Читайте также:
|
Глубинный интервал главной зоны нефтеобразования распространяется в среднем в пределах 2-4 км и определяется геотермическим градиентом конкретного участка бассейна.
В обычных платформенных областях этот интервал находится на глубинах 2-3 км, а во впадинах с низкими геотермическими градиентами, типа Прикаспийской, интервал главной зоны нефтеобразования может опускаться на глубины до 3-6 км. И нтенсивное образование нефти начинается при переходе от прото- к мезокатагенезу (ПК3-МК1) при температуре 50-70°С, достигает максимума при 90-110°С на стадии МК2 и затухает при 150-170°С в начале стадии МК4. Температурный порог образования нефти зависит от литологического облика пород - для карбонатных пород выше, чем для глин, так как высокая каталитическая активность глин повышает энергию активации.
В главной зоне нефтеобразования во время развития ГФН на стадиях катагенеза МК1-МК3 ----- рождение микронефти и газообразных продуктов, в том числе жирных газов. Для каждой конкретной потенциальной нефтематеринской толщи порог начала образования нефти устанавливается по выходу битумоидов или УВ, а также по данным определения катагенетической степени измененности ОВ.
Созревание ОВ сопровождается облагораживанием состава сингенетичного породе битумоида и его концентрации - возрастает содержание масляных фракций и, соответственно, УВ. В элементном составе битумоида растет содержание углерода, водорода, и уменьшается концентрация гетероэлементов.
Для метаново-нафтеновых УВ характерно увеличение содержания насыщенных структур, а для ароматических - сокращение числа колец в молекулах.
При возрастании температуры и давления, наряду с усиленным новообразованием УВ, широко развиваются процессы их десорбции. Наиболее подвижная часть сингенетичного битумоида отрывается от РОВ и от минеральных компонентов породы - начальная первичная миграция из нефтематеринской породы в коллектор. Нефтеподобная миграционная часть битумоидов ---- микронефть. В материнских породах по мере приближения к коллектору увеличивается доля остаточных сингенетических битумоидов, утративших наиболее подвижные компоненты.
От нормальных сингенетичных битумоидов их отличает повышенное содержание асфальто-смолистых веществ над маслами.
В элементном составе остаточных сингенетичных битумоидов фиксируется повышенное содержание кислорода, азота, серы и, соответственно, в них понижается концентрация углерода и водорода.
Микронефть, переместившаяся за пределы материнского слоя, превращается в эпибитумоид, который также фракционируется. Наиболее легкая часть эпибитумоида приближается по элементарному и групповому составу к нефти. На путях миграции выпадают остаточные эпигенетичные битумоиды. Одновременное присутствие эпи - и синбитумоидов однозначно определяет, что данная толща является нефтепроизводившей. При этом массовые диффузные микробитумопроявления и остаточные параавтохтонные битумоиды, которые остаются на путях первичной миграции и аккумуляции нефти, служат прямым свидетельством наличия региональных процессов формирования нефтяных залежей и являются одними из основных параметров при решении вопросов прогнозных оценок.
При увеличении глубины в нефтематеринских отложениях наряду с проявлением процесса эмиграции происходит затухание генерации УВ, что фиксируется по уменьшению содержания концентрации УВ в породе. Соответственные изменения отражаются и в керогене. В результате отрыва УВ и газов происходит снижение выхода летучих веществ, возрастание углерода и снижение водорода и гетероэлементов.
Наиболее четко в элементном составе керогена генерация нефти фиксируется по соотношению Н/С. Отношение уменьшается от 1.2 до 0.6 (в два раза) за счет расхода водорода на образование нефти. В гумусовом керогене это отношение изменяется гораздо меньше (от 0.8 до 0.6). Визуально за счет этих изменений цвет липидных компонентов керогена изменяется от желто-оранжевого до темно-коричневого.
При вторичной миграции в коллекторах микронефть фракционируется. Выделяется в отдельную фазу, с образованием залежей нефти в ловушках. На путях миграции фиксируются остаточные мальтоподобные эпибитумоиды, фиксирующие направление и масштабы миграции. В залежи аккумулируется небольшая часть от общей массы генерированных и рассеянных УВ в породах, поскольку установлено, что количество рассеянной в породах микронефти в десятки и сотни раз превосходит количество нефти, находящейся в залежах. В ловушках в пределах ГЗН формируются основные первичные нефти.
В случае генерации нефти из сапропелевого РОВ образуются метаново-нафтеновые нефти, при преобразовании лейптинитовой составляющей высшей растительности - высокопарафинистые нефти. Процесс нефтеобразования сопровождается газообразованием углеводородных и неуглеводородных газов.
Этан, пропан и бутан образуются, так же как и нефть, на стадиях МК1-МК3 преимущественно из сапропелевого ОВ.
Существует статистическое соответствие между глубинами, к которым приурочены основные запасы нефти. В среднем глубины располагаются на 0.5 – 0.8 км выше очагов генерации нефти за счет подъема при латеральной или ступенчатой миграции нефти из ГЗН к ловушкам. В результате фракционирования исходной нефти формируются вторичные фильтрованные парафинистые нефти, а также остаточные тяжелые нафтено-ароматические.
В случае подтока газа из нижележащих горизонтов формируются двухфазные залежи со вторичными газоконденсатами и остаточными тяжелыми нефтяными оторочками.
В более мягких температурных условиях соприкосновение газа с нефтью вызывает деасфальтизацию нефтей и, соответственно, их облегчение.
Полициклические асфальто-смолистые соединения выпадают из нефти и сорбируются породой.
При миграции нефтей с большим содержанием парафинов, в том числе и фильтрованных нефтей, происходит физическое высаживание твердых парафинов с образованием озокерита и гатгетита.
Быстрое перемещение парафинистой нефти вверх приводит к ее дегазации и понижению температуры, при этом твердые парафины кристализуются и отделяются от смолисто-асфальтеновых компонентов нефти. Вдоль трещин и в прилегающей части порового пространства коллекторов могут создаваться очаги озокеритообразования. При наличии густой сети трещин они сливаются и образуют скопления пластового типа. Дальнейшее гипергенное изменение и выветривание озокерита и гатгетитов ведет к формированию альгарита и битумов хорсанов.
Миграционные процессы несомненно влияют на изменение химического и физического состава первичных залежей нефти. Однако наиболее серьезное влияние оказывают гипергенез и катагенез.
Гипергенные процессы действуют в пределах воздымающихся территорий. Происходит химическое бактериальное окисление нефтей как за счет свободного кислорода, т.е. аэробное окисление, так и за счет связанного кислорода сульфатов. Процессы окисления дополняются осернением, а также физическим улетучиванием легких фракций. На первой стадии гипергенного превращения нефти непосредственно в залежи --- абиогенное восстановление сульфатов, связанное с окислением нефти в первую очередь в зоне ВНК, в водах появляется сероводород. Наиболее активно микроорганизмы потребляют метановые УВ. В результате анаэробного окисления происходит остаточное накопление ароматических и нафтеновых УВ, возрастание количества смол. Метановая нефть преобразуется в тяжелую, высокосмолистую вязкую нефть. Этап гипергенеза без доступа свободного кислорода назван криптогипергенной фазой.
Идеогипергенный аэробный этап - в условиях максимальной гидрогеологической раскрытости, а завершается на открытой земной поверхности. Процессам окисления сопутствует физико-химическая дифференциация: уход (улетучивание) легких фракций нефти, образование вязких полутвердых и твердых продуктов---мальты, асфальтиты и продукты их выветривания окси- и гуминокериты. как в разрушающихся залежах, так и при излиянии нефтей по трещинам и жилам.
Интенсивное излияние мальт на поверхность может приводить к появлению кировых покровов---- асфальтовые озера (например, в Венесуэле, на Сахалине, на о. Тринидат), с постепенными переходами от мальт к асфальтам и асфальтитам.
При срезании кирового покрова в породах остаются его жильные корни, связанные с маточной нормальной парафинистой нефтью. При этом поверхность жильных корней также закируется. Закирование ----- субэральное окисление в условиях воздействия всех факторов земной поверхности.
В жильных залежах битумов происходит замедленное преобразование нефти под действием мигрирующих по трещинам газов и вод. Поэтому при диагностике погребенных асфальтоподобных битумов закирования и кировые покровы можно отличить от жильных битумов по более высокому содержанию кислорода и наличию остатков фауны и флоры. Проявление природных битумов следует рассматривать как прямые признаки нефтеносности.
По мере погружения залежей в катагенетической зоне --- изменение нефтей: нефти метанизируются, облегчаются. В позднем апокатагенезе при температуре >200°С ---деструкция легких нефтей и одновременная карбонизация выпавших и сорбированных в породах асфальто-смолистых компонентов.Крупные молекулы в легких нефтях разрушаются и дают начало углеводородным и неуглеводородным газам. Дальнейший рост давления и температуры ведет в конце концов к наиболее устойчивым формам - метану и твердым минералам углеводорода (графиту).
Аналогичные процессы происходят с тяжелыми нефтями и оторочками, потерявшими легкие фракции. Все эти высокомолекулярные пиробитумы проходят единый путь от мальт до антраксолитов и графита.
Нафтоиды и нафтидонафтоиды, образующиеся при контактном метаморфизме, также не отличаются от продуктов катагенного превращения нефтей. Критерием идентификации нафтоидов является ассоциация с интрузиями и подвижными зонами. Нафтоиды встречаются редко и представляют, так же как и альгариты, гуминокериты и оксикериты, только минералогический интерес.При этом нафтоиды и все другие пиробитумы, так же как и диагенетические УВ, следует рассматривать как ложные признаки нефтеносности. Таким образом, главными причинами вторичного изменения нефтей являются гипергенез и катагенез. Эти два диаметрально противоположных процесса ведут к региональному однонаправленному изменению нефтей. В результате гипергенеза первичные нефти утяжеляются вплоть до твердых битумов, а в катагенезе идет созревание нефтей в сторону облегчения. В результате в осадочном разрезе фиксируется закономерное облегчение и метанизация нефтей сверху вниз. Такое распределение нефтей установлено практически во всех регионах и названо Крейчи-Графом закономерностью “асфальтовой шляпы” или законом глубины.
Первичный тип нефти определяется типом исходного РОВ, а процессы гипергенеза и катагенеза взаимно дополняют друг друга. При этом тяжелые гипергенные нефти могут погружаться в зону катагенеза и метанизироваться, либо легкие метановые нефти из зоны глубокого катагенеза могут претерпеть воздымание и соответствующее окисление и утяжеление.
На поздних этапах катагенеза при температурах 150-200°С (МК4-АК2) реализуется главная фаза газообразования как для гумусового, так и сапропелевого типов РОВ. В зависимости от строения бассейна и его геотермического режима ГФГ фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах 3-5 км на платформах и до 6-9 км в глубоких впадинах.
ГФГ характеризуется преобладанием сухих газовых залежей, особенно в нижней части. Метановые газы генерируются на протяжении всех стадий созревания ОВ, однако максимум их образования, по сравнению с максимумами для нефти и жирных газов, смещается в зону более высоких температур. Проявление ГЗГ обязательно для любого типа ОВ, попадающего в жесткие термобарические условия. Сапропелевое РОВ в результате потери жидких УВ и жирных газов приобретает компактную конденсированную газогенерирующую структуру, которая изначально сформирована в гумусовом РОВ. В условиях высоких температур от этой структуры отщепляются единичные метильные группы в виде метана. В породах остается еще более конденсированный графитоподобный остаток.
О проявлении ГФГ можно судить по целому ряду геохимических показателей. Так, в газовой фазе РОВ первый этап проявления ГФГ фиксируется резкой сменой компонентного состава газа с преобладанием СН4. Количество метана в закрытых порах пород возрастает в несколько раз. В пластовых водах отмечается максимальная концентрация растворенного метана. Наряду с генерацией метана в ГЗГ начинается деструкция генерированных ранее и погруженных в эту зону нефтяных УВ. При высокотемпературном крекинге первичных нефтяных УВ и битумов происходит формирование легких нефтей и тяжелых нефтяных остатков.
Дальнейшая эволюция этих нафтоидов в позднем апокатегенезе (АК3-АК4) при температурах 200-300°С приводит к разложению легкой нефти. В результате этих реакций высвобождаются большие массы метана. В связи с этим масштабы образования метана в главной зоне газообразования из сапропелевого вещества возрастают по данным Ханта в 1.5-2 раза, по сравнению с гумусовым РОВ, так как в сапропелевом типе источником генерации метана является как рассеянное ОВ, так и ранее образовавшаяся нефть, а в гумусовом типе метан образуется только из ОВ. Между главными зонами нефтеобразования и газообразования формируются первичные газоконденсатные системы с небольшим содержанием низкомолекулярных ароматических конденсатов. В этой зоне генерируется небольшое количество жидких УВ, поскольку генерация нефтяных УВ затухает. Эти углеводороды при значительных давлениях и температурах растворяются в больших массах метанового газа, которые мигрируют из более глубоких горизонтов. В низкоконцентрированных карбонатных породах первичные газоконденсатные системы могут формироваться непосредственно на месте генерации, с образованием гиганских месторождений в наиболее приподнятых частях карбонатных массивов.
При температурах 200-300°С в позднем апокатагенезе (АК3-АК4) образование метана прекращается, остаточное ОВ и нефтяные остатки, погрузившиеся в эту зону, превращаются в антрацит и графит. Следовательно, бурение на глубинах, где температуры превышают 200°С (на глубинах более 9 км в глубоких осадочных депрессиях), является бесперспективным. Зональность процессов генерации нефти и газа подтверждается во многих НГБ.
Кроме углеводородных газов в процессе созревания и углефикации РОВ происходит формирование значительных количеств неуглеводородных газов: СО2, Н2S, N2, Не, Ar, Н2, входящих в состав газовой фазы нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Некоторые природные газы состоят преимущественно из углекислого газа, сероводорода или азота.
Углекислый газ сопровождает генерацию нефти и выделяется РОВ на градациях МК1-МК3 с максимумом на МК2. Главным источником СО2 является гумусовое РОВ. Высокие концентрации СО2 могут быть связаны с неорганическим источником. Этим источником могут являться карбонатные породы, которые разлагаются при высоких давлениях и температурах.
Азотистые соединения начинают разлагаться при температурах более 100°С, начиная со стадии катагенеза МК3. Масштабы генерации азота на этих стадиях углефикации гораздо ниже по сравнению с углекислым газом и метаном. Отношение генерирующихся объемов СН4, СО2 и N2 составляет 10:4:1. На этапе катагенеза от МК2 до МК4 происходит отрыв боковых азотистых соединений от парафиновых и циклопарафиновых структур. Однако азот содержится также в конденсированных прочных гетероциклических структурах. Разрыв этих связей может осуществляться только при высоких температурах (более 200°С) в зоне метаморфизма.
Сероводород при созревании РОВ образуется последним из числа других компонентов природного газа. Образование H2S начинается со стадии МК3 при температурах более 100°С и постепенно увеличивается в позднем апокатагенезе при температуре около 200°С. Часть Н2S может образоваться при деструкции нефти, а также при взаимодействии элементарной серы с метаном.
В наиболее подвижных зонах в составе газов могут фиксироваться гелий и азот, которые диффундируют из магматических и метаморфических пород через весь осадочный чехол. Таким образом, образование УВ в результате термического изменения ОВ осадочных пород обусловливает температурную вертикальную зональность распределения нефти и газа в земной коре. Эта зональность отражается в глубинном разрезе большинства осадочных бассейнов и включает четыре основные зоны:
• метановый и азотный газ и небольшое количество нефти на стадии диагенеза и протокатагенеза;
• нефть в начальном и среднем катагенезе (МК1-МК2), газы, содержащие большое количество гомологов СН4. Часто встречаются двухфазные системы с вторичными ГК шапками с большим содержанием конденсата;
• газоконденсаты в среднем и позднем катагенезе (МК3-МК4). Эти первичные системы характеризуются небольшим содержанием конден-• сухой и неуглеводородный кислый газ в позднем катагенезе и апокатагенезе (МК5-АК2).
Дата добавления: 2014-12-20; просмотров: 191 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |