ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗА

Мировые запасы газа по возрасту газосодержащих горных пород распределяются примерно так же, как и запасы нефти:

    - отложения палеозоя – около 15 %,

    - отложения мезозоя – около 75 %,

- отложения кайнозоя – около 10 %.

Месторождения палеозойских толщ. За рубежом в палеозой­ских отложениях сконцентрированы газовые месторождения Цен­трально-Европейского нефтегазоносного бассейна, расположенного на севере Европы: на шельфе и побережьях Балтийского и Северного мо­рей. В пределах бассейна находится крупнейшее месторождение газа Западной Европы – Гронинген (Слохтерен), которое приурочено к песчаникам цехштейна (верхняя пермь) и красноцветным отложениям нижней перми в северной части Нидерландов.

В России к карбонатно-галогенным отложениям среднего кар­бона – нижней перми приурочены Оренбургское и Астраханское газоконденсатные месторождения Прикаспийского бассейна. Оренбург­ское месторождение представляет собой массивную залежь высотой до 700 м с первоначальными запасами газа порядка 1650 млрд. м³, распо­ложенную на глубине 1600 – 1750 м и протягивающуюся в длину на 100 км при ширине 22 км вдоль валообразного поднятия. Коллектора­ми являются сульфатно-карбонатные породы, а экраном – соли. Газ содержит 81,5 – 88,0 % метана, 3,1 – 5,4 % этана, 1,9 – 9,2 % бутана и более тяжелых углеводородных газов, 2,5 – 8,8 % азота, 1,3 – 4,5 % сероводорода и 60 – 75 см³/м³ конденсата.

Месторождения мезозойских толщ. За рубежом с мезокайнозойскими отложениями связаны крупные газовые месторождения Туркменистана (Газли) (Каракумский бассейн), месторождения Сау­довской Аравии (бассейн Персидского залива) и др.

С мезозойскими терригенными отложениями верхнего мела свя­заны уникальные и крупнейшие по запасам месторождения России, расположенные на севере Тюменской области: Уренгойское, Заполяр­ное, Ямбургское и Медвежье.

Уренгойское месторождение приурочено к структуре длиной 140 и шириной 50 км, в своде которой на глубине 1080 м залегает ос­новной продуктивный горизонт мощностью до 218 м. На глубине 3015 – 3030 м расположен второй продуктивный горизонт. Абсолютный свободный дебит газа на месторождении составлял 800 тыс. м³ в сутки, газоконденсатный фактор – 200 см³/м³.

Месторождения кайнозойских отложений. Газовые месторождения, локализо­ванные в кайнозойских отложениях, расположены в основном в тех же провинциях, что и рассмотренные выше нефтяные месторождения от­ложений указанного возраста.

Миграция нефти и газа

    Нефть и газ в начальной стадии своего образования находятся в рассеянном состоянии в глинистых и карбонатных породах. В процессе диагенеза и катагенеза вода из уплотняющихся пород отжимается, захватывая с собой нефть и газ. Рассеянные в породах нефть и газ находятся в этой воде во взвешенном состоянии в виде микроскопических частиц или растворены в ней. Далее для последующего движения нефти и газа необходимо действие внешних геологических сил.

Миграция нефти и газа – перемещение нефти и газа в земной коре в различном агрегатном состоянии. Основными факторами миграции нефти и газа являются сила тяжести, градиенты давления, температура и концентрация углеводородов.

Роль и сила воздействия перечисленных факторов определяется конкретными свойствами геологического пространства и длительности их воздействия. Различают первичную и вторичную миграции.

1) Первичная миграция – это процесс перемещения углеводород из нефтематеринских толщ в породы – коллекторы.

2) Вторичная миграция – это внутри – и межформационное перемещение углеводородов по породам – коллекторам: разрывным нарушениям, трещинам, поверхностям стратиграфического несогласия и т.д. (рис.27).

Рис 27. Схема формирования скоплений нефти и газа:

1 – глинистые породы, 2 – коллектор, 3 – залежь нефти; направление миграции углеводородов: 4 – первичной, 5 – вторичной,

6 – тектонический экран.

Углеводороды могут перемещаться:

1) вместе с водой в водорастворенном состоянии;

2) в фазово-обособленном, свободном состоянии путем диффузии;

3) в состоянии газоконденсатных растворов.

ФАКТОРЫ ПЕРВИЧНОЙ МИГРАЦИИ

Современно представление о факторах первичной миграции и состоянии мигрирующих  углеводородов.

1. Образовавшиеся в стадию диагенеза углеводороды выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погружением пород углеводороды все более нагреваются. Повышение температуры обуславливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению.

2. Движение углеводородов может активизироваться в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится ими из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных углеводородов в виде газового раствора доказана экспериментально.

3. Явление диффузии (переноса) – реальный фактор первичной миграции. Под диффузией подразумевается взаимное проникновение молекул одного вещества в другое вследствие разности концентрации и стремления выравнить их.