Нефть и газ в недрах Земли

имеется везде. Но не всегда данных ресурсов там достаточно, чтобы начать экономически целесообразную добычу.

Для образования залежей нефти и газа 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;

- нужна так называемая "ловушка" - это то место, где могли бы скапливаться нефть и/или газ.

Материалом для нефтегазогенерации является органическое вещество. Как правило, основные источники свободных углеводородов в разрезе – это толщи кремнисто-глинистых пород, осадконакопление которых происходило в спокойных условиях на океаническом дне и, надо отметить, очень медленно. В таких условиях основным осаждающимся материалом был отмерший планктон, нектон и бентос.

Характерными примерами подобных нефтегазовых месторождений можно назвать баженовскую свиту Западной Сибири, доманиковый горизонт Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, свиту диктионемовых сланцев в ордовикских отложениях Русской платформы.

01

Чтобы из органического вещества нефтематеринских пластов образовались нефть или газ, оно должно «созреть» в подходящих термобарических условиях. Это происходит при постепенном погружении пластов грунта к недрам Земли и воздействии на них большого давления при высоких температурах.

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.

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.

02

Одним из примеров залежей нефти 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 представляет собой 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 кернового материала и каротажа, т.е. бурения.

автор @pohja, вычитка ФилФак, редактура @ksantoprotein, команда @sci-populi