ББК 26.325
Д 93
УДК 550.81
Дьяконов А.И. и др. Теоретические основы и методы прогноза, поисков и
Разведки месторождений нефти и газа: Учебник / А.И. Дьяконов, Б.А. Соколов,
Ю.К. Бурлин. – Ухта: УГТУ, 2002. – 327 с.: ил.
ISBN 5-88179-249-1
Наиболее важный этап в нефтеобразовании связан с началом мезокатагенеза
и отвечает главной фазе нефтеобразования (по Н.Б. Вассоевичу). Как отмечалось
ранее, на этом этапе ОВ нефтегазоматеринских пород сапропелевого или сме-
шанного типа за счет термолиза и термокатализа липидной его части начинает
генерировать значительное количество гомологов метана и низкомолекулярных
жидких УВ. Одновременно с увеличением маштабов образования УВ за счет
вторичной стадии дегидратации глинистых минералов (по Берсту) и отжатием
межслоевой воды начинается эмиграция УВ. Зарождающаяся микронефть дает
начало нормальной нефти путем миграции и образования скоплений в ловушках.
Этот этап связан с градациями катагенеза ПК3−МК3 (стадии углефикации ОВ
Б3−Ж), точнее – стадии МК1−МК3 (стадии углефикации Д−Ж). Начиная с гра-
дации катагенеза МК3, снижается образование жидких УВ и истощенное ОВ
продуцирует в основном метан с изотопически тяжелым углеродом.
Другая фациальная ветвь ОВ – гумусовая, состоящая из высококонденси-
рованных ароматических группировок высшей растительности, на всех этапах
катагенеза продуцирует метан и в меньшей мере хлороформенный битумоид с
низким содержанием углеводородов.
Рекомендуемая методика раздельной оценки количества образующихся
жидких и газообразных УВ состоит из нескольких этапов:
- реконструкции катагенетической эволюции НГБ;
- изучения типа, содержания и распределения ОВ в основных нефтегазоге-
нерирующих комплексах бассейна;
- проведения на основе этих данных с учетом соответствующих коэффици-
ентов генерации расчетов масштабов образования УВ.
Исходя из фациально-генетического типа и степени катагенеза ОВ, опре-
деляется общая потеря массы ОВ в процентах на начальную стадию катагенеза
(данные В.А. Успенского, 1975) согласно таблицы 7.
Стр. 181-182
С помощью пересчетного коэффициента (Кп) выполняются расчеты со-
держания гумусового, смешанного и сапропелевого ОВ. Приведенная в таблице
8 величина пересчетного коэффициента принимается на основании аналитиче-
ских и экспериментальных данных о некарбонатном углероде (В.А. Успенский,
1975).
Таким образом, В.И. Вернадским была создана биогеохимическая основа
учения о нефти, подготовившая научную базу для биогенной осадочно-
миграционной теории стадийного нефтегазообразования. В соответствии с уче-
нием И.М. Губкина (1937 г.) в теории нефтегазообразования выделяются сле-
дующие стадии генерации и аккумуляции углеводородов и формирования ме-
сторождений, сохраняющие определяющее значение до наших дней (см. рис. 7):
– накопление исходного нефтегазоматеринского органического вещества,
фоссилизируемого в осадочных породах, и генерация нефтяных и газовых угле-
водородов в ходе его последующего термобарического преобразования;
– перемещение нефтяных и газовых углеводородов из нефтегазоматерин-
ских толщ в породы-коллекторы и последующая миграция их по пласту-
коллектору (боковая миграция) или по разрывным нарушениям и трещинам
(вертикальная миграция);
– аккумуляция нефти и газа при наличии благоприятных структурных и
литологических условий на пути их миграции и образование залежей и место-
рождений;
– перераспределение или разрушение залежей при наступлении опреде-
ленных геолого-геохимических условий.
Принципиально важным явилось выделение в процессе превращения орга-
нического вещества нефтегазоматеринских пород "Главной фазы нефтеобразо-
вания" − ГФН. Место проявления ГФН в разрезе осадочного бассейна получило
название главной зоны нефтеобразования − ГЗН, или зоны генерации жидких
углеводородов. Конкретное выражение получило также понятие об очаге гене-
рации углеводородов − наиболее погруженной части бассейна, характеризую-
щейся активной генерацией углеводородов.
Многочисленные геохимические исследования нефтегазоматеринских
(НГМ) осадочных пород по отечественным и зарубежным бассейнам позволили
определить геолого-геохимические условия и границы проявления ГФН и ГЗН
и выработать на их основе диагностические параметры. Установлено влияние
на развитие ГФН литологического состава нефтегазоматеринских пород, типа
исходного органического вещества, термобарических характеристик бассейна.
Понятия о ГФН и ГЗН широко признаны во всем мире и непременно ис-
пользуются при оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов. В
американской литературе условия ГФН получили название "нефтяного окна".
Ниже глубинной зоны ГФН в условиях позднего литогенеза пород выделена
зона генерации углеводородных газов. Она нашла подтверждение в последую-
щих исследованиях и названа С.Г. Неручевым "Главной фазой или зоной газо-
образования" (ГФГ, ГЗГ).
Анализ фактического распределения нефтяных и газовых залежей в разре-
зе многих бассейнов подтвердил вертикальную геохимическую зональность в
образовании УВ разного фазового состава. Вертикальная геохимическая зо-
нальность в образовании нефти и газа, термобарические условия проявления
НФГ, ГФН, ГФГ, особенности развития бассейнов различных генетических ти-
пов позволили разработать современную концепцию формирования нефтяных,
газовых и газоконденсатных месторождений, включающую новые представле-
ния о механизме эмиграции и миграции УВ. Расчетным путем показана смена
механизмов эмиграции углеводородов из нефтематеринских пород в соответст-
вии со сменой термобарокаталитических и гидродинамических условий (элизи-
онный и послеэлизионный этапы, закрытые и открытые системы водообмена);
показана ведущая роль миграции жидких УВ в ГЗН в свободном состоянии в
форме микроструй и лишь незначительно − в водорастворенном состоянии. В
условиях главной зоны газообразования жидкие углеводороды эмигрируют из
нефтематеринских толщ в газорастворенном состоянии (более 77%); газ же
эмигрирует преимущественно в свободном состоянии (до 80%).
Многочисленные комплексные геохимические исследования ОВ в различ-
ных НГБ мира позволили количественно оценить нефтегазообразование на раз-
ных этапах литогенеза, дать формулу расчета удельной продуктивности пород.
Все это позволило ввести в практику научно обоснованного прогноза нефтепо-
исковых работ понятие "масштабы генерации" УВ и определить на генетиче-
ской основе масштабы нефтегазообразования, эмиграции и миграции углеводо-
родов в НГБ.
Знание законов трансформации ОВ разного исходного генетического типа
в условиях устойчивого прогибания в седиментационном бассейне дало воз-
можность разработать метод оценки выхода жидких и газообразных УВ (в % от
содержания ОВ в породе), что явилось основой для определения удельной про-
дуктивности пород. С учетом мощности НГМ пород и площади их распростра-
нения определяется объем УВ, образованных в очаге генерации к определенно-
му этапу его нефтегазогеологической эволюции. Этот метод предусматривает
использование минимальной геолого-геохимической информации с необходи-
мыми палеогеографическими реконструкциями, метода расчета "СИТ", опреде-
ление содержания Сорг в породе. Все это позволило ввести в практику понятие
"масштабы генерации" и выразить количественно масштабы нефтегазообразо-
вания, эмиграции углеводородов и нефтегазонакопления в осадочном бассейне.
Физико-химическая сущность рассматриваемой эволюционно-катагенети-
ческой модели заключается в использовании вертикальной геохимической зо-
нальности углеводородов различной фазовой характеристики и зависимостей
их состава от степени прогрева органического вещества при соответствующем
уровне катагенеза. Величина прогрева ОВ и палеотемпература нефтегазомате-
ринских пород определяется абсолютной глубиной их погружения в осадочно-
породном бассейне и величиной геотермической ступени (обычно 30-33 м на
1°С или термоградиента 3,3-3,0°С на 100 м погружения). Исследованиями под-
тверждается зависимость генерации углеводородов соответствующего фазового
состава от уровня литогенеза пород и катагенеза ОВ соответствующего типа.
Наиболее простым и достоверным показателем температуры и палеотем-
пературы в разрезе осадочной толщи является степень углефикации органиче-
ского вещества, фиксируемая величиной отражательной способности витрини-
та – одной из чаще встречающихся разновидностей углистого вещества. Витри-
нит назван И.И. Аммосовым земным "термометром". В соответствии с установ-
ленными градациями "угольной шкалы" по маркам углей выделяются: 1 – бу-
роугольная градация (марка углей "Б"), 2 – длиннопламенная (марка углей "Д"),
3 – газовая градация (марка углей "Г"), 4 – жирная (марка углей "Ж"), 5 – кок-
совая первая градация (марка углей "К 1"), 6 – коксовая вторая (марка углей
"К2"), 7 – тощеспекающаяся градация (марка углей "ТП") и др. Каждая из вы-
деленных градаций определяется соответствующим уровнем температуры (па-
леотемпературы), фиксируемым отражательной способностью витринита (R), и
степенью катагенетического преобразования ОВ в характерном диапазоне: про-
токатагенезе ПК с тремя подградациями – ПК1, ПК2, ПКз – от 20 до 50°С, R – от
6 до 7 ед.; мезокатагенез 1 (МК1) – от 50 до 100°C, R – от 7,1 до 7,8 ед.; мезока-
тагенез 2 (МК2) – от 100 до 135°С, R – от 7,9 до 8,5 ед.; мезокатагенез 3 (МК3) –
от 135 до 165°С, R – от 8,6 до 9,5 ед.; мезокатагенез 4 (МК4) – от 165 до 185°С,
R – от 9,6 до 10,0 ед.; мезокатагенез 5 (МК5) – от 185 до 205°С, R – от 10,1 до
11,0 ед.; апокатагенез 1 (АК1) – от 205 до 220°С, R – от 11,0 до 12,0 ед.; и т.д.
Указанная последовательность поинтервального роста температуры от
диагенеза-раннего эпигенеза до глубокого эпигенеза при постоянных значениях
геотермической ступени (33 м на 1°С) хорошо согласуется с глубиной погру-
жения нефтегазоматеринских отложений в осадочно-породном бассейне, харак-
теризуясь интервалами глубин, адекватным величине прогрева: в среднем до
1800 м, до 3300 м, до 4500 м, до 5000 м, до 6100 м, до 6700 м, 7200 м и т.д. Тер-
мобарическая эволюция осадочно-породного бассейна, выражающаяся в после-
довательном прохождении его разновозрастными осадками термально актив-
ных зон, создает необходимые генетические условия для образования углево-
дородов соответствующего фазового состава. Тем самым создаются необходи-
мые предпосылки для массовой генерации газа и нефти и эволюции осадочно-
породного бассейна в нефтегазоносный.
Как указывалось ранее, в качестве руководящих принимаются следующие
геолого-геохимические положения образования углеводородов и формирования
их залежей:
1. Генерация нефти и газа происходит в результате катагенетических пре-
вращений органического вещества при прогрессивном литогенезе отложений и
катагенезе ОВ по мере погружения глинистых нефтегазоматеринских пород в
осадочном бассейне с различным темпом опускания и поднятий в тектониче-
ских зонах и очагах генерации и аккумуляции углеводородов.
2. Наличие в разрезе темноцветных глин и глинистых пород, содержащих
органическое вещество сапропелевого, гумусового или смешанного типа в ко-
личестве выше кларка (более 0,01%). Темноцветность представляет характер-
ный признак нефтегазоматеринских отложений. Красные, коричневые, зеленые
и голубые цвета этих пород свидетельствуют о практическом отсутствии неф-
тегазопроизводящего потенциала. Вместе с тем, и те, и другие служат даже при
наличии небольшой песчано-алевритовой примеси надежными флюидоупора-
ми. Отмеченный показатель темноцветности пород указывает на восстанови-
тельный характер фациально-геохимической среды, благоприятный для генера-
ции углеводородов в субаквальных анаэробных условиях.
3. Степень литогенеза осадочных пород и соответствующий уровень ката-
генетического преобразования органического вещества являются определяю-
щими факторами генерации УВ: протокатагенез (ПК), мезокатагенез (МК),
апокатагенез (АК), характеризующие масштабы и активность нефтегазообра-
зования с генерацией в протокатагенезе газа, в мезокатагенезе (за исключением
поздних стадий МК4, МК5) – нефти, апокатагенезе газа. Масштабы процесса
возрастают при росте содержания ОВ в нефтегазоматеринских отложениях.
4. Присутствие в разрезе пород-коллекторов: песков, песчаников, алевритов,
алевролитов, органогенных известняков, различных трещиноватых пород, в т.ч.
вулканогенных. Характерным свойством их является способность вмещать и
фильтровать через себя значительные количества углеводородных флюидов.
5. Наличие природных резервуаров и ловушек для нефти и газа (природ-
ных "емкостей" значительного размера), которые могут вмещать промышлен-
ные количества углеводородов, сохранность которых обеспечивается флюидо-
упорами достаточной мощности (десятки – первые сотни метров).
6. Разное время формирования залежей в палеозое, мезозое и кайнозое в
различных тектонических зонах по мере образования в них соответствующих
термодинамических и термокаталитических условий, отвечающих главной фазе
нефтеобразования (при опускании материнских пород до зоны с температурой
от 50 до 165°С), обычно более длительное – в мезозое.
7. Нефтегазонакопление осуществляется на начальных этапах при домини-
рующей роли локальной внутрирезервуарной миграции, а на завершающей ста-
дии – латеральной миграции. При дальнейшем погружении пород в зоны апо-
катагенеза "истощенное" ОВ генерирует газообразные углеводороды (в основ-
ном сухой метановый газ).
ГЛАВА I.2. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ