К оглавлению журнала

Процессы миграции нефти и газа определяются в основном такими факторами, как молекулярная диффузия, давление и температура. Разность (перепад) давлений вызывает миграцию нефти и газа в виде выжимаемого растворяющего водного потока или смешанофазовых пульсирующих флюидных перетоков. Разница температур обусловливает миграцию нефти и газа конвективным растворяющим водным течением. Однако во всех этих случаях массоперенос нефти и газа происходит в процессе молекулярной диффузии. Исследования последних лет китайских и зарубежных специалистов убедительно показали значимость воздействия поля температур на генерацию УВ. Однако аналогичная связь с полем флюидного давления остается до сегодняшнего дня крайне слабо изученной.

В нефтематеринской породе генерация нефти и газа зарождается при их низких концентрациях. У любого непредвзятого исследователя, работающего поданной проблеме, рано или поздно неизбежно возникнет вопрос: какой механизм (фактор) миграции приводит рассеянные (низкоконцентрированные) нефть и газ к обогащению? Ответ на этот вопрос представляется основополагающим для познания процесса аккумуляции нефти и газа и его движущих сил.

Результаты модельных экспериментов обнаружили, что при резком сбросе давления рассеянная (низкоконцентрированная) нефть с отношением нефть/газ > 0,01, вовлеченная в смешанофазовый пульсирующий флюидный (нефть — газ — вода) переток, способна обогащаться в десятки раз. Так, в эксперименте при амплитуде сброса давления 15 МПа степень максимального обогащения доходила до 200 раз и более. По-видимому, и смешанофазовый пульсирующий флюидный переток, обусловленный резким перепадом (или перепадами) давления, можно отнести к одному из главных механизмов миграции и обогащения газа и особенно нефти.

В некоторых бассейнах известны недоуплотненные зоны в областях аномального давления на глубине ~ 0,7-3,0 км, образовавшиеся из-за частичного затруднения дренирования воды в процессе уплотнения. Подобная недоуплотненная зона области аномального давления в глинистой толще идентифицирует наличие границы раздела,от которой по восстанию и падению дренируется вода в песчаники ее обрамления и далее по ним в периферийные породы. Непосредственно в области избыточного давления присутствует граница раздела, характеризующаяся максимальной величиной избыточного давления, отражая развитие зоны гидравлического запечатывания под своим основанием,где могут аккумулироваться нефть и газ. Такая региональная зона запечатывания контролирует и пространственно отображает особенности распределения нефти и газа. Как пример рассмотрим месторождение Ляохэ в одноименной впадине Ляодунского залива. Здесь недоуплотненная зона области аномального давления находится в зоне генерации УВ. Возможно также, что эта область до своего попадания в условия аномального давления уже вмещала ранее поступившие с глубинных горизонтов нефть и газ. Но в обоих случаях развитие границы раздела аномального давления заставляет нефть и газ мигрировать от нее в любых направлениях в области пониженного давления. В качестве другого примера можно рассмотреть северную часть Ляоджунской депрессии (Ляодунский залив). Здесь накопление нефти и газа происходит в области нормального давления, расположенной между верхней поверхностью одной области аномального давления и нижней поверхностью другой такой же области [З].

Внутриореольное растворяющее водное конвекционное течение обеспечивает аккумуляцию нефти и газа и формирование их залежей на участках, характеризующихся относительно пониженными коэффициентами локального внутриореольного давления. Все это свойственно залежам газа верхнего триаса на западе Сычуаньского НГБ. В результате роста давления и генерации УВ во флюидном ореоле, а может быть, вследствие воздействия тектонических напряжений интегрально растет внутриореольное флюидное давление и, как только оно переходит критический порог, происходит частичное или полное разрушение ореола, сопровождающееся резким сбросом давления или неоднократными последовательно затухающими сбросами давления. Это порождает смешанофазовые пульсирующие флюидные (нефть — газ — вода) перетоки, формирующие залежи УВ за первичным контуром флюидного ореола. Так были образованы юрские вторичные залежи газа на западе Сычуаньского НГБ.

В настоящее время понятие о "нефтяной системе" прочно вошло в обиход среди геологов-нефтяников. Это понятие впервые предложил Дау в 1972 г. для обозначения системы, состоящей из нефтематери некой породы и коллектора. Ассоциацию в виде нефтепроизводящей породы — коллекторов — покрышки, определяющую условия формирования и распределения залежей нефти и газа, выдвинул А.Перродон(1980). С точки зрения Л.Магуна (1991) нефтяная система — последовательность от нефтематеринской породы до ловушки включительно. К 1992 г. А.Перродон[5] пересмотрел свои представления, посчитав, что седиментационный и тектонический факторы должны играть главенствующую роль, и потому свою новую классификацию нефтяных систем построил на основе понятия "тектоническая обстановка", связывая генерацию и формирование нефтяной системы с особенностями развития обстановок континентального рифта, различных орогенов, платформ и др. В 1996 г. появилась классификация нефтяных систем бинарного типа [1], увязывающая нефтегазовые фазы и тектонические стили. Она позволила охарактеризовать возможность проявления и эволюцию как нефтеносных, так и газоносных систем в зависимости от стилей деформаций в структурах рифта, депрессиях, зонах сжатия или раздвига и др.*

Дж.Демейсон и Б.Хьюизинга [4] представили понятие "нефтяная система" как некую совокупность подсистемы генерации УВ и подсистемы их миграции и захвата (улавливания), предполагая ее самодостаточность для построения классификации нефтяных систем. Но думается, что для современной классификации мало разделить миграцию на составляющие: вертикальную и боковую (латеральную), а захват — на слабый или сильный. В классификацию прежде всего необходимо заложить новейшие физические представления о механизмах и граничных условиях проявления собственно миграции и аккумуляции УВ для дальнейшего углубления и развития понятия "нефтяная система".

Авторы статьи считают, что цель изучения и непосредственно классификации нефтяных систем состоит в том, чтобы максимально правдоподобно истолковать условия и особенности локализации залежей нефти и газа в бассейне и на этой основе предложить эффективный способ проведения геолого-разведочных и буровых работ на выбранном объекте. И потому классификация должна наиболее полным образом отображать следующие три взаимосвязи между: 1) нефтематеринским и продуктивным пластами; 2) миграцией и местом локализации УВ; 3) коллекторскими и запечатывающими особенностями и аккумуляцией УВ. Закономерности, положенные в основу классификации нефтяных систем, должны естественным образом контролировать аккумуляцию УВ вплоть до формирования залежей УВ и условия миграции и запечатывания.

1. Интрапереход — определяется следующими условиями для нефтематеринской породы и коллектора: пространственной близостью (общий разрез, соседние толщи и др.), благоприятными вещественными матрицами, фациальной контрастностью, возрастным сходством и др. Миграция УВ минимальна и пространственно ограничена.

2. Экстрапереход — миграция нефти и газа происходит из одного разреза в другой, смежный с ним, где и формируется залежь. Такие разрезы (толщи) могут быть недостаточно контрастны по большей части совокупности геологических признаков.

3. Ультрапереход — последовательная миграция нефти и газа через серию разрезов (или толщ), отличающихся возрастом, фациальной принадлежностью и др. Иногда миграция УВ при ультрапереходе совершается из некоторой совокупности генерирующих разрезов (толщ) через серию промежуточных до общей аккумулирующей толщи (разреза), где и происходит формирование залежи. Например, залежи газа в отложениях карбона на востоке Сычуаньского НГБ образовались в ходе накопления газовых мигрантов из нефтегазоматеринских толщ силура и янсиньской свиты перми. Таким образом, здесь индентифицируется нефтяная система ультраперехода.

Вторая составляющая. В ее основе лежат новейшие представления о физической природе миграционного массопереноса УВ от объекта генерации до залежи. Относительное разнообразие процессов миграции и граничных условий ее протекания предопределяет необходимость раскластеризации этой составляющей на 4 класса и 12 типов.

Формирование кровли и подошвы флюидного ореола во многом обязано диагенетическому преобразованию минералов карбонатной группы — перемещению в растворенных формах и последующему осаждению в пористой среде породы. Циркулирующая водная система растворяет карбонаты в наибольшей степени из самых верхних уровней своего воздействия на породы, достигая при этом максимального обогащения, чтобы затем при нисходящей транспортировке высадить их в виде минеральных новообразований на своих нижних уровнях. В конечном счете на верхних этажах циркулирующей водной системы возникают хорошо проработанные высокопористые проницаемые породы, а на нижних — относительно плотные с характерной цементацией пор. Если же перемещение всей циркулирующей системы ограничено по вертикали, то появление несогласия — границы качественно различающихся пород — неизбежно. Несогласие отображает главный канал циркулирующей водной конвекции. Породы ореола над несогласием обладают высокой пористостью и несут признаки миграции нефти и газа растворяющим водным конвекционным течением. В большинстве карбонатных толщ проявляются системы такого интраперехода. Например, ордовикские нефть и газ Таримского НГБ аккумулировали и формировали залежи УВ над несогласиями в верхах ордовикской системы.

Рост внутриореольного давления вызывает на периферии ореола импульсное разрушение, приводящее к появлению смешанофазовых пульсирующих перетоков воды, нефти и газа за пределы ореола — выше или ниже его поверхности, где в обрамляющих его породах и происходит накопление и образование залежей УВ. Например, ордовикские нефть и газ Таримского НГБ были перемещены выше в отложения карбона, триаса, юры, мела и палеогена и аккумулировали там залежи. Этот пример отражает проявление нефтяной системы надореольного ультраперехода.

Эта система аналогична типу Б-1 с той лишь разницей, что в этом типе нефтяной системы миграция нефти и газа за контуры ореола имела латеральный или нисходящий вектор — в породы погребенного выступа или фундамента, а сам флюидный ореол выполнял при этом роль запечатывающей покрышки. Тип Б-2 идентифицирован на месторождении Женьцю (Бохайский залив).

Как упоминалось, главная граница раздела в недоуплотненной зоне области аномального давления представляется экранирующим (запечатывающим) образованием регионального масштаба. Нефть и газ восходящего миграционного потока аккумулируются и формируют залежи непосредственно под таким образованием. В этом случае залежи оказываются пространственно локализованы в подошве области аномального давления, где также фрагментарно развиваются области нормального давления, вклиниваясь снизу вверх в подошвенный контур области аномального давления. Подобная схема размещения барообластей и залежей индентифицирована в разрезе западной депрессии на месторождении Ляохэ (Ляодунский залив). Возможен и такой вариант, когда сама недоуплотненная зона области аномального давления находится в фазе генерации УВ и тогда нефть и газ могут мигрировать с главной границы раздела по нисходящей, нередко при этом смещаясь по латерали, формируя залежи в подошве области аномального давления. По-видимому, таким образом была образована фуюйяндачинцзиньская нефтяная залежь площади Санчжао в НГБ Сунляо [2]. Недоуплотненные зоны области аномального давления в некоторых бассейнах выявлены на глубине 3 км; еще ниже обнаруживаются ореолы флюидного давления. Здесь проявляется надореольная нефтяная система подошвы недоуплотненной зоны области аномального давления.

В некоторых бассейнах в области аномального давления возникают две недоуплотненные зоны — верхняя и нижняя, причем иногда обе зоны могут практически соприкасаться друг с другом, в противном случае между ними размещается область нормального давления. Накопление мигрирующих УВ и образование залежей происходят на границе раздела недоуплотненных зон или в области нормального давления. Глинистые отложения, попавшие в верхнюю недоуплотненную зону, характеризуются развитием сланцеватости, а в песчаниках под влиянием нижней недоуплотненной зоны проявляется эффект цементации (закупоривания) порового пространства.

Г-1. Нефтяная система, запечатанная непроницаемым слоем

Захват мигрирующих нефти и газа может обеспечиваться критическим уровнем капиллярного давления породы, слагающей непроницаемый слой (пласт). Нефтяная система такого типа обычно представлена залежами нефти и газа под эвапоритовыми отложениями.

Г-2. Нефтяная система, запечатанная недоуплотненной глинистой породой

Запечатывание захваченных нефти и газа обусловливается поровым флюидным давлением недоуплотненной глинистой породы (при возможности гидравлического запечатывания). Как правило,такие нефтяные системы характерны для нефтегазовых залежей небольших глубин.

Эта необычная нефтяная система, состоящая из триады: газопроводящая порода — коллектор — покрышка, в которой газогенераторная порода и коллектор представлены угольным пластом. В этой нефтяной системе обычно миграции газа не бывает. **

*Авторы статьи не знакомы с работами этого направления в 6. СССР и России. — Прим. ред.

** Представления авторов базируются на выделении особых нефтематеринских свит и миграции углеводородов в растворенном в воде состоянии. Такие взгляды не разделяются многими учеными. — Прим. ред.

1. Доу Лижун, Ли Чуань, Фан Сян. Диагенетические типы и особенности распределения континентальных нефтегазоносных систем Китая // Нефтяные разведка и разработка. — 1996. - Т. 23, № 1. - С. 1-6.

2. Там Баосян, Хоу Дэянь, Лин Цзине. Обсуждение происхождения УВ и модели их миграции фуюйянда-чинцзийского продуктивного пласта в районе Санчжао // Дацинские нефтяные геология и разработка. — 1995. — Т. 14, № 1. - С. 5-8.

3. Цзэн Цзиньчан. Недоуплотненная особенность и ее соотношение с нефтью и газом в северной части Ляочжунской депрессии Ляодунского залива // Китайские морские нефть и газ (геология). - 1995. - Т. 9, № 6. -С. 361-366.

4. Demaison G., Huizinga B.J. Genetic classification of petroleum systems // AAPG Bull. - 1991. - Vol. 75, № 10. -P. 1626-1643.

5. Perrodon A. Petroleum system: models and application // J.Petrol. Geol. - 1992. - Vol. 15, № 3. - P. 318-326.

Чжан Иган, Чжао Лихуа, 1998

ABSTRACT