Материал: Ermolkin_V.I._Sovremennye_predstavleniya_o_fazovoy_zonalnosti_uglevodorodov

Рис. 2. Вертикальная фазовая зональность УВ

(по схеме Н. Б. Вассоевича, Н. В. Лопатина и др.)

Зоны нефтегазообразования: 1 - раинекатагенетического газообразо­

вания; 11 - раинекатагенетического газообразования и начала нефте­ образования; 111 - главная зона нефтеобразования; IV- зона затуха­

ния процессов нефтеобразования и среднекатагенетического газооб­

разования; У - зона позднекатагенетического газообразования.

70-160 ·с -температурные рубежи генетических зон

15

Температуры в указанных выше зонах последовательно возра­

стают от 30 до 250 ·с, но они плохо увязываются с глубиной (см. рис. 2). Такой разнобой в температурах и глубинах некоторыми

исследователями объясняется сушествующими различиями в оп­

ределении граничных температур перехода одних стадий углефи­

каций и соответствующих им градаций катагенезав другие. Одна­ ко можно полагать, что определить четкие глубинные и темпера­ турные рубежи генетических фазовых зонУВне позволяет нели­

нейная зависимость параметров <<глубина - температура>) в недрах.

Если в верхней термабарической мегазоне в условиях гидростати­ ческих пластовых давлений распределения глубин и температур

близки к прямо пропорциональной зависимости, то в нижней тер­ мабарической мегазоне в области развития сверхгидростатичес­ ких пластовых давлений распределения этих же параметров носят

экспоненциальный характер, что и нарушает четкие глубинные и

температурные рубежи генетических фазовых зон углеводородов. Другой, не менее важной причиной, не позволяющей уверен­ но пользоваться этой схемой, является то, что она построена только

по температурным данным. Ведутая роль в нефтегазообразовании несомненно отводится температурному фактору. По законам тер­

модинамики температура является необходимым, но недостаточ­

ным фактором. Температура неразрывно связана функциональной

зависимостью с давлением. Температура и давление - зависи­

мые друг от друга параметры. Только связь температур и давле­ ний и их взаимообусловленное влияние на ОБ материнских пород позволяет выделить зоны нефтегазообразования.

Так, при одних и тех же температурах могут встречаться раз­ личные типы углеводородных скоплений в зависимости от того, с какими давлениями взаимосвязаны эти температуры. И напро­

тив, один и тот же тип УВ благодаря нарастанию сверхгидроста­

тических пластовых давлений может наблюдаться в тепловом поле,

температура которого колеблется в значительных пределах. Для нефтяных УВ интервал составляет от 65 до 200 ·с и, по-видимому, это еще не предел. Например, при температуре 140 ·с образо­

вание и существование залежей нефти возможно в том случае

(см. рис. 1), если значения~ колеблются в пределах 1,45-1,75.

При этих же температурах для образования и существования пер­

вичных газаконденсатов Кс могут составить не более 1,0-1 ,45, а

для растворения нефтяных фракций в сжатом газе (вторичные

газоконденсаты) необходимы очень высокие Кс - 1,75-2,2.

16

Образование и сохранение жидких углеводородов в глубоких не­

драх, где температура составляет 200 ·с и более, возможно только в области развития сверхгидростатических давлений, которые оце­ ниваются коэффициентами Кс не менее 1,65-1 ,95.

Таким образом, вертикальная фазовая зональность УВ зависит

от того, на каких глубинах наблюдаются благоприятные сочетания

температур и давлений, необходимые для образования и сохране­

ния того или иного углеводородного типа. В разновозрастных реги­ онах эти благоприятные сочетания встречаются на различных глу­

бинах. Следует подчеркнуть, что нефтегазоматеринская свита по

мере поrружения не обязательно начнет последовательно генери­ ровать весь набор известных фазовых сочетаний УВ, приведеиных к генетическому ряду в табл. 1. Даже в пределах одного нефтегазово­

го региона на одних крупных геоструктурных элементах в завиен­

мости от темпов прогибания и воздымания могут наблюдаться сочетания температур и давлений, благоприятные для образова­

ния и существования нефтяных УВ, а в пределах других на тех же

глубинахпреимущественно газовых или газокоJЩенсатных УВ. Уместно отметить, что схема генетической зональности неф­ тегазообразования (по Н. Б. Вассоевичу и др.) сыграла огромную роль в развитии геолого-геохимической науки об углеводород­ ных скоплениях земной коры. Схема используется многими ис­

следователями и в настоящее время. Мы также попытались увя­ зать модель генетической фазовой зональности УВ со схемой ге­ нетической зональности нефтеобразования (Н. Б. Вассоевич и др.) и определить степень катагенетической преобразованности ОВ под влиянием температур и давлений. Ниже приводятся приме­

ры (рис. 3). Так, в Западно-Кубанском прогибе кумекая и май­ копская нефтегазоматеринские свиты кайнозойского возраста по­ гружены на глубину до 5,5 км. Максимальные температуры здесь

достигают 165-176 ·с, Кс - 1,5-1 ,6. Преобразованность ОВ

соответствует стадии катагенеза МК3• На глубине 4,5-5,0 км в термабарической обстановке при Т= 165 ·с иКс= 1,5 возможна

генерация нефти и первичных газоконденсатов, в более глубокой

части разреза (Н= 5,5 км, Т= 176 ·с, f\ = 1,б) объемы генерации жидкой фазы УВ возрастают (рис. 3, точки 1 и 2).

В Предкарпатском прогибе на аналогичных глубинах при темпе­ ратурах 140 ·с, Кс = 1,4-1,5 в кремнеземных образованиях мани­

литовой свиты кайнозоя, обогащенной ОВ, стадия катагенеза соот­

ветствует М~. Более низкая степень катагенеза ОВ по сравнению со

17

ГАЗОВАЯ, НИЗКО­ ТЕМПЕРАТУРНАЯ

РАННЕЙ

ГЕНЕРАЦИИ

ГАЗОНЕФТЯНАЯ

НЕФТЯНАЯ

ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ (первичная)

ГАЗОВАЯ, ВЫСОКО­ ТЕМПЕРАТУРНАЯ

ПОЗДНЕЙ

ГЕНЕРАЦИИ

Рис. 3. Модель rенетической фазовой зональности углеводородов

Западно-Кубанский проrиб: 1 (Н= 4,5-5 км); 2 (Н= 5,6 км).

Предкарпатский прогиб: 3 (Н= 5 км). Галф-Кост: 4 (Н= 4,5).

Прикаспийская впадина (Биикжальская скв.): 5 (Н= 5,7 км).

Прогиб Анадарко (скв. Берта-Роджерс): 6 (Н= 7-7,5 км).

Тунгусский регион Сибирской платформы: 7. Юг Сибирской платформы: 8 (2,5 км), 9 (4,2 км)

18

степенью катагенеза в Западио-Кубанском прогибе объясняется по­

ниженными (на 30-40 ·с) температурами при относительно близ­ ких значениях f\. На глубинах, превышающих 5 км, с ростом темпе­

ратур возрастает и нефтематеринский потенциал (рис. 3, точка 3).

В пределах внешней части Мексиканского залива в миоцено­ вых отложениях ГалфКаста на глубине 4,5 км температуры со­ ставляют 130 ·с, Кс- 1,45. Это зона генерации нефти (рис. 3, точка 4). Нельзя не согласиться, что в данном регионе на глубине 5 км наблюдается лишь начало интенсивной генерации УВ, о чем

убедительно свидетельствуют залежи нефти, приуроченные к глу­

бине 6,5 км и характеризующиеся температурами 200-230 ·с.

В Биикжальской скважине, пробуренной в восточной прибор­

товой зоне Прикаспийской впадины, в интервале 4-6 км стадия

катагенетического преобразования ОВ терригеиных каменноуголь­

ных отложений относительно небольшая М~-МК3• Прикаспийс­

кая впадина, главным образом ее восточная часть, имеет низкое тер­

мальное поле, характерное для древних платформ. В Биикжальс­

кой скважине на глубине 5,7 км современные температуры не превыщают 120 ·с, палеотемпературы близки к современным, Кс- 1,7. По всей вероятности, генерация нефтяных УВ в карбо­ натных отложениях произошла до возникновения в них СГПД. В обстановке гидростатических давлений температура 120 ·с оп­ ределяет оптимальные условия генерации жидких УВ (рис. 3, точ­ ка 5). Относительно небольшие температуры, а также появивши­ еся СГПД, затормозивщие дальнейщий процесс преобразования ОВ, предопределили на больщих глубинах сравнительно низкие

стадии катагенеза.

Не менее интересные данные о замедленном катагенетическом

преобразовании ОВ в палеозойских отложениях (кембро-ордовик)

древних платформ получены в скважине Берта-Роджерс в прогибе

Анадарко Западного Внутреннего бассейна (США). Недра прогиба

от недр Прикаспийской впадины отличаются высокой прогрето­ стью. В скважине Берта-Роджерс температура на забое достигает

252 ·с. На глубинах 7,5 и 8,5 км соответственно 200 и 231 ·с.

По данным Л.С. Прайса, показатель отражения витринита в

интервале 4,3-7,1 км колеблется от 1,09 до 1,36 %, что отвечает стадиям катагенеза МК3-МК4• На глубинах 8,6-9,2 км битумный

коэффициент равен 5,3-13,5, отмечена также значительная кон-

центрация УВ С15+высш , что свидетельствует об их термической

устойчивости к высоким температурам. В этой же скважине на

19