К содержанию журнала

УДК 553.982 В.С.Вышемирский, А.Э.Конторович, 1997

где Q - начальные геологические ресурсы нефти;

t - текущее время;

t° - время начала генерации и эмиграции нефти;

Vv - текущая скорость осадконакопления;

j(t) - функция интенсивности генерации, миграции и аккумуляции нефти;

a - скорость разрушения скоплений углеводородов.

К сожалению, пользоваться этой формулой пока невозможно из-за неразработанности методик оценки значений j(t) и a, требующих проведения обширных исследований. Поэтому в настоящее время реальны лишь частные решения, основанные на единичных или нескольких подходах.

По С.Г.Неручеву (1986), если для мезозойских и кайнозойских залежей нефти степень их сохранности условно принять за 100 %, то для девонских залежей она составит 20-25 %, а для кембрийских — 5-6 %. Эти оценки, видимо, предварительные и к тому же вызывают сомнения. Так, продолжительность мезозоя и кайнозоя в сумме составляет 200 млн лет, а девон отделен от начала мезозоя отрезком времени только 100 млн лет. Получается, что за 200 млн лет залежи не изменились, а за 100 млн лет они были истощены на 75-80 %. Подобная несогласованность с оценками С.Г.Неручева выявляется и при рассмотрении залежей в кембрийских отложениях.

Биодеградация нефти, судя по экспериментальному моделированию, процесс весьма быстрый. В обширной серии опытов продолжительностью от 3 до 39 мес, проведенных под руководством Ал.А.Петрова (1984), содержание алканов в нефти во всех случаях значительно снижалось (1,5-5,0 раза), а в одном опыте (наименее продолжительном) концентрация н-алканов снизилась в 12 раз.

Д.М.Хант сообщал об экспериментах Джобсона, в которых н-алканы исчезали полностью за 14 сут [4], а в опытах Р.И.Крауфорда нефть всего за 7 сут потеряла все н-алканы и частично изо-алканы, цикланы и даже арены [5 ].

Таким образом, для существенного истощения нефтяной залежи за счет биодеградации, очевидно, не требуется геологического времени. Такие обстановки биодеградации, вероятно, возникали не часто, раз число залежей, испытавших ее, по оценке Д.М.Ханта составляет только 10 % и такой же объем нефти в залежах полностью разрушен биодеградацией [4].

Катагенез — важный фактор образования, созревания и разрушения нефти. По мере созревания нефти ее масса уменьшается, главным образом за счет газообразования (СН4, СО₂ и др.), но примерно одинаково как в древней нефти, так и в молодой. Геологический возраст не является здесь определяющим фактором. Степень созревания и разрушения нефти контролируется максимальной палеотемпературой. После снижения температуры даже за продолжительное время значительных изменений не происходит. Это хорошо изучено по свойствам углей в постинверсионную фазу.

Есть основания полагать, что в области начального и среднего катагенеза (отражательная способность витринита <= 1,3 %) нефть в отложениях разного возраста, но испытавшая катагенез одинаковой интенсивности не будет значительно различаться по потерям ее массы.

Рассеивание нефти из залежей происходит, вероятно, в различных формах, причем ранее предполагалось, что только в форме диффузии, за исключением зон проницаемых трещин, где имела место эффузия газов. Однако газовая съемка над подземными газовыми хранилищами выявила газовые потоки из них по всей пощади хранилища. Диффузия за столь короткое время не могла обеспечить подъем газов к земной поверхности. Видимо, в данном случае главную роль играет фильтрация. Однако количественные соотношения между диффузией и фильтрацией при миграции из залежей нефти и газа могут быть иными, поскольку за длительное время устанавливается стабильный диффузионный поток.

Масштабы миграции из залежей углеводородных газов, а вместе с ними и низкомолекулярных жидких углеводородов (пентанов, гексанов, возможно, и более высокомолекулярных) можно оценить по материалам газовой съемки по морским донным осадкам (Вышемирский B.C., Доильницын Е.Ф., Красавчиков В.О., Шугуров В.ф., 1991) и снежному покрову (Конторович А.Э., Вышемирский B.C., Пастух П.И., 1992).

Q=2,5•10⁵(q_a -- q_ф)ht,

где Q - объем газообразных гомологов метана и низкомолекулярных жидких углеводородов, мигрировавших из нефтяных залежей, тыс.т/км²;

q_a ,q_ф соответственно аномальное и фоновое содержание этих углеводородов в снеге, мл/л;

h - толщина снежного покрова, м;

t - геологическое время, млн лет.

При этом предполагается, что разность аномальных и фоновых содержаний углеводородов соответствует масштабам миграции из залежей, а в снеге содержится четвертая часть углеводородов, мигрировавших в течение года (газовая съемка проводилась через 2-4 мес после установления снежного покрова).

По нашим многолетним исследованиям в Шаимском нефтегазоносном районе (Западная Сибирь) Q оценивается в 100-200 тыс.т/км² за 1 млн лет. Это значение значительно занижено, поскольку в нем не учитывается, несомненно, имеющая место миграция углеводородов сквозь снежный покров в атмосферу. В то же время оно сильно завышено, поскольку жидкие углеводороды со средними значениями относительной молекулярной массы, преобладающие в составе нефти, характеризуются во много раз меньшей подвижностью, чем пентаны и гексаны. Поэтому значение Q можно рассматривать лишь как условный ориентир и только для самых низкомолекулярных жидких углеводородов.

Межрезервуарная миграция —мощный фактор перераспределения ресурсов нефти по стратиграфической шкале как в локальном, так и в региональном масштабе, но проявляется он не повсеместно, а в отдельных бассейнах и на конкретных месторождениях. Так, на обширных территориях Западной Сибири нефть мигрировала в нижнемеловые коллекторы из нижележащей баженовской свиты (Конторович А.Э., Петерс К.Е., Молдован Дж.М. и др., 1991). Известны и небольшие перетоки нефти на отдельных месторождениях, например в акчагыльские и апшеронские коллекторы на Сураханском месторождении.

В отношении асфальтовых залежей следует учитывать не только перемещение нефти из одного стратиграфического подразделения в другое, но и ее потерю при образовании асфальта (асфальтита). В.А.Успенский (1970) предлагал оценивать эту потерю по степени заполнения пор асфальтом. По этой методике И.С.Гольдберг (1981) оценил коэффициент потерь нефти для многих асфальтовых залежей, как отечественных, так и зарубежных. Этот коэффициент колеблется в очень широких пределах: от 0,10 до 0,95.

Возможна оценка потерь нефти также по соотношениям между содержаниями малых элементов, в основном металлов, в асфальтах и материнской нефти. Обычно асфальты и другие твердые битумы обогащены малыми элементами по сравнению с нефтью в 5-10 раз и более, причем количественные соотношения между конкретными малыми элементами в асфальтах такие же, как и в нефти. Очевидно, накопление малых элементов обусловлено потерей легких фракций нефти.

Судя по материалам Л.А.Гуляевой [2 ], в двух районах Урало-Поволжья битумы обогащены ванадием и никелем относительно нефти примерно на порядок выше, тогда как отношения ванадия к никелю у асфальтов и материнской нефти весьма близки (табл. 1). Из этого следует, что в процессе образования асфальтов утрачено примерно 90 % исходной нефти. Такое соотношение подтверждается и более поздними работами. Например, по В.В.Грибкову и В.И.Смольнякову (1979), в асфальтах Садкинского месторождения содержится 8010 г/т V₂O₅ и 640 г/т Ni, а в верхнепермской нефти (Ашальчинское и Шугуровское месторождения) соответственно 801-890 и 46-62 г/т.

Таблица 1

мг/100 г [2]

Подобные соотношения отмечаются и для других металлов. Например, содержания рения в битумах Средней Азии и Тимано-Печорской провинции достигают соответственно 0,5 и 0,8 г/т, тоща как в нефти обоих этих регионов — не более 0,06 г/т (Поплавко Е.М., Иванов В.В., Карасик Т.Г. и др., 1974), т.е. тоже примерно на порядок меньше.

Если же ловушка заполнена нефтью до порога, то залежь, очевидно, не подвергалась истощению, но такие ловушки встречаются не часто. Однако многие структурные ловушки осложнены довольно глубокими прогибами (почти до водонефтяного контакта), в которых коллекторы насыщены нефтью. Например, в северной части Усть-Балыкского месторождения (Западная Сибирь), в прогибе между скв. 204 и 208, кровля пласта БС1 (готерив) погружается ниже стратоизогипсы -2070 м, тогда как водонефтяной контакт выявлен здесь на абсолютной отметке -2076 м (рис. 1) (Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др., 1975). Если бы эта нефтяная залежь подвергалась значительному истощению, то водонефтяной контакт поднялся бы выше упомянутого прогиба и по обе стороны от него обособились бы самостоятельные залежи.

Такие соотношения широко распространены и в более древних нефтеносных толщах. Например, на Шкаповском месторождении (Урало-Поволжье) в северной части нефтяной залежи в пашийском горизонте (верхний девон) водонефтяной контакт выявлен на абсолютной отметке -1698 м, а в прогибе кровля продуктивного пласта погружается ниже стратоизогипсы -1695 м (рис. 2) [1 ].

Для анализа этих соотношений было выбрано 17 сравнительно хорошо разведанных нефтегазоносных бассейнов из разных регионов мира (Северная и Южная Америка, Африка, Австралия, Юго-Восточная Азия и Океания) [З].

В шести бассейнах достаточно уверенно выделяются по две-три самостоятельные нефтегазоносные толщи. Таким образом, рассматриваемые соотношения были оценены для 26 толщ из 17 бассейнов (табл. 2).

Отношение извлекаемых запасов нефти к объемам нефтегазоносных толщ, млн т/км³

Из табл. 2 не следует, что с возрастом отношение запасов нефти к объемам пород закономерно снижается. Так, в кембрий-ордовикских бассейнах это отношение выше, чем в большинстве нижнепалеозойских, меловых и палеогеновых бассейнов, а в верхнепалеозойских выше, чем в любых других, если не учитывать ураганные значения, и выше, чем в меловых и палеогеновых, если даже такие значения учитывать.

Ни в одном из бассейнов, содержащих по две-три нефтеносные толщи, отношение запасов нефти к объемам пород с возрастом не снижается. В трех бассейнах из шести (Уинд-Ривер, Пермском и Западном Внутреннем) оно, наоборот, с возрастом даже увеличивается. В бассейнах Ориноко и Сахаро-Ливийском оно минимальное в средних толщах и максимальное — в древнейших (для этих бассейнов). Наконец, в бассейне Колвилл максимальное отношение — в средней толще, а в древнейшей оно все же выше, чем в самой молодой.

1. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции /С.П.Максимов, В.А.Киров, В.А.Клубов и др. - М.: Недра, 1970.

2. Гуляева Л.А. Опыт корреляции нефтей и битумов Урало-Поволжья по микроэлементам //Докл. АН СССР. - 1945. - Т.48, № 1. -С.44-47.

3. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран /Под ред. И.В.Высоцкого. - М.: Недра, 1976.

4. Хант Д.М. Геохимия и геология нефти и газа. - М.: Мир, 1982.

5. Crawford R.J., Spyckerelle С., Westlake D.W.S. Biodeqradation of oil reservoirs /Oil sand and oil shale chemisty //New-York: Weinheim, 1978. - P.163-176.

1 - стратоизогипсы, м; 2 - водонефтяной контакт; 3 – скважины

Усл. обозначения см. на рис. 1