Сприятливі структурні форми скупчення нафти і газу

1. Сприятливі структурні форми скупчення нафти і газу. Вертикальна і латеральна міграція нафти та їх роль в утворенні нафтових і газових покладів

Природний резервуар - природне вмістилище нафти, газу та води (усередині якого може відбуватися циркуляція рухливих речовин) форма якого обумовлюється співвідношенням колектора з вміщають його погано проникними породами.

Види: пластовий, масивний, лінзовідних (літологічно обмежений з усіх сторін).

Пластовий резервуар (Малюнок 1.1) представляє собою колектор, обмежений на значній площі в покрівлі і підошві погано проникними породами. Особливостями такого резервуара є збереження потужності і літологічного складу на великій площі.

Малюнок 1.1 - Принципова схема пластового резервуара

1 - колектор (пісок), 2 - погано проникні породи

Під масивним резервуаром розуміють потужні товщі порід, що складаються з багатьох проникних пластів, не відділених один від одного погано проникними породами.

Більшість масивних резервуарів особливо широко поширених на платформах, представлено вапняково-доломітізірованний товщами.

Слабо проникні породи покривають всю цю товщу зверху. За характером складають їх порід масивні резервуари поділяються на дві групи:

1. однорідні масивні резервуари - складені порівняно однорідної товщею порід, більшою частиною карбонатних (Малюнок 1.2а).

Малюнок 1.2а - Схема однорідного масиву

2. неоднорідні масивні резервуари - товща порід неоднорідна. Літологічних вона може бути представлена, наприклад, чергуванням вапняків, пісків і пісковиків, зверху перекритих глинами. (Малюнок 1.2б)

Малюнок 1.2б - Схема неоднорідного масиву

Резервуари неправильної форми, літологічно обмежені з усіх боків (Малюнок 1.3). У цю групу об'єднані природні резервуари всіх видів, в яких насичують їх газоподібні і рідкі вуглеводні оточені з усіх сторін або практично непроникними породами, або породами, насиченими слабоактивних водою.

Малюнок 1.3 - Резервуар, літологічно обмежений з усіх сторін практично непроникними породами

Яким би не був механізм утворення вуглеводнів для формування великих скупчень нафти і газу необхідно виконання низки умов:

• наявність проникних гірських порід (колекторів);

• непроникних гірських порід, що обмежують переміщення нафти і газу по вертикалі (покришок);

• а так само пласта особливої ​​форми, потрапивши в який нафта і газ виявляються як би в глухому куті (пастці).

Пастка - частина природного резервуара, в якому завдяки різного роду структурним дислокациям, стратиграфічному або літологічним обмеження, а так само тектонічному екрануванню створюються умови для скупчення нафти і газу.

Гравітаційний фактор викликає в пастці розподіл газу, нафти і води за питомими вагами.

Типи пасток (Малюнок 1.4):

Структурна (сводовая) - утворена в результаті вигину шарів;

Стратиграфічна - сформована в результаті ерозії пластів - колекторів і перекриття їх потім непроникними породами;

Тектонічна - утворена в результаті вертикального переміщення місць обриву відносно один одного, пласт-колектор у місці тектонічного порушення може стикатися з непроникною гірською породою.

Літологічна - утворена в результаті літологічного заміщення пористих проникних порід непроникними.

Близько 80% покладів у світі пов'язане з пастками структурного типу.

Малюнок 1.4 - Типи пасток

Скупчення нафти, газу, конденсату та інших корисних супутніх компонентів, зосереджені в пастці, обмежені поверхнями різного типу, в кількості, достатній для промислової розробки, називається покладом.

Типи: пластова, масивна, літологічно обмежена, стратиграфічні обмежена, тектонічно екранована (Малюнок 1.5а - д).

Малюнок 1.5а - Пластовий тип поклади

Малюнок 1.5г - Поклад тектонічно екранованого типу

Необхідні такі умови для формування родовищ нафти і газу в залягають в глибинах землі відкладеннях, з яких економічно вигідно видобувати вуглеводні: наявність відповідних порід-колекторів і щодо непроникних покришок і пасток, які запобігають витік вуглеводнів до земної поверхні.

Найпростішим типом структурної пастки є вигнута вгору складка-антиклиналь (рис. 1.6, а). Складчастість може бути результатом скорочення земної кори, скидання в глибинах землі, магматичної діяльності, впровадження соляних мас, вона може бути викликана ущільненням над виступом похованого рельєфу або розчиненням порід. Скупчення нафти і газу в антикліналей відбувається за рахунок уловлювання рухомих вгору крапельок рідини і бульбашок газу аркою зім'ятих в складки пластів. На флангах складки під нафтою накопичується більш важка пластова вода. Одне з найбільших нафтових родовищ світу - Гхавар в Саудівській Аравії - пов'язано саме з цих антикліналей.

Одним із специфічних видів антикліналей є соляні куполи (рис. 1.6, в). Вони являють собою штоки або призми солі, вичавленою з великих глибин. Куполи мають в плані округлу або еліптичну форму діаметром майже 1 км і заввишки 6 і більше км. Ці купола частково проривають шари осадових порід, а залягають над ними пласти вигинаються як антикліналі або купола. Поклади нафти можуть формуватися в покриває соляний купол антикліналі, у шарах, обмежених стінкою соляного купола, і в вилужених кавернозних породах покрівлі купола (кепрокі).

Тектонічно обмежені пастки (рис. 1.6, б), як і антикліналі і соляні куполи, є різновидом структурних пасток. Пастка цього типу утворюється за рахунок того, що при зсуві (взаємне переміщенні пластів) проникні пласти вгору по підняттю в зоні розлому екрануються непроникним глинистим бар'єром, який ефективно перегороджує рух нафти вгору по підняттю проникного насиченою водою похило залягає пласта.

Якщо пласти-колектори латерально заміщуються непроникними породами, виникає стратиграфічна пастка (рис. 1.6., Г). Основна причина зміни пористості і проникності пласта в просторі пов'язана із змінами умов осадконакопичення за площею. Іншою причиною зміни колекторних властивостей є розчиняє дію пластових вод. Так, ділянками може розчинятися карбонатний цемент у пісковиках. Велику роль відіграє освіта каверн в карбонатних породах. Важливий вид стратиграфічних пасток утворюється при зрізанні, ерозії серії похило залягають пластів, у тому числі пористих і проникних, та подальшому їх перекритті непроникними породами-покришками.

Міграція нафти і газу - будь-яке переміщення цих речовин у земній корі. Можливості, види його контролюються факторами, що діють в тих чи інших умовах геологічної обстановки: фізичними властивостями, станом мігруючих нафти і газу, властивостями р. п. та участю в міграції підземних вод. Міграція, по Іллінгу, підрозділяється (Illing, 1934) на первинну (процеси пересування нафти і газу в нефтематерінскіе породи, включаючи проникнення їх у колектор) і вторинну (міграція в колекторі, яка веде до утворення покладів). Крім того, вона поділяється на вертикальну і бокову.

За фізичну природу міграційні процеси поділяються В.А. Соколовим (1956) на:

1) фільтрацію нафти і газу в проникних гірських порід при наявності перепаду тиску;

2) спливання нафти і газу у воді, що містяться. в гірських породах;

3) міграцію нафти і газу, обумовлену рухом підземних вод; 4) віджате нафти і газу при ущільненні або деформації гірських порід;

5) переміщення нафти і газу під дією капілярних і сорбційних сил;

6) прориви газу або нафти через глинисті пластичні шари;

7) дифузію нафти і газу в м. п. і водах за наявності різниці концентрацій.

По напрямку і загального характеру процесу міграція нафти і газу підрозділяється на:

1) первинну, тобто міграцію з глинистих чи інших щільних п. в сусідні піщані чи інші породи-колектори;

2) пластову, або латеральну, що йде по пористим піщаним і ін пластів;

3) вертикальну, що йде впоперек нашарування та спрямовану до земної поверхні.

Оскільки промислове скупчення (поклад) нафти або газу можна розглядати тільки як тимчасову затримку на шляхах їх міграції від вогнищ нефтеобразования до повного руйнування покладів (в силу окислювальних процесів або метаморфізму), велика частина перерахованих факторів і видів міграції є активними і на стадії руйнування (розсіювання ) сформувалися покладів.

Безперечними і абсолютно очевидними слід визнати два факти: знаходження в зразках керна материнських порід залишків керогена і знаходження власне нафти (включаючи АСВ) у зразках колекторів, незалежно від речового їх складу.

Перший факт свідчить про те, що ОВ знаходилося в глинистих опадах, другий, що воно частково було евакуйовано в довколишній колектор. У який час і на якій глибині занурення це сталося - не може бути точно встановлено. Згідно існуючим уявленням нафту «дозріла», коли материнські пласти опустилися приблизно на 2 або 3 км (в інтервал нафтового «вікна»), і після цього вже готова нафта стала надходити в колектор, а на великих глибинах став виходити газ. Все це знадобилося Н.Б. Вассоевичу та іншим, щоб пояснити вертикальну зональність розподілу нафтових, газоконденсатних і газових покладів ВВ, яка спостерігається повсюдно. На цьому була побудована і продовжує існувати осадово-міграційна теорія освіти і скупчення нафти.

Розуміючи, що на глибинах 2 - 3 км глини перебувають у стані граничного ущільнення і стають флюїдоупор, тобто фактично непроникними породами, говорити про їх генераційної потенціал і його можливості щонайменше несерйозно. Звідси можна припускати, що процес еміграції нафти мав місце на більш ранніх, якщо не початкових, стадіях занурення (А. Перродон «Геодинаміка нафти. Буссенс». «Ельф-Акіта», 1985 р.). При цьому розсіяна микронефтью залишалася в колекторі, там відбувалися її наступні перетворення і звідти починалася її міграція до скупчення в пастках.

Важкі високов'язкі нафти, що містять нікель, ванадій та інші порфіриновий комплексообразователи, є ще одним доказом органічного походження рідких УВ. Як правило, вони знаходяться в карбонатному колекторі або пройшли через нього. Те, що це залишки органіки не викликає сумнівів, тому що отримати їх штучним шляхом (за рахунок синтезу з метану в природних умовах) навряд чи можливо.

На сьогоднішній день можна з упевненістю констатувати, що величезні маси бітумінозних сланців поверхневого залягання (наприклад кукерсіти в Естонії) - це наочний посібник адептам неорганічного синтезу нафти. Вони свідчать про процеси скупчення і поховання ВВ на територіях (або акваторіях мілководдя), які потім не піддавалися опускання і залишилися у вигляді керогенонаполненних нашарувань глин близько до поверхні. Баженовскій свита (Західний Сибір) - це інший приклад, коли материнські породи (ті ж сланці) занурилися на глибину 2 700-2 850 м.

Концентрацію ОВ в сланцях важко пояснити без участі маси бактерій. Можливості її росту при наявності живильної бази воістину невичерпні. Загибель бактерій, що виконують первинну роботу з розкладання і деструкції органічного детриту, в значній мірі поповнює обсяги керогена. Нафта лише зароджується в утробі материнських порід, звідки йде, і інший час життя проводить в колекторах.

Визнаючи межрезервуарние перетоки УВ по січним розламах, а також скидів і підкидання, геологи тим не менш не розглядають це як загальний механізм формування покладів. Характерні приклади: третє за запасами газове родовище Гронінген (Нідерланди, Stauble etMilis, 1970), нафтогазове родовище Гронде (Габон, Vidal, 1979). Остання показово в тому, що виключає заповнення пастки як проточною структури, тому що антиклиналь розрізана невеликим грабенами. Крила містять нафту (28 млн. т з щільністю 0,88) і газову шапку, а пісковики грабена порожні.

Про газовий перенесення розсіяною микронефтью по пластах-колекторам кабонатних порід говорять і скупчення в покладах УВ, перекритих евапорітовимі покришками, значних домішок сірководню.

Про ранню евакуації ОВ з материнських порід в колектори свідчить той факт, що бактерії, у тому числі представники залізобактерій (Leptothrix) були присутні в органогенних колекторах. На фото 1, 2, 3 наводяться мікрознімків зрізів порід, взятих керном з карбонатних відкладень Південного Узбекистану (J2 і J3). З них чітко видно сусідство і асоціації бітумів з включеннями піриту і сідеріта, які є продуктами роботи залізобактерій. Іншої причини їх спільного перебування немає. Пірітізація пов'язана з бактеріальним відновленням сульфатів у стабільні форми (пірит (Fe S2), що забезпечується присутністю сірководню і реакційно-здатного заліза в карбонатних колекторах. Наявність крім піриту ще й сідеріта (Fe СОЗ) дає підстави стверджувати, що залізобактерій було багато і їх робота тривала довго.

Якщо прийняти, що еміграція УВ відбувається на початковій стадії занурення опадів (в інтервалі перших сотень метрів), то швидкість міграції і дальність розносу микронефтью в колекторах буде залежати не тільки від часу, а й від глибини, враховуючи ущільнення осадових порід і їх проникність. Лінією відліку латеральної міграції УВ, відповідно до теорії конвергенції, може служити найближчий глибинний розлом (лінеаментів). Це важливий пошуковий ознака, цілком піддається прогнозному розрахунку, якщо вважати газові потоки рушійною силою міграції.

Газові потоки глибинного абіогенного генезису, що виділяються в теорії конвергенції УВ, як збирачі і носії розсіяною микронефтью, явно проглядаються при формуванні нафтових і газових покладів у Передкавказзі.

Газ, висхідний з розлому в передгірному прогині, накопичувався в колекторах юри, крейди і палеогену і спочатку заповнював передові пастки. Враховуючи систему тріщин, Оперяють глибинний розлом, і можливість межрезервуарних перетоків, вертикальна зональність покладів в передовому прогині закономірна: найбільше число нафтових скупчень (більше 90) виявлено в інтервалі від 500 до 1 500 м; в інтервалі 1 500-2 000 м їх стає 29 , 2 000-2 500 м - 18. Нижче в основному газові поклади.

На платформних територіях спостерігається інша картина: найбільша кількість газових покладів припадає на інтервал 500-1 000 м (понад 20); в інтервалі 2 000-2 500 м - газоконденсатні скупчення, нижче 3 500 м - невеликі нафтогазові. Це говорить про те, що при латеральної міграції запаси нафти були вичерпані, а УВ-гази продовжували надходити у великих обсягах. У кінцевому рахунку і вони припинилися в пізньому палеогені, тому що неогенові пастки виявилися порожніми.

Гідродинамічні розрахунки показують, що латеральна міграція газу і нафти різниться на два порядки величини і більше. Те, що газ приходить в пастку першим і звільняє її від води і тим самим вирішує проблему заміщення, має дуже важливе значення. Досліди змішування води та нафти і розміщення емульсії всередині товченого піску або карбонатної породи засвідчили, що самовільного поділу фаз не відбувається протягом більше року. І тільки штучне створення газової фази всередині вміщає породи призводить до стратифікованому розподілу флюїдів газ-нафта-вода.

Розглянемо модель формування та закономірності розміщення вуглеводневих покладів у прикаспійської западині.

На сучасному етапі вивченості Прикаспійської западини даними нефтепоіскових робіт встановлена ​​регіональна нафтогазоносність її осадового виконання від девонських відкладів до сучасних, тобто всього розкритого бурінням розрізу. Розгляд результатів багатьох сотень аналізів по загальному, груповому, структурно-групового та іншим складам нафт, а також газів і газоконденсат цього регіону, отриманих з різних стратиграфічних підрозділів, приводить до висновку про надзвичайний різноманітності ряду цих вуглеводневих сполук, в полярних точках якого знаходяться газоконденсату і бітуми (кори). Систематизація рідких вуглеводнів (ВВ) (нафт) по стратиграфічному принципом виявилося практично нездійсненною з огляду на те, що в межах кожного стратиграфічного підрозділу зустрічаються нафти від конденсатних до обсмолені. У той же час різні стратиграфічні рівні містять однотипні за складом нафти.

Емпірично було встановлено, що велика їх частина, а саме вісім нижніх продуктивних горизонтів, що залягають на глибинах 600-4 400 м в широкому стратиграфічному діапазоні від конгломератового ніжнетріасового горизонту до башкирських відкладів включно, містять нафти одного складу. Вони мають парафіно-нафтенові підставу, близький вуглеводневий склад, щільність 0,82-0,84 р. / см?, Фракцію, що википає до 200? З (25-35%) і смолисто-асфальтенових складову (10-14%). У той же час нафти п'яти верхніх горизонтів (глибина залягання 250-550 м), приурочені до Юрського-крейдяного комплексу і двом ніжнетріасовим горизонтів, відрізняються від нафт нижніх горизонтів підвищеної смолистістю і майже повною відсутністю або значним пониженням бензинової складової, що відбивається і в їх щільності (0,88-0,92 р. / см?). Як показало вивчення ізолюючих властивостей глинистих утворень над верхніми продуктивними горизонтами, вони рясніють відкритими мікротріщинами, на стінках яких найчастіше відзначаються прімазкі нафти. Ці мікротріщини і з'явилися шляхами фільтрації газової та інших складових нафт з покладів і відходу їх в атмосферу.

Підвищення смолистості нафт верхніх горизонтів пов'язано зі збільшенням впливу на них гіпергенних факторів.

Таким чином, емпірично була встановлена ​​певна вертикальна зональність у розподілі складів нафт по розрізу в межах одного родовища з найбільшим стратиграфічним діапазоном нафтогазоносності.

Пояснення спрямованої зміни складу нафт верхніх горизонтів розрізу в бік їх ущільнення за рахунок низьких ізолюючих властивостей флюїдоупор над ними дозволило зробити два основні висновки про нафтах нижніх горизонтів. Перший з них зводиться до того, що однотипність їх складів, враховуючи широкий стратиграфічний діапазон розміщення і велику просторову роз'єднаність, можна пояснити тільки єдиним джерелом заповнення пасток, що містять ці нафти, що знаходиться нижче. Другий висновок говорить про те, що між нафтовмісними пластами існують досить надійні флюїдоупор, що виключають можливість скільки-небудь значних перетоків УВ з одного продуктивного пласта в інший. Вивчення ізотопного складу УВ у вузьких фракціях нафт (як нижніх, так і верхніх горизонтів), а також розгляд індивідуальних УВ, підтвердило зроблений висновок про єдиний їх основі, тобто про вертикальному способі формування цього родовища. Сутність такого способу формування полягає в тому, що нафта по проводить каналу струйно мігрувала вгору і заповнювала під тиском по шляху просування все зустрічаються колекторські породи незалежно ні від їх стратиграфічної приналежності, якості, глибини залягання, що екранують властивостей флюїдоупор над ними, ні від структурного фактора. Оскільки напруга в надрах наростає щодо поступово і його розвантаження здійснюється також не миттєво, заповнення однотипними вуглеводневими флюїдами відбувається послідовно знизу вгору в міру поступового розриву суцільних гірських порід до повного завершення цього процесу.

З загасанням тектонічної активності і закриттям провідного каналу закінчується перший етап формування родовища. До цього моменту однотипні вуглеводневі сполуки, які з нафт з розчиненими в них газами і мають такий же склад, як у нижніх горизонтах, опиняються в різноманітних геологічних умовах. З цього моменту починається другий етап - переформування покладів у відповідності з цими умовами. Окремим випадком є достатня ізоляція вуглеводневих скупчень, як спостерігається у восьми нижніх горизонтах Кенкіяк, де склади нафт практично не змінилися в порівнянні з початковими.

Значно частіше зустрічаються випадки відсутності у розрізі надійних флюїдоупор, що є причиною розвитку дифузійно-фільтраційних процесів, які й породжують виключне різноманіття складів нафт, що спостерігається в западині. Розглянемо один з основних варіантів перерозподілу вуглеводневих скупчень, коли між двома покладами з однотипною нафтою знаходиться товща з недостатньо хорошими ізолюючими властивостями, а над верхньою - надійний флюїдоупор. Очевидно, газоконденсатні компоненти нижньої нафтового покладу витіснять нафту з верхньої пастки по латералі через замок структури. У верхній пастці виявиться не нафтова, а газоконденсатні поклади. Нафта верхній пастки, проходячи через колекторські пласти, буде фільтруватися, втрачаючи по шляху просування асфальтно-смолисті компоненти і перетворюючись на нафту фільтрованого типу. Її просування буде тим далі від точки початку латеральної міграції, чим більше газоконденсатних компонентів надходить знизу. Витісняє її газоконденсат на шляху латеральної міграції по колектору сформує під зустрінутих пастках дочірні газоконденсатні поклади. Це один з основних шляхів утворення газоконденсатних покладів в западині. У випадку обмеженого підтікання газоконденсатних компонентів знизу з верхньої поклади мігрує по латералі лише частина нафти і у верхній пастці поклад стане газонафтової. Досить переконливим доказом здійснення догляду газоконденсатних компонентів з нафт є знаходження в різних стратиграфічних підрозділах і на різних, іноді досить великих глибинах нафт важких, отбензіненних, але не окислених, так званих псевдогіпергенних.

Нафти нижньої поклади, що втратили легколетучие компоненти, стають важчими, ніж вихідна нафту, і будуть тим щільніше, ніж більшу частину рухомих компонентів вони втратили (див. малюнок).

Модель поетапного формування нафтових і газоконденсатних покладів Прикаспійської западини.

а - перший етап; б - другий етап

1 - газоконденсат, 2 - нафта; 3 - вода; 4 - щільність вуглеводнів (г / см?); 5 - непроникний флюїдоупор; 6 - флюїдоупор, проникний для легких УВ; 7 - субвертикальних канал струменевого міграції УВ; 8 - слід субвертикальних каналу міграції УВ; 9 - напрямок дифузійно-фільтраційного потоку УВ; 10 - напрямок літеральної міграції УВ.

Можна сформулювати наступні висновки:

Формування і розміщення всіх вуглеводневих покладів западини обумовлено первинної вертикальної та вторинної вертикально-латеральної міграцією УВ.

Нафти западини мають єдине джерело і, як наслідок, початковий близький склад, наведений вище.

Відхилення від початкового складу нафти, обумовлене її міграційним фракціонуванням, є пошуковим критерієм для відкриття нових покладів вуглеводнів з прогнозом їх місця розташування, кількісної оцінки і фазового стану.

Склад нафти будь поклади, виражений через вміст у ній бензину і сумарна кількість смол і асфальтенів і відбитий в її щільності, - показник механізму формування поклади.

Процеси газоутворення і газонакопичення розглянуті багатьма

дослідниками. Однак питання про вертикальної міграції газу з нижніх частин розрізу відкладень у верхні освітлений, на наш погляд, недостатньо повно.

Основні запаси газу, як відомо, зосереджені на відносно невеликих глибинах. Передбачається, що формування покладів тут відбувалося за рахунок газу, що утворився на великих глибинах, у нижній зоні інтенсивного газоутворення.

Велика роль «нижніх» газів при формуванні покладів переважно газоносні області приурочені до глибоких басейнів осадконакопичення і що більше 2 / 3 основних нафтогазоносних областей і провінцій світу з потужністю осадових порід понад 4 км є переважно газоносними, в той час як серед провінцій з товщею опадів менше 4 км, навпаки, переважають переважно нафтоносні.

Аналіз просторового розміщення газових родовищ із запасами більше 100 млрд. м3 і геологічних умов їх формування, проведений П.К. Куликовим (1976 р.), показав, що ці родовища мають різний генезис і представлені декількома типами. Зокрема, їм виділено окраїнні (по відношенню до областей максимального занурення басейнів осадконакопичення) та центральні типи родовищ. Освіта останніх, на П.К. Куликову, є результатом міграції газу з глибокозалягаючих газоматерінскіх товщ у верхні частини розрізу осадових басейнів, тобто прямий дегазації глибинної зони газоутворення. Поклади цих родовищ в басейнах з піщано-глинистим розрізом формуються у верхніх горизонтах, а в басейнах з потужними евапорітовимі товщами - безпосередньо під ними.

У глибоких зонах катагенезу (більше 3 км) інтенсивність процесів газоутворення може бути досить високою, а Газоємка порових вод глинистих товщ незначною, що призводить до виникнення надлишкового (струменевого) газу в материнських породах і переміщенню його в природний резервуар. В останньому він буде перебувати якийсь час в нерухомому стані. При критичній газонасиченості почнеться переміщення газової фази в природному резервуарі і акумуляція газу в пастках. Формування покладів газу в нижніх зонах відбувається також у результаті його виділення з води при висхідних тектонічних рухах. Перенесення газу в розчиненому стані водою має підпорядковане значення. Тому масштаби утворення надлишкового газу при їх русі невеликі.

У верхніх зонах катагенезу умови формування газових покладів істотно відрізняються від нижніх. Тут процеси генерації газу в породах протікають не так інтенсивно. Значну роль у насиченні підземних вод у цих зонах грає «нижній» газ. Рух підземних вод, зниження регіонального базису розвантаження підземних вод і висхідні тектонічні рухи - всі ці процеси призводять до дегазації пластових вод і утворенню газової фази.

Істотне значення у процесах концентрації первічнорассеянного газу має дифузія (і в нижній, і у верхній зонах катагенезу). У результаті дифузії газ з нижніх зон надходить у верхні. За регіонального характер такого вертикального переміщення газу відбувається донасищеніе підземних вод у верхніх зонах і утворення надлишкового газу після їх насичення.

Необхідність побудови саме такої геологічної моделі вертикальної міграції регіонального переміщення газу з нижніх зон у верхні зумовлюється як регіональним характером накопичення вихідного ОВ в осадових товщах і подальшої газогенерацію, так і регіональної первинної міграцією газу, а також надзвичайно низькою інтенсивністю цих процесів. Струминне надходження газу з нижніх зон у верхні можливо лише на локальних ділянках (прорив газу з пасток через породи покришки, розривні порушення). Вертикальна струменевий міграція УВ не може здійснюватися повсюди і водночас. І, навпаки, регіональна вертикальна міграція, яка відбувається одночасно й повсюдно на великій території, не може бути струменевого.

На думку В.П. Савченко (1952 р.), сучасні поклади нафти і газу утворилися головним чином за рахунок перерозподілу УВ між пастками допомогою струменевого міграції, а первинна міграція нафти і газу, в якій би формі вона не відбувалася, для більшості нафтогазоносних районів є давно пройшли етапом (1977 р.).

Таким чином, поняття про первинних і вторинних покладах має у В.П. Савченко інше тлумачення в порівнянні з поширеним уявленням, згідно з яким первинними є поклади, що утворилися в газоматерінской товщі (в проникних її прошарку), а вторинними - виникли за межами газоматерінскіх комплексів. Однак поділ покладів на первинні та вторинні за ознакою, запропонованому В.П. Савченко, не викликає принципових заперечень.

Первинні та вторинні поклади формуються на кінцевих етапах за рахунок струминного газу з тією лише різницею, що при утворенні первинних струменевий міграція відбувається лише в самій пастці або в її межах уловлювання, а при формуванні вторинних перетік УВ відбувається з однієї пастки до іншої або ж з одного природного резервуара в інший. Вторинні скупчення формуються в результаті акумуляції газу, до цього перебував у покладах в концентрованому і газоподібному стані. Первинні містять газ, який колись був розсіяний (у газоподібному або розчиненому стані).

При формуванні первинних покладів, як показав В.П. Савченко, вертикальна міграція газу в пластах-колекторах (від їх підошви до покрівлі) відбувається в основному в розчиненому стані. При незначній інтенсивності утворення надлишкового газу останній переноситься в дифузійному потоці до покрівлі пласта, де і утворюється газова фаза. Виділився з пластових вод газ в прікровельной частини мігрує в струминному вигляді, але вже не у вертикальному, а в латеральному напрямку. Газ рухається по підняттю шарів і акумулюється в пастках. Таким чином, формування газових покладів завершується акумуляцією струминного газу, який до цього міг знаходитися в іншому стані.

Широкомасштабна повсюдна регіональна вертикальна міграція в осадових товщах з газоматерінскіх і перекривають їх відкладень здійснюється в основному в розчиненому вигляді (в дифузійному потоці).

Роль дифузійних процесів при формуванні газових покладів вивчена не повною мірою. Безсумнівно, що дифузія сприяє міграції газу у вертикальному напрямку. Це призводить не тільки до розсіювання газу (з утворених покладів в періоди їх руйнування), але і концентрації його (в періоди газонакопичення). Природно, що ця міграція тягне за собою не тільки винос газу з водогазонасищенного пласта, але і надходження його в інший пласт, з якого, у свою чергу, газ також виноситься в дифузійному потоці в наступний вищерозміщений шар і так далі.

У вертикальній і латеральної міграції, в «розсіяною та концентрованої» формах руху газу знаходять своє вираження процеси газонакопичення у верхніх і нижніх зонах катагенезу, в результаті яких утворюються газові поклади, як у внутрішніх, так і зовнішніх, окраїнних, частинах осадових басейнів.

Середня інтенсивність цих процесів за якийсь відрізок геологічного часу, наприклад за етап занурення, порівнянна з інтенсивністю дифузії газу у водонасичених, точніше водогазонасищенних, породах, що ці процеси мають регіональний характер і, отже, у певних геологічних умовах формування первинних газових покладів відбувається за рахунок вертикальної регіональної міграції первинно-розсіяного газу з глубокопогруженнимі материнських порід у вищерозміщені відкладення. Ця модель формування первинних газових покладів центрального типу представляється нам найбільш обгрунтованою для газоносних регіонів, приурочених до глибоких западин, в нижній частині розрізу

2. Сейсмічна зйомка заломлення води

Сейсмічний метод заснований на властивостях поширення пружних хвиль в земній корі. Пружні хвилі штучно створюються в земній корі шляхом вибухів в дрібних свердловинах. Закони руху сейсмічних хвиль, що йдуть від місця вибуху, аналогічні законам руху звукових хвиль. Швидкість поширення пружних хвиль у різних породах різна. Так, наприклад, швидкість їх у глинах змінюється в межах 1,8-2,1 кілометра в секунду, у вапняках 3,2-5,5, в кварцитах 4-7 кілометрів на секунду. Пружні хвилі здатні переломлюватися при переході з одного середовища в іншу, подібно до того як це відбувається зі світловими хвилями при переході їх з однієї, середовища в іншу, наприклад з повітря у воду. Зустрівши на своєму шляху перешкоду з щільних порід, сейсмічні хвилі відбиваються від них, подібно до того як отобржаются звукові хвилі від стін, створюючи луна.

У твердому тілі при раптовому додатку сили виникають пружні коливання, або хвилі, звані сейсмічними, сферично поширюються від джерела порушення. Відомості про внутрішню будову Землі отримують за результатами аналізу часів пробігу сейсмічних хвиль від джерела коливань до реєструючим пристроїв (часи пробігу хвиль залежать від щільності середовища на їх шляху).

Сейсмічні хвилі генеруються або штучними вибухами в неглибоких свердловинах, або за допомогою механічних вібраторів. У морській сейсміці для порушення сейсмічних хвиль використовується пневмопушка. Застосовуються також ехолотний випромінювачі пружних коливань великої потужності, електроіскровим розряди та інші засоби.

Направлені вниз генеруються хвилі, досягаючи геологічної кордону (тобто порід, склад яких відрізняється від верхніх), відображаються подібно луні. Реєстрація цього «відлуння» детекторами називається методом відбитих хвиль. Заломлююча на геологічній кордоні хвилі поширюються також і горизонтально (уздовж її поверхні) на великі відстані, потім знову переломлюються, прямують до земної поверхні і реєструються далеко від сейсмічного джерела.

Реєстрація сейсмічних хвиль ведеться чутливими приладами сейсмоприемниками, або геофони, які розташовуються на земній поверхні або в свердловинах на певній відстані від місця порушення хвиль. Геофони перетворять механічні коливання грунту в електричні сигнали. При морських дослідженнях для реєстрації сейсмічних хвиль використовуються детектори тиску, звані гідрофонами. Пружні коливання записуються у вигляді траси на папері, магнітній стрічці або фотоплівці, а останнім часом зазвичай на електронні носії. Інтерпретація сейсмограм дозволяє виміряти час проходження хвилі від джерела до відбиває шару і назад до поверхні з точністю до тисячних часток секунди. Швидкість сейсмічних хвиль залежить від пружності і щільності середовища, в якій вони поширюються. У воді вона становить бл. 1500 м / с, у неконсолідованих пісках і грунтах, що містять повітря в порових просторах, - 600-1500 м / с, у твердих вапняках - 2700-6400 м / с і в найбільш щільних кристалічних породах до 6600-8500 м / с (в глибинних шарах Землі до 13 000 м / с).

Відображення. При використанні методу відбитих хвиль реєстрація здійснюється набором геофони, рівномірно розташованих на земній поверхні на одній лінії з джерелом порушення. Зазвичай використовується 96 груп геофони, кожна з яких налічує від 6 до 24 з'єднаних разом приладів.

Оскільки відомі відстань до геофони і швидкість поширення сейсмічних хвиль в досліджуваних породах, за часами пробігу хвиль можна розрахувати глибину відбиває кордону. Шлях хвилі може бути описаний у вигляді двох сторін рівнобедреного трикутника (так як кут падіння дорівнює куту відбиття), а глибина відбиває шару відповідає його вершині. Сумарна довжина сторін такого трикутника дорівнює твору часу проходження хвилі і її швидкості. Глибини поверхні відбиття розраховуються в межах досить великої площі, що дозволяє простежити конфігурацію пласта, виявити і нанести на карту соляні куполи, рифи, розломи і антикліналі. Будь-яка з цих структур може виявитися нафтової пасткою.

Заломлення. Методом заломлених хвиль досліджуються літологія і глибина залягання гірських порід, а також конфігурація покладів і геологічних свит. Він використовується і при інженерно-геологічних вишукуваннях, в гідрогеології, морський і нафтової геології. Сейсмічні хвилі порушуються поблизу земної поверхні, а детектори, реєструючі заломлені хвилі, розташовані на земній поверхні на деякій відстані від джерела коливань (іноді віддаленому на багато кілометрів). Першою досягає детектора та переломлена хвиля, яка слідувала по найкоротшому шляху від джерела до приймача. За годографа (графіку часу приходу першого імпульсу хвиль до сейсмоприемниками, розташованим на різних відстанях від джерела) визначають швидкість поширення хвиль, а потім обчислюють глибину залягання заломлюючої поверхні.

Для успішного застосування методу слід знати властивості порід, що залягають а даному районі. Тому необхідно мати хоча б один вивчений розріз глибокої свердловини. Сейсмічна розвідка є одним з найбільш поширених методів, що застосовуються для відкриття структурних піднять. В останні роки, у рівнинних районах цей метод у поєднанні з електророзвідки, а іноді й іншими геофізичними методами, дає можливість виявляти антиклінальні підняття там, де геолого-структурна зйомка виявилася безсилою.

Список використаної літератури

1 Паркер В.Г. «Міграція та акумуляція нафти і природного газу» 1948 р., 176 с.

2 Єременко Н.Л. «Геологія нафти і газу». М. Недра, 1961 р. 372 с.

3 Жданов М.А. «Нафтогазопромисловий геологія». М. Недра. 1962 537 с.