Файл: Завьялов В.М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепропетровско-Донецкой впадине.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.07.2024
Просмотров: 89
Скачиваний: 0
существования такой зональности .в регионе, а, во-вторых, если До пустить, что большая мощность осадочной толщи в юго-восточной части впадины обусловила особенно благоприятные условия для формирования и сохранения залежей наиболее подвижного флюи да — таза, то тем более здесь должны были сохраниться скопления и жидких углеводородов.
Неоднократно высказывалось мнение (Балухоівский, 1959; Ступаков, 1970 и др.), что газовые месторождения на юго-восто-4 ке Днепровско-Донецкой впадины сформировались в результате бо ковой миграции газов, образовавшихся при метаморфизме угле носных толщ Донбасса.
Как известно, существуют различные представления о'б иден тичности химического состава газов углефикации гомогенного органичеокого вещества и газов нефтяного ряда. Многие исследователи считают угольные газы принципиально отличными от нефтяных. Га зы углей и пород углевмещающих толщ обычно состоят из метана, углекислого газа, азота, тяжелых углеводородов и редких газов. Хотя тяжелые газообразные гомологи метана являются неотъемле мой составной частью угольных газов, их содержание составляет в основном десятые доли процента (реже 1—2%), тогда «ак в газах нефтяного ряда оно достигает десятков процентов. Метановые угле водороды угольного и нефтяного происхождения отличны и по со отношению отдельных изотопов (Н/Д, С'2 , С1 3 и др.). Как отмечают И. В. Гринберг и М. Е. Петриковская (1965, 1968), процентное со держание дейтерия в угольных газах Донбасса составляет в сред нем 0,0204%, а в газах газовых месторождений Днепровско-Донец кой впадины—в среднем 0,0226%. Еще больше разнятся эти газы по соотношению в них стабильных изотопов С1 2 и С1 3 . Для газов га зовых месторождений отношение С1 2 /С1 3 составляет в среднем 91,57, а для угольных газов — 94,8.
Одно из наиболее существенных доказательств родства уголь ных il нефтяных газов заключается в том, что зачастую в угольных пластах Донбасса обнаруживаются газы с содержанием тяжелых углеводородов в соотношениях, характерных для газовых и нефтя ных месторождений.
Исследование этих аномалий в Красноармейском и других рай онах позволило установить, что они приурочены к зонам тектониче ских нарушений (Джамалова и др., 1964). Более того, эти газы, близкие по содержанию тяжелых углеводородов и метана к газам газоконденсатных и нефтяных меісторождений, по содержанию азо та и двуокиси углерода соответствуют газам угольных месторожде ний с их зональным изменением состава, связанным с глубинным выветриванием газов. Следует еще добавить, что. угольные пласты Красноармейского района на глубинах 1000 м » более характери зуются высоким содержанием азота и низкой газоносностью, что свидетельствует о значительных масштабах процесса газового, вы ветривания. В. связи с этим X. Ф. Джамаловой и другими исследо вателями сделан вывод о недавнем внедрении тяжелых углеводо-
62
родных газов и метана в угленосную толщу — значительно позже установленной газовой зональности. В литературе известны и дру гие примеры влияния углеводородных газов нефтяного ряда на формирование состава угольных газов рассматриваемого региона (Широков, Забигайло, Кондратюк, 1969).
Установление приуроченности повышенного содержания тяже лых углеводородов в газах угольных пластов к зонам тектониче ских нарушений ті сравнительно недавней вертикальной миграции углеводородных флюидов имеет большое значение для выяснения природы газов газовых месторождений, расположенных в переход ной зоне между Донбассом и Днепровско-Донецкой впадиной.
Дело в том, что исследованиями Макеевского научно-исследова тельского института, а также работниками УкрНИИГаз установле на зависимость между содержанием тяжелых углеводородов в газах угольных пластов и степенью метаморфизма угольного вещества (Фертельмейстер, Новодережкин, 1960). Так, содержание тяжелых углеводородов в углях низкой степени метаморфизма (угли марок Г — Д) составляет в основном 'несколько 'больше 1% (до 2%). В со став этих углеводородов входят этан, пропан, бутан, пентан. Угли марок П Ж — К Донецко-Макеевского района .содержат тяжелых углеводородов только 0,3—0,8%, среди них определены этан, про пан и чіе всегда встречаются бутан и пентан. Поэтому вряд ли обо
снованно представление, что газовые месторождения образовались |
||
в результате миграции |
газа, генерируемого при метаморфизме ис |
|
копаемой растительной |
органики. Судя по результатам рекон |
|
струкции положения пластов и зон метаморфизма |
угленосной тол |
|
щи Донбасса, выполненной М. Л. Левенштейном |
(1963) к моменту |
наибольшего общего погружения ложа Донецкого прогиба, на рас сматриваемой территории в отложениях нижнего и среднего карбо на должны быть распространены угли марок К, ПС, Т и А. Летучие компоненты углефикации поздних стадий метаморфизма органиче
ского вещества |
представлены ів |
основном метаном (Успенский, |
|
1954; Соколов, |
1965 и др.). Они не могли являться |
исходным веще |
|
ством для образования тяжелых |
углеводородов |
в газах газовых |
месторождений и тѳм более конденсата, содержание которого в не которых месторождениях достигает значительных величин (Волоховское, Миролюбовское и другие месторождения).
Неубедительность гипотезы образования природного газа за счет продуктов метаморфизма ископаемых углей подтверждается также при анализе времени формирования отдельных месторожде ний. Структурная ловушка Шебелинского месторождения, запол ненная углеводородами до структурного порога й содержащая бо лее 500 млрд. м3 таза, сформировалась в основном к палеогену. С тех пор наряду с поступлением газа в ловушку происходило и его рассеяние, обусловленное процессами фильтрации, проскальзыва ния, прорыва и диффузии газа. Процесс диффузии является наибо лее универсальным и непрерывно происходящим. Но еще большие потери газа из залежи происходят Е периоды тектонической актив-
63
ности. А анализ истории развития Шебелинской склаДки показыва ет, что ее формирование сопровождалось сильной дизъюнктивной иарушенностыо, достигшей максимума к началу неогена и охватив шей весь осадочный комплекс. Если учесть, что к началу палеогена ископаемая растительная органика каменноугольных отложений уже достигла высоких стадий метаморфизма и потеряла большую часть потенциальных газов, то можно-сделать вывод, что в представ лениях, объясняющих формирование Шебелинского и других мес торождений за счет миграции газов из газоматерииской угленосной толщи, слабо аргументирована не только химическая, но и количест венная сторона предполагаемого (процесса.
О невозможности отдачи угольными пластами значительных ко личеств газа, особенно на высоких стадиях .метаморфизма угольно го вещества, свидетельствует и высокая сорбционная емкость углей. Причем более высокомолекулярные компоненты тяжелых углеводо родов обладают большей сорбнрованностыо, чем метан или бутан (Кривицкая, 1966).
Констатируя /вышеизложенное, можно, по-видимому, сделать заключение, что не газовые месторождения образовались в резуль тате миграции продуктов углефикации угольных пластов, а, наобо рот, в самих угольных пластах имеются следы миграции углеводо родов из более глубоких горизонтов, и углеводородов не только га зообразных, но и жидких. Выделение жидких и мазеподобных би тумов из углей и вмещающих пород наблюдается в действующих забоях шахт и при бурении скважин во многих угленосных районах Донбасса. Приурочены они обычно к трещиноватым зонам.
В работах некоторых авторов отражено представление о форми ровании залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине за счет далекой боковой миграции углеводородов. Например, В. А. Витенко и Р. М. Новоеилецкий (1963) объясняют отмеченную зо нальность ів распределении нефтегазовых и газовых месторождений дифференциальным улавливанием углеводородов, происходившим в результате их латеральной миграции с юго-востока на северо-запад.
Следует заметить, что дифференциальное улавливание нефти и газа (ступенчатая миграция, дифференциальное траппироваиие) может представлять лишь частный случай в процессе нефтегазона-
шпления. Изменения в размещении, нефтяных |
и газовых |
залежей |
|
и различия в составе и плотности |
нефтей в зависимости |
от глуби |
|
ны их залегания, помимо теории |
ступенчатой |
миграции, |
могут по |
лучить иное объяснение — их можно рассматривать и как следствие превращения углеводородов, происходящего в результате действия факторов гипергенеза и метаморфизма (Розанов, 1962).
Обстоятельный критический разбор теоретических основ пред ставлений о дальней боковой миграции .нефти и газа содержится в монографиях В. А. Соколова (1956 и др.) и В. Ф. Липецкого (1965). По' поводу возможности латеральной миграции нефти и газа на большие расстояния высказаны также аргументированные возра жения геологического характера.
64
Пожалуй, в Диепровско-Донецкой впадине объяснение геологи ческой стороны процессов далекой латеральной миграции углеводо родов является особенно 'сложной задачей. Трудно представить, что на расстоянии 500—600 ікм, которое .необходимо пройти нефти и газу, углеводороды не задержатся ів многочисленных ловушках. Да лекой 'боковой миграции будет препятствовать частая изменчивость проницаемости слоев, экранирующее влияние большого числа раз рывных нарушений, широкое развитие трещиноватое™, соляной диапиризм и т. л. Все это в конце концов должно приводить к тому, что інефть и газ будут стремиться перебраться в более высокие го ризонты. А поскольку флюидам легче устремляться по трещинам вверх, чем продвигаться в 'невыдержанных по проницаемости' пла стах, то до существу возможность дальней латеральной миграции углеводородов во впадине ограничивается, прежде всего,, верти кальной миграцией.
Возможность далекой боковой миграции углеводородов в Диеп- ровоко-Донец'кой впадине не подтверждается также данньши об изменении физико-химических свойств нефтей и газов.
Для выяснения причин, обусловивших рассматриваемую особен ность в распределении в регионе скоплений углеводородов, Л. В. Токаревым (1968) проанализирован ряд параметров нефтей (плот ность; выход светлых фракций, выкипающих до ЗО0°С; коэффициент превращенное™ по А. Ф. Добрянскому— одна сотая произведения выхода фракций, выкипающих до 150°С, на 'Содержание в них мета новых углеводородов, деленная на плотность нефти; коэффициент метанизации—отношение метановых углеводородов к нафтено вым— для фракций, выкипающих до 200°С; содержание аромати ческих углеводородов во фракциях, выкипающих до 300°С) и сво бодных газов (жирность газов —процент содержания газообразных гомологов метана от суммы углеводородов).
Рассмотрение изменения физико-химических свойств нефтей по разрезу осадочной толщи позволило Л. В. Токареву сделать заклю чение о широком проявлении в ней вертикальной миграции углево дородов. Об этом, в частности, свидетельствуют; некоторое утяже ление нефти с переходом к более глубоким горизонтам; уменьше ние выхода светлых фракций нефтей с увеличением глубины их за легания; намечающаяся тенденция к уменьшению вниз по разрезу
коэффициента |
превращенное™ нефтей; |
увеличение с глубиной со |
||||
держания |
ароматических |
углеводородов |
во фракциях, выкипаю |
|||
щих до 300°С, |
что объясняется |
повышенной сорбцией |
арома |
|||
тических |
углеводородов |
во |
время |
вертикальной |
миграции |
|
нефти. |
|
|
|
|
|
|
Л. В. Токаревым были построены карты, характеризующие из менение перечисленных выше параметров нефтей на площади Днеп- роВ'Око-Донещсой впадины. Однако их рассмотрение не позволило уловить какие-либо общие закономерности. Отсутствие единой за-' кономѳрности изменения показателей углеводородного состава лег ких фракций нефтей, отражаемой данными параметрами, а также
5 Заказ 3080 |
65 |