К оглавлению	УДК 001.11 550.93 553.061.12 553.981
	А.Я. Эдельштейн

К ВОПРОСУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВРЕМЕНИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА

Вопрос о времени формирования залежей газа или нефти в современной нефтяной геологии [3, 4, 5] является одним из актуальнейших. Если бы удалось сравнительно точно определить это время, то, сопоставив его с временем формирования структур (ловушек), можно без особых затруднений распределить фонд локальных структур по степени их значимости и разработать наиболее рациональную методику поисков и разведки новых залежей газа (нефти) в данной нефтегазоносной провинции, что значительно ускорило и удешевило бы этот процесс.

Статья Г.А. Алексина, С.И. Горлова и А.И. Дьяконова [2], посвященная вопросу о возможности аналитического определения возраста газовых залежей, несомненно, представляет интерес.

Если раньше возраст нефтяных скоплений можно было определять по оригинальной методике У.К. Гассоу [3], основой которой является величина давления насыщения растворенного в нефти газа, то аналитических методов определения возраста чисто газовых скоплений и времени их формирования, в сущности, не имелось.

В этом направлении в 1959 г. впервые С.П. Максимовым и др. [4] па опыте изучения условий формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях Саратовского Заволжья предложен метод подсчета времени геологических явлений. Новый метод оценки времени формирования газовых залежей, основывающийся на законе Бойля-Мариотта, несомненно, заслуживает большого внимания. В статье [2] высказано соображение, что определять возраст газовой залежи можно по формуле

где Н - глубина образования газовой залежи от поверхности земли, м; Р₁ - современное пластовое давление, отнесенное к уровню газо-водяного контакта; V₁ - объем порового пространства резервуара, занятого газом при Р₁ (в км³); V₀ - объем порового пространства ловушки в момент, формирования залежи газа (в км³); z₀, z₁, f, w, d_B -поправки на пластовую температуру, сжимаемость газа, на уплотнение осадков и плотность пластовой воды. Обозначив все эти поправки индексом К, получим:

Таким образом, формула (1) принимает вид:

или, заменив значение Н/10 как соответствующее Р₀, получим

т. е. формула действительно приобретает выражение, соответствующее закону Бойля-Мариотта. Слабой стороной данной методики могут быть трудности в определении численных значений, вводимых авторами поправок. Так, при определении поправки на температуру в формулу входит значение температуры (t₀) во время образования залежи. Авторы полагают, что ее легко определить, пользуясь величиной геотермического градиента. Между тем этого явно недостаточно: во-первых, надо знать априори глубину залегания газовой ловушки в момент ее формирования (Т.е. то, что мы должны найти.); во-вторых, неизвестно, изменяется ли величина геотермического градиента в процессе геологического времени. Подобная же трудность имеется и в рекомендации по определению первоначального объема газовой залежи (Vo).

Авторы статьи [2] почему-то допускают, что ее легко определить из выражения V₀ = S₀*h_э*m_эф, где S₀ - площадь газовой залежи к моменту завершения аккумуляции газа в ловушке при давлении Р₀. Нам кажется, что эту площадь невозможно определить, не зная искомого времени формирования ловушки и характера тектонических движений в данный отрезок геологического времени.

Эту методику можно упростить следующим образом. Во-первых, целесообразно исключить из расчета неоправданно скрупулезное определение поправок на пластовую температуру, сжимаемость газа, плотность воды и уплотнение осадков. Проанализировав численные значения приводимых авторами поправок, нетрудно установить, что суммарное их значение

находится в пределах 0,8-1,0 (для пластов, залегающих не ниже 2- 3 км от поверхности земли). В таком случае глубина залегания ловушки в момент заполнения ее газом определится:

где К имеет указанное выше численное значение. Во-вторых, учитывая трудности определения начального объема газовой залежи (практически в настоящее время это сделать еще невозможно), мы предлагаем вместо соотношения V₁/V₀ пользоваться соотношением объема газа содержащегося в настоящее время в ловушке V₁ к общему объему порового пространства ловушки до нулевой изогипсы (V_общ), или же соотношением высоты этажа газоносности (h₁/) к высоте (амплитуде) структуры, (h_c), как непосредственно связанных с временем формирования структуры и временем формирования в ней залежи газа.

Как известно, в большинстве случаев объем залежей газа (нефти), или высота этажа газоносности (нефтеносности), всегда меньше объема всей ловушки или соответственно высоты (амплитуды) структуры. По мнению К.Б. Аширова [1], в Среднем Поволжье современные объемы газовых (нефтяных) залежей в структурных ловушках составляют 25-45% от их современной емкости продуктивных пластов всей ловушки (до гидрозамка). По-видимому, близкие данные мы будем иметь и по другим нефтегазоносным районам, что прежде всего объясняется отражением роста емкости структур под влиянием более поздних тектонических движений.

Обозначив общий объем порового пространства продуктивного пласта в ловушке (вплоть до нулевой изогипсы, т.е. включая объем пласта, не содержащего в настоящее время газа) индексом Vоб и объем газовой залежи в ловушке (без приведения его к атмосферным условиям) V₁, время формирования газовой залежи определится, как и в предыдущем случае:

Если нас интересует только сугубо приблизительный возраст газовой залежи, то вместо соотношения V₁/V_об подставляем в формулу соотношение высоты газовой залежи в структуре к высоте (амплитуде) всей структуры. Пользуясь предлагаемой методикой, мы без больших затруднений можем определить возраст газовой залежи.

Так, например, по данным С.П. Максимова и др. [4], время формирования Степновского газонефтяного месторождения стратиграфически отвечает (в грубом подсчете) подольскому времени (1200 м от поверхности земли). К.А. Машкович [5] считает этот подсчет несколько завышенным и допускает, что данная залежь образовалась на глубине 1000 м.

В том и другом случае убедительно доказывается, что залежь сформирована в палеозое, а не в мезозойское или третичное время, как полагал К.Б. Аширов [1].

Теперь определим по нашему варианту методики С.П. Максимова и др. [4] и Г.А. Алексина и др. [2] время формирования Степновской залежи. Исходные данные: общий объем Степновской ловушки по пласту D₂ V 135 млн. м³; общие (геологические) запасы по указанному пласту составляют [4] 18,5 млрд, м³ газа и 5,3 млн. м³ нефти при нормальном давлении, или 130 млн. м³ при 142 ат. Принимая самое низкое значение К = 0,8, можно определить глубину, на которой происходило формирование нефти и газа в Степновской ловушке:

Н=10*142*130/135*0,8=1094 м,

что близко к значению глубины, приводимой в работах [4, 5]. Еще проще (в грубом подсчете) можно определить время формирования залежи газа (нефти), пользуясь соотношением высоты этажа газонефтеносности к полной высоте ловушки. Так, на упомянутом Степновской поднятии (пласт D₂V) этаж газоносности в среднем составляет (115+123)/2=119 м при высоте ловушки 124 м.

Время образования данной газовой залежи составит Н=119*10*119/124*0,8=1080 м, что весьма близко к приведенному выше значению глубины, при которой происходило формирование Степновской залежи.

Следует отметить, что если в формуле

V₁ - объем нефти в продуктивном пласте (при отсутствии в залежи газовой шапки, или же газовой оторочки), а Vоб - то же значение объема пласта, как и в предыдущем случае, тогда Р₀ будет выражать давление насыщения нефти газом, по которому можно судить о возрасте нефтяной залежи. Следует лишь оговориться, что по физическому смыслу мы здесь находим то максимальное давление Р₀, которое может иметь газ, растворенный в нефти; когда происходит снижение давления P₁, давление Р₀ пропорционально уменьшается. Однако, как бы впоследствии глубоко ловушка не опустилась, давление насыщения Р₀ уже не увеличивается.

Предлагаемый нами вариант расчета времени образования нефтяной залежи имеет преимущество в том, что здесь отпадает необходимость оперировать промысловыми данными по давлению насыщения, т.е. фактором, не являющимся, как известно, постоянной величиной во времени.

Правильный подсчет времени формирования залежей нефти (газа) в каждом конкретном случае зависит от того, как учтены другие факторы, т.е. время образования регионального наклона, образование и дальнейший ход тектонического развития данной структуры ловушки и прочие факторы, без которых, естественно, любой аналитический расчет превращается в пустую манипуляцию цифрами.

ЛИТЕРАТУРА

1. Аширов К.Б. К вопросу о времени формирования нефтяных и газовых залежей Среднего Заволжья. Геология нефти и газа, 1960, № 6.

2. Алексин Г.А., Горлов С.И., Дьяконов А.И. Об определении времени формирования залежей газа. Геология нефти и газа, 1963, № 3.

3. Гассоу У.К. Время миграции нефти и газа. Проблемы нефтяной геологии в освещении зарубежных ученых. Гостоптехиздат, 1961.

4. Максимов С.П., Иванов А.И., Киров В.А. Условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях ближнего Саратовского Заволжья. Геология нефти и газа, 1959, № 12.

5. Машкович К.А. Методика поисков и разведки нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.

Институт геологии АН МССР