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

ловиях, близких к природной обстановке на больших глубинах, позволили установить значительные изменения физических свойств пород. Особенно примечательны результаты исследований Дж. Хендина и Р. Хагера (Handin and Hager, 1957, 1958), рассмотренные в работах Л. Н. Розанова (1964, 1965), анализировавшего механизм образования локальных тектонических структур платформенного типа и связанной с ними тектонической трещиноватости.

Как свидетельствуют экспериментальные данные, прочность по­ род, а также их пластические свойства возрастают с повышением всестороннего давления при комнатной температуре. Испытывавшиеся породы (глинистый сланец, песчаник, ангидрит, известняк, доломит и др.), подвергнутые всестороннему давлению до 2000 кгс/см2 , что соответствует примерно статическому давлению на глубине 8000 м, показали различное изменение степени'своей плас­ тичности. Наибольшее повышение пластичности наблюдалось у из­ вестняков. Дж. Хендин и Р. Хагер отмечают, что уже с повышением всестороннего давления до 1000 кгс/см2 степень пластичности из­ вестняков резко возрастает и они могут; деформироваться без раз­ вития трещиноватости до 30%.

Большое влияние на физико-механические свойства пород ока­ зывает повышение температуры в земной коре. Опыты свидетель­ ствуют, что при повышении температуры при тех же давлениях различные осадочные породы ведут себя по-разному. Например в доломите, глинистом сланце и алевролите наблюдается уменьше­ ние прочности и пластичности. Прочность известняков, испытывавшихся в условиях всестороннего давления 1000 и 2000 кгс/см2 , воз­ растает до температуры 150°С, а при дальнейшем ее увеличении снижается. Наиболее примечательно поведение ангидрита: при все­ стороннем давлении 2000 кгс/см2 1 прочность его с повышением тем­ пературы непрерывно растет.

Рассмотренные выше эксперименты проводились в условиях давления и температуры, близких к реально существующим в ниж­ них горизонтах осадочного комплекса многих нефтегазоносных провинций, в том числе и в Днепровско-Донецкой впадине. Следо­ вательно, можно высказать мнение, что в отличие от верхней части осадочного чехла земной коры, где основными нефтегазоупорами являются глинистые и соляные толщи, в нижних горизонтах по­ крышками служат также известняки и ангидриты (Завьялов, 1965). Не исключено, что на больших глубинах на отдельных площадях доминируют покрышки, представленные известняками и ангидри­ тами, так как соль ввиду ее исключительной пластичности может быть выжата из вмещающих отложений в соляные купола. Глинис­ тые породы вследствие развивающейся в них трещиноватости сле­ дует рассматривать как менее надежные экраны для глубинных скоплений углеводородов.

Следовательно, особенный интерес для поисков залежей нефти и газа на больших глубинах должны представлять осадочные бас­ сейны с развитием в нижних горизонтах соленосных и карбонат-

97

ных формаций, хемогенные толщи которых могут служить основ­ ными покрышками для глубинных скоплений углеводородов.

Главенствующая роль региональных слабопроницаемых толщ в распределении скоплений углеводородов должна быть учтена и при подсчете прогнозных запасов нефти и газа на больших глуби­ нах. Так, можно рекомендовать выделение в сводном разрезе ис­ следуемого района основных экранирующих и резервуарных ком­ плексов, как это в свое время предлагалось Б. С. Воробьевым^ (1967) с целью выбора наиболее перспективных для поисковых работ участков геологического разреза. В данном случае в зави­ симости от степени изученности региона расчленение разреза на экранирующие и резервуарные комплексы позволило бы в какой-то мере сузить диапазон его возможной нефтегазоносное™ и наметить под мощными толщами малопроницаемых; пород интервалы с наи­ более благоприятными для образования крупных залежей усло­ виями. Установление в сводном разрезе региональных покрышек

труднительнее выделение экранирующих толщ в бассейнах, пред­

выяснению изолирующих свойств глинистых и других пород. Зна­ ние экранирующих возможностей различных пород на больших глубинах позволит с большей уверенностью выделять региональ­ ные слабопроницаемые комплексы и ориентировать разведку.

Одним из наиболее сложных вопросов в прогнозировании неф­

земной коры по мере погружения наблюдается тенденция к пре­ обладанию газовых и газоконденсатных залежей над нефтяными

иоблегчению нефтей с глубиной. Подобная глубинная зональность

враспределении залежей установлена или намечается во многих нефтегазоносных провинциях СССР. Она характерна для девона Нижнего Поволжья и палеозоя Предуральского прогиба, мезозоя Северо-Западного Предкавказья и Мангышлака, кайнозоя Запад­ ной Туркмении и Предкарпатья и др. (Соколов, Лоджевская, 1967). С. 3 . Гольбрайх (1970), рассматривая результаты поисков нефти и газа в СССР на глубинах свыше 3500 м, отмечает, что в общем с глубиной наблюдается увеличение доли газовой фазы в составе углеводородных флюидов. Соотношение нефть — газ при

глубин обусловливает изменение представлений о характере неф­ тегазоносное™ давно известных зарубежных нефтегазодобываю­ щих районов. Так, в Пермском бассейне (США), который рассмат­ ривался ранее как преимущественно нефтеносный, в последние го-

98

ды на глубинах 5000—6600 м выявлено несколько крупных место­ рождений газа. Преобладание глубоких газовых скважин над неф­ тяными отмечается и в других районах Северной Америки (Запад­ ный Внутренний бассейн, район Голф-Кост).

В работе Н. Т. Линдтропа (1969) приведена диаграмма распро­ странения углеводородов в недрах с учетом геотермического гра­ диента (рис. 16), составленная К. К. Ландесом (Landes, 1967). Основываясь на анализе распределения запасов нефти и газа круп­ нейших и крупных месторождений по интервалам глубин за рубе­ жом и в СССР, а также учитывая данные К. К. Ландеса, Н. Т. Линд-

Апмиостаов АРалсоР Лелабзр Кубань Гол<р-Кост Озек-Суат Западная Сюиль-

175°С и высоких давлениях залежи нефти почти полностью подвер­ гаются деструкции, в результате которой образуются газоконден­ сат и метан. По мнению названного автора, возможность нахож­ дения промышленных скоплений нефти в гЛубокопогруженных го­

Днепровско-Донецкая впадина является преимущественно га­ зоносной областью, промышленные запасы газа которой превали­ руют над запасами нефти. При переходе к глубинам более 3500 м можно заметить увеличение доли газовой фазы в составе углеводо­ родных флюидов. Однако дать конкретное выражение этого соот­ ношения еще затруднительно. Мы не можем также определенно утверждать, что на северо-западных окраинах Донбасса, которые

99

до сих пор считались исключительно газоносной территорией, бу­ дут на больших глубинах встречаться только газовые залежи. И вот по каким соображениям.

Основываясь на установленных закономерностях размещения во впадине залежей нефти и газа, возможно ожидать, что значитель­ ные скопления углеводородов на северо-западных окраинах Дон­ басса должны содержаться в отложениях нижнего карбона — ре­ гионально нефтегазоносных во впадине. Глубина залегания этих отложений составляет 6000—7000 м и более. Ниже по разрезу оса­ дочного комплекса надежные покрышки, представленные соленосными и карбонатными толщами, находятся в отложениях девона.

сейне, где отсутствуют надежные нефтегазоупорные толщи в верх­ них горизонтах осадочного чехла, следами вертикальной мигра­ ции флюидов являются повышенные концентрации тяжелых угле­

тяные углеводороды должны были задерживаться под слабопро­ ницаемыми толщами. Поскольку карбонатные, сульфатно-галоген­ ные и глинистые толщи не являются абсолютно непроницаемыми покрышками, то при продвижении через них углеводородов воз­ можна естественная сепарация, заключающаяся в отделении кон­ денсата и формировании на его основе жидких скоплений углево­ дородов. Газ же, как более подвижный флюид, проник в верхние горизонты осадочного чехла. Таким образом, не исключена версятность существования в юго-восточной части впадины на больших глубинах в отложениях нижнего карбона, и девона не только газо­ вых, но и газоконденсатных и нефтегазовых залежей, сформиро­ вавшихся в интервалах разреза, где по геологическим причинам имела место задержка вертикальной миграции углеводородов. До­ казательством продолжающегося притока углеводородов является само существование здесь крупных газовых месторождений в верх­ них горизонтах осадочного комплекса.

Заканчивая данную главу, следует остановиться и на вопросе установления нижней границы промышленной нефтегазоносности.

Вертикальная зональность распределения различных углеводо­ родов в разрезе осадочной оболочки Земли рассматривалась во многих трудах. Предложен ряд схем, общим для которых является предсказание сокращения с глубиной запасов нефти; предполага­ ется, что на глубинах более 6000—8000 м могут существовать толь­

100