Нефтегазовая геология

 

 

Теория углеродного коэффициента для поисков нефти и газа

 

Степень слабого метаморфизма¹ определенных осадочных пород, мерилом которой является карбонизация включенных в них углей, была использована как показатель характера нефтей и газов, содержащихся в этих породах. Такой метод, который, как полагали, дает правильные результаты, получил название теории углеродного коэффициента. Наибольшее развитие эта теория получила в работе Уайта [2], вышедшей в свет в 1915 г., хотя основные ее идеи обсуждались еще со времени, когда была пробурена скважина Дрейка [3].

 

Теория углеродного коэффициента, в том ее аспекте, который применяется для региональных поисков нефти и газа, утверждает, что для территорий, характеризующихся слабым метаморфизмом [катагенезом] осадочных пород и развитием бурых лигнитовых углей, свойственны нефти высокого удельного веса. По мере повышения давлений и температур процентное содержание связанного углерода увеличивается, сорт углей улучшается, а нефть становится более легкой. На территориях, где распространены битуминозные угли [по американской терминологии, весьма неудачной, они отвечают углям «Д», «Г» и «Ж» по обозначениям, принятым в советской литературе], можно ожидать встретить только

 

¹Дав относительно правильное определение термина «метаморфизм», автор стал применять его неправильно к признакам, предшествующим собственно метаморфизму. Правда, он говорит о малом, низком или слабом (low-grade, little) метаморфизме, но только вначале, а затем оговорок не делает. Другие американские авторы предпочитают говорить о диагенезе, понимая его неоправданно широко (так употребляет этот термин применительно к другим породам и А. Леворсен), или об эометаморфизме (новый термин К. Ландеса) и т. д. Правильнее говорить о катагенезе. Эта стадия литогенеза сменяет диагенез примерно тогда, когда торф превращается в бурый уголь; она завершается этапом, в котором ооганическое вещество утратило почти все летучие компоненты и превратилось в антрацит. Усиленная графитизация его - признак начала собственно метаморфизма (метагенеза). - Прим. ред.

 

газ и легкие нефти, а по мере увеличения степени метаморфизма [катагенеза] достигается граница, ниже которой встречаются лишь углеводородные газы. И, наконец, там, где каменный уголь представлен антрацитом, нельзя ожидать открытия промышленных скоплений ни газа, ни нефти.

 

 

 В целом проведенные исследования подтверждают представления об отсутствии промышленных залежей углеводородов на территориях, где каменные угли характеризуются высокой степенью метаморфизма [катагенеза]. Однако это общее правило имеет исключения; кроме того, необходимо отметить, что в районах, которые считаются неблагоприятными для поисков нефти и газа из-за высокой степени метаморфизма [катагенеза] имеющихся там углей, пробурено недостаточное количество глубоких поисковых скважин.

 

Углеродный коэффициент, характеризующий степень метаморфизма отложений, измеряется процентным содержанием связанного углерода в обезвоженной и беззольной части высушенного угля. Углеродный коэффициент вычисляется путем деления весового процентного содержания связанного углерода в общем анализируемом количестве каменного угля на сумму процентного содержания в нем связанного углерода и летучих веществ. Равные значения углеродного коэффициента, нанесенные на карту, соединяются линиями, называемыми изокарбами. Такие карты построены и опубликованы для многих регионов [4]. Они основаны на анализах беззольной части каменного угля, но влага наряду с летучими веществами входила в эти анализы как составная часть угля [5].

Соотношение между содержанием связанного углерода в обезвоженных каменных углях, с одной стороны, и наличием нефти и газа, с другой, было показано Фуллером [6] в виде следующей таблицы.

Углеродный коэффициент (по поверхностным данным), %:

Содержание нефти и газа

больше 70

За редкими исключениями нефть и газ отсутствуют

65-70

Обычно наблюдаются слабые проявления и мелкие скопления. Промышленные залежи отсутствуют

60-65

Промышленные залежи редки, но нефть в них исключительно высокого качества. Довольно часто скважины дают газ, но обычно из небольших непромышленных залежей

55-60

Преимущественно легкие нефти и газ месторождений в Аппалачах

50-55

Преимущественно нефти средней плотности из месторождений Огайо и Индианы, а также региона Мид-Континент

Меньше 50

Тяжелые нефти побережья Мексиканского залива, а также нефти в неконсолидированных отложениях третичного и другого возраста

 

Поскольку теория углеродного коэффициента имеет самое близкое отношение к проблеме поисков промышленных скоплений углеводородов, ей было посвящено большое количество исследований. В результате первоначальные представления были значительно модифицированы. Против теории было выдвинуто много возражений, касающихся главным образом точности измерения углеродного коэффициента, но отчасти также и интерпретации этих измерений, причем сомнению подвергалось и значение углеродного коэффициента как показателя степени метаморфизма пород, и его роль в выборе направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ.

В основе некоторых возражений против теории углеродного коэффициента лежит несогласие с методами отбора образцов угля и их анализа. Вкратце они сводятся к следующему:

¹Обычно анализируемые образцы не отражают действительные свойства угля. Эти образцы отбираются либо из угольных пластов, характеризующихся различными стадиями выветривания, либо из отдельных прослоев внутри угольного пласта. Кроме того, если образец немедленно после отбора не помещается в герметически закупоренный контейнер, начинается его выветривание. В итоге анализируемый образец может существенно отличаться от коренной породы в недрах, причем результаты полученных анализов в разных лабораториях также различны. Правильную интерпретацию результатов исследований можно ожидать только в том случае, если сами эти анализы выполняются по одинаковой или сходной методике.

 

При строгом подходе теория углеродного коэффициента требует сравнения безводных и беззольных компонентов каменных углей. Первоначально полагали, что всякое присутствие влаги в образце случайно и она не является составной частью угля. Однако в настоящее время считают, что некоторая часть влаги все же представляет собой действительный компонент угля [7] и что для измерения процентного содержания связанного углерода влага столь же важна, как и имеющиеся в угле летучие вещества. Особенно большое различие в результатах анализов, произведенных по этим двум методикам, отмечается для углей из третичных отложений. Процентное содержание связанного углерода заметно выше при его определении на безводную и беззольную часть угля; для некоторых слабометаморфизованных углей, например, оно выше в два раза.

Многие из составленных ранее карт изокарб (линии равных углеродных коэффициентов) строились по данным о величине углеродного коэффициента не для одного и того же угольного пласта на различных участках его развития, а для любых углей, обнару­женных в регионе. В результате на таких картах сопоставлялись данные о более древних и более глубокозалегающих углях с данными о более молодых углях. То обстоятельство, что по краям бассейна обнажаются более древние угольные пласты, которые, как можно ожидать, должны характеризоваться большими значениями углеродного коэффициента, во внимание не принималось. В Аппалачском регионе, например, содержание связанного углерода увеличивается на 0,69 на каждые 100 футов при движении вниз по стратиграфическому разрезу [8]. Это означает, что углеродный коэффициент более древних угольных пластов, глубоко погружавшихся на протяжении своей геологической истории, а ныне выведенных на поверхность вдоль восточной границы региона, значительно выше, чем, более молодых углей, распространенных западнее. Как более древние, так и молодые угольные пласты, по-видимому, испытали здесь приблизительно одинаковые тектонические деформации. Поэтому при сравнении этих углей скорее выявляются первичные различия в их составе и различия в условиях и глубине их захоронения.

Таким образом, различия в методах определения углеродного коэффициента могут оказаться весьма значительными и привести к ошибочным выводам. Это можно установить по максимально возможным отклонениям углеродного коэффициента от нормы, достигающим следующих величин: из-за ошибок при отборе образцов угля, при взятии образцов из пластов, подвергшихся выветриванию и т.д. ‑ 15%; из-за ошибок при нестандартных методах анализов углей ‑ 20%; из-за различия результатов при анализе безводных углей и углей, содержащих влагу, ‑ 50% [9].

Основная слабость теории углеродного коэффициента заключается в предположении, что изменения в процентном содержании связанного углерода отражают различия в степени метаморфизма [катагенеза] пород рассматриваемой территории. Если это главное в теории предположение ошибочно, тогда совершенно неправильным оказывается и заключение, что почти полное отсутствие нефти и газа в регионе находится в прямой связи с высокими значениями углеродного коэффициента. Вот некоторые из возражений, выдвигаемых против этого основополагающего предположения.

Если причину более высоких значений углеродного коэффициента не связывать с метаморфизмом осадочных образований, то колебания этих значений, как можно полагать, должны обусловливаться первичными факторами - различиями в составе органического вещества, отлагавшегося на отдельных участках, или различиями в обстановке осадконакопления. Некоторые угли первоначально отличались большим процентным содержанием водорослевого материала, пыльны и спор или древесного материала по сравнению с другими. Характер первоначально содержавшегося в угле органического вещества мог изменяться от района к району в пределах одной и той же угленосной формации, что определялось особенностями седиментационной обстановки. Эти различия в первичном органическом веществе, вероятно, могли обусловить разную степень его карбонизации при одинаковых температурах и давлениях. Подобная же аргументация применяется и в отношении потенциально нефтегазоносных отложений: утверждение, что с увеличением углеродного коэффициента пористость и проницаемость пород снижаются, в общем совершенно справедливо, однако причину этого часто следует искать также в первичных факторах, а не во вторичных.

Степень метаморфизма [катагенеза] пород при одинаковых температурах и давлениях будет различна в разных отложениях. Отложения, содержащие даже небольшие количества сравнительно неустойчивых минералов, таких, как некоторые глинистые минералы и карбонаты, обладают при деформациях большей пластичностью и, следовательно, в большей степени теряют свою пористость и проницаемость, чем отложения, целиком образованные устойчивыми минералами, например кварцем. Компетентность угленосных и связанных с ними нефтегазоносных формаций может быть, таким образом, совершенно различной. Поэтому степень метаморфизма [катагенеза] углей не может служить достаточно надежным показателем метаморфизма залегающих по соседству с ними пород-коллекторов.

3.         Если при метаморфизме [катагенезе] под влиянием высоких температур и давлений низкокачественные нефти или первичный органический материал превращаются в высококачественную нефть, то в породах должны оставаться следы этого процесса, в виде асфальта и кокса [10]. [Это устаревшее представление не может серьезно приниматься во внимание]. Такое заключение, по-видимому, может быть принято без каких-либо особых доказательств, поскольку в процессе перегонки нефти на всех стадиях остаются более тяжелые ее компоненты. Поскольку такие остаточные продукты нефти в породах не устанавливаются, можно полагать, что процесс медленной перегонки не играл существенной роли. [Всегда остается кероген]. Нельзя, однако, исключать возможность того, что в породах присутствуют только микроскопические количества остаточного «углеводородного вещества», трудно поддающегося определению. Было бы естественным ожидать, что если коллекторы располагались в зоне, характеризовавшейся высокими температурой и давлением, то легкие нефти и особенно газ должны были мигрировать из этой зоны в на­правлении движения пластовых вод на территорию с более низким уровнем потенциальной энергии, оставляя в породах свои тяжелые компоненты. Однако, согласно теории углеродного коэффициента, газ приурочен именно к районам, для которых свойственны наиболее высокая степень метаморфизма пород и, вероятно, наиболее высокие температуры и давления.

4. Хилт [11] в 1873 г. впервые пришел к заключению, что в серии угольных пластов степень карбонизации [углефикации], как правило, увеличивается по мере перехода к стратиграфически более древним горизонтам разреза. Правильность этого вывода была подтверждена при изучении угольных месторождений всего земного шара, благодаря чему он получил название закона Хилта. Степень углефикации увеличивается в среднем на 0,7 на каждые 100 футов разреза. Таким образом, во многих случаях значение углеродного коэффициента, полученное при изучении углей, залегающих на поверхности, не будет соответствовать величине этого коэффициента на глубинах в тысячи футов, т. е. там, где коллекторы могут быть промышленно нефтегазоносными. Как отметил Расселл [12], нефти, связанные с известняками в Кентукки, а также, вероятно, и многие другие нефтяные залежи приурочены к коллекторам, для которых характерна столь же высокая степень метаморфизма [катагенеза], как и для пород, включающих угли с чрезвычайно большим углеродным коэффициентом. Такие породы, согласно теории углеродного коэффициента, не должны были бы содержать никаких углеводородов, кроме газа. Поэтому для определения степени метаморфизма [катагенеза] коллекторов следует изучать угли, приуроченные к слоям, стратиграфически примерно одновозрастным перспективно нефтегазоносным горизонтам [8]¹.

5. Другая возможная причина некоторых кажущихся необъяснимыми колебаний величины углеродного коэффициента связана с изменениями проницаемости пород, включающих угольные пласты. Чем выше проницаемость таких пород, тем более благоприятны условия для миграции из углей их летучих компонентов. Различия в величине углеродного коэффициента, таким образом, могут отражать не столько степень метаморфизма, сколько разную проницаемость вмещающих пород.

6. Уайт полагал, что давления, обусловливающие метаморфизацию пород, вызываются тангенциальными силами, проявляющимися в результате складкообразования и диастрофизма. Большинство же более поздних исследователей пришли к выводу, что величина углеродного коэффициента зависит от глубины захоронения рассматриваемых пород [13]. Этот последний вывод находится в полном согласии с законом Хилта. Однако Хендрикс, тщательно изучив распределение углеродных коэффициентов в углях Арканзаса и Оклахомы [14], заключил, что содержание связанного углерода непосредственно определяется структурными деформациями региона под влиянием давления, направленного с юга. Он установил, что степень углефикации, а следовательно, и величина углеродного коэффициента не связаны ни со стратиграфическим положением угольных пластов, ни с первоначальным составом углей. Такая интерпретация углеродных коэффициентов на этой территории все же недостаточно убедительна, так как изокарбы (линии равных углеродных коэффициентов) в гораздо большей степени параллельны изопахитам угленосной формации, чем простираниям надвигов.

Изложенный материал приводит нас к выводу, что на современном уровне знаний доказательства совместной метаморфизации нефти и углей не убедительны. Вероятно, существует какая-то региональная взаимосвязь между углеродными коэффициентами (особенно измеренными на основании анализов беззольных, но включающих влагу компонентов угля) и степенью метаморфизма [катагенеза] пород, вызванного нагрузкой вышележащих отложений, диастрофизмом или обоими этими факторами. На многих картах углеродного коэффициента его низкие значения строго приурочены к регионам, характеризующимся слабой деформированностью и незначительной мощностью отложений, перекрывающих изученный угольный пласт. Но, несмотря на это, взаимосвязь между низкими значениями углеродного коэффициента и нефтью с достаточной определенностью показать не удалось. Справедливо также, что в районах, для которых свойственны высокие значения углеродного коэффициента, до настоящего времени обнаружено только очень немного залежей нефти и газа. Но такое положение может быть следствием крайне малого общего объема поискового бурения в этих областях, обусловленного нежеланием проводить работы на площадях с высокими углеродными коэффициентами.

¹Еще важнее, чтобы анализировались пробы углей и нефтяных горизонтов, залегающих на одинаковой глубине. - Прим. ред.

 

В заключение следует указать на существование ряда исключений из первоначального представления о том, что на площадях, характеризующихся высокими значениями углеродных коэффициентов, могут быть обнаружены только газовые, но не нефтяные залежи. Подобные исключения становятся особенно показательными, если попытаться применить закон Хилта к отложениям, которые перекрывают многие современные глубокозалегающие нефтяные залежи. Если бы вблизи этих нефтеносных горизонтов располагались угольные пласты, то во многих случаях они, по-видимому, отличались бы такими высокими значениями углеродного коэффициента, при которых, как полагают, уже не может происходить аккумуляция не только нефти, но и газа. По отношению к выбору объектов для разведочных работ это означает, что высокие углеродные коэффициенты, характерные для углей на какой-либо площади, не должны рассматриваться как достаточное основание для того, чтобы считать эту площадь непродуктивной. Как было уже показано, существование относительно высоких температур и давлений не следует принимать за фактор, несовместимый с аккумуляцией нефти и газа, поскольку они могут быть обусловлены причинами, не влияющими на процессы аккумуляции.

 

 

К содержанию: Леворсен: ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

 

Смотрите также:

 

ГЕОЛОГИЯ. Учебник  Историческая геология  Геология полезных ископаемых  Месторождения ископаемых