Понятие о процессе метаморфизма

     1. Понятие о процессе  метаморфизма.

     Метаморфизм – это процесс преобразования горных пород под воздействием эндогенных факторов при сохранении твердого состояния.

     Процессу  метаморфизма подвергаются все группы пород – магматические, осадочные  и метаморфические, если они попадают в новые условия.

     Главными  факторами метаморфизма являются: температура, давление и химически активные вещества – растворы и газы. Рассмотрим их роль.

     Температура – влияет на: процессы минералообразования, скорость химических реакций, степень перекристаллизации пород. В условиях повышения температуры происходят такие эндотермические реакции как дегидратация и декарбонатизация. Например:

     Al₄[Si₄O₁₀] (OH)₈→2Al₂O[SiO₄]+4H₂O+2SiO₂

     каолинит  андалузит

     CaCO₃+SiO₂ → CaSiO₃+CO₂

     кальцит волластонит

     Повышение температуры ведет к образованию  более высокотемпературных минеральных  видов лишенных воды. Принимая во внимание, что метаморфизм протекает при  сохранении породами твердого состояния, можно считать, что температурный  диапазон определяется нижним температурным пределом в 300–400^о, а верхний – в 900–1000^о, т.е. температурой плавления наиболее распространенных горных пород.

     Давление  в эндогенных условиях может быть всесторонним и направленным.

     Всестороннее  давление определяется воздействием нагрузки вышележащих толщ, бокового давления соседних блоков и нижележащих слоев Земли. Поскольку величина двух последних (бокового и нижележащего) практически постоянна, то при рассмотрении процесса метаморфизма, учитывают воздействие давления вышележащих толщ или литостатического. Оно зависит от плотности вышележащих пород и от глубины. Так давление на глубине 10 км ~2700 атм, а на глубине 20 км® 5400 атм. Экспериментальные исследования показали, что давление при метаморфизме может достигать 25000 атм. Это объясняют тем, что кроме литостатического давления в процессе участвует и другой тип давления. Этот тип давления называют парциальным и связывают его возникновение с действием воды и газов, возникающих при дегидратации и декарбонатизации.

     Увеличение  давления способствует: образованию минералов с более плотной структурой и тем самым к уменьшению общего молекулярного объема и увеличению плотности, повышению температуры плавления минералов.

     Следствием  этого является образование пород  с однородной массивной текстурой.

     Направленное  давление (или стресс) возникает  в глубинах и причиной его возникновения, как правило, является перемещение  крупных блоков пород в земной коре. Это может быть движение магмы  или застывающего интрузивного тела. В толщах пород могут возникнуть трещины различной мощности и длины; и вдоль этих трещин блоки пород могут перемещаться друг относительно друга, что также приводит к возникновению однонаправленного давления. Результатом такого одностороннего воздействия является изменение и упорядоченность ориентировки минералов в породе – своей длинной осью или плоскостью спайности они располагаются перпендикулярно направлению давления.

     Кроме того, при перемещении блоков пород  происходит их локальное дробление  и перетирание до глинистого состояния  в пределах плоскости их перемещения. Возникают новые породы, которые состоят из обломков исходных пород, глинистого материала (или глинка трения) сцементированных минералами и минеральными агрегатами образовавшихся из растворов, циркулирующих в это время по трещинам и зонам дробления.

     Химически активные вещества – это вода и  углекислый газ. Они содержатся в  порах и межзерновом пространстве практически всех горных пород. В  меньшем количестве, по сравнению  с ними, в породах присутствуют: сероводород, фтороводородная и соляная кислота, азот.

     Источники химически активных веществ –  процессы дегазации в мантии, охлаждение магмы, процессы дегидратации осадочных  пород.

     В газово-жидком состоянии химически  активные вещества двигаются из областей с высокими температурами и давлением (и сами являясь носителями высоких t^o и P) в зоны с низким давлением и при этом:

     активно участвуют в преобразовании минералов и горных пород;

     повышают  поровое давление газов, которое снижает  растворимость минералов.

     Геологами было отмечено, что при наличии высоких температур и давления метаморфические процессы происходят слабо, если отсутствует движение химически активных веществ.

     Рассмотренные факторы метаморфизма, как правило, проявляются совместно. В тоже время, в разных геологических условиях каждый из факторов может быть главным, а другие играть подчиненную роль. По этим признакам, а также по масштабу проявления процесса выделяют типы метаморфизма.

     Типы  метаморфизма

     По  масштабу проявления выделяют региональный и локальный типы. По проявлению отдельных факторов выделяют:

     1. Изохимический (когда в результате  образования новых минералов  не изменяется валовый химический  состав пород) и аллохимический  или метасоматический (когда происходит  привнос одних элементов и  вынос других, т.е. изменяется  валовый химический состав вновь образованных пород).

     2. Динамометаморфизм – (синоним  катакластический или дислокационный) происходит в условиях преобладания  фактора направленного давления (стресса).

     3. Термальный – (или контактово-термальный) происходит как правило за счет тепла остывающего магматического расплава на контакте интрузивных тел с вмещающими их породами. При этом наблюдается температурная зональность – вблизи контакта с интрузивным телом образуются высокотемпературные минеральные ассоциации, а по мере удаления от контакта они сменяются низкотемпературными минералами. Такой тип метаморфизма наблюдается вблизи интрузий ультраосновного и основного составов, температура которых достигает 1200^о. Такие магмы практически не сопровождаются выделением химически активных веществ, поэтому метаморфизм пород – изохимический.

     Магмы среднего и кислого составов при  остывании выделяют флюиды или газово-жидкие химически активные вещества в нагретом состоянии. При таком воздействии  на горные породы происходит метасоматоз – это процесс метаморфизма горных пород, при котором решающим фактором является привнос и вынос химических компонентов. Следствием этого является изменение химического и минерального состава конечных продуктов процесса. Рассмотрим эти процессы на примере внедрения гранитной магмы в осадочную толщу, которая представлена слоями песчаников, алевролитов и известняков (плакат). Из приведенного примера видно, что кроме основных факторов метасоматоза, важное значение имеет состав исходной породы, который влияет на состав вновь образованной породы.

     Рассмотренные нами типы метаморфизма, как правило, охватывают небольшие участки линейной или линзовидной формы. Поэтому  их рассматривают как результат  локального метаморфизма.

     4. Региональный метаморфизм – происходит  в крупных блоках земной коры с участием всех основных факторов (т.е. температуры, давления и химически активных веществ). Температурный диапазон от 300^о до 1000^0, диапазон изменения давления от 2–5 тыс.атм. до 25000 атм. 

2. Гипотеза неорганического происхождения нефти

В 1805 г. знаменитый немецкий естествоиспытатель Александр фон Гумбольдт высказал предположение, что нефть образуется на больших глубинах в магматических породах. Он наблюдал, как нефть сочилась из таких пород в Южной Америке, Венесуэле. В 1866 г. французский химик Пьер Бертло обнаружил, что газ ацетилен (ненасыщенный углеводород) при низких температурах может переходить в тяжёлые углеводороды. На этом основании он сделал вывод о том, что так образовались углеводородные соединения метеоритов и что, по-видимому, подобное происхождение имеют углеводороды на других планетах. 
 
В 1877 г. на заседании Русского химического общества с изложением «минеральной» (карбидной) гипотезы происхождения нефти выступил Дмитрий Иванович Менделеев. Опираясь на конкретные геологические и химические факты, Менделеев писал: «...Образование нефти... более вероятно приписать действию воды, проникающей чрез трещины, образовавшиеся при подъёме гор, в глубь земли, до того металлысодержащего накалённого ядра земли, которое необходимо признать во внутренности земной... Можно полагать, что нефть там произошла при действии воды, проникшей чрез трещины пород при поднятии кряжей гор, ибо вода с углеродистым железом должна дать окислы железа и углеводороды». 
 
В последующие годы появилось немало других вариантов неорганической гипотезы происхождения нефти. В частности, в октябре 1899 г. на заседании Московского Императорского общества испытателей природы выступил с докладом геолог В.Д. Соколов. По его мнению, основной запас углеводородов Земля получила в начале своего развития, когда представляла собой очень разрежённую массу «паров и газов», в числе которых присутствовали и углеводороды. А по мере остывания и уплотнения земной коры парообразные углеводороды, поднимаясь из внутренней части Земли, «легко конденсировались в жидкие и твёрдые битумы, постепенно накоплявшиеся в поверхностных частях литосферы». 
 
В настоящее время споры о происхождении нефти поутихли. Однако вопрос этот далеко не праздный, т.к. от ответа на него зависит эффективность поисков нефтяных и газовых месторождений. 

3. Характеристика Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Тимано-Печорская  нефтегазоносная провинция в  настоящее время является одним  из основных регионов России, где неуклонно  происходит наращивание нефтегазового потенциала. Отметим, что только с 1988 по 1993г. здесь было открыто 62 месторождения с залежами нефти в верхнеордовикско-нижнедевонском, семилукско-турнейском и среднедевонско-нижнефранском нефтегазоносных комплексах, при этом 80 % прироста промышленных запасов нефти было получено из первых двух комплексов. Всего в провинции открыто 175месторождений нефти и газа ; из них только 24 находятся в промышленной разработке.

В результате многолетних  исследований, проводимых местными производственными  организациями (Ухтанефтегазгеология, Архангельскгеология, Печорагеофизика, Коминефть и др.) и коллективами научно-исследовательских институтов (ВНИГРИ, ТПО ВНИГРИ, Институт геологии Коми филиала, ИГиРГИ и др.), достигнут высокий уровень изученности рассматриваемой провинции, позволяющий вполне достоверно оценивать ее реальный нефтегазоносный потенциал.

Сотрудники ИГиРГИ принимали активное участие в  решении целого ряда вопросов. В  последние годы исследования были направлены на дальнейшее углубленное изучение и уточнение региональных и зональных тектонических и палеотектонических, литолого-фациальных и формационных, геохимических и термобарических критериев прогноза нефтегазоносности отдельных комплексов осадочного чехла. Были существенно уточнены региональные схемы стратиграфии и корреляции разрезов ряда продуктивных толщ (ордовикско-силурийской, девонской, особенно рифосодержащей верхнедевонской), проведен формационный анализ отложений всего осадочного чехла с выделением главных нефтегазосодержащих формаций. Большое внимание было уделено сравнительному изучению особенностей строения и нефтегазоносности карбонатных формаций верхнего девона -турне Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций, позволившему выявить между ними определенные черты сходства и различия и на этой основе провести типизацию развитых в этих комплексах органогенных построек.

Продолжались  геохимические и палеогеотермические  исследования, направленные на углубленное  изучение нефтегазогенерирующей способности  палеозойских пород в различных  тектонических зонах провинции, определение в них уровня термогенной зрелости рассеянного органического вещества с учетом реализации их нефтегазогенерирующего потенциала, а также на разработку критериев раздельного прогноза нефте- и газоносности территории с применением новых оригинальных методик.

Для южных районов  провинции, где основным объектом поисков  продолжают оставаться терригенные  отложения девона, и отмечается снижение эффективности поисково-разведочных  работ, выработаны зональные тектонические  и литолого-фациальные критерии прогноза их нефтегазоносности,

Обобщая результаты изучения проблемы закономерностей  размещения залежей нефти и газа в осадочном чехле Тимано-Печорской  провинции разных исследователей ,можно сформулировать следующие общие положения.

1. Тектоническая эволюция осадочного нефтегазоносного бассейна провинции тесно связана с развитием Уральской геосинклинали. Основные этапы его развития, подчеркиваемые региональными размывами и перерывами в осадконакоплении, достаточно хорошо согласуются с фазами активизации каледонского и герцинского циклов тектогенеза в Уральской геосинклинали. Каждому крупному этапу развития осадочного бассейна были свойственны свои типы структур. На доинверсионном (нижне-среднепалеозойском) этапе это рифтогенные структуры сложного строения, разделяющие крупные межрифтовые относительно стабильные блоки (палеосводы), на инверсионном (поздний карбон - ранний триас) -надрифтовые валы и мегавалы и изометричные впадины, наложенные на палеосводы, а на послеинверсионном - образование обширной Печорской синеклизы. Характерной чертой нефтегазоносного бассейна является широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности, охватывающий отложения от ордовика до триаса включительно.

2. Основная масса выявленных месторождений и залежей связана с четырьмя нефтегазоносными комплексами; верхнеордовикско-нижнедевонским карбонатным, среднедевонско-нижнефранским терригенным, верхнедевонско-турнейским и верхневизейско-нижнепермским карбонатными комплексами. В первых двух комплексах залежи контролируются регионально выдержанной глинистой кыновско-саргаевской покрышкой, а в последнем - глинисто-галогенной кунгурской покрышкой. Верхнедевонско-турнейский нефтегазоносный комплекс не имеет собственной региональной покрышки, и залежи в нем контролируются зональными и локальными глинистыми покрышками. Нефтегазоносность каждого из упомянутых комплексов обеспечивается как собственными нефтегазогенерирующими способностями, так и за счет вертикальных перетоков из нижележащих в вышележащие комплексы.

3. Большая часть разведанных запасов и прогнозных ресурсов нефти в провинции сконцентрирована в платформенной ее части, в тектонически подвижных зонах (Печоро-Колвинском авлакогене, Варандей-Адзьвинской структурной зоне и др.), формирование которых связано с древними рифтами, где оптимально сочеталось накопление нефтегазогенерирующих коллекторских толщ и покрышек с благоприятной термобарической обстановкой и крупными структурными ловушками.

4. Относительно стабильные области провинции (Хорейверская и Ижемская впадины, Омра-Лузская седловина) также играют существенную роль в процессах нефтегазонакопления, несмотря на отсутствие в их разрезах некоторых из основных нефтегазоносных комплексов (среднедевонско-нижнефранского в Хорейверской и Ижемской впадинах) и относительно слабое развитие крупных и контрастных валообразных поднятий. Однако последний неблагоприятный показатель в этих впадинах восполняется широким развитием рифогенных образований в верхнедевонско-турнейском комплексе, создающих ловушки углеводородов. В других нефтегазоносных комплексах стабильных областей - верхнеордовикско-нижнедевонском в Хорейверской впадине и среднедевонско-нижнефранском на Омра-Лузской седловине - залежи нефти и газа приурочены в основном к их окраинным зонам, на стыках с подвижными областями, где более четко проявляется структурный фактор (западный и восточный борта Хорейверской впадины, восточная и западная зоны Омра-Лузской седловины).

5. Одной из отличительных черт стабильных областей является их преимущественная нефтеносность, тогда как отдельным районам мобильных областей присущи как нефтеносность, так и газоносность в зависимости от степени проявления в них тектонической и палеогеотермической активности. Исключением является Варандей-Адзьвинская зона, где широко развиты нефтяные дегазированные залежи с повышенной плотностью нефтей.

Предуральский краевой прогиб, особенно его глубокопрогнутые центральная и внутренняя зоны, характеризуется  преимущественной газоносностью доорогенного (плитного) структурного этажа. Однако внешние зоны прогиба, наложенные на стабильные области Печорской плиты, могут рассматриваться как зоны нефтегазонакопления, где в менее жестком виде проявилась термобарическая напряженность.

Большую роль в  размещении залежей нефти и газа сыграл структурный фактор. Особенно резко он проявился в пределах подвижных областей провинции, где на месте глубоких грабенообразных палеопрогибов в заключительную фазу герцинского тектогенеза образовались крупные и высокоамплитудные валообразованные поднятия инверсионной природы- Колвинский и Печоро-Кожвинский мегавалы, Шапкина-Юрьяхинский и другие валы . Именно к структурам этого типа приурочена основная масса выявленных месторождений и залежей почти во всех нефтегазоносных комплексах, за исключением верхнедевонско-турнейского. При этом обращает на себя внимание многопластовый характер месторождений в этих зонах.

В карбонатном  комплексе верхнего девона - турне размещение залежей нефти контролируется главным образом формационным составом отложений. Большая часть выявленных залежей в этом комплексе связана с краевыми рифогенными образованиями, пересекающими все крупные тектонические элементы с юго-запада на северо-восток, а также с отдельными карбонатными банками и одиночными массивами в области развития некомпенсированной доманиковой впадины.

Важную роль в размещении залежей нефти и  газа играет и литолого-фациальный состав вмещающих отложений. Так, отложения  нижнего девона в составе верхнеордовикско-нижнедевонского  комплекса нефтеносны только в северо-восточных  районах Хорейверской впадины и  в Варандей-Адзьвинской структурной зоне, где они непосредственно перекрыты региональной кыновской покрышкой. В южной половине Хорейверской впадины нефтеносны отдельные горизонты чистых известняков и доломитов в макарихинской, сандивейской и веякской свитах нижнего силура, выходящие на поверхность предкыновского размыва . Большое влияние на формирование в них пород-коллекторов порово-кавернозно-трещинного типа оказали тектоническая раздробленность отложений и процессы размыва и выщелачивания. На отдельных месторождениях (Верхне-Возейское, Северо-Баганское) глубина развития коллекторов этого типа достигает 170 м. Напротив, в тех местах, где на поверхность предкыновского размыва выходят глинистые пачки карбонатов, залежи нефти в них отсутствуют даже при наличии благоприятных структурных условий.

Аналогичный характер развития коллекторов отмечается также  в нижнедевонских известняково-доломитовых  пачках, непосредственно выходящих  на поверхность предкыновского размыва  в Варандей-Адзьвинской зоне и  примыкающей к ней восточной окраине Хорейверской впадины.

В среднедевонско-нижнефранском  комплексе наблюдается определенная связь большинства месторождений, в том числе всех крупных, с  районами развития мощных толщ переслаивания  глинистых и песчаных пачек среднего девона в пределах грабенообразных палеопрогибов Печоро-Колвинского авлакогена, Мичаю-Пашнинского и Ухто-Ижемского валов. Однако в тех районах, где породы этого комплекса испытали палеопогружения на глубину более 5 км и высокие палеотемпературы, залежи в них редки или вовсе отсутствуют вследствие уплотнения песчаных пород и ухудшения их коллекторских свойств (северная часть Печоро-Колвинского авлакогена, а также большая северная половина Печоро-Кожвинского мегавала, Предуральский прогиб).

Весьма сложное  строение природных резервуаров характерно для доманиково-турнейского комплекса, что связано с резкой фациальной изменчивостью слагающих его отложений, сложным сочетанием мелководно-шельфовых образований, краевых рифовых построек, биогермных тел в терригенных и карбонатных клиноформах, одиночных карбонатных банок и массивов среди битуминозных доманикоидных фаций так называемой тройственной формации. Большинство залежей в этом комплексе располагается на юге и севере провинции в зоне краевых франско-фаменских рифов и изолированных карбонатных банок, обладающих большими объемами пород-коллекторов, экранированных зональными верхнефаменскими или нижне-среднефаменскими глинистыми покрышками.

Литолого-фациальный состав верхневизейско-нижнепермского комплекса также оказывает сильное влияние на характер размещения в нем залежей нефти и газа. По своему составу этот комплекс состоит из двух частей. Нижняя его часть, относящаяся к каменноугольной системе, отличается довольно выдержанным литолого-фациальным составом мелководных карбонатов, а верхняя часть - верхи карбона и низы перми – характеризуется резкой фациальной изменчивостью, сочетанием рифобанковых образований и депрессионных фаций, напоминающих строение верхнедевонской тройственной формации. В северной части провинции эти фации распространяются на обширных пространствах к востоку от западной границы Печоро-Колвинского авлакогена в сторону Предуральского прогиба и на север в акваторию Баренцева моря.

На юге провинции  залежи в этом комплексе, в основном, связаны с каменноугольными карбонатами  в краевом прогибе (газовые и  газоконденсатные) и, реже, с нижнепермскими мелководно-шельфовыми карбонатами  на Мичаю-Пашнинском валу. На севере провинции  западная граница промышленной нефтегазоносности комплекса совпадает с западной границей распространения депрессионных фаций сезымской свиты ассельско-сакмарского возраста. Все залежи здесь приурочены к валообразным поднятиям и заключены преимущественно в карбонатах среднего и верхнего карбона под сезымской и артинской зональными покрышками или в верхах карбона и нижнепермских рифобанковых постройках под артинской или кунгурской покрышкой. Именно благоприятное сочетание литолого-фациального состава отложений и высокоамплитудных валообразных поднятий обеспечивает высокую нефтегазонасыщенность этого комплекса в северной части провинции, где в нем сосредоточены основные разведанные запасы нефти и газа и все крупные месторождения.

В вышележащих  верхнепермском и нижне-среднетриасовом терригенных комплексах залежи нефти и газа распространены, в основном, в самых северных районах провинции и располагаются над залежами в карбонатном комплексе карбона - нижней перми, что дает основание рассматривать их как вторичные.

В настоящее время, когда достаточно четко проведено тектоническое и нефтегазогеологическое районирование провинции, выявлены практически все возможные нефтегазоносные комплексы в палеозойском чехле, опоискованы крупные структурные ловушки, актуальны вопросы разработки критериев зонального и локального прогноза и поисков средних и небольших по размерам сложнопостроенных ловушек, в том числе и неантиклинальных.

Принимая во внимание довольно высокую эффективность  поисков залежей нефти и газа в районах нефтедобычи или вблизи ранее открытых месторождений в предшествующие пять лет (1988-1993 гг.), основными направлениями для проведения поисково-разведочных работ в ближайшие годы целесообразно считать ареалы распространения главных осадочных комплексов с промышленной нефтегазоносностью с учетом выявленных в них закономерностей размещения залежей нефти и газа, плотности перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов, в том числе локализованной их части. При этом для выработки критериев зонального и локального прогноза нефтегазоносности в каждой перспективной зоне необходимо углубленное изучение типов и особенностей распространения пород-коллекторов, типов ловушек, времени их формирования и других важных показателей. 

4. Особенности разведки  газовых и газоконденсатных  месторождений. 
 

     1. Система разработки

Системой  разработки газовой  залежи (в технологическом значении этого понятия) называется комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа, конденсата и воды в пласте.

     Управление  процессом движения газа, конденсата и воды в пласте осуществляется посредством следующих технических мероприятий:

     А) определенного размещения рассчитанного  числа добывающих, нагнетательных и  наблюдательных скважин на структуре  и площади газоносности;

     Б) установления технологического режима эксплуатации скважин;

     В) рассчитанного порядка ввода  скважин в эксплуатацию;

     Г) поддержания баланса пластовой  энергии.

     Комплекс  исследовательских, профилактических и ремонтных работ, проводимых производственным персоналом предприятия, научно-исследовательскими институтами и специализированными организациями для поддержания проектного технологического режима эксплуатации всех элементов оборудования промысла, необходимого для производства товаров заданных кондиций, относится к эксплуатации залежей.

Особенностью  пластовых флюидов газоконденсатных месторождений является возможность  выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных сооружениях  в результате снижения давления и  температуры. Характерным для эксплуатации газоконденсатных месторождений являются многофазность поступающей из скважин продукции и необходимость наиболее полного отделения конденсата. В связи с этим комплексное разработка газоконденсатных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с разработкой чисто газовых месторождений. В частности, разработка газоконденсатных месторождений должна обеспечивать оптимальные условия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр.

Газоконденсатные  месторождения могут разрабатываться  без искусственного поддержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения) или с поддержанием давления в пласте.

В мировой практике наряду с разработкой газоконденсатных месторождений без поддержания  давления, т.е. методом, наиболее распространенным у нас и за рубежом, на практике используется также метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа в пласт. Этот способ называется методом обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс). Применяются также часто различные комбинации этого метода - полный сайклинг, неполный сайклинг, канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа.

Разработка  газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшие значения коэффициента газо - и конденсатоотдачи за весь период разработки месторождения.

В насыщенных залежах  при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут разрабатываться на истощение.