Материал: Ermolkin_V.I._Sovremennye_predstavleniya_o_fazovoy_zonalnosti_uglevodorodov

Рис. 1. Модель генетической фазовой зональности углеводородов

Залежи углеводородов:

1 - газовые; 2 - нефтяные; 3 - газоконденсатные (первичные); 4 - газоконденсатные (вторичные). Залежи вторичных газаконденсатов нане­

сены по данным современных температур.

Зоны образования вторичных газоконденсатов:

1 - в результате прямого испарения нефти в газ;

11 - в результате растворения нефти в сжатом газе.

Первичные газоконденсаты:

А - слабо превращенные; Б - превращенные; В - резко превращенные

10

пластовое сжатие, являются сверхгидростатические пластовые

давления, темпы нарастания которых с глубиной значительно

опережают темпы нарастания температур. В связи с этим целесо­ образно было на фазовой диаграмме величину пластового дав­ ления оценить коэффициентом сверхгидростатичности Кс (от­ ношение фактического пластового давления к гидростатичес­

кому, вычисленному для той же глубины).

Анализируя фазовую диаграмму, можно констатировать, что образование и размещение углеводородных скоплений в разрезе осадочного чехла литосферы происходит в двух термабарических мегазонах: верхней и нижней. Для верхней мегазоны характерны

нормальные гидростатические и аномально низкие пластовые

давления, для нижней - повышенные и высокие сверхгидроста­

тические пластовые давления. В верхней термабарической мега­

зоне ~составляют 0,75-1,0, в нижней- 1,1-2,2. Граница тер­

мабарических мегазон проводится в пределах значений Кс от 1,О

ДО 1,1.

По сочетанию палеотемператур (Т, "С) и коэффициентов сверх­ гидростатичности Кс модель генетической фазовой зональности

углеводородов дифференцируется на ряд зон нефтегазообразо­ вания, которые для области высоких температур (глубоких гори­

зонтов нижней термабарической мегазоны) могут соответство­

вать зонам нефтегазонакопления, так как здесь палеотемпературы

близки к современным. Это зоны: газовая (низкотемпературная),

газонефтяная, нефтяная, газоконденсатная (первичная) и газовая

(высокотемпературная).

Модель генетической фазовой зональности углеводородов

позволяет высказать мысль, что в условиях нормальных гидроста­

тических давлений процесс генерации нефти начинается при температуре 65 ос и затухает на рубеже 120-125 ос. Однако обра­

зование и существование нефтяных углеводородов возможно и при высоких температурах (до 200 ос и более), если эти темпера­

туры в недрах взаимосвязаны с соответствующими сверхгидро­

статическими пластовыми давлениями (Кс = 1,2-1 ,95).

В пределах палеотемператур от 65 до 85 ос при Кс равных 1,0, выделяется газанефтяная зона, жидкая фаза в которой увеличи­ вается по мере роста температур. При возрастании коэффициен­

тов сверхгидрастатичности пластовых давлений температура

зоны достигает 11 О ос, но одновременно с этим пределы ее быс­

тро сближаются, и на границе Кс = 1,6; Т= 110 ос газанефтяные

11

УВ исчезают. Исчезновение газанефтяной зоны связано с ретро­ градными явлениями. С ростом сверхгидрастатичности пластовых давлений свыше 1,3 увеличивается роль межмолекулярного взаи­

модействия в сжатом газе, свойства которого начинают прибли­ жаться к свойствам жидкости, что ведет к резкому возрастанию растворимости нефтяных углеводородов в сжатом газе и образо­

ванию качественно нового состояния - газаконденсатнога (вто­

ричные газоконденсаты).

На схеме различают две зоны газообразования: низкотемпе­ ратурную (<65 ОС) и высокотемпературную (>150 ОС), которые,

очевидно, следует связывать соответственно с газом ранней и по­

здней генерации. Среди углеводородных состояний генетическо­

го ряда между зонами образования нефти и высокотемператур­

ного газа отчетливо выделяется газоконденсатная зона, палео­

температурные пороги которой в условиях гидростатических дав­

лений составляют 120-150 ос, а в условиях сверхгидростатичес­ ких пластовых давлений нижний порог ее подымается до 180 °С. Это зона первичных газаконденсатов - самостоятельный про­ дукт преобразования ОВ.

Для верхней термабарической мегазоны в условиях гидро­

статических давлений, где Кс равны 1,0, важную роль в форми­

ровании генетических зон наряду с палеотемпературами играет

геологическое время. Результаты проведеиных исследований по­ зволяют представить схему изменения фазового состояния угле­

водородной системы в зависимости от геохронотермических ус­

ловий (табл. 1).

Таким образом, основными признаками вьщеления генетичес­

ких зон фазовой зональности УВ нижней термабарической мега­ зоны являются палеотемпературы и коэффициенты сверхгидро­

статичности пластовых давлений. Для надежности выделения зон

в условиях гидростатических давлений (Кс = 1) верхней термаба­ рической мегазоны, наравне с Т, ОС и Кс, необходимо также учиты­ вать время воздействия нарастающих температур на ОВ.

Модель генетической фазовой зональности углеводородов (см. рис. 1) универсальна. Она позволяет выявить зоны нефтегазо­

образования и установить границы фазаваразличных зон в пре­

делах определенных сочетаний тnалео' ос - кс по всем нефтегазо­

носным территориям мира. Однако модель не дает нам картины

вертикальной фазовой зональности УВ, так как вертикальная зо­

нальность ассоциируется с глубиной залегания нефтегазомате-

12

Таблица

Изменения фазового состояния углеводородной системы верхней термабарической мегазоны

в зависимости от геохроиотермических условий

ринских толщ (палеозональность) либо нефтегазосодtржащих

толщ (современная зональность), что весьма существенно для

решения теоретических проблем и практических задач.

В начале 70-х годов внимание исследователей привлекла схема

вертикальной генетической зональности нефтегазообразования

в земной коре, основанная на степени катагенетической преоб­

разованности органического вещества (Н.Б. Вассоевич, Н. В. Ло­ патин и др., 1972; Ю. И. Корчагина, 1973). По мере накопления новых данных схема генетической зональности УВ дополнялась и модифицировалась (И. В. Высоцкий, 1973; С. Н. Неручев, Н. Б. Вас­ соевич, Н. В. Лопатин, 1976). Шкала катагенеза ОВ увязывалась со стадиями и подстадиями литогенеза, а степень nреобразованности его приравнивалась к стеnени углефикации (маркам углей). В оса­ дочном чехле литосферы авторы схемы выделяют пять зон неф­

тегазообразования, которые приведены в табл. 2.

Схема предполагает, что в ходе геологического развития неф­

тегазоносных бассейнов, выполненных осадочными образования­

ми, нефтегазоматеринские породы, погружаясь, последовательно

13

проходят все генерационные зоны. Это, в конечном счете, опреде­ ляет вертикальную фазовую зональность углеводородов.

Однако это далеко не всегда так. Как видно из рис. 2, зоны нефтегазообразования четкими глубинными рубежами не обла­

дают. Если зоны раинекатагенетического (I) и позднекатагене­

тического (V) газообразования более или менее выделяются по глубинам, то зона начала генерации нефти (II), главная зона неф­

теобразования (111) и зона затухания процессов нефтеобразова­

ния (IV) по вертикали перекрывают друг друга. Прослеживается лишь некоторая тенденция нарастания глубин для выделенных

генетических зон. В переходных интервалах возможно образова­

ние гаммы УВ, свойственных сопряженным зонам. Практически в

близком интервале глубин l-7 км сосуществуют залежи нефти,

газа и газоконденсата.

14