Теория углеродного коэффициента

⇐ ПредыдущаяСтр 50 из 52Следующая ⇒

Степень слабого метаморфизма¹ определенных осадочных пород, мерилом которой является карбонизация включенных в них углей, была использована как показатель характера нефтей и газов, содержащихся в этих породах. Такой метод, который, как полагали, дает правильные результаты, получил название теории углеродного коэффициента. Наибольшее развитие эта теория получила в работе Уайта [2], вышедшей в свет в 1915 г., хотя основные ее идеи обсуждались еще со времени, когда была пробурена скважина Дрейка [3].

Теория углеродного коэффициента, в том ее аспекте, который применяется для региональных поисков нефти и газа, утверждает, что для территорий, характеризующихся слабым метаморфизмом [катагенезом] осадочных пород и развитием бурых лигнитовых углей, свойственны нефти высокого удельного веса. По мере повышения давлений и температур процентное содержание связанного углерода увеличивается, сорт углей улучшается, а нефть становится более легкой. На территориях, где распространены битуминозные угли [по американской терминологии, весьма неудачной, они отвечают углям «Д», «Г» и «Ж» по обозначениям, принятым в советской литературе], можно ожидать встретить только

¹ Дав относительно правильное определение термина «метаморфизм», автор стал применять его неправильно к признакам, предшествующим собственно метаморфизму. Правда, он говорит о малом, низком или слабом (low-grade, little) метаморфизме, но только вначале, а затем оговорок не делает. Другие американские авторы предпочитают говорить о диагенезе, понимая его неоправданно широко (так употребляет этот термин применительно к другим породам и А. Леворсен), или об эометаморфизме (новый термин К. Ландеса) и т. д. Правильнее говорить о катагенезе. Эта стадия литогенеза сменяет диагенез примерно тогда, когда торф превращается в бурый уголь; она завершается этапом, в котором ооганическое вещество утратило почти все летучие компоненты и превратилось в антрацит. Усиленная графитизация его - признак начала собственно метаморфизма (метагенеза). - Прим. ред.

газ и легкие нефти, а по мере увеличения степени метаморфизма [катагенеза] достигается граница, ниже которой встречаются лишь углеводородные газы. И, наконец, там, где каменный уголь представлен антрацитом, нельзя ожидать открытия промышленных скоплений ни газа, ни нефти. В целом проведенные исследования подтверждают представления об отсутствии промышленных залежей углеводородов на территориях, где каменные угли характеризуются высокой степенью метаморфизма [катагенеза]. Однако это общее правило имеет исключения; кроме того, необходимо отметить, что в районах, которые считаются неблагоприятными для поисков нефти и газа из-за высокой степени метаморфизма [катагенеза] имеющихся там углей, пробурено недостаточное количество глубоких поисковых скважин.

Углеродный коэффициент, характеризующий степень метаморфизма отложений, измеряется процентным содержанием связанного углерода в обезвоженной и беззольной части высушенного угля. Углеродный коэффициент вычисляется путем деления весового процентного содержания связанного углерода в общем анализируемом количестве каменного угля на сумму процентного содержания в нем связанного углерода и летучих веществ. Равные значения углеродного коэффициента, нанесенные на карту, соединяются линиями, называемыми изокарбами. Такие карты построены и опубликованы для многих регионов [4]. Они основаны на анализах беззольной части каменного угля, но влага наряду с летучими веществами входила в эти анализы как составная часть угля [5].

Соотношение между содержанием связанного углерода в обезвоженных каменных углях, с одной стороны, и наличием нефти и газа, с другой, было показано Фуллером [6] в виде следующей таблицы.

Поскольку теория углеродного коэффициента имеет самое близкое отношение к проблеме поисков промышленных скоплений углеводородов, ей было посвящено большое количество исследований. В результате первоначальные представления были значительно модифицированы. Против теории было выдвинуто много возражений, касающихся главным образом точности измерения углеродного коэффициента, но отчасти также и интерпретации этих измерений, причем сомнению подвергалось и значение углеродного коэффициента как показателя степени метаморфизма пород, и его роль в выборе направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ.

В основе некоторых возражений против теории углеродного коэффициента лежит несогласие с методами отбора образцов угля и их анализа. Вкратце они сводятся к следующему:

¹ Обычно анализируемые образцы не отражают действительные свойства угля. Эти образцы отбираются либо из угольных пластов, характеризующихся различными стадиями выветривания, либо из отдельных прослоев внутри угольного пласта. Кроме того, если образец немедленно после отбора не помещается в герметически закупоренный контейнер, начинается его выветривание. В итоге анализируемый образец может существенно отличаться от коренной породы в недрах, причем результаты полученных анализов в разных лабораториях также различны. Правильную интерпретацию результатов исследований можно ожидать только в том случае, если сами эти анализы выполняются по одинаковой или сходной методике.

При строгом подходе теория углеродного коэффициента требует сравнения безводных и беззольных компонентов каменных углей. Первоначально полагали, что всякое присутствие влаги в образце случайно и она не является составной частью угля. Однако в настоящее время считают, что некоторая часть влаги все же представляет собой действительный компонент угля [7] и что для измерения процентного содержания связанного углерода влага столь же важна, как и имеющиеся в угле летучие вещества. Особенно большое различие в результатах анализов, произведенных по этим двум методикам, отмечается для углей из третичных отложений. Процентное содержание связанного углерода заметно выше при его определении на безводную и беззольную часть угля; для некоторых слабометаморфизованных углей, например, оно выше в два раза.

Многие из составленных ранее карт изокарб (линии равных углеродных коэффициентов) строились по данным о величине углеродного коэффициента не для одного и того же угольного пласта на различных участках его развития, а для любых углей, обнаруженных в регионе. В результате на таких картах сопоставлялись данные о более древних и более глубокозалегающих углях с данными о более молодых углях. То обстоятельство, что по краям бассейна обнажаются более древние угольные пласты, которые, как можно ожидать, должны характеризоваться большими значениями углеродного коэффициента, во внимание не принималось. В Аппалачском регионе, например, содержание связанного углерода увеличивается на 0, 69 на каждые 100 футов при движении вниз по стратиграфическому разрезу [8]. Это означает, что углеродный коэффициент более древних угольных пластов, глубоко погружавшихся на протяжении своей геологической истории, а ныне выведенных на поверхность вдоль восточной границы региона, значительно выше, чем, более молодых углей, распространенных западнее. Как более древние, так и молодые угольные пласты, по-видимому, испытали здесь приблизительно одинаковые тектонические деформации. Поэтому при сравнении этих углей скорее выявляются первичные различия в их составе и различия в условиях и глубине их захоронения.

Таким образом, различия в методах определения углеродного коэффициента могут оказаться весьма значительными и привести к ошибочным выводам. Это можно установить по максимально возможным отклонениям углеродного коэффициента от нормы, достигающим следующих величин: из-за ошибок при отборе образцов угля, при взятии образцов из пластов, подвергшихся выветриванию и т.д. ‑ 15%; из-за ошибок при нестандартных методах анализов углей ‑ 20%; из-за различия результатов при анализе безводных углей и углей, содержащих влагу, ‑ 50% [9].

Основная слабость теории углеродного коэффициента заключается в предположении, что изменения в процентном содержании связанного углерода отражают различия в степени метаморфизма [катагенеза] пород рассматриваемой территории. Если это главное в теории предположение ошибочно, тогда совершенно неправильным оказывается и заключение, что почти полное отсутствие нефти и газа в регионе находится в прямой связи с высокими значениями углеродного коэффициента. Вот некоторые из возражений, выдвигаемых против этого основополагающего предположения.

Если причину более высоких значений углеродного коэффициента не связывать с метаморфизмом осадочных образований, то колебания этих значений, как можно полагать, должны обусловливаться первичными факторами - различиями в составе органического вещества, отлагавшегося на отдельных участках, или различиями в обстановке осадконакопления. Некоторые угли первоначально отличались большим процентным содержанием водорослевого материала, пыльны и спор или древесного материала по сравнению с другими. Характер первоначально содержавшегося в угле органического вещества мог изменяться от района к району в пределах одной и той же угленосной формации, что определялось особенностями седиментационной обстановки. Эти различия в первичном органическом веществе, вероятно, могли обусловить разную степень его карбонизации при одинаковых температурах и давлениях. Подобная же аргументация применяется и в отношении потенциально нефтегазоносных отложений: утверждение, что с увеличением углеродного коэффициента пористость и проницаемость пород снижаются, в общем совершенно справедливо, однако причину этого часто следует искать также в первичных факторах, а не во вторичных.

Степень метаморфизма [катагенеза] пород при одинаковых температурах и давлениях будет различна в разных отложениях. Отложения, содержащие даже небольшие количества сравнительно неустойчивых минералов, таких, как некоторые глинистые минералы и карбонаты, обладают при деформациях большей пластичностью и, следовательно, в большей степени теряют свою пористость и проницаемость, чем отложения, целиком образованные устойчивыми минералами, например кварцем. Компетентность угленосных и связанных с ними нефтегазоносных формаций может быть, таким образом, совершенно различной. Поэтому степень метаморфизма [катагенеза] углей не может служить достаточно надежным показателем метаморфизма залегающих по соседству с ними пород-коллекторов.

3. Если при метаморфизме [катагенезе] под влиянием высоких температур и давлений низкокачественные нефти или первичный органический материал превращаются в высококачественную нефть, то в породах должны оставаться следы этого процесса, в виде асфальта и кокса [10]. [Это устаревшее представление не может серьезно приниматься во внимание]. Такое заключение, по-видимому, может быть принято без каких-либо особых доказательств, поскольку в процессе перегонки нефти на всех стадиях остаются более тяжелые ее компоненты. Поскольку такие остаточные продукты нефти в породах не устанавливаются, можно полагать, что процесс медленной перегонки не играл существенной роли. [Всегда остается кероген]. Нельзя, однако, исключать возможность того, что в породах присутствуют только микроскопические количества остаточного «углеводородного вещества», трудно поддающегося определению. Было бы естественным ожидать, что если коллекторы располагались в зоне, характеризовавшейся высокими температурой и давлением, то легкие нефти и особенно газ должны были мигрировать из этой зоны в направлении движения пластовых вод на территорию с более низким уровнем потенциальной энергии, оставляя в породах свои тяжелые компоненты. Однако, согласно теории углеродного коэффициента, газ приурочен именно к районам, для которых свойственны наиболее высокая степень метаморфизма пород и, вероятно, наиболее высокие температуры и давления.

4. Хилт [11] в 1873 г. впервые пришел к заключению, что в серии угольных пластов степень карбонизации [углефикации], как правило, увеличивается по мере перехода к стратиграфически более древним горизонтам разреза. Правильность этого вывода была подтверждена при изучении угольных месторождений всего земного шара, благодаря чему он получил название закона Хилта. Степень углефикации увеличивается в среднем на 0, 7 на каждые 100 футов разреза. Таким образом, во многих случаях значение углеродного коэффициента, полученное при изучении углей, залегающих на поверхности, не будет соответствовать величине этого коэффициента на глубинах в тысячи футов, т. е. там, где коллекторы могут быть промышленно нефтегазоносными. Как отметил Расселл [12], нефти, связанные с известняками в Кентукки, а также, вероятно, и многие другие нефтяные залежи приурочены к коллекторам, для которых характерна столь же высокая степень метаморфизма [катагенеза], как и для пород, включающих угли с чрезвычайно большим углеродным коэффициентом. Такие породы, согласно теории углеродного коэффициента, не должны были бы содержать никаких углеводородов, кроме газа. Поэтому для определения степени метаморфизма [катагенеза] коллекторов следует изучать угли, приуроченные к слоям, стратиграфически примерно одновозрастным перспективно нефтегазоносным горизонтам [8]¹.

5. Другая возможная причина некоторых кажущихся необъяснимыми колебаний величины углеродного коэффициента связана с изменениями проницаемости пород, включающих угольные пласты. Чем выше проницаемость таких пород, тем более благоприятны условия для миграции из углей их летучих компонентов. Различия в величине углеродного коэффициента, таким образом, могут отражать не столько степень метаморфизма, сколько разную проницаемость вмещающих пород.

6. Уайт полагал, что давления, обусловливающие метаморфизацию пород, вызываются тангенциальными силами, проявляющимися в результате складкообразования и диастрофизма. Большинство же более поздних исследователей пришли к выводу, что величина углеродного коэффициента зависит от глубины захоронения рассматриваемых пород [13]. Этот последний вывод находится в полном согласии с законом Хилта. Однако Хендрикс, тщательно изучив распределение углеродных коэффициентов в углях Арканзаса и Оклахомы [14], заключил, что содержание связанного углерода непосредственно определяется структурными деформациями региона под влиянием давления, направленного с юга. Он установил, что степень углефикации, а следовательно, и величина углеродного коэффициента не связаны ни со стратиграфическим положением угольных пластов, ни с первоначальным составом углей. Такая интерпретация углеродных коэффициентов на этой территории все же недостаточно убедительна, так как изокарбы (линии равных углеродных коэффициентов) в гораздо большей степени параллельны изопахитам угленосной формации, чем простираниям надвигов.

Изложенный материал приводит нас к выводу, что на современном уровне знаний доказательства совместной метаморфизации нефти и углей не убедительны. Вероятно, существует какая-то региональная взаимосвязь между углеродными коэффициентами (особенно измеренными на основании анализов беззольных, но включающих влагу компонентов угля) и степенью метаморфизма [катагенеза] пород, вызванного нагрузкой вышележащих отложений, диастрофизмом или обоими этими факторами. На многих картах углеродного коэффициента его низкие значения строго приурочены к регионам, характеризующимся слабой деформированностью и незначительной мощностью отложений, перекрывающих изученный угольный пласт. Но, несмотря на это, взаимосвязь между низкими значениями углеродного коэффициента и нефтью с достаточной определенностью показать не удалось. Справедливо также, что в районах, для которых свойственны высокие значения углеродного коэффициента, до настоящего времени обнаружено только очень немного залежей нефти и газа. Но такое положение может быть следствием крайне малого общего объема поискового бурения в этих областях, обусловленного нежеланием проводить работы на площадях с высокими углеродными коэффициентами.

¹ Еще важнее, чтобы анализировались пробы углей и нефтяных горизонтов, залегающих на одинаковой глубине. - Прим. ред.

В заключение следует указать на существование ряда исключений из первоначального представления о том, что на площадях, характеризующихся высокими значениями углеродных коэффициентов, могут быть обнаружены только газовые, но не нефтяные залежи. Подобные исключения становятся особенно показательными, если попытаться применить закон Хилта к отложениям, которые перекрывают многие современные глубокозалегающие нефтяные залежи. Если бы вблизи этих нефтеносных горизонтов располагались угольные пласты, то во многих случаях они, по-видимому, отличались бы такими высокими значениями углеродного коэффициента, при которых, как полагают, уже не может происходить аккумуляция не только нефти, но и газа. По отношению к выбору объектов для разведочных работ это означает, что высокие углеродные коэффициенты, характерные для углей на какой-либо площади, не должны рассматриваться как достаточное основание для того, чтобы считать эту площадь непродуктивной. Как было уже показано, существование относительно высоких температур и давлений не следует принимать за фактор, несовместимый с аккумуляцией нефти и газа, поскольку они могут быть обусловлены причинами, не влияющими на процессы аккумуляции.

Седиментационные бассейны

Территории всего земного шара, в пределах которых развиты сколько-нибудь значительные толщи неметаморфизованных отложений, характеризуются одной общей особенностью [15]. На каждой из них мощность осадочных отложений максимальна в центральной части и уменьшается к краевым зонам. Такие территории получили название седиментационных бассейнов (sedimentary basins). В бассейны включаются все районы, в пределах которых известны значительные по мощности осадочные толщи. В них входят не только все открытые до настоящего времени нефтегазоносные провинции, но и все провинции, которые, вероятно, будут открыты в будущем. Карты, показывающие седиментационные бассейны всего земного шара, приведены в работах Уикса [16] и Джестера [17]. [Все сколько-нибудь крупные седиментационные бассейны, представляющие собой в современном тектоническом плане Земли впадины с мощностью отложений более 2±0, 5 км, являются нефтегазоносными или вероятно нефтегазоносными бассейнами.]

Седиментационные бассейны имеют часто довольно сложное строение. Они обладают общей для всех них характерной особенностью ‑ все они представляют собой погруженные зоны с мощным осадочным чехлом во внутренних и менее мощным в краевых частях. Однако во всех других отношениях бассейны могут резко отличаться друг от друга - иметь различное строение и генезис. Некоторые седиментационные бассейны действительно представляли собой бассейны осадконакопления (depositional basins), о чем свидетельствуют древние береговые линии, окружающие их по периферии. Другие бассейны являются структурными (structural basins); фактически это региональные замкнутые синклинали. Осадочные образования, выполняющие структурные бассейны, однотипны на его периферии и в центре, отдельные формации здесь распространены шире, а мощности их более однообразны по всей площади, чем в бассейнах осадконакопления. Некоторые территории называются «бассейнами» только на основании современного рельефа земной поверхности, и это название никак не связывается с условиями залегания развитых в их пределах толщ. По-видимому, месторождения нефти и газа могут быть с равной вероятностью обнаружены в обоих этих типах бассейнов, как в их центральных частях, так и на периферии.

Многие седиментационные бассейны имеют смешанное происхождение. В некоторых таких бассейнах строение верхних горизонтов разреза, например горизонтов, залегающих выше поверхности несогласия, указывает на то, что здесь существовал бассейн осадконакопления. В то же время подстилающие слои образуют структурный бассейн. Если площади двух или более бассейнов, имеющих разное происхождение, совпадают в плане, образованный в результате этого совпадения бассейн может рассматриваться как сложный [гетерогенный]. Идеализированный разрез через такой гетерогенный (точнее сказать гетерогенный по вертикали) бассейн показан на фиг. 14-1. Два или более структурных бассейна и бассейна осадконакопления могут совпадать в плане полностью либо только частично или быть совершенно изолированными один от другого. Многочисленные примеры гетерогенных бассейнов можно наблюдать на территории США в Скалистых горах; третичные отложения, залегающие здесь вблизи поверхности, часто образуют бассейн осадконакопления, в то время как подстилающие толщи ‑ структурный бассейн, обычно замкнутый. Во многих из этих примеров

Фиг. 14-1. Схематический разрез бассейна, гетерогенного по вертикали.

Поверхность А частично структурная, но в основном топографическая. Толща В образует бассейн осадконакопления, а толща С - структурный бассейн, причем седиментационные границы развития толщи С располагаются за пределами границ этой толщи на профиле. Размеры бассейна по горизонтали - несколько сотен миль, мощность выполняющих его отложений - несколько миль.

складкообразование предшествовало во времени началу накопления третичных формаций и обусловило локализацию седиментации на ограниченных площадях. В итоге отмечается совпадение двух бассейнов в плане. В других случаях эти молодые бассейны осадконакопления в результате более позднего складкообразования были разделены на несколько структурных бассейнов, располагающихся на площади одного крупного древнего

Фиг. 14-2. Схематический разрез, показывающий развитие бассейна, гетерогенного по простиранию.

Сначала формируется борт В, где развиты прибрежные и шельфовые отложения. Позже складчатость вдоль борта А приводит к образованию депрессии А', В', имеющей форму бассейна. С подобными бассейнами, образованными в два этапа под влиянием палеогеографического и структурного факторов, связано много нефтегазоносных провинций. Несколько примеров таких бассейнов приведены на фиг. 14-3. Размеры бассейна по горизонтали ^‑ несколько сотен миль, мощность выполняющих его отложений ‑ несколько миль.

структурного бассейна. Таким образом, одни бассейны могут быть включены в пределы других и создавать сложную картину геологического строения, которую удается понять только после проведения тщательного стратиграфического и структурного анализа.

Другой сложный тип седиментационного бассейна, с которым, по-видимому, особенно тесно связаны нефтегазоносные провинции, образуется в результате двух независимых друг от друга процессов ‑ седиментации и складчатости. Эти процессы протекают в разное время и обусловливают возникновение бассейна. Последовательность этапов развития подобного бассейна представляется следующим образом (фиг. 14-2).

Один борт бассейна (В) сформировался при накоплении отложений, несогласно перекрывающих пологонаклоненную поверхность суши. Такая суша называется щитом, платформой или кратоном [18]. На этом борту бассейна широко распространены образования древних береговых линий.

Фиг. 14-3. Разрезы пяти продуктивных бассейнов, гетерогенных по простиранию.

Нефтегазоносность показана черными кружками. (Разрезы В, Г и Д из Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., соответственно по Tainsh, 34, p. 832, Fig. 2; Funkhouser, Sass, Hedberg, 32, p. 1864, Fig. 3; Link, 36, p. 1515, Fig. 19).

За отложением осадков последовало формирование резких линейных складок и сбросов на противоположной стороне бассейна (А) - в «геантиклинальной полосе» Уикса [19]. В итоге депрессия между А' и В' приобрела форму бассейна, который следует рассматривать как бассейн, сложный [гетерогенный] по простиранию (composite laterally). Формирование этого бассейна происходило в два разделенных во времени этапа. Залежи нефти и газа могут быть приурочены к обоим его бортам. Несколько примеров бассейнов подобного типа, каждый из которых представляет собой продуктивную нефтегазоносную провинцию, приведено на фиг. 14-3. Здесь показаны идеализированные разрезы бассейна Мак-Алистер в восточной Оклахоме (разрез А), Аппалачского бассейна на востоке США (Б), бассейна центральной части Бирмы (В), бассейна Матурин на востоке Венесуэлы (Г) и бассейна Персидского залива на Среднем Востоке (Д).

Гетерогенные по простиранию бассейны характеризуются следующими особенностями.

1. Поскольку на том борту бассейна, где наблюдается несогласное налегание отложений (В на фиг. 14-2), ловушки могли существовать уже со времени, когда коллекторы были перекрыты слабопроницаемыми породами, аккумуляция нефти и газа в залежи могла начаться здесь раньше и протекать гораздо более длительное время, чем на противоположном его борту.

2. Равновесное состояние флюидов, так же как давление и температура во всех коллекторах (резервуарах), во время складко- и сбросообразования на борту А бассейна были нарушены. Этот этап деформаций осадочного чехла явился, таким образом, временем приспособления всех скоплений нефти и газа, расположенных в пределах бассейна, к новым условиям. По мере того как пластовые флюиды вновь приходили в равновесное состояние, все более интенсивно происходили процессы миграции и переформирования залежей. Гидростатические условия при этом могли смениться активными гидродинамическими, а последние - привести к тому, что направление движения пластовых вод оказывалось противоположным первоначальному направлению их движения.

3. Возникает вопрос, где находились нефть и газ, приуроченные ныне к залежам вдоль складчатой стороны бассейна, до начала складкообразования? Очевидно, что породы-коллекторы отлагались на более обширной, чем современные границы бассейна, площади. Они распространялись влево от области, показанной на фиг. 14-2. Первоначальная граница распространения этих отложений, по-видимому, располагалась на некотором неизвестном расстоянии от современного складчатого борта бассейна и была связана либо с древней береговой линией бассейна осадконакопления, либо, что более вероятно, с утонением толщи осадков в сторону открытого моря ввиду недостаточного количества поступающего материала (подобно тому, как это наблюдается за краем материкового шельфа). Нефть и газ, залегающие ныне вдоль складчатого борта (А) седиментационного бассейна, вероятно, поступали из отложений, образовавшихся у этого же борта, поскольку давления здесь были, как правило, выше, чем на противоположном его борту (В), связанном с трансгрессивным прилеганием отложений вдоль древней береговой линии. Видимо, до возникновения дислокаций нефть и газ находились в виде дисперсных частиц как в породах-коллекторах, так и в глинистых породах. После образования складок началась концентрация этих частиц, происходившая до тех пор, пока они не приобретали достаточную плавучесть, чтобы мигрировать в участки с низким уровнем потенциальной энергии, приуроченные к высоко расположенным структурам. Возможно также, что капельки нефти и пузырьки газа двигались вместе с пластовой водой в направлении наклона потенциометрической поверхности до аккумуляции их в ловушке.

Таким образом, на основании изучения отложений, выполняющих перспективно нефтегазоносный седиментационный бассейн, можно сделать следующий вывод: потенциальные возможности бассейна наиболее высокие, если мощность осадочных толщ велика, если эти толщи представлены морскими образованиями, имеют разнообразный литологический характер и не метаморфизованы. Седиментационные бассейны обычно являются гетерогенными, и современная пространственная форма выполняющих их толщ может иметь лишь весьма отдаленную связь или вообще не иметь никакой связи с формой ранее располагавшегося здесь бассейна или первоначального бассейна осадконакопления. Образование нефти, вероятно, определяется в основном условиями, существовавшими в бассейнах осадконакопления, в то время как миграция углеводородов и аккумуляция их в залежи более тесно связаны со структурными бассейнами и с тектоническим развитием последних на протяжении их геологической истории.

Нефте- и газопроявления

В настоящее время геологи не располагают достаточно точными знаниями о нефтегазообразовании; в лучшем случае они приблизительны. Мы еще не можем полностью установить связь между органическим веществом (ОВ), с одной стороны, и нефтью и газом-с другой. Если в отложениях рассматриваемого региона обнаруживаются нефте- и газопроявления, то на каком-то этапе, видимо, должен был существовать источник, поставлявший углеводороды (УВ). Хотя было бы очень важно иметь возможность сказать, что какие-либо богатые органическим веществом или темноокрашенные породы, видимо, являются нефтепроизводящими (а многие исследователи так и говорят), все же выходы нефти или признаки «живой» нефти в скважинах являются гораздо более надежными показателями перспективности района - это нефтепроявления или установленные в скважинах непромышленные скопления нефти. Обнаружение нефте- и газопроявлений на поверхности привело к открытию почти всех нефтегазоносных провинций земного шара [20] (см. также стр. 26-30: глава 2, условия залегания). К прямым признакам нефтегазоносности региона относятся высачивания нефти на поверхность, нефтяные источники, присутствие окисленной нефти в трещинах обнажающихся пород, данные хроматографических анализов, а также глубинные нефтегазопроявления в скважинах в виде выпотов и примазок нефти в керне, на обломках пород в шламе и следов ее в буровом растворе. Косвенные признаки нефтегазоносности могут быть получены в результате изучения электрокаротажных диаграмм, флуоресценции (люминесценции) под ультрафиолетовыми лучами или путем измерения электрического сопротивления экстракта, полученного из шлама и бурового раствора и подвергнутого нагреванию в вакууме.

Если обнаружена «живая» нефть, содержащая растворенный газ, это гораздо более важный признак, чем «мертвые» остатки нафтидов, таких, как асфальт или кир. Керн с высачивающимися каплями нефти¹ обычно еще не означает, что формация, откуда он поднят, содержит промышленные залежи, но он может рассматриваться как указание на присутствие жидких углеводородов в регионе.

Возможность присутствия нефти или газа в проницаемых породах тесно связана с характером пластовых вод. Пластовые воды - связанные, краевые или подошвенные - встречаются во всех промышленных скоплениях нефти и газа. Хотя некоторые залежи со всех сторон контактируют с породами, т.е. являются литологически замкнутыми, большинство их плавает на поверхности подстилающих пластовых вод [т.е. находится в незамкнутых ловушках]. Если пластовая вода пресная или же концентрация солей в ней невелика, это означает, что либо осадки,

¹ Интересно, что в таких образцах керна, когда они только что подняты из скважины, заметны лишь очень слабые нефтепроявления или даже нет их совсем. Высачивание капель нефти из породы начинается некоторое время спустя. Одно из объяснений этого явления заключается в том. что нефть в породе находится в отдельных, не связанных между собой участках и что количество растворенного в ней газа недостаточно, чтобы вызвать вытеснение нефти, обусловленное расширением газа при снижении пластового давления до атмосферного при выходе нефти на поверхность. Другое объяснение сводится к тому, что проницаемость пород настолько низкая, что для вытеснения нефти при температуре и давлении в поверхностных условиях требуется определенное время.

формирующие воды, отлагались в континентальной обстановке, либо на протяжении геологической истории создавались такие гидродинамические условия, которые способствовали проникновению в формацию пресных вод, вытеснивших первоначально существовавшие здесь соленые воды. Обильное поступление под давлением пластовой воды в ствол скважины указывает на то, что содержащая эту воду формация сложена проницаемыми породами с развитой системой связанных между собой пор - системой, по которой нефть и газ, если они присутствуют в данной формации, могли мигрировать в ловушки. Обильные притоки пластовой воды при условии нормального пластового давления являются, таким образом, положительным признаком, поскольку они свидетельствуют о благоприятных условиях для миграции углеводородов и аккумуляции их в залежи.

В нескольких регионах, где отмечаются многочисленные нефтепроявления в обнажающихся на поверхности породах, высачивания нефти и нефтяные источники, до сих пор не обнаружены промышленные скопления нефти и газа. Выдающимся примером в этом отношении является остров Куба. Несмотря на то что здесь известно множество нефтепроявлений на поверхности и асфальтовые отложения, добываемое количество нефти совершенно незначительно по сравнению с кажущимися перспективами этого района. Обнаружить значительные месторождения нефти или газа не удалось, хотя на Кубе в течение многих лет выполнялась широкая программа разведочных работ [21]. Примерно таково же положение в Австралии, Новой Зеландии и Бразилии, где известны многочисленные нефте- и газопроявления на поверхности, но до настоящего времени было открыто только очень небольшое количество промышленных залежей [22]. [Эти сведения устарели. И на Кубе, и в Австралии в последние годы открыты нефтяные и газовые месторождения.] Отсутствию промышленных месторождений в местах, где встречается множество нефтепроявлений, можно дать несколько объяснений: 1) большинство или даже все существовавшие здесь залежи могли быть обнажены в результате эрозии и разрушены на поверхности, на что указывают широко развитые выветрелые породы; 2) процессы метаморфизма [катагенеза] могли обусловить удаление из отложений газа и легких фракций нефти, после чего в породах остались только более тяжелые ее компоненты; или 3) что наиболее вероятно, объем проведенных буровых работ в этих регионах недостаточен, чтобы доствоверно определить их потенциальные возможности, и редкость промышленных месторождений нефти здесь только кажущаяся.

Некоторые явления, ранее рассматривающиеся как доказательство наличия нефтематеринских пород, в действительности не имеют такого большого значения. Присутствие пустот от выщелачивания раковин ископаемых и каверн, заполненных нефтью, безусловно представляет большой интерес для геолога, но, вероятно, не может существенно повлиять на оценку перспектив нефтегазоносности региона, поскольку эта нефть могла целиком образоваться из органических остатков, первоначально находившихся в подобных пустотах. [Это совершенно неправильное утверждение, так как в теле организма много воды и таких соединений, которые не могли дать начало нефти]. Залегание в разрезе темно-серых и черных битуминозных сланцев или известняков далеко не так показательно, как реальные признаки нефти или газа в породах. По распространенному мнению, темноокрашенные породы, включающие органические остатки, обычно способны генерировать углеводороды. Однако следует отметить, что эти породы содержат органическое вещество, которое не было преобразовано в нефть в пластовых условиях. ‑ [Автор не учитывает стадийности процесса нефтеобразования и не разграничивает признаки отложений, способных стать нефтематеринскими, но еще не ставших таковыми, и признаки отложений, уже генерировавших нефть. В породах, содержащих нефтематеринское вещество, долгое время присутствует лишь дисперсная недозрелая микронефть; такие породы являются потенциально

⇐ Предыдущая 43 44 45 46 47 48 495051 52 Следующая ⇒