Neftrus.com

Несмотря на то, что месторождения нефти и газа распределены неравномерно, имеются определенные закономерности в их распределении в земной коре.

1. Существует вертикальная, глубинная зональность нефти и газа. Впервые ее установил В.А.Соколов в 1948 г. Сверху вниз он выделил четыре зоны по характеру биохимических процессов превращения органического вещества и образования углеводородов.

I зона – 0,0 – 50,0 м. При глубине погружения до 50 м происходят только биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадочных отложениях, с выделением газообразных продуктов.

II зона – 50-1000 м. При погружении отложений от 50 м до
1000 м биохимические процессы постепенно затухают, сменяются процессами гидрогенизации и термокатализа.                                             

III зона – 1000-6000 м. При глубине погружения от 1000 м до 6000 м, активно развиваются термокаталические процессы превращения органического вещества, в результате которых образуются углеводороды нефти и газа.

IV зона – более 6000 м. При глубине погружения более 6000 м, где температура достигает 200°С и выше, обнаруживаются только газовые месторождения.

По заключению В.А.Соколова залежи нефти распространяются лишь до глубины 5-6 км, глубже обнаруживаются только газовые залежи, причем он считает, что главную роль играет температура.

Американский ученый Г.Хадсон в 1960 г. обобщил материалы по распределению залежей углеводородов в Пермском бассейне США, отчасти в бассейне Мексиканского залива, и пришел к выводу, что глубже 2-3 км резко сокращается количество залежей нефти, а на глубинах свыше 6000 м встречаются только газовые залежи. Он также установил, что с глубиной размеры залежей нефти и газа уменьшаются, значит, запасы тоже уменьшаются.

Таким образом, идеальная схема вертикальной зональности размещения залежей нефти и газа выглядит следующим образом: верхняя зона сухого газа → зона нефти с растворенным газом и газовыми шапками, газоконденсатом → зона газоконденсата → нижняя зона сухого газа. В реальной природной обстановке эта модель редко встречается, потому что под действием различных процессов такая зональность затушевывается, ее черты стираются. В целом же глубинная, вертикальная зональность месторождений нефти и газа подтверждается.

2. По нефтегазоносным бассейнам мира наблюдаются некоторые закономерности изменения свойств нефти и газа по разрезу, глобального значения. Общая закономерность в том, что в верхних частях разреза плотность нефти (уд.вес) увеличивается под влиянием гипергенеза.

3. Наблюдается латеральная зональность распределения месторождений нефти и газа. Она выражается в преимущественной нефтеносности одних бассейнов или их частей и газоносности других.

Например, в Западно-Сибирском бассейне центральная и южная части нефтеносны, северная часть – газоносна.

4. Установлены некоторые закономерности в распределении нефтегазоносности в стратиграфическом аспекте.                                          

Запасы нефти и газа мира по возрасту вмещающих пород распределены следующим образом, в %:

.                                                            Нефть                        Газ

Кайнозой                                                 20%                         9%

Мезозой                                                   68%                        60%

Палеозой + докембрий                            12%                        31%

В целом доминирующий комплекс на земле – мезозойский.
В мезозойских отложениях находятся залежи бассейнов Мексиканского залива, Северного моря, почти все месторождения Западной Сибири. Запасы отложений мезозоя значительно превосходят запасы отложений кайнозоя и палеозоя. Некоторая увеличенная доля запасов нефти в отложениях кайнозоя связана с гигантскими месторождениями Маракаибского бассейна, отчасти Персидского залива. Палеозойские отложения нефтеносны на древних платформах.

В мезозойских отложениях главные нефтегазоносные комплексы -это юрский и меловой.

Распределение запасов месторождений по геоструктурным элементам следующее: платформы содержат 90% нефти и 66% газа.

Интересно распределение ресурсов нефти и газа в морских (подводных) и континентальных фациях.



.                                           Нефть, %                     Газ, %

Морские                                     24,0                              6,8

Мелководно-морские                24,4                              11,0

Прибрежные                              38,9                             5,4

Переходные                               12,1                              1,7

Континентальные                      0,6                               75,1

Высокая доля запасов нефти и газа в мезозойских и кайнозойских отложениях объясняется тем, что начиная с каменноугольного периода, в связи с массовым развитием высшей наземной растительности, произошел качественный скачок в процессах накопления органического вещества в сторону увеличения.

Таковы некоторые закономерности распределения нефти и газа в земной коре.

Некоторые исследователи объясняют латеральную зональность в размещении месторождений нефти и газа с принципом их дифференциального улавливания в процессе струйной миграции. Авторы этой теории дифференциального улавливания углеводородов – канадский ученый В. Гассоу и русский учёный С.П.Максимов.

Сущность теории дифференциального улавливания углеводородов заключается в следующем.

При региональном подъеме пласта, вдоль которого расположены структуры одна выше другой, но с прогибом между ними, в первой, более глубоко погруженной ловушке будет скапливаться газ, нефти не будет.

Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение первых двух ловушек, то в следующей, третьей, более высоко залегающей, скопится нефть или нефть с газовой шапкой. В следующей ловушке выше скопится чистая нефть с растворенным газом. Если вся нефть будет израсходована, то последующие ловушки на пути движения будут заполнены водой. Все это происходит там, где пластовое давление ниже давления насыщения газом. Если же давление насыщения газом будет меньше пластового давления (или пластовое давление больше давления насыщения), то разделения нефти и газа в ловушках не произойдет. В этом случае самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным газом. При дальнейшей миграции по цепочке постепенно повышающих ловушек нефть попадет в область, где пластовое давление будет меньше давления насыщения газом, тогда газ будет выделяться и будут либо газовые шапки, либо чисто газовые залежи, затем выше – нефть с газовой шапкой и так далее, т.е. самые погруженные ловушки будут с нефтью, средние – газом или нефтью с газовой шапкой, выше по ре­гиональному подъему пласта ловушка снова будет заполнена нефтью с повышенной плотностью, а самые верхние ловушки заполнены водой (рис. 5.16).

Р и с. 5.16. Схема дифференциального улавливания нефти
по С.П.Максимову (1954 г.)

Такое распределение залежей нефти и газа встречено во многих районах, у нас и за рубежом, но есть ученые, которые не разделяют универсальность этого принципа. В действительности процесс происходит в сложных условиях, и отклонения от этой схемы есть. Максимов склонен рассматривать отклонения от этой схемы как результат последующих изменений геологических условий.

При миграции могут не только образовываться залежи нефти и газа, но и разрушаться за счет диффузии, внерезервуарной фильтрации, внутрирезервуарной фильтрации и др.