Газовые скопления. Виды и особенности их формирования. Газогеохимические провинции

В категорию  региональных скоплений углеводородов  А. А. Бакировым включаются зоны нефтегазонакопления.

Зона  нефтегазонакопления представляет собой совокупность смежных и  сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между  собой ло¬кальных ловушек (А. А. Бакиров, 1959 г.). Кроме того, выде¬ляется категория крупных регионально нефтегазоносных тер¬риторий. В её состав  входят:

1) нефтегазоносные  районы;

2) нефтегазоносные  области;

3) нефтегазоносные  провинции;

4) нефтегазоносные  пояса.

       1.  Классификация залежей газа.

Разработке  классификации различных типов  залежей нефти и   газа   посвящены   многочисленные  работы.   Наиболее  известными являются классификации  И. О. Брода,        Н. А. Еременко, Н. Ю. Успенской,   А. А.   Бакирова.    Согласно    классификации

A. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности форми¬рования ловушек, с которыми генетически связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа:

I. Класс   структурных залежей.

К этому  классу относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных поднятий. В составе этого класса выделяются группы, под¬группы и виды. Наиболее часто встречающимися залежами этого класса являются сводовые, тектонически-экранированные и приконтактные.

Сводовые  залежи  формируются в  сводовых  частях локальных структур. Принципиальные схемы сводовых залежей в пре¬делах различного типа структур изображены на рис. 1.

 

Тектонически-экранированные залежи формируются вдоль разрывных  смещений, осложняющих строение локальных  структур.   Подобные   залежи    могут   находиться   в   различных частях структуры: на своде, крыльях или переклиналях (рис. 2).

 

II.  Залежи    литологического   класса.

В составе  этого класса выделяются две группы:   залежи   литологически экранированные и залежи литологически ограниченные.

Залежи  литологически экранированные располагаются  в уча¬стках выклинивания пласта-коллектора (рис. 3).

 

Залежи  литологически ограниченные  приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек, к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или же к гнездообразно залегающим породам-коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми породами (рис. 4).

 
 

III. Залежи  в рифогенных образованиях.

Залежи  этого класса образуются в теле рифовых  массивов. Ти¬пичным примером могут служить залежи в рифогенных масси¬вах Ишимбаевского района Башкирского Приуралья.

IV. Залежи  стратиграфического  класса.

Формирование  залежи этого класса происходило  в пластах-коллек¬торах, до этого  срезанных  эрозией и стратиграфически несо¬гласно  перекрытых  непроницаемыми слоями  более  молодого возраста.

Залежи  стратиграфического класса могут быть обнаружены в антиклинальных, куполовидных и моноклинальных структурах. 

2 Особенности формирования газовых скоплений.

2.1.  Основные понятия о миграции.

Под миграцией  нефти или газа понимается переме¬щение их в осадочной оболочке. Путями миграции газа являются поры и трещины  в горных породах, а также поверхности  наслоений, разрывных смещений и  стратиграфических несогласий, по которым  газ не только мигрирует в земной коре, но и могут выходить па поверхность.

Миграция  может происходить в теле одной  и той же толщи или пласта, но может иметь место перемещение  углеводородов и из одного пласта (толщи) в другой. С этой точки  зрения раз¬личают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию. Первая осуществляется главным образом по порам и трещинам внутри пласта, вторая - по поверхностям разрывных смещений к стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой. При межпластовой миграции  газ перемещается также и по порам (трещинам) горных пород (диффузия). В. П. Савченко установил, что перемещение газа при межпластовой миграции может происходить через своеобразные “трубки взрыва”, образуемые в толще горных по-род в результате огромного давления, скопившихся под этими толщами газов.

И внутрирезервуарная, и внерезервуарная миграция, может  иметь боковое (латеральное) направление, идущее по напластованию, и вертикальное - нормально к напластованию. С  этой точки зрения различают боковую и вертикальную миграцию.

По характеру  движения и в зависимости от физического  со¬стоянии углеводородов, миграция может  быть молекулярной (явления диффузии, движение в растворенном состоянии  вме¬сте с водой) и фазовой (в  свободном состоянии). В последнем случае углеводороды могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии, а также в виде «парообразного» газонефтяного раствора.

По отношению  к нефтегазоматеринским толщам различают  первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода углеводородов, в которых они образовались в коллекторы, получили название первичной миграции. Миграция газа вне матиринских пород получили название вторичной миграции.

Проблема  миграции  газа включает три основных вопроса: факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды перемещаются; масштабы (расстояния) миграции.

 Масштабы, направления и скорости миграции.

По масштабам  движения (расстояниям) миграция разде¬ляется на региональную, контролируемую соотношениями  в про¬странстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами и раз-личными осложнениями (разрывными смешениями, литологическими и стратиграфическими экранами).

Расстояния, направления и скорости миграции углеводородов зависят от их  состояния и от геологической обстановки фор¬мирования залежей.

Миграция  газа в растворенном со¬стоянии происходит с той же скоростью и в том  же направлении, что и у пластовых  вод, в которых он растворен. Пластовые  воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений). Макси¬мальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пласто¬выми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бас¬сейнов и могут достигать первых сотен километров (например, в Амударьинской нефтегазоносной области и Западно-Сибир¬ской нефтегазоносной провинции).

Диффузионный  массоперенос газа, который осуществ¬ляется  во всех направлениях (в направлении  уменьшения концентрации газа), через  трещины водонасыщенных горных пород,  в том числе и глинистый, характеризуется наименьшими скоро¬стями. Максимальные вертикальные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном  потоке, определяются диффузионной  проницаемостью пород и временем этого процесса. По современным представлениям эти расстояния вряд ли могут пре¬вышать 10 км.

Газ в  свободном состоянии мигрирует  преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта - коллектора, а за¬тем в направлении наибольшего  угла восстания  пласта. Мигра¬ция  газа в этом случае характеризуется  наибольшими скоро-стями. Скорость струйной миграции газа зависит,  главным образом,  от фазовой проницаемости для газа, пористости пласта, а также от вязкости газа, угла на¬клона пласта и разности плотностей воды,  нефти и газа в пластовых условиях. Расчеты В. П. Савченко показывают, что площадь струи при этом является весьма небольшой – около 1м (высота)*n*10-2м (ширина).

При генерации  газа в самом природном резер¬вуаре, либо в подстилающих его газоматеринских  отложениях  и условиях уже насыщенных  газом (пре¬дельно) поровых вод генерируемый газ ока¬зывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в  природный резервуар и затем миг¬рирует в ловушку). Расстояния, на  которые  мигрирует газ,  в этом случае не будут превышать размеров зоны влияния ловушки.

При вертикальном (межпластовом) перетоке  газа (например, по разрывным смещениям) из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же природном резервуаре),  расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа. Они будут зависеть от мощности толщи пород,  которая разделяет пер¬вичную залежь (нижележащую) от вторичной (образованной в результате вертикального перетока), либо  будут определяться расстояниями, отделяющими смежные друг с другим ловушки одного и того же резервуара.

2. Формирование скоплений газа.

Нефть и газ при миграции в свободной  фазе пере¬мещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального  угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной миг¬рирующими газом и нефтью, будут происходить их аккумуляция и образование скоплений. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого рядя ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится  газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья — лишь нефтью, а все осталь¬ные, расположенные гипсометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом  случае происходит  так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа. Принцип дифференциального улавливания нефти и газа при миг¬рации, их через цепочку сообщающихся между собой ловушек, расположенных одна выше другой, был разработан советскими  учеными  В.  П.  Савченко, С.  П. Максимовым. Независимо от них это принцип был сформулирован и канадским геологом  В. Гассоу.

Миграция  газа в свободном состоянии может  осуществляться не только внутри пласта – коллектора, но и через разрывные  смещения, что также приводит к  формированию залежей.

Принцип дифференциального  улавливания  не является уни¬версальным,  объясняющим  формирование залежей во всех слу¬чаях. Например, при миграции газа в растворенном состоянии в антиклинальных структурах,  расположенных на больших глубинах, газовые залежи образоваться не смогут. Ловушки окажутся заполненными водой. Выделе¬ние газа в свободное состояние и заполне¬ние им ловушек, расположенных выше,  мо¬жет иметь место, если при перемещении пластовых вод вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше дав¬ления насыщения. В этом случае,  характер размещения залежей будет иной, чем в слу¬чае дифференциального улавливания . Высоко расположенные ловушки будут содержать залежи газа, а глубоко расположенные окажутся пустыми. Следовательно, особенности разме¬щения залежей газа и нефти в значнтель ной мере могут быть обусловлены и дру¬гими геологическими факторами.

Таким образом, формирование залежей происходит как при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти, так и при  вертикальной (внерезервуарной).

На процессы миграции и аккумуляции нефти  и газа большое влияние оказывает  геологическая обстановка  формирования залежей.

Характер  распределения нефти и газа в  процессе их мигра¬ции и аккумуляции  в мощных литологических толщах во многом определяется наличием глинистых  и других покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способно¬стью, положением в пространстве, соотношением с пластами-кол¬лекторами, а также развитием различных типов ловушек, их вмещающей способностью, гидрогеологической обстановкой, разрывными смещениями и др.

Замечено, что мощные регионально выдержанные песчаники с высокой проницаемостью редко содержат крупные скопления нефти или газа, обычно они водонасыщены. Это объясняется вытеснением нефти и газа, легко продвигающихся по толще по¬током воды.

В отдельных  случаях залежи могут образоваться «на месте». Это возможно, если нефтегазоматеринские формации содержат линзы или не связанные между собой прослои пород-коллекто¬ров, окруженных непроницаемыми пластами. Образовавшиеся нефть и газ попадают в изолированные коллекторы и там со¬храняются. 

2.3.  Разрушение скоплений газа.