Значения мощностей, приведенные в табл. 2, естественно, не претендуют на большую точность, но они дают представление о порядке глубин, на которых образуются нефть, газ и их залежи. В действительности истинные значения мощностей могут быть меньше, так как при исследованиях обычно определяется верхняя стратиграфическая граница, выше которой сформировавшиеся структуры оказываются непродуктивными. Поэтому процесс образования нефти закончится несколько раньше, т. е. при меньшей мощности осадков, покрывающих продуктивные слои. С другой стороны, мощности отложений определяются по данным бурения скважин, расположенных обычно в пределах антиклинальных структур, валов и крупных приподнятых зон, тогда как па глубоких погружениях и в окружающих впадинах мощности одноименных отложений, как правило, значительно больше. Например, нефть и газ в песчаниках живетского яруса Саратовского Поволжья связаны со стуктурами, сформировавшимися к концу франского века. Структуры, образовавшиеся в живетских отложениях позже франского века, непродуктивны. На своде крупного Степновского сложного вала (площадью 5000 км2) мощность отложений от кровли продуктивного песчаника в живетском ярусе (Д2-V) до кровли франского яруса составляет 300—500 м, однако в ближайших впадинах она увеличивается до 900—1200 м. Здесь же залежи в кыновско-пашийских отложениях связаны со структурными ловушками, сформировавшимися к началу каменноугольного периода, а структуры, образовавшиеся позже, непродуктивны. Мощность этого интервала на своде вала 350—650 м, а в ближайших впадинах увеличивается до 870—1900 м. Эти мощности отвечают времени окончания процесса формирования залежей. Естественно, что процесс образования нефти и газа закончился несколько раньше.
С. Ф. Федоров (1958) отмечал, что в районах Поволжья первичная миграция нефти начинается при мощности осадков 700 м, а, согласно исследованиям И. М. Губкина и А. Д. Архангельского, в Грозненском районе эта мощность близка к 750 м.
Н. Б. Вассоевич (1958) при изучении нефтегазоносности караганских слоев Терского передового прогиба пришел к выводу, что «Можно принять в качестве средней цифры для всего карагана 2000 м... Позволительно, значит, считать, что уже при такой глубине захоронения песчано-глинистых отложений с кларковым содержанием органического вещества может протекать процесс дозревания и эмиграции микронефти и образования залежей нефти в ловушках».
По мнению. A. JI. Козлова (1959), нефтяные залежи образуются, когда нефтематеринские свиты оказываются на глубине около 1500 м. Начало первичной миграции нефти и газа М. Ф. Два-ли (1967) относит ко времени погружения материнской толщи на глубину 1500—2000 м.
В результате более поздних исследований Н. Б. Вассоевич пришел к заключению, что главная фаза нефтегазообразования протекает в зоне среднего катагенеза при температуре 60°С и в интервале. глубин 1600—3500 м.
В различных нефтегазоносных областях мощности осадков, при которых образуются нефтяные и газовые залежи, будут, естественно, различны, так как каждая из этих областей может характеризоваться отличными геолого-геохимическими условиями образования нефти и газа. Так, Н. Б. Вассоевич (1958) отметил, что глубина, при которой нефть поступает в коллектор, зависит от «типа и количества органики в толщах, от физико-химических и физических свойств глин, от характера сочетания в разрезе глинистых (основных материнских пород) и песчано-алевритовых отложений».
В свете приведенных выше данных палеотектонический анализ позволяет сделать вывод, что представление о высоких давлениях и температурах, необходимых для образования углеводородов, в настоящее время должно быть признано несостоятельным.
Существует представление, что время образования нефтяных залежей можно определить но давлению насыщения. Так, У. К. Гассоу (1955) считает, что «давление насыщения, если им пользоваться с осторожностью и грамотно, является одним из наиболее точных методов определения геологического времени конечной стадии образования скопления нефти в определенной ловушке». Между тем, наблюдающиеся в нефтяных залежах в одноименных пластах различные давления насыщения в сводовых частях структур и вблизи контура нефтеносности или на отдельных тектонических полях не позволяют считать этот метод не только точным, но и вообще применимым для определения времени формирования нефтяных залежей.
Так, на одном из нефтяных месторождении Нижнего Поволжья (Соколовогорском) давление насыщения в нефтяных залежах изменяется следующим образом (табл. 3).
Давление насыщения в пласте Д2-V снижается от свода структуры к водонефтяному контакту, залегающему на абсолютной глубине —1950 м (табл. 4).
Пытаясь определить по давлению насыщения время образования залежей, мы, следуя данным табл. 3, должны сделать вывод, что в терригенном девоне на этом месторождении залежь образовалась вначале в пласте Д3-II, а затем спустя значительное время в залегающих стратиграфически ниже и выше пластах Д2-V у Д5-I, что трудно объяснимо.
В нефтяной залежи пласта Д2-V на Гуселском месторождении, расположенном всего в 3 км от Соколовогорского, давление насыщения составляет 5,2 МПа. Залежь подстилается пластовой водой, в связи с чем создались условия для проявления процесса окисления нефти, что и обусловило снижение давления насыщения до 5,2 МПа против 9,3 МПа в том же пласте па соседнем Соколовогорском месторождении. Если определять по этим значениям давления насыщения время аккумуляции нефти в залежах пласта Д2-V, то должны были бы сделать вывод о значительном разрыве во времени формирования нефтяных залежей в одноименных пластах рядом расположенных месторождений, что маловероятно.
В нефтяной залежи пласта Д2-IVа (терригенный девон) на Степновском месторождении (Нижнее Поволжье) давление насыщения па разных полях, отделенных друг от друга сбросом, изменяется от 95 до 24,5 МПа. И в этом случае значения давления насыщения привели бы нас к ошибочному выводу о разновременной аккумуляции нефти в соседних полях.
На Туймазинском месторождении давление насыщения нефти газом имеет максимальное значение (9,6 МПа) в сводовой части структуры и минимальное (8,22 МПа) в краевой части залежи, что объясняется окислительными процессами в водонефтяной части залежи, влияющими на количество растворенного газа и на давление насыщения (Мелик-Пашаев, 1959).
Давление насыщения в залежи пласта нашинского горизонта Султангуловского месторождения, залегающей на глубине 2280 м, изменяется от 5,03 МПа в сводовой части структуры до 7,3 МПа в приконтурной, что объясняется влиянием окислительных процессов в водонефтяной части залежи. На это указывает более окисленный характер нефти в приконтурных скважинах с наименьшим давлением насыщения (Свищев, 1963).
О возможности снижения давления насыщения вследствие подземного окисления говорит A. Л. Козлов (1959), который также считает, что уменьшение давления насыщения может происходить в результате «общего погружения и увеличения пластового давления».
Соотношение нефти и газа в залежах в течение длительного геологического времени может изменяться и в результате выделения газа из нефти (с образованием газовой шапки) при снижении давления в связи с общим воздыманием поднятия и последующим размывом осадков на своде, а также в результате явлений обратного испарения.
А. И. Чистовский (1969) подчеркивает, что «при определении времени формирования залежей нефти по давлению насыщения не учитывается:
- 1) возможность увеличения давления насыщения газом за счет растворения в нефти первоначально имеющихся газовых шапок;
- 2) фактор уменьшения газонасыщенности и давления насыщения нефтей за счет подземного окисления углеводородов, диффузии;
- 3) изменение коэффициента растворимости газов в нефти в зависимости от температуры; поэтому величина давления насыщения зависит от температуры».
Гипотеза У. К. Гассоу о том, что величина давления насыщения является одним из основных показателей при определении геологического времени окончания аккумуляции нефти в залежи, детально рассмотрена в статье М. Е. Хошкива (Hochkiw, 1970). Он считает возможным ее применение при наличии, по крайней мере, десяти условий:
- 1) очень малое количество свободного газа в ловушке во время аккумуляции;
- 2) после аккумуляции совершенно не было потерь газа из насыщенной и ненасыщенной нефти;
- 3) газ совершенно не привносился нефтью и не проникал в ловушку после окончания аккумуляции;
- 4) за все время после аккумуляции нефти, а также при изменении давления и температуры в резервуаре не происходило никаких существенных изменений химических или физических свойств нефти;
- 5) можно определить залегание перекрывающих пород для времени аккумуляции;
- 6) последующая эрозия не уничтожила ни малейшей части разреза, накопившейся к моменту начала аккумуляции нефти;
- 7) аккумуляция нефти происходила при давлении насыщения, равном давлению насыщения мигрирующей и аккумулирующейся нефти;
- 8) температура во время аккумуляции была та же, что и современная температура резервуара, и нет необходимости учитывать ее при расчетах;
- 9) во время аккумуляции нефти пьезометрическая поверхность находилась вблизи земной поверхности;
- 10) гидростатическое давление было единственным существенным давлением во время аккумуляции, а литостатическое и гидродинамическое давления отсутствовали или были незначительными.
Интерпретируя эти условия, М. Е. Хошкив отмечает, что легка ошибиться, если принять, что нефть аккумулировалась только в период, о котором сохранялись сведения в геологическом разрезе, перекрывающем продуктивную толщу. В принципе могут быть ловушки достаточно большие, чтобы сохранить расширившийся объем газа в периоды эрозии. Последующая седиментация может обусловить увеличение давления в резервуаре, вследствие чего нефть может оказаться насыщенной или ненасыщенной, не проявляя никаких признаков расширения.
В тех случаях, когда циркулирующие подземные воды, содержащие растворенный газ, приходят в соприкосновение с ненасыщенной нефтью, газ выделяется из воды и растворяется в нефти. В результате давление насыщения нефти повышается, что дает при расчете более позднее время аккумуляции, чем это была в действительности.
Давление насыщения меняется с температурой. Современные резервуары, содержащие ненасыщенную нефть, погребены глубже, чем в то время, когда они содержали нефть при давлении насыщения. Увеличение глубины захоронения приводит к увеличению температуры резервуара. Давление насыщения в современных резервуарах нефти определено при более высоких температурах, чем первоначальная температура насыщения, и поэтому оно будет завышенным. В связи с этим при вычислении получается более позднее, чем истинное, время насыщения ловушки.
Изменение состава углеводородов от более тяжелых к более легким компонентам обусловливает повышение давления насыщения и снижение температуры насыщения. Эти изменения мешают правильному определению времени миграции и аккумуляции. Если нефть аккумулировалась в условиях аномально низкого гидростатического давления и ее давление насыщения отражает существующее давление, вычисленное время аккумуляции будет более ранним, чем истинное время. Если аккумуляция происходила в условиях аномально высокого гидростатического давления, вычисленное время аккумуляции будет более поздним, чем истинное время.
В заключение М. Е. Хошкив пришел к выводу, что рассмотренный метод определения времени аккумуляции нефти по давлению насыщения требует слишком много допущении, чтобы быть достоверным.
Вопрос о возможности определения времени образования нефтяных залежей по давлению насыщения рассмотрен нами так детально в связи с тем, что, оперируя этими данными, можно прийти к принципиально неправильным выводам об очень молодом геологическом возрасте нефтяных месторождений. Этот вывод, кроме того, принимается за одно из доказательств миграции нефти в третично-четвертичное время и насыщения ею структур, независимо от времени их формирования. Однако, как было показано выше на многочисленных примерах, залежи нефти и газа образуются в различное геологическое время и для успешных поисков необходимо учитывать время образования структур.
К. В. Фомкин и Г. Т. Юдин (1961) предложили определять время формирования газовых залежей в сопряженных ловушках по давлению в газовой залежи в период перетока, исходя из предположения, что «...если вновь воссоздать существовавшие палео-гидродинамические условия в период перетока газа из нижележащих ловушек в вышележащие, т. е. создать условия давлении и температур во время формирования залежей, то наблюдаемые в настоящее время объемы газа должны увеличиться, что вызовет возобновление перетока газа.
На основании этих предположений можно ориентировочно определить давление, при котором происходили переток газа и полное заполнение нижней ловушки, а следовательно и глубину, на которой располагалась залежь в это время. Определение указанной глубины позволит, в свою очередь, перейти к оценке геологического времени формирования газовых залежей».
Пластовое давление в момент формирования залежей авторы предлагают определять по формуле
Определенное авторами по этой формуле время заполнения газом коллектора, приуроченного к верхней части нижнего мела на Челбасском поднятии, расположенном в платформенной части Краснодарского края, соответствует середине миоцена, а мощность осадков в это время составила 1650 м.
Описанный метод определения времени формирования газовых залежей базируется на двух предположениях.
1. Миграция газа была струйной и происходила только вдоль оси поднятий. Однако такая миграция не является единственно возможной. Если, например, оси антиклинальных структур ориентированы вкрест направления движения газа, то условия его аккумуляции в ловушках и время их заполнения будут существенно иными.
2. Переток газа из одной ловушки в другую происходит только в результате увеличения его количества. Однако переток может возникнуть и в связи с подъемом локальных структур, обусловленным региональными тектоническими движениями и приводящим к снижению давления в газовых залежах. Это может вызвать увеличение объема газа и обусловить его переток в соседнюю ловушку. Определение времени формирования газовой залежи по приведенной выше формуле в этом случае приведет к неправильному выводу о более молодом возрасте по сравнению с истинным временем ее образования.
Описанным методом определяется время перетока газа из образовавшейся ранее залежи после того, как структурная ловушка была заполнена им до структурного порога. Таким образом, мощность осадков, соответствующая геологическому времени образования первоначально сформировавшейся залежи, будет меньшей, чем определенная предложенной формулой.