Методы определения времени формирования залежей нефти и газа

Существуют геологические, геолого-геохимические и физические методы определения времени формирования залежей нефти и газа, среди которых выделяются конкретные способы. Данные методы имеют различные погрешности и ограничения и поэтому обладают разной степенью достоверности определения времени формирования залежей. При этом геологические методы позволяют определять только время возможного начала формирования залежей, а физические методы позволяют определять время возможного завершения их формирования или установить факт продолжающегося процесса формирования залежей на современном этапе.

В геологическом методе по своей достоверности выделяется палеоструктурный (палеотектонический) способ. Он основан на положении, что залежи нефти и газа начинают формироваться только после образования ловушек. Время образования ловушек определяется в зависимости от их генетического типа: 1) время образования ловушек сводового типа определяется временем появления пликативного тектонического экрана, то есть свода складки; 2) время образования дизъюнктивно экранированных ловушек определяется временем образования дизъюнктивных нарушений; 3) время образования ловушек литологического, стратиграфического и рифового типов определяется временем накопления флюидоупоров, перекрывающих породы-коллекторы.

Палеоструктурный способ считается наиболее надёжным, тем не менее, и он имеет погрешности. Формирование залежей в ловушках древнего заложения могло произойти в течение очень большого промежутка времени. Кроме того, сложным является вопрос определения времени формирования складчатых деформаций. Поэтому точность данного метода зависит от точности метода палеотектонического анализа.

Таблица. Классификация методов определения времени формирования залежей нефти и газа (по И.М. Михайлову, 1984)

В геолого-геохимическом мет оде выделяются литологический (минералогический) и геохимический способы. Литологический (минералогический) способ основан на свойстве жидких УВ сильно замедлять катагенез пород-коллекторов в пределах залежи по сравнению с породами, находящимися за контуром нефтеносности. Установлено также восстанавливающее воздействие УВ на соединения железа в глинах, находящихся на водонефтяных контактах (ВНК). Поэтому аутигенные минералы чётко фиксируют положение древних ВНК и позволяют определять стадии формирования и переформирования залежей нефти.

Суть способа состоит в установлении последовательности постседиментационных преобразований пород-коллекторов в пределах контура нефтегазоносности и за его пределами. Большое значение в данном способе имеет выявление морфологических соотношений УВ с аутигенными минералами и включений нефти в пустотах, возникших при растворении карбонатного и сульфатного вещества на разных стадиях катагенеза.

Геохимический способ определения абсолютного возраста нефтей и газов основан на оценке степени превращённости нефтей и газов во время их нахождения в зоне катагенеза при температурах свыше 100 °С. Недостатком способа является то, что возраст залежи нефти (газа), определяется по продолжительности существования УВ в зоне катагенеза, вне зависимости от уровня их первоначальной превращённости, то есть без учета условий катагенеза органического вещества (ОВ).

В физическом методе наиболее простым является способ аномальных давлений. Однако он применим только для залежей нефти и газа с аномально высокими или аномально низкими пластовыми давлениями. Считается, что во время формирования в залежи существовало гидростатическое давление, а современное аномальное давление является условно гидростатическим давлением на уровне первоначального нахождения залежи, которое не успело восстановиться. В случае повышенного давления величина аномального давления указывает на минимальную глубину нахождения залежи в момент её формирования относительно современного положения, а в случае пониженного давления - на максимальную глубину нахождения.

Формирование залежей на современном этапе. К физическому методу условно относится ряд способов, которые указывают на процесс продолжающегося формирования залежей. Среди трёх способов, приведенных в таблице выделяется способ заполненности ловушек и способ учёта газонасыщенности пластовых вод.

Способ учёта коэффициента заполнения ловушек. Считается, что если ловушки полностью заполнены нефтью или газом, то формирование залежей продолжается в настоящее время. Однако следует учитывать, что неполнопластовые (водоплавающие или водонефтяные) и массивные залежи, которые не полностью заполняют ловушку, также могут находиться на стадии формирования, а не разрушения. Способ учета газонасыщенности пластовых вод, или упругости растворенных газов в воде. Газовые залежи, которые окружены пластовыми водами с предельным газонасыщением, находятся в состоянии формирования.

Существует еще ряд способов выявления процессов продолжающегося формирования залежей нефти и газа 1. Резко пониженная минерализация подошвенных и законтурных вод, вплоть до пресных, под газовыми и нефтяными залежами. Эти воды, получившие также название «конденсационных», являются прямым следствием восходящей миграции гомогенных газожидкостных смесей, а затем их фазовой дифференциации и конденсации водяных паров. Дифференциация и конденсация обусловлены резким снижением температуры и давления. Со временем минерализация контурных вод увеличивается до фоновой и аномалия исчезает, поэтому наличие ярко выраженной гидрогеохимической аномалии свидетельствует о её геологически недавнем образовании, а время формирования залежи совпадает с началом конденсации вод в свободную фазу. 2. Коэффициент нефтеизвлечения, превышающий 90 % или превышение объёма добываемых УВ в залежи, над объёмом их утвержденных запасов (залежи с так называемыми самовосполняющимися запасами). 3. Присутствие большого количества свободной остаточной воды в залежи нефти или газа. Нефть (газ) ещё не полностью вытеснили воду из ловушки. 4. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных пород в газовых залежах. 5. Вариации состава и свойств нефти и газа в залежах, или отсутствие гравитационной дифференциации флюидов, когда на одном гипсометрическом уровне находятся нефти разной плотности. Связано это с наличием нескольких очагов генерации УВ и пульсирующей во времени активной современной миграцией нефти и газа. 6. Наличие залежей лёгких нефтей в зоне гипергенеза. Нефть не успела деградировать.

Приведенные способы свидетельствуют, что: почти все существующие методы и отдельные способы определения времени формирования залежей имеют ограничения и значительные погрешности. Большинство ограничений связано с условием, что 1)ловушка во время формирования залежи должна находиться в статическом состоянии, что при длительном формировании залежи маловероятно; 2)залежи нефти и газа могут существовать только в состоянии динамического равновесия, то есть при различных соотношениях интенсивности процессов формирования и разрушения; 3)большинство залежей нефти и газа является молодыми, так как сформировались или в разной степени переформировались в новейшее время. На новейшем этапе тектонического развития Земли произошла перестройка структурного плана, и значительно активизировались процессы нефтегазообразования, миграции и ремиграции УВ; 4)отмечаемую многими способами большую продолжительность формирования залежей следует рассматривать как большую длительность их существования при постоянной или периодической подпитке УВ; 5)факты продолжающегося процесса формирования залежей УВ при появлении устойчивого уровня добычи могут изменить представления о потенциальных ресурсах УВ и систему добычи нефти и газа.