Файл: Завьялов В.М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепропетровско-Донецкой впадине.pdf

носности и распределением в разрезе покрышек (Западно-Сибир­ ская низменность, Западное и Восточное Предкавказье, Средняя Азия и- др.), характер размещения скоплений углеводородов по разрезу осадочного комплекса свидетельствует о проявлении в большом, масштабе вертикальной миграции флюидов. Так, в Запад­ ном Узбекистане и Юго-Восточной Туркмении намечается зако­ номерное увеличение диапазона нефтегазоносности в районах с резко ухудшенными экранирующими свойствами покрышек или с развитием тектонических нарушений, т. е. в районах с условиями, способствовавшими перетоку углеводородов в верхние горизонты осадочной толщи (Сверчков, 1965).

Подобная картина вырисовывается в Западно-Сибирской низ­ менности, в центральной части которой залежи нефти и нефтепроявления распространены по всему вскрытому разрезу юрско-ме- ловой.толщи. На многих площадях, где выявлены залежи нефти в отложениях нижнего мела, в юрско-валанжинской части разреза установлены тектонические нарушения и зоны интенсивной трещиноватости. Примечательно, что по. составу нефти в одновозрастных горизонтах разных районов различаются больше, чем нефти в раз­ ных горизонтах одного района. Эти, а также другие факты, дали ос­ нование полагать, что в рассматриваемом регионе происходила вер­ тикальная миграция нефти из юрских отложений в вышележащие (Наливкин и др. «Роль...», 1967).

Таким образом, рассмотренный материал приводит к заключе­ нию, что каков бы ни был источник нефтегазообразования — будь то подкоровые и коровые зоны или рассеянное органическое ве­ щество в нижних горизонтах осадочного чехла земной коры,— ми­ грация углеводородов по тектоническим нарушениям и зонам трещиноватости в верхнюю часть осадочного комплекса должна приводить в конечном итоге к распределению их скоплений в ин­ тервалах разреза, характеризующихся наиболее благоприятными условиями для формирования и сохранения залежей, т. е. под наи­ более качественными покрышками. Следовательно, региональная нефтегазоносность тех или иных стратиграфических комплексов является отражением существования именно подобных условий, а не природы нефтегазообразования.

Анализируя размещение залежей нефти и газа под региональ­ ными покрышками», мы обращали внимание на их мощность. Но эк­ ранирующие свойства покрышек являются функцией многих фак­ торов, среди которых важное место занимают литолого-минерало- гические и физико-химические особенности пород, слагающих нефтегазоупорные толщи. Остановимся кратко на рассмотрении этих факторов, оказывающих большое влияние на распределение скоп­ лений углеводородов в осадочном комплексе.

Как известно, в исследованной части осадочного чехла земной коры основными литологическими экранами для нефти и газа ча­ ще всего являются глинистые и галогенно-сульфатные толщи. Изо­ лирующие свойства пород, слагающих эти толщи, обусловлены

57

их пластичностью, препятствующей развитию трещиноватости. В группе пластичных пород наиболее распространенными являются глины, экранирующая способность которых зависит от их минера­ логического состава и в значительной мере от присутствия таких гидрофильных минералов, как монтмориллонит и деградирован­ ная слюда. Глинистые пачки, сложенные гидрофобными глинисты­ ми минералами (каолинитом, окристаллизованной гидрослюдой и др.), относятся к покрышкам невысокого качества (Филиппов, 1964, 1967; Шабаева, Чулкова, 1966; Ханин, 1968; Поляк, 1968 и др.).

В Днепровско-Донецкой впадине выявленные промышленные скопления нефти и газа сосредоточены под глинистыми и галогенносульфатными покрышками, причем последние не имеют столь ши­ рокого распространения, как первые. Наибольшие запасы нефти сосредоточены под верхнепермскими пестроцветиыми гидрослюдистымп с примесью монтмориллонита глинами, залегающими в основном на глубине от 800 до 2000 м и достигающими мощности 110—120 м. Находящиеся ниже по разрезу в карбоне покрышки сло­

лирующие свойства этих глинистых пород варьируют в широких

глинах с существенным содержанием каолинита. Меньшая мощ­ ность и плохая выдержанность глинистых пачек основной части разреза среднего карбона наряду с худшими экранирующими свой­ ствамиглин каолинит-гпдрослюдистого состава объясняют сравни­ тельно небольшие запасы нефти и газа среднекаменноугольных от­ ложений.

Примерно на глубине 2300—2500 м глины постепенно сменя­ ются аргиллитами'1 . Эти породы, подвергшиеся эпигенетическим преобразованиям, минералогически представлены гидрослюдами и смесью гидрослюд с каолинитом. В случае развития в них трещи­ новатости они значительно уступают по удерживающим способ­ ностям глинистым покрышкам, расположенным выше по разрезу осадочного комплекса. Однако толщи плотных аргиллитов могут служить достаточно надежными перекрытиями для значительных скоплений нефти и газа.

Изложенный материал подтверждает необходимость учитывать при выяснении экранирующей способности глинистых иефтегазоупоров не только их мощность, но и литолого-минералогический состав глин. Однако изолирующие качества глин, помимо грану­ лометрического и минералогического состава, предопределяются и физико-химическим состоянием глинистых коллоидных фракций, за-

1 Степень вторичных изменении пород в различных частях впадины неодина­ кова. Наиболее интенсивно эпигенетические процессы проявились на юго-востоке (северо-западные окраины Донбасса). ' .

58

висящим от величины емкости поглощения и от насыщенности по­ глощенного комплекса теми или иными обменными катионами. По­ рода может характеризоваться высокой емкостью поглощения об­ менных катионов, но не иметь достаточного количества прочно связанной воды, обладающей свойствами твердой фазы и препятст­ вующей миграции подвижных углеводородов через поры. Это объ­ ясняется тем, что различные обменные катионы ввиду своих при­ родных особенностей по-разному воздействуют на коллоидную фракцию глин. Среди обменных катионов выделяют катионыко­ агуляторы и катионы-диспергераторы коллоидных фракций. Гли­ ны, насыщенные обменным кальцием, обладают малой набухаемостью и пластичностью, минимальной гигроскопичностью, макси­ мальным капиллярным подъемом воды и наибольшей фильтра­ ционной способностью. Насыщение глин обменным натрием ведет к уничтожению микроструктуры глинистых образований, увеличи­ вает дисперсность глинистых частиц, а следовательно, и их удель­ ную поверхность и количество прочно связанной воды. Обычно до­ статочно небольшого количества катионов натрия в поглощенном комплексе, чтобы значительно снизилась проницаемость глин.

Интересные данные об удерживающей способности нефтегазоупоров получены Е. А. Шабаевой и В. В. Чулковой (1966), изучав­ ших минералогию и физико-химические особенности глинистых по­ крышек над продуктивными горизонтами мезозоя Бухаро-Хивин- ской области. Проведенное названными авторами исследование глин-покрышек показало, что сорбционная емкость этих пород, со­ став поглощенных катионов, состояние дисперсности и минералоги­ ческий состав находятся между собой в полном согласовании. Наи­ лучшими изолирующими качествами в изучавшемся разрезе обладали глины мелового возраста, имеющие монтмориллонитовогидрослюдистый и гидрослюдистый с примесью монтмориллонита со­ ставы и характеризующиеся максимальной для исследовавшихся пород величиной емкости поглощения. Примечательно, что в не­ которых глинистых пачках, представляющих собой хорошие по­ крышки, в поглощенном комплексе наблюдалось преобладание об­ менного кальция над обменным натрием. Наихудшие экранирую­ щие свойства у среднеюрских глин. Каолинитовый состав этих глин определяет сравнительно небольшую их емкость и крупнодиспер­ сионный характер глинистого вещества. В соответствии с литоло- го-м.инералогическим составом и физико-химическими свойствами глин находятся и их экранирующие способности. Было отмечено, что мощность некоторых качественных покрышек составляет всего 5—10 м, но изолирующие свойства у них значительно лучше, чем

уиных более мощных глинистых толщ.

Всвете приведенных данных, очевидно, что при рассмотрении изолирующих способностей глинистых покрышек в связи с их мощ­ ностью сравнению следует подвергать только такие экраны, кото­ рые сложены глинами, однородными по своему литолого-минера- логическому составу и физико-химическим особенностям.

59

Известный в геологии вывод об ухудшении с глубиной экрани­

по механике горных пород, проведенными в условиях, близких к> природной обстановке на больших глубинах.

Следовательно, для практики геологоразведочных работ на нефть и газ очень важно знание нижнего предела нахождения пла-~ стичных глин в тех или иных районах. Следует подчеркнуть, что об­ щей функциональной зависимости окаменения глин от глубины их залегания не может быть выведено. Интенсивность проявления фак­ торов эпигенеза обусловливает неодинаковую для геологических разрезов различных структурно-тектонических областей потерю гли­ нистыми частицами гидратно-йонных оболочек н, как следствие, не­ одинаковое ухудшение их пластичности. В одних верхняя граница зоны эпигенетического преобразования пород поднимается сравни­ тельно высоко в разрезе осадочного комплекса, в других же — опу­ скается на большие глубины. Здесь надо учитывать н возраст гео­ логических образований. Например, как отмечают Г. И. Теодорович и А. А. Чернов (1965), к отложениям апшеронской продуктивной толщи, образовавшимся в условиях молодого прогиба, нельзя под­ ходить так же, как к давно сформированным породам других реги­ онов. Поэтому нахождение пластичных глин на Апшероиском по­ луострове на больших глубинах, прежде всего, объясняется незна­ чительным временем формирования осадочной толщи, когда еще не успели проявиться в достаточной степени изменения минерало­ гического состава и физико-механических свойств пород.

Поскольку глинистые покрышки широко 'распространены в верх­ них горизонтах осадочного чехла земной коры, они во многом должны определять распределение здесь скоплений нефти и газа. А ухудшение экранирующих свойств глин с глубиной должно ска­ зываться на общем характере распределения запасов этих полез­

ность...», 1967), по нашему мнению, в значительной степени обуслов­ лена распространением в пределах этих глубин в разрезе многих осадочных бассейнов региональных покрышек, представленных, в том числе и малоиз'мененными глинами, обладающими высокими экранирующими свойствами (Завьялов, 1969).

В заключение краткого рассмотрения экранирующих свойств глинистых пород следует еще отметить, что изолирующие возмож­ ности этих пород, по-види/мому, различны по отношению к нефти и газу. Так, по мнению А. Е. Лукина (1971), покрышкой для газовых залежей могут являться и глинистые породы, обладающие неблаго­ приятным для экранирующих свойств 'минералогическим составом, но характеризующиеся повышенной минерализацией поровых вод,

60

обусловливающей снижение растворимости газов в воде в десятки раз, резко ослабляя скорость их диффузии через раствор.'

Из вышеизложенного можно сделать вывод о большом значении для практики поисковых и разведочных работ установле­ ния в разрезе изучаемого региона основных малопроницаемых толщ и определения их площадного распространения, так как наи­ большая вероятность обнаружения залежей нефти и газа возможна в отложениях, залегающих непосредственно под мощными покрыш­ ками. Однако возможность наличия залежей нефти и газа под слабопроннцаемой толщей не всегда находится в .прямой зависимости от качества и мощности последней. На величину содержащихся под покрышкой запасов нефти .и газа влияет много факторов (слож­ ность геологического строения площади, местоположение структу­ ры в регионе, время формирования ловушки и т. п.), действие ко­ торых может полностью затушевать зависимость между качеством покрышки и величиной запасав. В случае недавнего поступления углеводородов в верхние горизонты осадочной толщи весь разрез может быть более или менее насыщен их скоплениями под слабо­ проницаемыми толщами. Если же миграция углеводородов имела место в отдаленном прошлом, то залежи нефти и газа могли сохра­ ниться под наиболее качественными покрышками.

Особенности пространственного размещения скоплений нефти

игаза

ВДнепровско-Донецкой впадине наблюдается определенная площадная диффѳреніцированность в распределении различных ти­ пов скоплений углеводородов: в северо-западной и средней частях региона распространены .как нефтяные, так и газовые залежи, а на юго-востоке — в основном газовые. Такая дифференцированность в размещении месторождений установлена во многих нефтегазонос­ ных провинциях, где наряду с преимущественно нефтегазоносными районами выделяются нефтеносные или в основном газоносные районы. Научное обоснование такой площадной зональности рас­

пространения нефтяных и газовых скоплений в должной степени еще не разработано.

В ряде исследований приводились объяснения распространения во впадине зон преимущественного развития газов'ых или нефтега­ зовых месторождений.

Так, И. Г. Баранов, О. А. Пархомовокий и Л. П. Швай (1963) в продольном разрезе Днепровско-Донецкой впадины выделили (сверху вниз) газовую, нефтегазовую и нефтяную зоны, погружаю­ щиеся в юго-восточном направлении. Распределение нефтяных и га­ зовых залежей поставлено в' зависимость от мощности осадочного комплекса: малое количество газовых залежей на северо-западе объясняется недостаточной мощностью отложений, не обеспечив­ шей условия для сохранения залежей.. Однако, во-первых, резуль­ таты поисково-разведочных работ последних лет не подтвердили

61