Нефть и газ (они же - углеводороды, хотя газ может быть и неуглеводородным...) в недрах Земли имеются везде. Но не всегда данных ресурсов там достаточно, чтобы начать экономически целесообразную добычу.
Для образования залежей нефти и углеводородного газа (далее я буду называть его просто "газ") необходимо выполнение трёх простых условий:
- нужен исходный материал для нефте- или газогенерации;
- этот материал должен располагаться в термобарических условиях, пригодных для производства нефти и/или газа (т.е. температуры и давления нужны подходящие, достигается с глубиной);
- нужна так называемая "ловушка" - это то место, где могли бы скапливаться нефть и/или газ.
Кратко о материале и его источниках
Материалом для нефтегазогенерации является органическое вещество. Как правило, основные источники свободных углеводородов в разрезе – это обогащенные органическим веществом толщи кремнисто-глинистых пород (ещё их называют нефтематеринскими). Накопление таких толщ происходило в спокойных условиях на океаническом дне и, надо отметить, очень медленно. Основным осаждающимся материалом был отмерший планктон, нектон и бентос (расшифровка этих слов будет в какой-нибудь другой раз).
Характерными примерами подобных нефтематеринских толщ можно назвать баженовскую свиту Западной Сибири, доманиковый горизонт Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, свиту диктионемовых сланцев в ордовикских отложениях Русской платформы.
Свита и горизонт - это выделяемые геологами "наборы" пластов горных пород, которые можно проследить на большой площади. Например, площадь распространения баженовской свиты - почти вся Западная Сибирь.
Условия для превращения
Чтобы из органического вещества нефтематеринских толщ образовались нефть или газ, оно должно «созреть» в подходящих термобарических условиях. Это происходит при постепенном погружении обогащенных органикой пород вглубь Земли. Погружение обусловлено прогибанием верхней части земной коры, сопровождается накоплением все новых и новых масс горных пород сверху и плавным увеличением давления и температуры в самой нефтематеринской толще.
С глубиной температура в земной коре повышается примерно на 2,5-3 градуса Цельсия через каждые 100 метров. Кому интересно, можно посмотреть в "Геологическом словаре" или прямо в поисковике, что такое геотермический градиент.
В третьей четверти прошлого века советские учёные, изучавшие проблему происхождения нефти и газа, открыли существование главной фазы нефтеобразования и двухпиковой фазы газообразования. Примерно в то же время и независимо от советских ученых, американцы открыли «нефтяное окно».
Интервал глубин, в котором происходит главная фаза нефтеобразования, зависит от состава нефтематеринских пород и термического градиента, в среднем это глубины 2-4 км.
Газообразование происходит в интервалах глубин от 3.5 до 9 км и имеет два максимума. В интервале верхнего максимума газообразования на глубинах 3.5-5 км происходит образование жирных газов или газоконденсатов. В интервале второго максимума газообразования на глубинах 6-9 км происходит образование метана.
На самом деле есть еще один интервал газообразования, практически у самой поверхности земли происходит образования метана биогенного происхождения. Он даже может образовывать (и делает это) залежи, и в некоторых странах эти залежи даже разрабатываются.
После синтеза капельной нефти или свободных пузырьков газа, углеводородные флюиды стремятся покинуть нефтематеринские пласты. При этом миграция нефти и газа возможна как в вышележащие, так и в нижележащие породы, что определяется только наличием путей миграции – проницаемыми частями разреза.
Как показывает практика геологоразведочных работ, если у образовавшихся углеводородов нет путей оттока из нефтематеринской толщи, то месторождение будет сформировано на месте образования. Характерными признаками таких залежей являются аномально высокие пластовые давления и температуры, и высочайшие дебиты скважин. Поэтому из скважины в случае бурения будет хлестать нефть под очень большим давлением.
Одним из примеров залежей нефти прямо в материнской толще служит нефтяная залежь Салымского месторождения, приуроченная к нефтематеринской баженовской свите. Залежь экранирована снизу и сверху глинистыми покрышками, поэтому нефть не смогла мигрировать. Для залежи характерны аномально высокое пластовое давление и температура, а также высокие, но быстро снижающиеся дебиты нефти. Фильтрационно-ёмкостные свойства обеспечиваются трещинами, образовавшимися в результате нефтегенерации.
В случаях, когда в разрезе есть проницаемые зоны, нефть и газ мигрируют по ним до попадания в ловушку.
Ловушка
Ловушка для углеводородов представляет собой всего лишь сочетание трёх составляющих:
- наличие коллектора, т.е. пород с удовлетворительными фильтрационно-ёмкостными свойствами, обеспечивающимися наличием открытой пористости или трещиноватости;
- наличие покрышки или флюидоупора, т.е. пород с низкой проницаемостью, на много порядков ниже, чем у коллектора;
- покрышка должна залегать над коллектором и вместе они должны образовывать купол, под сводом которого и будут скапливаться углеводороды; либо коллектор должен иметь форму утончающегося вверх клина или массивного блока, окруженного со всех сторон, кроме нижней, слабопроницаемыми породами.
Коллекторами могут служить любые породы, если они обладают достаточной пустотностью: будь то пористость, трещиноватость или сочетание данных характеристик.
Покрышками служат недоуплотнённые глинистые породы или соли. Остальные литологические разности, как правило, нарушены вертикальной трещиноватостью и эффективными флюидоупорами служить не могут.
На фильтрационно-ёмкостные свойства коллекторов и эффективность покрышек, как и на нефте- и газообразование, влияют скорость погружения, давление, температура и возможность оттока флюидов под действием этих факторов.
Таким образом, если известно, что в разрезе имеются регионально выдержанные потенциально нефтематеринские породы, прошедшие какую-то из фаз нефтегазообразования или находящиеся в одной из этих фаз, то при наличии хороших ловушек есть шанс найти месторождение нефти или газа.
Методики для оценки нефтегазоматеринского потенциала и зрелости органического вещества разработаны еще в прошлом веке. Оценить коллекторские свойства потенциальных резервуаров не сложно по данным бурения либо по выходам пород этих резервуаров на поверхность. На окраинах осадочных бассейнов такие выходы обязательно есть.
В последние годы для оценки коллекторских свойств все чаще пытаются использовать сейсморазведочные данные.
С поиском и оконтуриванием ловушек также справляется сейсморазведка.
Но будет ли ловушка ловушкой? Насколько эффективна покрышка, которая должна препятствовать расформированию залежи?
Нередко бывает так, что ловушка, найденная по данным сейсморазведки, действительно существует. У этой ловушки и резервуара удовлетворительные фильтрационно-ёмкостные свойства, есть следы пребывания в ловушке углеводородов. Но залежи нет – расформировалась. Потому что покрышка не смогла обеспечить сохранность содержимого.
Самая сложная задача на данном этапе развития геологоразведки – это оценить степень эффективности покрышки.
Возможно ли это?
Возможно. И зависит от литологического состава флюидоупоров – соли или глинистые покрышки. С солями все достаточно просто, они хорошо видны по данным сейсморазведки и практически не теряют своих свойств.
Прогноз качества глинистых покрышек возможен на основе геологического анализа и требует достаточно большого объёма данных, получаемых при бурении скважин.
Первоначальная версия статьи сделана три года назад по заказу @ksantoprotein для сообщества @vp-cosmos
Ознакомиться с первоначальной (несколько более наукообразной, несуразной и засушенной, зато с картинками) версией можно здесь: https://golos.id/vp-cosmos/@vp-cosmos/neft-i-gaz-v-nedrakh-zemli?invite=pohja