Длительно-унаследоваемым развитием – структуры, связанные с длительным поднятием фундамента (сводовые структуры)

1.  Длительно-унаследоваемым развитием – структуры, связанные с длительным поднятием фундамента (сводовые структуры).

2.  Новообразованная – надрифтовые и авлакогеновые , развиваются на целевые, межсолевые и подсолевые (Уренгойско-Калтагорский тафрогент).

В плане зоны НГМ может быть линейно-вытянутые и изометричные (наибольшее число).

Наиболее распространенным типом зон является антиклинальный, 70% всех запасов УВ, в россии 98% из стран ближнего зарубежья.

 

Условия образования очагов НГО

Согласно осадочно-миграционной теории НГО сущ-ют след.основные понятия:

- НГО органически связано с литогенезом.

- НГО очень длительный и многоступенчатый процесс до 10 и 100 миллионов лет

- образование и созревание рассеянных УВ (микро нефти)

- переход микронефти в нефть

- нефть образуется в областях длительного осадконакопления (осадочный бассейн)

- нефть полистадийное, полигамное и полихромное состояние сформировывающееся в разное время.

УВ соединения обязательный компонент осадочной породы n*10¹⁴  (микронефть) / n*10¹²  (нефть).

НМО в процессе развития могут находится в 3-х состояниях:

- потенциальное НМ – до вхождения в ГЗН.

- нефтепроизводящее (находится в ГЗН)

- нефтепроизводившее (прошли ГЗН).

НГМ потенциально зависит от начальных условий формирования НГМТ, а также от последующих условий очага.

Выделяют внутренний и внешний факторы оценки НГМП.

Внутренний: связанный с качественными и количественными характеристиками потенциала очагов.

Внешний: связан с условием его реализации .

Внутренний фактор делится на 2 группы:

1.  Факторы, связанные с литологией

2.  Ф-ры, связанные с РОВ

Внешние факторы:

1.  Статический характер очагов и зон

2.  Динамический (определяется тепловой историей существования НМТ, скоростью прохождения зон катогенеза, длительностью существования очага).

В истории формирование очага выделяют 3 стадии:

1.  Начальная (предочаговая)

2.  Главная (генерационная)

3.  Завершающая (постоочаговая)

 

Начальная стадия формирования очагов НГО

Определяется тип органического вещества (гумусовое или сапропеливое), его кол-во, литолого-фациальное и палеогеографические обстановки.

Все эти факторы предопределяют величину НГМ потенциала.

Исходное ОВ, его кол-во и типы

До девона исходным материалом для формирования ОВ (фитопланктон, бактерии, бентос, водорослей, зоопланктон). Появляются наземные растения. В количественном отношении доля ОВ от фитопланктона наземных растений одинакова. За геологическую историю земли средняя скорость 1/10%.

В восстановительных условиях 4%.

Биологический продукт – освещенность, температура, соленость, до 80м.

Исходное ОВ в основном происходит из липидов или липоидов, фито и зоопланктона, бентоса, а также высших наземных растений.

ОВ: автохтонное (за счет органического вещества).

Аллохтонное (привнесенное с суши).

На фито планктон в море приходится 90% ОВ, бентоз 0,5%, 6,5 % приносится с суши.

В основном ОВ накапливается в океанах, на окраинах континента. Скорость накопления 300 гр. На м2 ОВ/год.

Во внутренних частях океана в 6 раз меньше.

Аллохтонное вещество поступает в виде речных и подземных стоков, деятельности ветра, разрушение берегов и вулканическая деятельность.

На земле ОВ распространяется очень неравномерно:

1.  ОВ связано с водоемами лагун внутренними морями.

2.  Континентальные окраины (максимальное заражение ОВ сероводородом 85-95%).

На кол-во накопившевагося ОВ влияет темп осадконакопления.

Скорость накопления:

2 – 6 мм за 1т.лет – сохраняется менее 0,01%

20-130 мм за 1т.лет – 0,1-2%

650-400 мм за 1т.лет – 11-19%

Чем больше скорость осадконакопления, тем больше кол-ва ОВ.

РОВ в осадочных породах находится в минеральном скелете.

С детритом связаны глины и глинисто-карбонатные отложения.

3 типа ОВ:

1.  Сопропелевые – образованы липоидными и полимерлипоидными компонентами, планктон 90% на Н-10%.

2.  Гумосовый – лигнит целлюлозными компонентами высших растений и углей Н-5%.

3.  Смешанный (сапропеливо-гумусовый тип)

Сапропеливый тип развит в морских глинисто-карбонатных осадках, восстановительной среды.

Гумусовый в континентальных водоемах и в прибрежно-морских условиях, песчано-глинистых осадков, окислительная среда и слабой восстановительной.

НМТ минимальное содержание ОВ для отнесения ее к нефтяной.

Для карб. Породы ≥0,20%

Для глин ≥0,30%

Нефть – глинисто-карбонатные породы с сапропелевым типом вещества

Газ – Гумусовый тип вещества.

Хемофоскилии – обязательный комплект ОВ имеет липидную природу, которая синтезируется с жив. Организмом и без изменения переходит в ископаемое состояние

Кероген – сложная макромолекула, которая генерирует УВ.

По отношению Н и О/С выделяют 3 типа керогена:

1) Высокое содержание Н и низкое о (Наиболее благ. Горючие сланцы)

2) Содержание Н высокое, ни и содержание О высокое по сравнению с 1 типом (характерны для больших морских типов толщ)

3) Низкое содержание Н, высокое О, континентальное образование, гумусовый тип УВ.

Возраст НМТ имеет очень большой от R1-N.

 

Литогенез глубоководных осадков и преобразование ОВ

Процесс диагенетических преобразований глубоководных осадков очень сильно растянут во времени и характеризуется своей не завершенностью по сравнению с континентальными условиями. Глубоководные фации испытывают слабое уплотнение при погружении (Парадокс глубоководного диагенеза). Взвешаный приток воды препятствует консолидации осадков. Консолидация осадка затрудняет отток седементационной влаги. Отток седементационной воды затруднен ввиду отсутствия коллектора пост разгрузки глубинных вод.

Состав будующих нефтей во многом зависит от диагенеза переработки. Чем ниже переработки тем нефти будут более цикличные(тяжелые), величина прогрева, степень тектонической активности.

В зонах совершенной тектонической активности (Альпы, Гималаи) характерные перспективы НГН за счет прогретости недр, нефть образуется на гл. 1-2 км. До вступления в ГЗН 10-20 млн.лет при условии интенсивного прогибания. В условиях низкой скорости погружения процесс созревания ОВ В НМТ может растягиваться на 100-300млн.лет.

 

Главная стадия очагов нефтеобразования

Увеличение Т и Р приводит дальнейшей трансформации минералов и органических составляющих НМТ. Минеральные компоненты особенно глины подвергаются уплотнению, дегидратации и различным минеральным превращением, меняются ЕФС, пластичность и минерализация вод, которые содержатся в породах.

Меняется хим. Состав ОВ, образуется УВ с более высоким содержанием Н. Отношение С к Н4 1:4, то отношение нефти 1,5-2.

В ГЗН из 1 тонны ОВ сапропелевого типа образуется 37 кг битумойдов, для гумусового – 16-19кг.

Нефтепроизводящие типы отложений с гумусовым типом вещества генерируется газ метанового состава. Генерация жидких УВ из гумусового вещ-ва образуется в огромном количестве.

Стадийность нефтегазообразования по разному протекает в глинистых и карб. породах. В карб. Протекает отлично, потому что карб. Осадок быстро превращается в породу. Генерация УВ в карб. Породах происходит при низкой Т и меньших глубинах, чем в глинистых. Миграция нефти затруднена поскольку в карб. Породах ЕФС малы и происходит значительно позже и на больших глубинах под действие Т и давления. Происходит процесс перекристаллицазии, доломитизации, сульфатизации, формирование трещенноватости и вторичной пористости.

Процессы генерации и миграции в карб. Породах разобщены во времени. Происходит консервация УВ в НМП. Главную зону нефтеобразования для образования в карб. породах возможна при более высоких Т.

 

Факторы катагенеза пород и органического вещества

Т, давление, геологическое время, тектонические движения – под действием всех этих факторов протекает катагенез. Протекает при Т от 30 до 200град. И давлении до 200 МПа, глубина от 100-5000м.

С катагенезом связаны наиболее благоприятные условия нефтеобразования, уплотнение глин приводящих к миграции УВ. А так же появляются наиболее оптимальные коллектора.

Температура

- ключевой фактор катагенеза.

Средняя величина геотермического градиента составляет 6,6 град. на 100м

-Тектонические процессы определяют силу

-Теплофизические св-ва

-Динамика подземных вод

-Геохимические особенности

-Магматическая активность

Величина теплового потока ни когда не остается во времени и пространстве.

Наибольшая величина геотермического градиента отличается во внутренних частях платформ. Наиболее высокие показатели – современные подвижные пояса. Степень прогрева в современных краевых прогибах и межсклонных впадин не большая Т=30 град. Чем выше Т прогрева тем быстрее толща попадает в ГЗН.

Существует разница в температурах толщ расположенных на одних глубинах в древних и молодых платформах.

В осадочном бассейне древних платформ на гл. 5км Т=100-120 град. На молодых платформах на той же глубине Т=170-210 град.

Распределение температур по глубине не соответствует степени преобразованности в породах ОВ. Если в бассейнах древних платформ степень преобразованности ОВ на больших глубинах может соответствовать апокатагенезу, то современна температура не высокая.

 В молодых платформах с точностью наоборот температура недр не соответствует степени преобразованности  ОВ пород.

В качестве дополнительного источника тепла в бассейнах молодых платформ, а так же межгорных складчатых поясов могут быть мощные толщи глинистых и тонкообломочных пород, которые находятся на стадии уплотнения. Процессы происходящие при уплотнении глин являются энзотермическими, температура удерживается и накапливается в глинах.

Низкая степень преобразования ОВ в условиях воздействия высоких температур может быть так же следствием высокой скорости накопления и погружения осадочных толщ.

Пример: Предкавказье майкопская свита

Быстрое накопление и погружение глинистых толщ привело к не соответствию степени катагенеза ОВ и глубин на которых они сейчас находятся. Такое быстрое погружение толщ приводит к газоносности, поскольку НМТ на  определенной глубине не успевает реализовать свой потенциал.

В Предкавказье обнаружены на гл 5 км нефтяные залежи.

Пример: Чем позднее нефтегазоносные толщи вступают ГЗН, тем больше возможности для образования залежи нефти и газа для сохранности.

Особый интерес древние отложения которые вступали в ГЗН - MZ и KZ.

 Существенную роль типа в осадочном бассейне играет эвапаритовая формация.

Эвапаритовая формация на больших глубинах играет роль холодильника. Она способствует понижению температуры на больших глубинах, температура соответствует не апокатагенезу, а катагенезу. Залежи могут быть глубже 5 км.

Если брать в учет степень температур и степень запасов нефти, то оказывается высокие температуры в большей степени способствую миграции и генерации УВ, чем влияют на коллектора.

Бассейны с низкой величиной геотермического градиента характеризуются низкой продуктивностью.

Высокая температура не способствует сохранности залежи нефти и газа. Под воздействие высоких температур ОВ начинает метаморфизироваться, температура может оказаться и отрицательным фактором.

Давление

Действует в прямой зависимости от температуры. Оно способствует в изменении пористости и плотности пород. Минерального преобразования, текстурной особенности и др. факторов.

Средняя плотность пород ЗК - 2,7 г/см3.

Давление на каждый км увеличивается на 27МПа. Изменение пористости нужно учитывать.

На поверхности пористость 50%, то общая пористость на больших глубинах 1-3%, на гл 9 км давление составляет 237МПа.

Глинистые породы наиболее изменчивы под давлением. Глины уплотняются происходит перестройка кристаллической решетки. Происходит отжим седементационной воды и происходит отток микронефти.Процесс дегидротации - основная причина миграции из нефтепроизводящих толщ. Существует определенная зональность в глинистых породах.

 

Зона изменения состава глин

 

1)  Соответствует диагенезу и располагается на гл 300м

В самой верхней части (первые 10 м) происходит резкое изменение влажности за счет удаления свободной воды (до 30%). В инт от 10 до 300м в глинах присутствует адсорбционная связанная вода Т – 20-25 град., Р – 3МПа – сохранение адсорбционной воды.

2)Состоит из 2-х под зон

- верхняя на гл. 300м

- нижняя на гл 600-1000м

Вторая зона соответствует раннему катагенезу. В верхней под зоне происходит удаление воды. Отжим воды связан с увеличением температуры до 40 градусов, влажность не более 12%.

В нижней под зоне температура 40-60 градусов, давление 20 МПа, не достаточного для отжима.

3)Находится на глубинах 1100-2000 метров. Происходит изменение свойств, адсорбционной связанной воды. Происходит уплотнение глин, пористость снижается до 10%, присутствует гидрослюда.

В третей зоне выделяются 2 аномальных горизонта:

1)  60-70 градусов, 20-36 МПа,

2)  90-120 градусов, давление 50-60 МПа.

В этих горизонтах увеличилась общая пористость и влажность. Растет кол-во растворимых солей. Происходит разуплотнение и увеличился отток воды. Эти горизонты имеют очень большое значение эвакуации нефти из НМТ. В случае, если на пути миграции нефти отсутствуют резервуары, то зоны разуплотнения в НМТ могут оказаться резервуаром.

4)Отвечает позднему катагенезу (апокатогенезу).

Начинается с глубины, где 1 градус выше 120 градусов, заключительный этап удаление влаги из глин. Влажность не превышает 2-х процентов и остается постоянной. Глины превращаются в аргиллиты.

Стадийность изменения глин носит необратимый характер и наиболее четко связаны процессы со стадийностью нефтегазообразования.

Геологическое время

Существуют 2 точки зрения о роли геологического времени в катагенезе.

1)  ГВ в катагенезе роли не играет поскольку при очередном повышении температуры процесс преобразования ОВ успевает завершиться за 100 или 1000 лет.

2)  ГВ играет определенную роль при катагенезе. Оно компенсирует в разной степени дефицит температуры, необходимый для перехода одной степени катогенеза к другой, в роли коллектора.

Динамический катагенез

При статическом катагенезе происходит последующее изменение свойств пород, обусловленное воздействием температуры и давления. Если бассейн, находящийся в тектонически активном регионе, где более высокие тектонические движения воздействия сейсмичности, процессом магматизма и метомарфизма и другими процессами, способствует прогреву толщ и их уплотнений. Такой процесс наз-ся динамическим категенезом.

Еще в 19в. США нефтеностность Предпалагского прогиба была связана с воздействием высоких температур и давлений, обусловленного образованием апполаги.

Пример: угольная толща в районе Алдана преобразование углей, понятие динамического катогенеза были использованы для объяснения, преобразования углей, никогда не погружаются на значительные глубины. Это объясняется условием тангенсального сжатия и воздействием позднее-мезозойского магматизма.

Пример: Предверхоянский прогиб.

Борт прогиба, который примыкает к складчатой области, то здесь ступень преобразования ОВ на 1-2 градации выше, чем на платформенном борту.

Все крупнейшие нефтегазаностные бассейны мира шли по динамическому пути.

Вывод: развитие НГ бассейнов шло по пути статического-динамического катагенеза. Раздельно они встречаются редко. Бассейны платформенного типа по большей степени развивались по статическому катагенезу, а бассейны складчатых – по динамическому пути.

Динамические факторы нефтеобразования

Положение зоны ГФМ изменяется по глубине и протяженности. Они связаны с факторами статическими и динамическими.

Статический фактор – тип ОВ НМТ, ее возрастает литология.

Динамический ф-ор – скорость погружения толщ, величина теплового потока и геотермичные элементы, а также тектоническая и сейсмическая активность бассейна.

Для того, чтобы НМТ в полной степени реализовал свой потенциал большое значение имеет условия миграции УВ.

Процессы нефтеобразования и процессы дегидратации глин как правило идут независимо друг от друга. И во времени могут не совпадать.

Если сток сидиминтационных вод происходит раньше ГФМ, то миграция нефти будет очень сильно затруднена. Наиболее оптимальные условия тогда, когда эти процессы совпадают во времени.

Для образования приличных скоплений нефти необходимы величины геотермического градиента от 3-3,5. Высокая скорость формирования НМ отложений 40-80м. за миллион лет.

Существует классификация зависимости нефтегазоностности от темпов осадконакопления.

Выделяют 4 типа бассейнов:

1)  Бассейны высокого генерационного потенциала -0,3-0,9 т/км2.

2)  Среднего потенциала -0,16-0,3 т/км2.

3)  Низкого пот-ла -0,06-0,16 т/км2.

4)  Убывающего потенциала меньше 0,9т/км2.

По условиям образования очага бассейны подразделяются на 3 типа:

1)  Пассивные (величина геотермального градиента больше 3-х градусов на 100м, скорость осадконакопления больше 40м на 100 000 000 лет).

2)  Активные (геотермальный градиент 3-3,5 градусов на 100м).

3)  Высокоактивные (до 5 градусов на 100м, скорость седиментации больше 80м на 100 млн. лет)