами всех выявленных месторождений являются слабо сцементированные гравелиты, и алевролиты с высокими емкостно-фильтрационными свойствами.

Нефтяные и газовые залежи по И. О. Броду относятся к пластовым сводовым, пластовым сводовым с элементами тектонического и литологического экранирования, пластовым тектонически, стратиграфически и литологическим экранированным. Редко встречаются залежи со всех сторон ограниченные (линзовидные) и массивные в коре выветривания фундамента.

Массивная залежь в фундаменте, выявленная в вулканогенных породах, получила номенклатуру горизонт Ф-1. Качество Южно-Торгайской нефти высокое, причем нефти юрских и меловых отложений близки по составу. Нефть легкая (плотность 805--830 кг/м3) и средней плотности (835--854 кг/м3), слабо сернистая (содержание серы 0,11-0,52 %), парафинистая (содержание парафина 9,7-27 %). Свободные газы газовых залежей чаще всего представлены «сухим» метановым газом.

Но встречается и тяжелый свободный газ, где доля тяжелых гомологов метана превышает 40 %. Попутные газы, растворенные в нефти, как правило, тяжелые. Содержание сероводорода в углеводородных газах незначительное, сотые, иногда десятые доли процента. В углеводородном газе присутствует также азот и углекислый газ в таких же количествах.

Гелий содержится 0,01-0,1 % и не во всех нефтяных и газовых залежах. Глубины залегания продуктивных горизонтов сравнительно небольшие и колеблются от 928 м (Арыскум) до 1730--2050 м на месторождении Нуралы.

ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТИ ПРИЗНАКИ (а. gas and oil shоw; н. Erdgas- und-olanzeichen; ф. indices de petrole et de gaz; и. indicios de gas у petroleo) -- характеризуют перспективы нефтегазоносности регионов и качественный состав залежей углеводородов. Различают прямые и косвенные газонефтеносности признаки наличия залежей нефти и газа, развития процессов их миграции и газонефтеобразования. К прямым газонефтеносности признакам относятся газонефтепроявления всех типов, вплоть до получения промышленных притоков нефти и газа и сплошного пропитывания горной породы нефтью, а также грязевые вулканы; к косвенным -- повышенные количества в пластовых водах бензола и толуола, нафтеновых кислот, йода, брома, растворённых углеводородных газов (иногда сероводорода) и нередко пониженные количества сульфатов. На дневной поверхности косвенными газонефтеносности признаками являются серопроявления и выходы подземных вод с отмеченными выше особенностями.

Прямые газонефтеносности признаки миграции нефти и газа- макро- и микрогазонефтепроявления, в первую очередь приуроченные к проницаемым горизонтам или зонам трещиноватости, как на дневной поверхности и на дне водоёмов, так и в горных выработках (буровых скважинах, шахтных стволах и штольнях). Косвенные газонефтеносности признаки процессов миграции -- наличие в проницаемых породах и зонах вод с отмеченными выше характеристиками, изменение геохимической обстановки в минеральных и органических частях пород и т.д.

К прямым признакам газонефтеобразования в горных породах относят микронефтепроявления и повышенные содержания углеводородов в газах, сорбированных породами, и в закрытых порах, к косвенным -- наличие нефтегазоматеринских пород на средних стадиях катагенеза, результаты анализов рассеянного органического вещества, указывающие на развитие процессов газонефтеобразования.

Исторически неорганическая теория возникла раньше органической. До середины XIX в. нефть использовалась там, где имелись её выходы на поверхности - в Средиземноморье, в Калифорнии, Венесуэле и др. Ряд ученых того времени, например немецкий естествоиспытатель А.Гумбольдт, связал образование нефти и асфальта с вулканами.

Во второй половине XIX в. химикам удалось в лабораторных условиях синтезировать ацетилен С₂Н₂, углеводороды метанового ряда.

Знаменитый химик Д.И.Менделеев создал свою известную «карбидную» теорию происхождения нефти и выступил на заседании Русского химического общества в 1877 г., причем его гипотеза была обоснована на большом фактическом материале и сразу же завоевала популярность. Менделеев указал, что открытые к тому времени месторождения нефти сконцентрированы в окраинах горно-складчатых сооружений, линейно вытянуты, тяготеют к зонам крупных разломов. Через эти разломы вода проникает вглубь Земли, вступает в реакцию с углеродистыми металлами - с карбидами металлов, в результате чего возникает нефть, которая поднимается вверх, образует залежи:

2FeC+3H₂O=Fe₂O₃+C₂H₆

Этот процесс, по Менделееву, происходил не только в прошлые геологические периоды, но и происходит сейчас.

Карбидную теорию критиковал академик И.М.Губкин. Для карбидного варианта происхождения нефти необходимо существование проводящих путей воды к жидким карбидам и обратно, из очагов генерации к местам скопления нефти и газа. Губкин показал невозможность существования подобных трещин - проводящих путей от ядра Земли к верхней твердой оболочке. Препятствием является, по Губкину, пластичный базальтовый пояс, затрудняющий как проникновение воды вниз, так и обратный восходящий поток нефти и газа. Кроме того, в качестве аргумента против карбидной теории Губкин ссылался на тот факт, что образованные неорганическим путем нефти оптически неактивны, в то время как природная нефть оптически активна, способна вращать плоскость поляризации светового луча.

Кроме карбидной известна космическая теория происхождения нефти. Автор этой теории русский геолог Н.А.Соколов выдвинул её в 1892 г. Он считал, что углеводороды изначально существовали в первозданном веществе Земли или образовались на ранних высокотемпературных стадиях её образования. С охлаждением Земли нефть поглощалась и растворялась в жидкой расплавленной магме. Впоследствии, когда возникла земная кора, из магмы выделились углеводороды, которые по трещинам в земной коре поднимались в верхние части, сгущались и там образовали скопления.

Н.А.Соколов в качестве аргумента своей теории принял факты обнаружения углеводородов в метеоритах.

Академик Губкин, критикуя эту теорию, написал, что она основана лишь на теоретических рассуждениях и не подтверждается геологическими наблюдениями. Губкин считал, что в природе в очень небольших количествах можно допускать образование нефти неорганическим путем, но это не имеет практического значения, основная масса скоплений нефти имеет все-таки органическое происхождение.

Необходимо сказать о некоторых наших крупных ученых-нефтяниках, которые в середине XX в. выступили с наиболее обоснованной теорией неорганического происхождения нефти. Это Н.А. Кудрявцев , В.Б.Порфирьев, П.Н.Кропоткин и их сторонники.

Кудрявцев считал, что из углерода и водорода, имеющихся в магме, образуются радикалы СН, СН₂, СН₃, которые выделяются из магмы, как и кислород, и служат исходным материалом для образования нефти в более холодных зонах земной коры. По мнению Кудрявцева, нефть, газы из мантии Земли по глубинным разломам поднимаются вверх в осадочную оболочку Земли.

Порфирьев считал, что нефть поступала с глубинных зон Земли не в форме углеводородных радикалов, а со всеми свойствами, присущими естественной нефти. Флюиды поднимались в сильно нагретом состоянии и под огромным давлением прорвались в пористые породы. Таким путем образовались все нефтяные месторождения. Где и на каких глубинах находилась нефть до её миграции по разломам остается неясным. В.Б.Порфирьев считает несомненным одно - в подкоровых зонах.

В качестве основных аргументов для подкрепления неорганической теории происхождения нефти сторонники её приводят следующие факты.

1. Наличие месторождений нефти в кристаллических породах фундамента.

2. Нефтегазопроявления, нахождение углеводородов в продуктах деятельности вулканов, в космосе, «в трубках взрыва».

3. Факты получения углеводородов лабораторным путем, в условиях высоких температур и давлений (реакция Фишера-Тропша).

4. Присутствие углеводородных газов и жидких углеводородных флюидов в глубоких скважинах, вскрывших кристаллический фундамент (в Татарстане Миннибаевская и Новоелховская скважины, скважина Гравберг в Швеции и др.).

5. Невозможность объяснения с позиций органической теории огромных концентраций нефти в гигантских месторождениях мира, невозможность объяснения, как происходит отрыв рассеянных углеводородов от материнской толщи (эмиграция).

6. Молодой (кайнозойский) возраст залежей газа и постпалеозойский (преимущественно кайнозойский) возраст залежей нефти на древних платформах.

В.Б.Порфирьев считал, что все известные в мире нефтяные месторождения образовались недавно - в промежутке времени от миоцена до четвертичного периода. К.Б.Аширов также считал, что все залежи нефти недавно формировались, в результате альпийских тектонических движений.

7. Связь нефтяных месторождений с глубинными разломами и т.д.

В последнее время появились публикации, где используются новые данные, например обнаружение жидкой нефти в спрединговых зонах океанов, появление других новых фактов, которые будто бы, на первый взгляд, не находят объяснение с позиции органической теории. Однако надо признать: неорганическая теория происхождения нефти слабо обоснована, в общем, имеет очень мало сторонников. Подавляющее большинство геологов у нас и за рубежом является сторонниками органической теории происхождения нефти. В чем её сущность?

9. Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, независимо от режима работы залежи подсчитываются:

V₀ = Q₀·r V₀ = Q₀·r_P

V₀ - балансовые запасы газа

Q₀ - балансовые запасы нефти

r - газосодержание пластовой нефти, м³/т

r_P - средний промысловый газовый фактор, м³/т

r_р=УV/УQ_н

Извлекаемые запасы газа, растворимого в нефти при P_пл>P_нас.

V_изв=Q_извл r или V_изв=Q_извл r_р

Если Рпл<Pнас (режим растворенного газа)

V_изв=Q_извл r₀ - Q_извл b₀ Рк…

V_иQ_извл- не извлекаемые запасы нефти к концу разработки.

r₀ - кол-во газа, растворенного в нефти при Р₀.

r_к - кол-во газа, растворенного в нефти при Р_к.

b₀ - начальный объемный коэффициент пластовой нефти при Р₀.

b₀ =V_пл/V_ст

Для подсчета конденсата в газоконденсатной залежи пользуются формулой.

Q_ок =V_ср*

Q_ок - начальные балансовые запасы конденсата.

V₀ - начальные балансовые запасы газа.

g - содержание стабильного конденсата в газе.

Карты эффективных толщин строятся по данным об эффективных толщинах по скважинам и не зависят от характера нефте - и газонасыщенности. При построении карт эффективных толщин общепризнанным является способ треугольников. Однако поскольку он основан на принципах линейной интерполяции ( а последняя в отношении значений толщин между скважинами соответствует действительному поведению пласта-коллектора лишь в случае его монолитности и непрерывности), при построении карт эффективных толщин этим способом возникают некоторые трудности. ?[1]

Следовательно, при построении карт эффективных толщин по пластам ( или объектам), состоящим из нескольких прослоев-коллекторов, интерполяцию значений толщин по скважинам необходимо сопровождать схематическими геолого-литологическими профилями. ?[2]

Для обоих пропластков были построены карты эффективных толщин. В тех случаях, когда они сливаются друг с другом или с вышележащими пористыми пропластками, при построении карт учитывалась лишь половина выделенной эффективной толщины. ?[3]

Для пластовых залежей сначала составляют карты эффективной толщины пласта. На них наносят внешний и внутренний контуры нефте ( газо) носности. В пределах внутреннего контура карта эффективной нефте ( газо) насыщенной толщины полностью соответствует карте эффективной толщины. В водонефтяной ( газоводяной) зоне, между внутренним и внешним контурами, изопахиты проводят путем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересечения с внутренним контуром до нуля на внешнем контуре. При этом учитываются данные скважин в водонефтяной ( газоводяной) зоне. ?[4]

Для анализа полученных моделей были созданы карты эффективных толщин, снятых с трехмерных кубов литологии, построенных разными методами. ?[5]

Для пластовых залежей основой для определения нефтегазона-сыщенного объема служат карты эффективных толщин пласта, на которые наносятся внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. В пределах внутреннего контура карта эффективной нефтегазонасыщенной толщины полностью соответствует карте эффективной толщины. При этом учитываются данные об эффективной толщине в скважинах, расположенных в водонефтяной ( газоводяной) зоне. ?[6]

Объемный метод подсчета запасов газа - основной, наиболее распространенный используемый на любой стадии разведки и разработки газовых месторождений по данным о пластовом давлении, температуре, газонасыщенности, пористости, контурах залежи, газоносной толщины пласта, составе газа и др. Для определения достоверных запасов необходимо иметь данные по большому числу скважин, в результате чего строят карты эффективных толщин - изопахит, произведений эффективной толщины и эффективной пористости ( т / г) эф, и карты изобар. ?[7]

Карты эффективных толщин строятся по данным об эффективных толщинах по скважинам и не зависят от характера нефте - и газонасыщенности. При построении карт эффективных толщин общепризнанным является способ треугольников. Однако поскольку он основан на принципах линейной интерполяции ( а последняя в отношении значений толщин между скважинами соответствует действительному поведению пласта-коллектора лишь в случае его монолитности и непрерывности), при построении карт эффективных толщин этим способом возникают некоторые трудности. ?[8]

Объектом исследования служит газовое месторождение. В качестве исходных принимаются карты эффективной толщины ( / г), параметров проводимости ( kh) и емкости ( am / г) пласта. Известны схема размещения скважин, их продуктивные характеристики, диаметры насосно-компрессорных труб ( НК. Заданы отбор газа из месторождения и распределение отбора по УКПГ в периоды нарастающей и постоянной добычи. ?[9]

Объектом исследования служит газовое месторождение. В качестве исходных принимаются карты эффективной толщины ( ft), параметров проводимости ( kh) и емкости ( am / z) пласта. Известны схема размещения скважин, их продуктивные характеристики, диаметры насосно-компрессорных труб ( НКТ), интервалы перфорации и технологическая схема системы обустройства промысла, типы применяемых агрегатов для дожимных и головной компрессорных станций. Заданы отбор газа из месторождения и распределение отбора по УКПГ в периоды нарастающей и постоянной добычи. ?[10]

Данные о толщине пласта получают с помощью карт эффек-1 тивных толщин или карт нефтенасыщенных толщин. В большинстве моделей для вычислений фильтрационных параметров обычно используются карты эффективных толщин. ?[11]

Результаты определения закона распределения эффективной проницаемости по слоям используются для построения детерминированных двумерных геологических моделей пласта - площадной зонально неоднородной или адресной вертикальной. Для этого значения эффективной проницаемости по слоям наносятся на карты эффективных толщин слоев, и с учетом порядка следования слоев по вертикали и положения их границ по площади составяяется трехмерная или слоистая двумерная адресные модели пласта. ?[12]

Объемный метод подсчета запасов газа - основной, наиболее распространенный используемый на любой стадии разведки и разработки газовых месторождений по данным о пластовом давлении, температуре1, газопасыщеп. Для определения достоверных запасов необходимо иметь данные по большому числу скважин, в результате чего строят карты эффективных толщин - изопахиг, произведений эффективной толщины и эффегтивной пористости ( / к / Оэф, и карты изобар. ?[13]

В результате дополнительного бурения уточнено геологическое строение объекта и определены параметры для оценки запасов нефти. По материалам промыслово-геофизичес-ких исследований уточнены карты эффективных толщин и эффективной пористости, а также построена карта распределения коллекторов. ?[14]

Карты эффективных толщин строятся по данным об эффективных толщинах по скважинам и не зависят от характера нефте - и газонасыщенности. При построении карт эффективных толщин общепризнанным является способ треугольников. Однако поскольку он основан на принципах линейной интерполяции ( а последняя в отношении значений толщин между скважинами соответствует действительному поведению пласта-коллектора лишь в случае его монолитности и непрерывности), при построении карт эффективных толщин этим способом возникают некоторые трудности. ?[15]

Размещено на Allbest.ru