ГЛАВА 3. ИЗМЕНЕНИЕ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ С ГЛУБИНОЙ

Исследованиями установлены некоторые общие закономерности распределения УВ в вертикальном разрезе земной коры. Для всех бассейнов наблюдается закономерное изменение фазового состояния УВ с глубиной. В самом общем виде эта вертикальная зональность выглядит следующим образом: на небольших глубинах формируются продукты низкой степени преобразованности ОВ, главным образом газовые скопления. Ниже по разрезу вследствие большей степени катагенеза ОВ появляются жидкие УВ, конденсаты в составе газовой фазы и нефтяные оторочки. Еще ниже эту зону сменяют преимущественно чисто нефтяные скопления. Далее на больших глубинах появляются газовые и газоконденсатные шапки и залежи; постепенно содержание высших УВ в залежах снижается, и в самых нижних горизонтах отмечаются чисто газовые скопления с преобладанием СН₄. В основе данной закономерности лежит процесс метанизации жидких УВ при повышении температуры.

По К. Ландесу, нормальные нефти начинают преобразовываться в легкие при температуре выше 100 °С, а при 175 °С и более нефтяная фаза исчезает полностью. По мнению других исследователей, метанизация жидких УВ происходит при еще более высокой температуре. Критический порог этого процесса, итогом которого является полная деструкция нефти с образованием высокотемпературных метана и кокса, определен в 400-500 °С, что в пластовых условиях соответствует глубинам 10-12 км. В то же время в образцах пород из газоносных палеозойских горизонтов Днепровско-Донецкой впадины и др. нередко встречается твердый углеводородный остаток на глубине 4-6 км, что свидетельствует о деструкции нефтей палеозалежей или глубокой стадии катагенеза ОВ пород. Геологическое время в данном случае выступает в качестве главного фактора метаморфизации нефтей, компенсируя недостаточно высокие (докритические) пластовые температуры [2].

Представления о влиянии роста температуры на взаимную растворимость флюидов позволили выдвинуть идею о наличии скоплений УВ в виде парообразной нефтегазоводяной ("нефтегазоконденсатной") смеси на глубине более 6-7 км без заметной деструкции при достижении температуры 400 °С и более. По-видимому, на этих сверхбольших глубинах решающему влиянию температуры начинает сильно противодействовать давление: при давлении 100 МПа длина свободного пробега молекулы становится соизмеримой с ее размерами. В этих условиях возможен обратный процесс - рекомбинация и даже синтез молекул. В сверхкритических условиях нефть может переходить в особое парогазонефтяное или "нефтеконденсатное" состояние, столь же устойчивое, как и газоконденсатное. Поэтому на очень больших глубинах можно прогнозировать не только газовые, но и нефтяные залежи, хотя в пластовых условиях последние УВ будут находиться не в жидкой, а в газоподобной ("нефтеконденсатной") фазе. Обнаружение таких залежей наиболее вероятно на сверхбольших глубинах (более 7-8 км) в молодых бассейнах, где установлен факт быстрого (в геологическом смысле) погружения, продолжительность которого измеряется не более 10-15 млн лет (скачок, характерный для межгорных впадин, предгорных прогибов, например Южно-Каспийской впадины, Паннонского бассейна) при температуре 100-150 °С, а также древних бассейнов (внутренняя прибортовая зона Прикаспийской впадины). В последних, темп прогибания был более медленным (рисунок) и процесс термокаталитического преобразования нефти за длительное геологическое время (200-250 млн. лет) не достиг стадии формирования графитоподобных образований в связи с особенностями геологического развития (релаксации), влияющими на скорость накопления продуктов преобразования УВ-систем. Например, такие залежи были установлены в палеозойских отложениях Бузулукской впадины (месторождения Зайкинское, Ольховское) и вполне возможно их обнаружение в палеозойских образованиях Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин, в мезозойских породах бассейнов Северного Предкавказья и других регионов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Закономерности изменения коллекторских свойств пород при погружении на большие глубины позволяют сделать заключение о том, что потенциальные возможности встречи пород-коллекторов разного типа, содержащих промышленные скопления нефти и газа на глубинах 4000-6000 м и более, неодинаковы. Фактические данные, а также представления о главных фазах и зонах нефтегазообразования и температурных условиях в недрах позволяют сделать следующие выводы о распространении типов коллекторов нефти и газа на больших глубинах.

1. На сверхбольших глубинах (более 6 км) промышленные залежи нефти - это аномальный случай. Он возможен в случае невысоких температур (до 200 ºC) при условии, если коллектор был заполнен нефтью уже на небольших или умеренных глубинах.

2. На больших и сверхбольших глубинах газовые и газоконденсатные залежи наиболее вероятны во вторичных коллекторах следующих типов: смешанного, порово-трещинного, трещинного (песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, аргиллиты, мергели), смешанного, каверново-трещинного (известняки, доломиты) и порового (песчаники, алевролиты).

.   В условиях больших глубин за счет механического уплотнения и вторичных процессов породы-коллекторы, не содержащие УВ, могут потерять свои качества и превратиться в породы-экраны; наоборот - породы-экраны за счет растрескивания и избирательного растворения могут перейти в трещинные и смешанные (порово-трещинные, каверново-трещинные) коллекторы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Прошляков Б.К., Гальянова Т.И., Пименов Ю.Г. Коллекторские свойства осадочных пород на больших глубинах. - M.: Недра, 1987. - 200 с.

.   Самвелов Р.Г. Залежи УВ на больших глубинах: особенности формирования и размещения. //Геология нефти и газа, 1995, №9, 14 с.

.   Г.И. Амурский, И.П. Жабрее, С.П. Максимов, В.Л. Соколов. Сероводородсодержащиегазы - условия и масштабы распространения// Геология нефти и газа, 1980, №5, 11-18 с.

.   Прошляков Б.К., Кузнецов В.Г. Литология: Учебник. М.: Недра, 1991, 444 с.