Технологические особенности нефтегазовой промышленности

Пространственно ограниченный участок недр, содержащий залежь или несколько залежей нефти и газа, расположенных в разрезе одна над другой в пределах одной площади, называется месторождением. Термин «месторождение нефти и газа» нельзя понимать в буквальном смысле, так как нефть и газ в течение геологического времени могут перемещаться на значи-тельное расстояние от места своего рождения. Участки недр, где в настоящее время обнаруживаются скопления нефти и газа, по существу являются не местом рождения этих полезных ископаемых, а местом рождения их залежей.

Месторождение нефти и газа может состоять из одной залежи -- однозалежное и из нескольких залежей -- многозалежное.

В отдельных месторождениях могут быть встречены как залежи с газовыми шапками, к газовым -- месторождения с газовыми или газоконденсатными залежами, включая залежи с нефтяными оторочками, к нефтегазовым -- месторождения, содержащие залежи нефти и газа, с преобладанием в разрезе нефтяных залежей и к газонефтяным -- месторождения с преобладанием в разрезе газовых залежей.

По числу базисных горизонтов разработки или базисных этажей разведки выделяются месторождения с одним наиболее крупным базисным горизонтом -- однобазисные или с несколькими базисными горизонтами -- многобазисные. Вопросам классификации залежей углеводородов посвящены многочисленные исследования, при этом большинство авторов пытаются создать классификации, отражающие все многообразие свойств залежей. В настоящем учебнике представляется целесообразным выделение типов залежей по главным признакам, обусловливающим оптимальное ведение поисковых и разведочных работ. Обычно выделяются три основные группы залежей нефти и газа: 1) пластовые с двумя подгруппами -- пластовые сводовые и пластовые экранированные, 2) массивные, 3) литологически ограниченные. Пластовая залежь нефти и газа может накопиться при условии изгиба пластового резервуара в антиклинальную структуру. В этом случае образуется пластовая сводовая залежь. Если же на пути миграции нефти и газа по пластовому резервуару встречается тектонический или стратиграфический экран или пласт замещается непроницаемыми породами, то соответственно происходит образование залежей тектонически экранированной, стратиграфически экранированной (рис. 4) и литологически экранированной (рис. 5).

Рис. 4. Стратиграфическая экранированная залежь: а--принципиальная схема; 6 -- разрез месторождения Оклахома-Сити (по В. Вер-Вибе). / -- непроницаемые покрышки; 2 -- нефть; 3 -- газ; 4 -- вода; 5 -- поверхность стратиграфического несогласия

Рис. 5. Пластовая литологически экранированная залежь: а -- принципиальная схема; б -- разрез через южный участок Новопортовского месторождения, лито-логическая залежь в новопортовской толще. / -- глины; 2 -- нефть; 3 -- вода

Образование массивной залежи связано с терригенным или карбонатным массивным резервуаром, когда при большом этаже нефтегазоносноти залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело массива.

Массивные залежи формируются в антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа, а также в рифах. С массивными залежами связаны наиболее значительные скопления нефти и газа, открытые в нашей стране.

Литологически ограниченные залежи, по И.О. Броду, связаны с резервуарами, представленными песчаными накоплениями различной формы в слабопроницаемых толщах,-- русловые, баровые, дельтовые, в кавернозных зонах -- карстовые и на участках проницаемых пород среди плотных.

Залежь нефти и газа иногда может охватывать несколько пластов, если между ними существует гидродинамическая связь (многопластовая залежь). В этом случае, несмотря на сложность строения ловушки, водонефтяной раздел, пластовое давление и свойства нефти во всех пластах будут примерно одинаковыми. Возможны случаи, когда нефть или газ заполняют несколько расположенных рядом антиклинальных ловушек (многокупольная залежь), при этом синклинальные прогибы между складками также бывают заполнены нефтью или газом, а пластовая вода смещается на периферию.

Многопластовые и многокупольные залежи относятся к категории сложных. К залежам простого строения принадлежат залежи, приуроченные к литологически выдержанным пластам и заключенные в едином локальном поднятии.

По фазовому состоянию углеводородов залежи делятся на однофазовые -- нефтяные, газовые, газоконденсатные -- и двухфазовые -- газонефтяные, нефтегазовые -- в зависимости от преобладания жидкой фазы над газовой или наоборот.

53. Аргументация сторонников органического и неорганического происхождения нефти

1. Современный взгляд.

Вопросы об исходном веществе, из которого образовалась нефть, о процессах нефтеобразования и формирования нефти в концентрированную залежь, а отдельных залежей в месторождения до сего времени ещё не являются окончательно решёнными. Существует множество мнений как об исходных для нефти веществах, так и о причинах и процессах, обусловливающих её образование. В последние годы благодаря трудам главным образом советских геологов, химиков, биологов, физиков и исследователей других специальностей удалось выяснить основные закономерности в процессах нефтеобразования. В настоящее время установлено, что нефть органического происхождения, т.е. она, как и уголь, возникла в результате преобразования органических веществ.

Наиболее благоприятные условия для формирования нефти - морские, с так называемым некомпенсированным прогибанием. В теплых водах, на дне доисторического моря, веками накапливалась сапропель - глинистая почва, перемешанная с органическими останками умерших рыб, водорослей, моллюсков и прочей живности. В ней шла биохимическая стадия образования нефти.

Микроорганизмы при ограниченном доступе кислорода перерабатывали белки, углеводы и т.д. При этом образовывался метан, углекислый газ, вода и немного углеводородов. Данная стадия происходила в нескольких метрах от дна моря. Затем осадок уплотнился: произошел диагенез. Вследствие природных процессов дно моря опускалось, а сапропель накрывали материалы, которые из-за природных разрушений или потоками воды сносились с гор. Органика попадала в застойные, бескислородные условия. Когда сапропель опустилась до глубины в. 1,5 км, подземная температура достигла 100°С и стала достаточной для нефтеобразования. Начинаются химические реакции между веществами под действием температуры и давления. Сложные вещества разлагаются на более простые. Биохимические процессы затухают. Потом породу должна накрыть соль (в Прикаспийской впадине ее толщина достигает 4 км) или глина. С увеличением глубины растет содержание рассеянной нефти. Так, на глубине до 1,5 км идет газообразование, на интервале 175-8,5 км идет образование жидких углеводородов - микронефти - при температуре от 60 до 160°С. А на больших глубинах при температуре,! 150-200°С образуется метан. По мере уплотнения сапропели микронефть выжимается в вышележащие песчаники. Это процесс первичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть перемещается вверх по наклону. Это вторичная миграция, которая является периодом формирования самого месторождения. Весь процесс занимает сотни миллионов лет.

2. Другие теории образования нефти.

Один из первых, кто высказал научно обоснованную концепцию о происхождении нефти, был М.В. Ломоносов. В середине XVIII века в своём тракте «О слоях земных» великий русский учёный писал, что нефть произошла из каменного угля. Исходное вещество было одно: органический материал, преобразованный сначала в уголь, а потом в нефть. М.В. Ломоносов первый указал на связь между горючими полезными ископаемыми - углём и нефтью и выдвинул первую в мире гипотезу о происхождении нефти из растительных остатков.

В XIX в. среди ученых были распространены идеи, близкие к представлениям М.В. Ломоносова. Споры велись главным образом вокруг исходного материала: животные или растения? Немецкие ученые Г. Гефер и К. Энглер в 1888 г. поставили опыты, доказавшие возможность получения нефти из животных организмов. Была произведена перегонка сельдевого жира при температуре 400°С и давлении 1 МПа. Из 492 кг жира было получено масло, горючие газы, вода, жиры и разные кислоты. Больше всего было отогнано масла (299 кг, или 61 %) плотностью 0,8105 г/смЗ, состоящего на 9/10 из УВ коричневого цвета.

Последующей разгонкой из масла получили предельные УВ (от пентана до нонана), парафин, смазочные масла, в состав которых входили олефины и ароматические УВ. Позднее, в 1919 г. академиком Н.Д. Зелинским был осуществлен похожий опыт, но исходным материалом служил органогенный ил преимущественно растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш.

При его перегонке были получены: сырая смола - 63,2 %; кокс - 16,0%; газы (метан, оксид углерода, водород, сероводород) - 20,8 %. При последующей переработке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла,

В конце XIX в., когда в астрономии и физике получило развитие применение спектральных методов исследования и в спектрах различных космических тел были обнаружены не только углерод и водород, но и углеводороды, русский геолог Н.А. Соколов выдвинул космическую гипотезу образования нефти. Он предполагал, что когда земля была в огненно-жидком состоянии, то углеводороды из газовой оболочки проникли в массу земного тиара, а впоследствии при остывании выделились на его поверхности. Эта гипотеза не объясняет ни географического, ни геологического распределения нефтяных месторождений.

Академик В.И. Вернадский обратил внимание на наличие в нефти азотистых соединений, встречающихся в органическом мире.

Предшественники академика И.М. Губкина, русские геологи Андрусов и Михайловский также считали, что на Кавказе нефть образовалась из органического материала. По мнению И.М. Губкина, родина нефти находится в области древних мелководных морей, лагун и заливов. Он считал, что уголь и нефть - члены одного и того же генетического ряда горючих ископаемых.

Уголь образуется в болотах и пресноводных водоёмах, как правило, из высших растений. Нефть получается главным образом из низших растений и животных, но в других условиях. Нефть постепенно образовывалась в толще различных по возрасту осадочных пород, начиная от наиболее древних осадочных пород - кембрийских, возникших 600 млн. лет назад, до сравнительно молодых - третичных слоев, сложившихся 50 млн. лет назад.

Накопление органического материала для будущего образования нефти происходило в прибрежной полосе, в зоне борьбы между сушей и морем.

По вопросу об исходном материале существовали разные мнения. Некоторые учёные полагали, что нефть возникла из жиров погибших животных (рыбы, планктона), другие считали, что главную роль играли белки, третьи придавали большое значение углеводам. Теперь доказано, что нефть может образоваться из жиров, белков и углеводов, т.е. из всей суммы органических веществ.

И.М. Гуркин дал критический анализ проблемы происхождения нефти и разделил органические теории на три группы: теория, где преобладающая роль в образовании нефти отводится погибшим животным; теория, где преобладающая роль отводится погибшим растениям, и, наконец, теория смешанного животно-растительного происхождения нефти.

Последняя теория, детально разработанная И.М. Губкиным, носит название сапропелитовой от слова "сапропель" - глинистый ил - и является господствующей. В природе широко распространены различные виды сапропелитов.

Различие в исходном органическом веществе является одной из причин существующего разнообразия нефтей. Другими причинами являются различие температурных условий вмещающих пород, присутствие катализаторов и др., а также последующие преобразования пород, в которых заключена нефть.

В СССР были проведены исследования, в результате которых удалось установить роль микроорганизмов в образовании нефти. Т.Л. Гинзбург-Карагичева, открывшая присутствие в нефти разнообразнейших микроорганизмов, привела в своих исследованиях много новых, интересных сведений. Она установила, что в нефтях, ранее считавшихся ядом для бактерий, на больших глубинах идёт кипучая жизнь, не прекращавшаяся миллионы лет подряд. Целый ряд бактерий живёт в нефти и питается ею, меняя, таким образом, химический состав нефти. Академик И.М. Губкин в своей теории нефтеобразования придавал этому открытию большое значение. Гинзбург-Карагичевой установлено, что бактерии нефтяных пластов превращают различные органические продукты в битуминозные.

Под действием ряда бактерий происходит разложение органических веществ и выделяется. водород, необходимый для превращения органического материала в нефть.

54. Основные НГБ Южной Америки

Современный структурный план Южно-Американского континента позволяет выделить на континенте семь нефтегазогеологических провинций, содержащих 28 НГБ и более 10 ПНГБ.

Провинция западных краевых прогибов Бразильской платформы включает пояс пограничных бассейнов, расположенных на сочленении Андийских Кордильер и Бразильской платформы (с севера на юг); НГБ Оринокский, Баринас-Апуре, Верхнеамазонский, Укаяли-Маморе, Центральнопредандийский, содержащие свыше 500 нефтяных и газовых месторождений.

Провинция андийских межгорных впадин содержит бассейны, сформировавшиеся на срединных массивах, бассейны грабенов и синклинориев.

К нефтегазоносным бассейнам срединных массивов относятся Мара-кайбский, Нижнемагдаленский и Гуаякильский. Последний, хотя и находится в западной притихоокеанской части Анд, однако по современной структуре представляет впадину на срединном массиве.

К грабену, расположенному между Центральной и Восточной Кордильерами в долине среднего течения р. Магдалены, приурочен Средне-магдаленский НГБ. В НГБ Альтиплано-Пуно выявлено нефтяное месторождение Пирин (Перу) с продуктивными песчаниками мелового возраста.

3. Притихоокеанская провинция заключает шесть бассейнов синклинориев и грабен-синклинориев (с севера на юг): Атрато, Салавери-Писко, Макаэгуа, Северной Продольной долины, Лебу-Арауко, Осорно (Южная Продольная долина).

Провинция эпиплатформенного орогена Серра-Пампа включает НГБ Мендоса и восточнее расположенный грабенообразный прогиб Ла-Риоха. Прогиб сложен палеозойскими и мезозойскими породами мощностью до 5 км и перспективен в нефтегазоносном отношении.

Провинция Бразильской платформы содержит два НГБ -- Среднеамазонский и Баия.

В пределах Бразильского щита выделяются две крупные синеклизы, представляющие собой ПНГБ: Мараньяо и более крупный Парана.

Южнее Паранского бассейна вдоль зал. Ла-Плата (Буэнос-Айрес) выделяется впадина Рио-Саладо. Осадочное выполнение впадины начинается с верхнемеловых отложений мощностью 3,5 км и завершается кайнозойскими породами мощностью более 3 км. Во впадине выявлены лишь газопроявления в кайнозойских отложениях в 10 пробуренных скважинах.

6 Провинция Пампо Патагонской платформы включает НГБ Пеукен и Сан Хорхе, пограничный НГБ Магелланова пролива и перспективный в нефтегазоносном отношении бассейн синеклизы Рио-Колорадо, открывающейся в океан. Перспективы его нефтегазоносности оцениваются высоко (потенциальные ресурсы более 1 млрд. т).

7. Провинция восточных периконтинентальных прогибов насчитывает восемь НГБ: Прибрежно-Гвианский, Маражо-Баррейриньяс, Сеара Потигуар, Сержипи-Алагоас, Эспириту-Санту, Кампус, Сантус, Пелотас.

Крупный по площади (свыше 500 тыс. км2) НГБ Маражо-Баррейриньяс.

В НГБ Сантус и Пелотас открыто по одному месторождению: в первом -- конденсатногазовое, во втором -- нефтяное. Оба бассейна расположены в пределах подводного континентального склона. На шельф выходят также перспективные в нефтегазоносном отношении синеклизы Рио-Саладо и Рио-Колорадо,

На юге подводная континентальная окраина Пампо-Патагонской плиты сильно расширяется. Здесь могут быть выделены два бассейна: Северо-Мальвинасский и Южно-Мальвинасский. В Южно-Мальвинасском бассейне открыты два месторождения -- Ка-ламар и Салмон со скоплениями нефти в песчаниках нижнего мела на глубине соответственно 1713 и 2700--2800 м.

55. Виды и формы миграции углеводородов (стадийность, фазовое состояние УВ и характер миграции)

Под миграцией нефти и газа понимают любое перемещение этих веществ в земной коре.

Прежде чем говорить о силах, вызывающих перемещение подвижных веществ в земной коре, следует коротко остановиться на том, в каком физическом состоянии они могут передвигаться сквозь толщу пород. Вопрос этот очень сложен, и пока не существует твердо сложившегося представления.

Рассмотрим ряд: асфальты (1) > мальты (2) > «мертвые» нефти (3) > недонасыщенные газами нефти (4) > насыщенные газами нефти (5) > смесь нефти и газа (6) > газ с конденсатом (7) > газ сухой (8). В этом ряду способность к перемещению увеличивается в направлении от твердых асфальтов к газам.

Первые три члена этого ряда сами по себе малоподвижны, и перемещение их в недрах земной коры возможно только совместно с вмещающими их породами в процессе тектонических движений.

Четвертый и пятый члены ряда имеют относительно большую подвижность. Здесь следует иметь в виду уменьшение вязкости нефти и ее плотности по мере растворения в ней газов. Можно предполагать наличие в недрах достаточных количеств газообразных углеводородов для насыщения нефти на первых стадиях ее образования. Встречающиеся в природе случаи недонасыщенной или «мертвой» нефти следует рассматривать как результат вторичных процессов.

Шестой член разбираемого ряда несколько отклоняется от общей закономерности. Для него характерно наличие не одной, а двух фаз, следовательно, на перемещение будет влиять фазовая проницаемость.

У седьмого и восьмого членов ряда наблюдается одна фаза, и, следовательно, они действительно будут обладать максимальной подвижностью при наличии непрерывной фазы (струи). Всегда надо иметь в виду еще одну жидкую фазу -- воду. На границе раздела газ -- вода возникают большие поверхностные напряжения (мезаполненной водой. Чтобы вызвать перемещение газа в пористой среде, заполненной водой, необходимо преодолеть эти напряжения (давление прорыва) и создать непрерывный поток газа. Сказанное в равной степени относится и к контакту нефть -- вода. Величина сопротивлений определяется поверхностными напряжениями на контактах разных фаз. Этим обстоятельством, в частности, объясняется способность воды фильтроваться через покрышку резервуара, представленную глинами, смоченными водой, в то время как для нефти и газа она оказывается практически непроницаемой.

Давление геостатическое и динамическое. Роль давления в первичной миграции рассмотрена в предыдущей главе. Здесь следует добавить, что уплотнение пород может происходить не только под действием геостатического давления (нагрузки вышележащих слоев), но и под действием тектонических сил, выводящих породы из нормального залегания и сминающих их в складки. Давление, вызываемое тектоническими силами, называется динамическим в отличие от геостатического давления, вызываемого нагрузкой вышележащих пород. Под действием динамического давления возможно дальнейшее уплотнение пород и, следовательно, дальнейшее выжимание подвижных веществ. В результате действия тектонических сил породы сминаются в складки, часто нарушенные разрывами. При этом происходит перераспределение давления в отдельных участках земной коры. Возникшие в толще пород трещины и разломы могут служить путями для перемещения воды, нефти и газа. Перераспределение давления вызывает новое перемещение подвижных веществ.

При складкообразовании часть пород поднимается на значительную высоту и подвергается усиленной эрозии. Эрозия, с одной стороны, влияет на распределение давления в земной коре, а с другой, -- может повести к разрушению слоев, содержащих в себе нефть и газ.

Гравитационный фактор. Под гравитационным фактором миграции нефти и газа понимают действие силы тяжести. Если в результате тех или иных перемещений нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды, то нефть в силу своего веса будет стремиться занять в этом пласте его пониженные участки, а газ -- повышенные.

Миграция нефти и газа путем всплывания может происходить лишь по трещинам и крупным порам. Перемещению нефти и газа под действием гравитационных сил препятствуют силы трения, междуфазное трение, вызываемое относительным перемещением газа, нефти и воды по отношению друг к другу (фазовые проницаемости); вязкость (или внутреннее трение); молекулярное притяжение между стенками породы и молекулами подвижных веществ (своего рода сила «прилипания»).

Всплывание облегчается, если оно происходит не по отдельным каплям, а непрерывным слоем нефти или газа, или в подвижной среде. При движении нефти по порам в виде отдельных капелек нефти и газа существенную роль играет эффект Жамена. Капельки нефти и газа стремятся принять шарообразную форму, обладающую наименьшей поверхностью. Когда капельке необходимо пройти через пору с меньшим диаметром, чем ее собственный, она вынуждена вытянуться и увеличить свою поверхность. Увеличение поверхности капли может произойти только под воздействием внешних сил. Внешней силой может быть разница в удельных весах -- гравитационная сила.

Гидравлический фактор. Вода в земной коре может находиться в движении. В пластах горных пород наблюдается струйное движение воды, подчиняющееся закону Дарси. В своем движении. вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа и таким образом перемещает их.

В процессе движения дифференциация подвижных веществ по их плотностям происходит значительно легче. Отдельные капельки нефти и газа, всплывая над водой, соединяются между собой, образуют более крупные капли, последние в свою очередь соединяются между собой и при благоприятных условиях образуют скопление нефти и газа. При наличии сплошной массы нефти или газа, заполняющих поры породы, вода может вытеснять их силой своего гидростатического давления на поверхность нефть (газ) -- вода. Здесь главную роль играет напор воды на поверхность раздела или вытеснение всего объема залежи. Возможен и другой механизм разрушения залежи, обусловленный скоростью движения воды, т. е. путем послойной передачи количества движения от воды к залежи нефти и газа. Углеводороды растворимы в воде в незначительной степени. Растворимость их в воде зависит от температуры и давления, а также от содержания в воде некоторых компонентов. В одних условиях температуры и давления вода может растворить в себе углеводороды, а в других -- вновь выделить их. Таким образом совершается миграция углеводородов, растворенных в воде.

Капиллярные и молекулярные явления. Механизм перемещения нефти и газа под действием капиллярных сил в достаточной мере еще не изучен. Трудно сказать, на какое расстояние возможны такие перемещения и какую роль играют они в процессе миграции углеводородов. Поставленные опыты и некоторые теоретические предпосылки дают основание предполагать, что такое перемещение вряд ли возможно на большие расстояния и вряд ли играет главную роль в процессе формирования скоплений нефти и газа.

Не углубляясь в физическую сущность капиллярных явлений, остановимся коротко на основных положениях теории замещения. Величина капиллярного давления зависит от свойств подвижных веществ, свойств породы и размера пор. В поре породы наблюдается сложнее взаимодействие породы, воды, нефти и газа. Поверхностное натяжение на границе сред различное. Поверхность раздела между водой и нефтью в поре, стенки которой состоят, например, из кремнезема, имеет выпуклую форму, обращенную в сторону воды. Кривизна поверхности, обусловленная поверхностным натяжением, зависит от диаметра поры. Чем больше диаметр поры, тем меньше кривизна и тем меньше капиллярное давление. При диаметре поры около 0,5 мм оно исчезает совершенно. Чем меньше диаметр поры, тем больше кривизна поверхности раздела и тем больше капиллярное давление, так что уже при диаметре поры 0,1 мм капиллярные силы обычно превышают гравитационные. Так как вода смачивает породы лучше, чем нефть, то в результате капиллярного давления она стремится вытеснить нефть из мелких пор в более крупные.

Можно предполагать передвижение нефти не в виде отдельных капель, а в виде молекулярных пленок. Зерна породы в результате молекулярного притяжения обволакиваются концентрическими слоями воды. Нефть в свою очередь в виде молекулярных пленок располагается между слоями воды.

Передвижение подвижных веществ может происходить под действием капиллярного фактора, под действием гидравлического давления и в результате выдавливания при уплотнении породы. По существу сюда же должны быть отнесены и ранее упомянутые перемещения вследствие диффузии. Возникновение скопления представляет собой процесс возрастания концентрации углеводородов. Тогда явления диффузии должны рассматриваться прежде всего как один из факторов разрушения существующих скоплений нефти и газа. Созидающая роль этого фактора может быть отмечена при рассмотрении региональной стороны явления. При огромных масштабах диффузии этим процессом можно объяснить массовый переход углеводородов из одних пород в другие, из пород плохо проницаемых в породы хорошо проницаемые. Дальнейшая концентрация углеводородов в хорошо проницаемых пластах возможна под влиянием других факторов, в частности гидравлического.

Энергия газа. Энергия газа как движущая сила для нефти в пласте довольно хорошо изучена путем наблюдений за разрабатываемыми скоплениями нефти и газа. Установлено двоякое проявление энергии газа. Если в скоплении нефти и газа последнего достаточно много для полного насыщения нефти при данном давлении и температуре, то избыток газа может образовывать газовую шапку. В газовой шапке газ находится в сжатом состоянии под давлением.

При перепаде давления (например, при вскрытии пласта скважинами) газ расширяется, затрачивая свою энергию на работу по продвижению подстилающей его жидкости. В этом случае энергия расширяющегося газа прикладывается к поверхности его контакта с жидкостью. Такой режим перемещения жидкости (нефти) в пласте называется газонапорным.

При снижении давления происходит выделение и расширение газа, растворенного в нефти или в воде. Выделяющийся и расширяющийся газ также совершает работу по перемещению жидкости; В этом случае энергия газа равномерно распределена по всему объему жидкости. В практике разработки скоплений нефти такой процесс называется режимом растворенного газа.

Упругие расширения жидкости и пород. Жидкость (преимущественно вода), заполняющая коллектор и находящаяся под некоторым давлением, сжимается. Коэффициент сжимаемости воды весьма мал (примерно 5*10-5 I/am), но при больших объемах воды в пласте снижение давления в нем может вызвать значительное увеличение объема жидкости. Увеличение объема жидкости будет сопровождаться ее перемещением -- миграцией. Коэффициент сжимаемости пород еще меньше, но при больших объемах пласта его упругие силы могут иметь существенное значение для миграции жидкости в пласте. При снижении пластового давления в результате упругого расширения зерен породы поровые каналы будут сужаться, а находящаяся в них жидкость вытесняться из пласта.

Как видно из изложенного, процесс миграции определяется физико-химическим состоянием мигрирующих веществ, силами, вызывающими их перемещение, и наличием путей миграции. Если физическое состояние мигрирующего вещества допускает его перемещение под действием любого из перечисленных выше факторов и при этом существуют необходимые пути миграции, то последняя будет происходить на любые расстояния в пределах действия сил миграции. Таким образом, вопрос о дальности миграции следует рассматривать прежде всего исходя из конкретной геологической обстановки, обеспечивающей действие необходимых сил и наличие путей для перемещения. Судя по крупным нефтяным и газовым месторождениям, протягивающимся иногда на многие десятки и даже первые сотни километров, необходимо допустить миграцию по пластам (внутрирезервуарную) на многие километры.

Процесс уплотнения и консолидации карбонатных илов при их превращении в породу сопровождается кристаллизацией минеральных веществ и возникновением многочисленных трещин и каверн. Трещины большей частью мелкие, часто микроскопические. Находящиеся в осадке подвижные вещества при переходе карбонатного ила в породу частично входят в состав самой породы, а частично получают способность свободно перемещаться. Последнее облегчается за счет трещиноватости, возникающей при вторичных процессах доломитизации известняка. Погружение пород вызывает и возрастание температуры. Под влиянием повышения температуры породы содержащиеся в них подвижные вещества стремятся расшириться. Коэффициенты расширения пород воды, нефти и газа различны. Нефть и газ при повышении температуры увеличиваются в объеме значительно больше, чем породы. Поэтому повышение температуры должно способствовать перемещению подвижных веществ. Кроме того, под действием температуры подвижные вещества изменяют свои физические свойства, вязкость их уменьшается, они могут перейти полностью или частично в парообразную или газообразную фазу. Естественно, что такое изменение физического состояния подвижных веществ также способствует их миграции.

X. Ватте (1963) вообще считает основной движущей силой первичной миграции изменение температуры в земной коре (температурный градиент). По его мнению, процесс первичной миграции протекает путем переноса углеводородов в растворенном в воде состоянии и комбинации адсорбции и диффузии при температурном градиенте.

Исходя из ранее сделанного вывода о непрерывности процессов образования углеводородов, следует относиться критически к факторам, обеспечивающим их первичную миграцию лишь на коротком отрезке времени диагенеза осадков. Повидимому, следует искать фактор или факторы, действие которых охватывает длительные периоды преобразования осадков. Следует обратить внимание на положение, выдвинутое И.О. Бродом, А.Н. Снарским и А.Л. Козловым. По мнению упомянутых исследователей, при уплотнении пород в субкапиллярных порах глинистых отложений вследствие слабой проницаемости и разобщенности пор должны возникнуть аномалийные давления, совершенно отличные от давлений, существующих в коллекторских породах той же толщи. Между глинами и коллекторами возникает перепад давлений, который и может послужить причиной для перемещения углеводородов из материнских пород в коллекторы. К сказанному следует добавить возможность увеличения давления за счет больших объемов вновь образующихся веществ. Описанные факторы выдержаны во времени и могли бы обеспечить процесс первичной миграции, хотя сам механизм этой миграции и в данном случае остается неясным. Многие исследователи (Л. Эзи, В.А. Соколов, М.Ф. Двали, Дж. Хант и др.) допускают возможность перемещения углеводородов в растворенном в воде состоянии (И.О. Брод считал такую форму перемещения основной). Как газообразные, так и жидкие углеводороды в той или иной степени растворимы вводе. Растворимость в воде газообразных углеводородов использована А.Л. Козловым в созданной им схеме формирования газовых месторождений. Растворимость жидких углеводородов в воде возрастает с увеличением температуры. Как отмечает М.Ф. Двали и М.И. Гербер, органические добавки сильно повышают растворимость в воде жидких углеводородов. По мнению М.Ф. Двали, литературные данные и лабораторные опыты, проведенные во ВНИГРИ, позволяют говорить о повышенной растворимости углеводородов при наличии в воде коллоидных органических соединений. Большая часть таких органических соединений и, вероятно, другие подобные им, но еще не идентифицированные соединения, имеются в седиментационных водах или возникают при преобразовании захороненного органического вещества.

По М.Ф. Двали при седиментационном уплотнении осадка отжимаемая вода при своем движении через материнскую породу все более насыщается коллоидно-растворимыми органическими соединениями и тем самым значительно повышает свою растворяющую способность по отношению к рассеянным углеводородам, содержащимся в органическом веществе осадка-породы. При дальнейшей миграции воды выделение углеводородов уже в жидком виде будет происходить при понижении температуры или изменении состава самого раствора.

Исходя из упоминавшихся выше критериев, И. О. Брод совместно с автором в 1945 г. разработал классификацию миграционных процессов, которая и приводится ниже в несколько переработанном и расширенном виде. Все миграционные процессы рассматриваются по трем категориям: 1) по форме (характеру) движения нефти и газа; 2) по масштабу движения; 3) по путям движения. Факторы, обусловливающие процессы миграции, были рассмотрены ранее.

Табл. 6

Классификация миграционных процессов по путям движения.

В таблицах рассмотрены группы, виды и разновидности миграционных процессов, при этом предусмотрены всевозможные формы движения битумов при формировании и разрушении скоплений нефти и газа.

Табл. 7. Классификация миграционных процессов по путям движения

56. Крупнейшие месторождения нефти и газа в России

Европейская часть. Большую часть этой территории занимает Русская равнина. Общие черты рельефа Русской равнины предопределяются ее геологическим строением. Большая часть территории размещается на древней докембрийской платформе. В пределах платформы выделяются два щита, где породы фундамента либо выведены на поверхность (Балтийский щит), либо частично перекрыты маломощной толщей третичных и четвертичных осадков (Украинский щит). Кроме того, следует упомянуть Воронежский свод (Воронежская антеклиза) и выступ фундамента в районе г. Лида, где кристаллические породы находятся на глубине 100-- 200 м.

На Балтийском щите не обнаружено нефтяных и газовых месторождений и ярких нефтегазовых проявлений. В горных выработках Хибинского массива изредка обнаруживали в газе небольшое содержание метана (от долей процента до нескольких процентов).

К востоку от Балтийского щита до Урала располагается обширная тундро-таежная равнина. Естественным геологическим рубежом, разделяющим эту равнину, является Тиманский кряж. Между Тиманским кряжем и Северным Уралом располагается обширная Печорская низменность, приуроченная к тектонической депрессии. К этой территории приурочены Тимано-Печорская нефтегазоносная область и один из старейших нефтегазоносных районов России -- Ухтинский (месторождения Войвожское, Ярегское, Чибъюсское, Верхне-Чутинское, Седьельское и др.). В бассейне рек Печоры и Усы находятся месторождения нефти и газа: Верхне-Омринское, Нижне-Омринское, Западно-Тэбукское, Джьерское, Севеверо-Мывинское, Рассохинское, Курьинское, Ленавожское, Восточно-Савиноборское, Усинское, Вуктыльское, Лемьюское, Исаковское, Мичаюзское, Печоро-Кожвинское, Печорогородское, Аранецкое и др. Продуктивны отложения силура, девона, карбона и перми.

В центральной части Русской равнины располагается Средне-Русская возвышенность. К северу и северо-западу от Средне-Русской возвышенности выделяется обширная область, выраженная в рельефе низменными равнинами (Балтийская, Полесская и Мещерская низменности), небольшими возвышенностями и грядами холмов (Балтийская гряда, Латгельская, Невельско-Городская, Витебская, Бежаницкая и Волдайская возвышенности, Белорусская гряда). Промышленные притоки нефти из отложений кембрия, ордовика и силура получены на Гусевской, Кулдигской, Вирбалисской площадях. На Гаргждайском месторождении дебит скважин достиг 40 т/сутки, а на Красноборском --100 т/сутки из отложений кембрия.

Приволжская возвышенность, расположенная к востоку от Средне-Русской возвышенности, представляют собой плато с пологим западным и крутым восточным склонами. В пределах Жигулевских дислокаций нефтеносность связана с каменноугольными отложениями. В западной части открыты месторождения Забаровско-Сызранское, Губенское, Березовское, Карловосытовское и др. В восточной части, помимо каменноугольных отложений, нефть добывают также из отложений верхнего девона (месторождения Яблоновый Овраг, Жигулевское, Стрельный Овраг, Зольненское). В районе Саратовского Поволжья известны месторождения нефти и газа Суровское, Песчаноуметское, Елшанско-Курдюмское, Соко-ловогорское, Урицкое, Горючкинское и др. Скопления нефти и газа приурочены к каменноугольным и девонским отложениям. Южнее на правом берегу Волги располагаются месторождения Волгоградского Поволжья. Здесь можно выделить три группы месторождений: северную, в бассейнах среднего течения рек Медведицы и Тарсы с продуктивными отложениями в карбоне и частично в девоне (Бахметьевское, Жирновское, Линевское); южную, в районе Донской Луки с продуктивными горизонтами того же возраста (Арчединское, Саушинское, Зимовское и др.), и группу, расположенную между двумя первыми (Коробковское и др.).

На левом берегу р. Волги за Заволжской низменностью располагается Высокое Заволжье. Это возвышенность тектонического происхождения, сложена на поверхности отложениями перми и пермо-триаса. Область является богатой провинцией Русской равнины. Сюда относятся месторождения Куйбышевского Заволжья и Оренбургской области (Красноярское, Белозерское, Чубовское, Алакаевское, Мухановское, Дмитриевское, Коханское, Черновское, Покровское, Могутовское, Султангулово-Заглядинское, Тарханское и др.). Промышленные притоки нефти установлены в пермских, каменноугольных и девонских отложениях. В эту провинцию входят крупные месторождения нефти Татарии и Западной Башкирии (Ромашкинское, Поповско-Новоелховское, Акташское, Елабужское, Шпаковское, Туймазинское, Арланское, Старицкое и многие другие). Продуктивны отложения девона и карбона.

Непосредственно к северу Высокое Заволжье сменяется Вятско-Камской возвышенностью. Эта возвышенность имеет довольно сложное тектоническое строение. Здесь располагаются нефтяные и газовые месторождения Пермской области и Удмурдии. Продуктивны отложения карбона и девона (Краснокамское, Северокамское, Полазненское, Куединское, Ярино-Каменноложское, Осинское и др.).

В пределах Заволжской низменности располагаются месторождения Саратовского Заволжья (Генеральское, Фурмановское, Степновское, Таловское и др.) и южных районов Куйбышевской области (Покровское, Кулешовское и др.) с продуктивными горизонтами в девоне и карбоне.

На юго-западе Русской равнины располагаются Вольско-Подольская и Приднепровская возвышенности, тектонически связанные с Украинским кристаллическим щитом. Непосредственно к ним примыкает волнистое плато Донецкого кряжа. На поверхности кряж сложен мезозойскими отложениями. В скважинах и в шахтах в отложениях карбона встречены непромышленные притоки газа и незначительные нефтегазопроявления.

Между возвышенностями юго-запада Русской платформы и Средне-Русской возвышенностью расположена Приднепровская низменность. Приднепровская низменность соответствует тектонически Днепровско-Донецкому грабену, образовавшемуся еще в нижнем палеозое. Геоморфологически вся низменность представляет собой древнюю долину Днепра с отметками 100--150 м. В Днепровско-Донецкой впадине выделяются две группы месторождений: западная и восточная. Месторождения западной группы (Качановское, Гнединцевское, Радченковское, Сагайдакское, Зачепиловское, Машевское, Глинско-Розбышевское и др.) связаны с отложениями каменноугольного, пермского, триасового, юрского и мелового возрастов. Восточная группа расположена между городами Изюм и Змиев. В газовых месторождениях этой группы (Шебелинка, Спиваковское и др.) продуктивны верхнепалеозойские и мезозойские породы.

Юго-восточную часть Русской равнины занимает обширная Прикаспийская низменность. К этой области относятся нефтяные и газовые месторождения в пределах Калмыкской АССР и Астраханской области (Промысловское, Межевое, Ермолинское, Цубукское, Икибурульское, Краснокамышанское, Каспийское и др.). Месторождения связаны с тектонически приподнятой зоной (кряж Карпинского), отделяющий здесь с юга тектоническую впадину Прикаспия от Предкавказья. Продуктивны отложения мезозоя. На юго-востоке провинции расположена Урало-Эмбенская нефтеносная область. Здесь известно довольно много месторождений: Байчунас, Доссорг Косчагыл,,Каратон, Кенкияк, Прорва и др. Нефть получают из отложений различного возраста, от пермо-триаса до мела включительно. В последние годы в прибортовой зоне Прикаспийской впадины открыто несколько месторождений газа (Спортивное и др.) в пределах Саратовской области из отложений мезозоя.

Урал. С запада прослеживается предгорный прогиб, выраженный на поверхности холмистой равниной с одиночными горами -- шиханами, представляющими собой древние рифовые массивы.. Местами, где шиханы погребены под толщей осадочных пород, в них содержится нефть и газ. Рифовые массивы имеют нижнепермский возраст (Ишимбаево). К северу и югу от Ишимбаевского района обнаружены другие месторождения нефти и газа, связанные с рифовыми массивами (Якуповское, Северо-Маячное, Совхозное и др.). Восточнее цепочки рифовых массивов располагаются тектонические зоны узких антиклинальных складок, с которыми связаны месторождения нефти (Кинзебулатово и др.). В Актюбинском Приуралье на Петропавловской, Жилянской, Актюбинско-Бишбамакской площадях установлены интенсивные проявления газа и непромышленные притоки нефти из терригенных образований нижней перми {арчинские отложения).

На восточном Урале прослеживается ряд меридиональных зон, сложенных метаморфическими и изверженными породами. Складчатый палеозой в крайней восточной зоне характеризуется многочисленными нефтепроявлениями, но промышленных скоплений не содержит.

Кавказ. Здесь может быть выделено несколько орографических областей: Предкавказье, Большой Кавказ, Колхидская впадина, Куринская впадина, Малый Кавказ, Джавахетско-Армяиское нагорье и Талыш с примыкающей к нему Ленкоранской низменностью.

В Западном Предкавказье, на Таманском полуострове, на поверхности которого изобилуют выходы нефти и газа, обнаружены лишь весьма скромные залежи нефти и газа в кайнозойских отложениях.

В северной части Западного Предкавказья открыт ряд крупных газовых и газоконденсатных месторождений (Каневское, Березанское, Ленинградское, Челбасское и др.) с продуктивными горизонтами в мелу. Многочисленные нефтяные месторождения расположены в долине р. Кубань и вдоль северного склона Кавказа (Анастасиевско-Троицкое, Ново-Дмитриевское, Ильское, Холмское и др.). Продуктивные горизонты большинства месторождений связаны с отложениями неогенового и палеогенового возраста и иногда мезозоя (Баракаевское, Некрасовское и др.).

В центральном Предкавказье известны нефтепроявления у подножья Кавказа и крупные газовые и газоконденсатные месторождения в пределах Ставропольской возвышенности (Северно-Ставропольское, Пелагиадинское и др.). Продуктивны отложения палеогена.

В Восточном Предкавказье геоморфологически могут быть выделены северные предгорья Кавказа, зона передовых хребтов, Терско-Кумская равнина (Затеречная равнина) и Прикаспийская низменность (включая третичную зону Дагестана). Во всех перечисленных зонах известны нефтяные и газовые месторождения. В северных предгорьях Кавказа известны пока небольшие месторождения с продуктивными горизонтами в неогене и мезозое (Бенойское, Датыхское). В зонах Терского и Сунженского передовых хребтов расположены многочисленные месторождения (Старо-Грозненское, Ново-Грозненское, Заманкульское и др.) с продуктивными горизонтами неогенового и мелового возрастов. В пределах Терско-Кумской равнины, расположенной на герцинской платформе, имеются крупные месторождения нефти (Озек-Суатское, Прасковейское, Русский Хутор, Величаевское, Сухокумское и др.) с продуктивными горизонтами в мезозое и палеогене. В Прикаспийской низменности (включая предгорья Дагестана) нефтяные и газовые месторождения вытянуты длинной полосой с севера на юг. В северной части, в предгорьях Дагестана, известны месторождения Махачкалинское, Избербашское, в которых продуктивны отложения неогена. Южнее продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений приурочены к отложениям палеогенового и мезозойского возраста (Дагестанские Огни, Берекейское и др.).

В Колхидской впадине открыты небольшие залежи в известняках мезозоя (Чаладидинское) и в песчаниках сармата (Супсинское).

На восточном окончании южного склона Большого Кавказа расположен район Кобыстана и Апшеронского полуострова. Апшеронский полуостров и Кобыстан являются одной из богатейших нефтегазоносных областей мира. Здесь известно много крупных и средних нефтяных и газовых месторождений, такие как Бибиэйбатское, Локбатанское, Сураханское, Кергезское, Бинагадинское, Сулу-тепинское, Шабандагское, Карадагское, Шонгарское, Бузовны-Маштагинское, Калинское, Зырянское, Карачухур-Зыхское и многие другие. Продуктивные горизонты на Апшероне связаны с отложениями неогенового возраста. Вблизи Апшеронского полуострова на островах и в открытом море находится ряд месторождений (о.. Артема, Нефтяные Камни, острова Жилой, Песчаный, Южная, Грязевая Сопка, банка Дарвина, Гюргяны-море и др.), продуктивные горизонты которых также связаны с отложениями неогена.

В Кобыстане месторождения меньше по размеру, но диапазон нефтегазоносности расширяется и захватывает палеогеновые отложения (Умбакинское, Дуваннинское месторождения).

К системе Малого Кавказа относятся краевые хребты Закавказского нагорья. Большое количество нефтегазопроявлений связано с отложениями мезозойского возраста, В последние годы получены промышленные притоки газа из отложений эоцена. Известны многочисленные нефтегазопроявления в Ленкоранской низменности, вытянутой вдоль подножья Талышских гор.

Западная Сибирь. Подразделяется на Западно-Сибирскую низменность и Алтайскую горную систему (включая Кузнецкую котловину с окаймляющими ее хребтами).

Западно-Сибирская низменность представляет собой богатейший нефтегазоносный район. Уже выявлено более 90 нефтяных и газовых месторождений с продуктивными горизонтами в меловых и юрских отложениях.

Березовский газоносный район, вытянутый к югу от устья р. Сосьва, содержит месторождения Пунгинское, Похромское, Игримское и др. Южнее располагается Шаимско-Красноленинский нефтеносный район, где выявлен ряд нефтяных месторождений: Шаимское, Красноленинское и др.

Целая группа крупных нефтяных месторождений обнаружена по среднему течению р. Оби: Усть-Балыкское, Северо- и Западно-Сургутское, Самотлорское, Мегионское, Соснинское, Аганское и др. В этом районе известны и газовые месторождения (Охтеурьевское).

В Центральной части Западно-Сибирской низменности расположен Салымский нефтеносный район, где открыты Правдинское и Салымское нефтяные месторождения.

В северных районах Западно-Сибирской низменности открыты крупнейшие газовые месторождения: Губкинское (Пурпейское), Тазовское, Заполярное, Уренгойское, Медвежье, Ново-Портовское, Северо-Казымское и др. Получены промышленные притоки газа на крайнем северо-востоке Западной Сибири, на Нижне-Хетской площади в Усть-Енисейской впадине.

Входящие в состав Салаиро-Кузнецкой горной области Кузнецкий Алатау, Салаирский кряж, Горная Шория и Кузнецкая котловина генетически связаны между собой. В Кузнецкой котловине признаки нефти и газа встречены в девонских и пермокаменноугольных отложениях. Небольшие притоки газа получены на Борисовской площади.

В Кузнецком Алатау, Салаирском кряже и в Горной Шории признаков нефти и газа не установлено.

Восточная Сибирь.В Восточной Сибири выделяют пять географических областей: арктическую, Среднюю Сибирь, горную Северо-Восточную Сибирь, Саяны, Забайкалье и Прибайкалье.

Арктическая область Восточной Сибири включает в себя полосу материковой тундры Северо-Сибирской низменности. Продуктивные скопления с нефти и газа установлены в мезозойских отложениях.

Между низовьями Хатанги и Лены находится плоская синклинальная впадина, выполненная мезозойскими породами. Среди впадины воздымается ряд невысоких мезозойских кряжей (Прони-чещека н Чекановского). Здесь распространены соляные купола. В скважинах, пробуренных на соляных куполах, встречены притоки нефти в мезозойских отложениях.

В породах нижнепалеозойского возраста на Анабарском массиве в Средней Сибири встречаются нефтепроявления.

МеждуАнабарским массивом и Лено-Алданским плато расположена Вилюйская впадина. В последние годы здесь открыто несколько газовых месторождений: Усть-Вилюйское, Сабо-Хаинское,

Бодаранское и др. с продуктивными горизонтами, расположенными, в юрских отложениях. В разведочных скважинах получены небольшие притоки легкой нефти.

Приверхнеленская плоская возвышенность располагается к юго-западу от Вилюйской впадины. Здесь открыто нефтяное месторождение Марково с продуктивными горизонтами в кембрии. Кроме того, благоприятные результаты получены в ряде разведочных площадей.

В горной области Северо-Восточной Сибири и в Западном и Восточном Саянах нефтегазопроявления не известны.

Между Западным Саяном, Кузнецким Алатау и Восточно-Минусинскими горами лежит пониженная территория. Батеневским кряжем она делится на две котловины: Енисейско-Чулымскую на севере и Минусинскую на юге. Легкая нефть и углеводородные газы были получены при бурении из всех свит палеозойского разреза от кембря до карбона. В ряде скважин из отложений девона получены промышленные притоки азотно-углеводородного газа или небольшие притоки легкой нефти.

В Тувинской котловине, расположенной между Саянами на севере и хребтом Танну-Ола на юге, встречены небольшие нефтегазопроявления.

В Забайкалье и Прибайкалье в третичных отложениях и в метаморфических породах фундамента встречены также незначительные нефтегазопроявления.