Происхождение, строение и развитие Земли. Горные породы и их происхождение

  В 1909 г. югославский геофизик А. Мохорович обнаружил, что сейсмические волны на глубине нескольких десятков кило­метров отражаются и преломляются. Стало быть, ниже этого слоя вещество Земли имеет иные свойства. Поверхность таких изменений была названа граница Мохоровича. Слой выше этой границы получил наименование земной коры. Нижележащий слой толщиной около 3 тыс. км ученые назвали мантией (оболочкой). Оболочка окутывает ядро радиусом 3400 км, находящееся в центре Земли. 

Еще больше тайн хранит в себе ядро нашей планеты. Пред­полагается, что оно состоит главным образом из железа и ни­келя. Плотность вещества в нем равна 6—11 г/см³, а давление в самом центре Земли ~ 4 263 000 кГ/см². Земная кора изучена также далеко не полностью. Нижним ее ярусом, как полагают, является базальтовый слой. Толстый базальтовый ковер — это подстилка, на которой поко­ится гранитный слой, покрытый чехлом осадочных пород по­род. Однако земная кора не везде имеет трехярусную «архитек­туру». Например, океанское ложе состоит из базальтовой подстилки и очень тонкого слоя осадочных пород. А граниты в некоторых местах выходят прямо на поверхность. Рыхлый осадочный покров — это губка, насыщенная всевоз­можными ископаемыми: нефтью и углем, горючими газами и солью, железом и алюминием, цирконием и титаном, золотом и платиной — вот далеко не полный ассортимент тех богатств, которые спрятаны в верхнем ярусе земной коры. Бурение на глубину 10—15 км позволит геологам разведать но­вые, пока недоступные залежи неф­ти и установить теорию ее проис­хождения. Раскроется природа ба­зальтовой подстилки континента; выяснится, как и почему произошло расслоение коры на граниты и ба­зальты, как откладываются жилы металлов, каким путем всплывают элементы из глубин к поверхности Земли.

  Получив образцы веществ, со­ставляющих все слои земной коры, ученые проводят их физический и химический анализ. Это позволит определить возраст земной коры и мантии, что поможет воссоз­дать непрерывную картину геологического развития Земли на протяжении многих миллиардов лет.

Земная кора состоит из горных пород, разнообразных по происхождению и составу. По условиям образования горные по­роды подразделяются на магматические (95% от общей массы горных пород), осадочные и метаморфические (остальные 5%). Магматическими называют такие горные породы, кото­рые образовались в результате застывания магмы, излившейся на поверхность земли или поднявшейся с глубин, но не достиг­нувшей поверхности. Осадочные — породы, являющиеся продуктом разрушения любых других пород. Они в отличие от магматических - слоистые. В этих породах содержатся ископаемые, остатки животных и растений, тогда как в магматических такие остатки отсутствуют.

Основная часть главнейших нефтяных и газовых месторожде­ний сложена осадочными породами — песками и песчаниками, глинами, известняками, доломитами, ангидритами и гипсами. Пески состоят из отдельных зерен кварца различной формы, имеющих большую твердость. Если через поры между зернами песка протекает вода, содержащая растворенные соли, то она откладывается в порах, соединяет и цементирует отдель­ные зерна. Сцементированные пески называются песчаниками. Глины представляют собой непрочные, но плотные однород­ные породы, не проницаемые для жидкостей. Сланцы и мергели являются видоизмененными глинами со сло­истым строением. Известняки образуются главным образом из остатков живот­ных и растительности (раковин моллюсков, известковых водо­рослей, кораллов), сцементированных в общую массу средней твердости. Но встречаются и окремнелые известняки очень большой твердости, которые образовались в результате оседания в промежутках между раковинами и в трещинах раз­личных солей.

Доломиты — известняки, образованные в результате действия различных соленых вод. От известняков отличаются большей твердостью.

Кроме того, к осадочным породам относятся слои мела, гип­са, поваренной соли и др.     

  Метаморфическими называют породы, которые возник­ли в земной коре в результате изменения и преобразования мат­ематических и осадочных горных пород под влиянием высокой температуры, давления, горячих растворов и газовых компо­нентов.

  Для рациональной проводки нефтяных скважин на данном месторождении необходимо знать глубину залегания пород, воды, нефти или газа. Описание всех пластов, слагающих район в порядке их на­пластования, называется геологическим разрезом. Этот разрез составляют по данным геологических исследований в про­цессе проводки скважин. В районах, где бурение ранее не произ­водилось, первые скважины бурят с отбором керна. На основе разрезов ряда скважин составляется типовой разрез месторождения.

Земная кора изучена далеко не полностью. Нижним ее яру­сом, как полагают, является базальтовый слой. Толстый базаль­товый ковер — это подстилка, на которой покоится гранитный слой, покрытый чехлом осадочных пород. Однако земная кора не везде имеет трехъярусное строение. Земная кора сложена разнообразными горными породами, со­стоящими из минералов. По происхождению горные породы де­лятся на три основные группы: магматические, осадочные и мета­морфические.

Магматические породы образуются из магмы при за­стывании ее на некоторой глубине (породы глубинные, или инт­рузивные) или же при излиянии ее на поверхность в виде лавы (породы излившиеся, или эффузивные). Большинство этих пород имеет кристаллическое строение; залегают они в земной коре, как правило, не слоями, а в виде тел неправильной формы.

Осадочные породы образуются из продуктов разрушения, ранее существовавших горных пород, отложившихся в водных бассейнах или на поверхности суши в виде механических и хими­ческих осадков; в эту же группу входят осадочные породы, образо­вавшиеся из продуктов жизнедеятельности организмов (органические осадки). Осадочные породы, как правило, залегают в зем­ной коре в виде слоев.

Метаморфические породы образуются из магматичес­ких или осадочных пород, подвергшихся в недрах земной коры действию высоких давлений и температур. Эти породы в боль­шинстве случаев отличаются слоистостью и кристаллическим строением.

В земной коре магматические породы занимают 95 %. На все осадочные и метаморфические породы приходится только 5 %.

  Пористость и проницаемость

Одним из основных свойств горных пород является пористость - наличие в них пустот (пор, каверн, трещин и т. д.). Пористость определяет способность породы вмещать в себя нефть, газ и воду. Пористость породы зависит от взаимного расположения и плотности «укладки» зерен, формы зерен и степени их окатанности, степени отсортированности частиц, слагающих породу, наличия цементирующего материала и т. д. В природных условиях пори­стость обычно колеблется в значительных пределах, так как зерна породы имеют самые различные очертания, в связи с чем более крупные поры могут быть заполнены мелкими зернами по­роды или цементирующим веществом. Песчаники, средняя пористость которых не превышает 10%, обычно характеризуются плохими коллекторскими свойствами, и практически из таких песчаников трудно добыть нефть, хотя они и могут быть пропитаны ею. В карбонатных породах (известняках и доломитах) могут быть мелкие или крупные поры, каверны, трещины. Наличие трещин, даже если общая пористость породы менее 7—10%, имеет боль­шое влияние на дебиты скважин. Важнейшим фактором, характеризующим коллекторские свой­ства породы, является также проницаемость. Под про­ницаемостью горной породы понимают способность ее пропускать жидкость или газ. Проницаемость зависит от размеров пор и ка­налов, связывающих поры пласта.

Почти все осадочные породы, например пески, песчаники, конгломераты, известняки и доломиты, в большей или меньшей степени проницаемы. Однако плотные известняки и доломиты, несмотря на значительную иногда пористость, вследствие нич­тожно малой величины отдельных пор и каналов могут быть про­ницаемы только для газа и то при весьма больших перепадах давления. Глины же практически непроницаемы для жидкости и газа.

За единицу измерения проницаемости принимают дарси. Проницаемость нефтесодержащих пород может изменяться от нескольких десятков до нескольких тысяч миллидарси. В сред­нем проницаемость пород по месторождениям колеблется в пре­делах 200—1000 миллидарси. Проницаемость глин составляет тысячные доли миллидарси. Чем выше проницаемость пластов, тем выше дебиты пробуренных на них скважин.  Кроме проницаемости породы различают еще ее эффективную проницаемость. Эффективная проницаемость характеризует способность пористой среды пропускать через себя преимущественно нефть, воду или газ при определенном их про­центном соотношении в смеси.

Известно, что с увеличением обводнения залежи нефти эффек­тивная проницаемость для нефти снижается, а для воды увели­чивается. В связи с этим даже при полном обводнении скважины в призабойной зоне и в пласте может остаться некоторое коли­чество нефти, извлечь которую очень трудно, так как эффектив­ная проницаемость для нефти в этом случае иногда приближается к нулю. То же самое может наблюдаться при наличии в пласте свободного газа. При определенных объемах свободного газа, занимающего поры пласта, эффективная проницаемость для нефти снижается, а для газа увеличивается. В этом случае даже при значительных содержаниях нефти в порах пласта дебиты скважин по нефти могут резко сократиться при значительных объемах притока свободного газа из пласта.

 Пластовое давление и температура

Жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекто­ров в недрах Земли, находятся под определенным давлением, которое называется пластовым давлением. В на­чальный период эксплуатации нефтяного месторождения пласто­вое давление называется начальным.

Величина начального пластового давления находится в пря­мой зависимости от глубины залегания данного нефтяного или газового пласта. Чем глубже находится нефтяной пласт, тем больше пластовое давление, и наоборот. В большинстве случаев величина пластового давления приблизительно равна гидроста­тическому давлению столба воды, соответствующего глубине залегания пласта. Фактическую величину пла­стового давления на месторождении определяют при помощи глубинных манометров, спускаемых в скважины.

В ходе разработки нефтяного месторождения тщательно заме­ряют пластовые давления и составляют карты изобар, отражаю­щие состояние пластового давления в целом по месторождению.

Температура пласта, как и давление, по мере увеличения глу­бины, возрастает. Обычно нарастание температуры происходит равномерно, однако в различных точках земной поверхности степень увеличения температуры с глубиной различна. С целью определения степени нарастания температуры с глубиной вво­дится понятие геотермической ступени. Геотермическая ступень соответствует числу метров погружения в глубь Земли, соответствующему повышению температуры на 1° С.

Статистические данные показывают, что средняя для всех слоев Земли величина геотермической ступени составляет примерно 33 м/°С. Однако эта величина резко колеблется в разных частях земного шара в зависимости от теплопроводности пород, циркуля­ции подземных вод, радиоактивных процессов и т. д.

Температура оказывает большое влияние на подвижность нефти в самом пласте, а в случае добычи парафинистой нефти, как на состояние разработки месторождения, так и на надежность работы наземного оборудования по сбору и подготовке нефти. Если пла­стовая температура ниже температуры выпадения из нефти кри­сталлов парафина, последние могут закупорить призабойную зону скважин, и приток нефти в нее уменьшится или прекратится. Выпадение и отложение кристаллов парафина из продукции сква­жин на внутренних стенках трубопроводов может привести, осо­бенно в зимнее время, к полной закупорке этих трубопроводов и прекращению поступления продукции в пункты сбора, подго­товки нефти, газа и воды.

С другой стороны, высокая температура пластовой нефти спо­собствует надежной работе нефтепромысловых коммуникаций. В отдельных случаях можно даже исключить подогрев нефти на установках подготовки нефти.

 

Образование нефти и нефтяной залежи

Теория происхождения нефти имеет большое значение, так как позволяет обоснованно производить поиски нефтегазовых место­рождений. В настоящее время существуют две теории: органиче­ская и неорганическая.  Теория органического происхождения нефти основыва­ется на следующем. После гибели животного или растительного организма начина­ется процесс его разложения. Если он происходит при свободном доступе кислорода, то подавляющая часть углерода растительных и животных организмов возвращается в атмосферу в виде углекис­лого газа, а в нефти содержится 86 % углерода. В этом случае лишь небольшая часть органических остатков попадает в благоприятные для их сохранения условия. Если кислород отсутствует, разложение происходит за счет жизнедеятельности бактерий — микроорганизмов, которые мо­гут жить без доступа кислорода. Роль этих бактерий сводится к извлечению кислорода и образованию устойчивых соединений органического характера (исходного материала для образования нефти).

Наиболее благоприятными участками для накопления исход­ного для нефти органического материала являются лиманы (бух­ты), лагуны (озера, соединяющиеся с морем узким проливом), эстуарии (воронкообразные глубокие устья рек, впадающих в моря).

  Теория неорганического происхождения нефти заклю­чается в следующем.

Нефть поступает из мантии Земли, куда она попала вместе с другими компонентами при формировании планеты из облака га­зопылевой и обломочной материи. Выделение и первоначальное накопление нефтяных углеводородов связано с процессами в верх­ней части мантии Земли, являющимися причиной тектонических движений. Перемещение нефти из зон ее накопления в подкорко­вой области в ловушки — месторождения, размещенные в верхних горизонтах земной коры, происходит по полостям верхних частей глубинных разломов, которыми рассекаются базальтовый, гранит­ный и осадочный слои земной коры.

Существующие теории происхождения нефти основаны на пред­положении, что нефть из материнской толщи вследствие увеличе­ния горного давления мигрирует (выжимается) в расположенные вблизи отложения горных пород с более высокой проницаемос­тью и заполненные водой. При этом нефть и газ оттесняют воду и собираются в наиболее повышенной части структуры или на участках, закрытых непроницаемыми отложениями, которые и ос­танавливают дальнейшее продвижение жидкости, образуя нефтя­ную залежь.

Нефтяная залежь представляет собой пласт, сложенный поро­дами с достаточной проницаемостью и заполненный нефтью. Нефть, газ и вода находятся в пластах под большим давлением. Породы, лежащие выше продуктивного горизонта, своей массой давят на этот пласт. До вскрытия продуктивного горизонта давле­ние в нем по всей площади однообразно, в момент его вскрытия это равновесие нарушается и, если давление на пласт от вышеле­жащих пластов превосходит давление от столба жидкости, запол­няющей скважину, начинается фонтанирование.

  Уровни жидкости в скважинах могут быть статические и дина­мические. Статический уровень характеризует собой пластовое дав­ление. Динамическим является уровень жидкости, который уста­навливается в скважине при подливе жидкости в нее или откачке. Этот уровень характеризует забойное давление в скважине в про­цессе ее работы.

 Условия залегания нефти

   Нефть насыщает поры, трещины и каверны, имеющиеся в гор­ных породах в недрах Земли. Естественное скопление нефти в недрах Земли называется нефтяной залежью. Прак­тически всякая нефтяная залежь содержит и нефтяной газ, кото­рый или находится в свободном состоянии или полностью раство­рен в нефти. Поэтому нефтяная залежь по существу является нефтегазовой.

  Помимо нефтегазовых залежей в природе встречаются чисто газовые, а также газоконденсатные залежи. В газоконденсатных залежах помимо газа в порах пласта содер­жится некоторый объем конденсата. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое место­рождение. Число нефтяных или газовых пластов на место­рождениях может быть различным — от одного до нескольких десятков. Обычным спутником нефти в нефтяных залежах являются пла­стовые воды. Часто эти воды находятся в тех же пластах, что и нефть. В этом случае вода занимает пониженные части пласта. При наличии в нефтяном пласте свободного газа, нефти и воды вода располагается в нижней части пласта, так как плотность ее наибольшая, а газ, имеющий наименьшую плотность и наи­большую подвижность, — в верхней части пласта в виде газовой шапки. Если свободного газа в порах пласта не содержится, то нефть вместе с растворенным газом занимают повышенную часть пласта.

Раздел между газом, нефтью и водой в нефтяных залежах и между газом и водой в чисто газовых залежах представляет собой сложную переходную область от водной части пласта к нефтяной или газовой. Вследствие подъема воды за счет капиллярных сил в порах пород пласта четкого раздела воды и нефти не существует, и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % в водоносной части до остаточной водонасыщенности — 30% и более в повышенных частях залежи. Мощность этой переходной зоны может достигать 3—5 м и больше. Было установлено, что нефтяные и газовые части пластов не бывают насыщены только нефтью или только газом. Как правило, в этой зоне пласта кроме нефти и газа содержится также вода, которая в виде тончайших пленок обволакивает зерна горных пород. Эта вода при эксплуатации нефтяной залежи остается неподвижной и ее называют остаточной или связанной. Количество связанной воды, выраженное в процентах от сум­марного объема пор нефтенос­ного пласта, может колебаться от долей процента до 70% ив большинстве коллекторов со­ставляет 20—30%. Промышленные залежи неф­ти и газа обычно встречаются в осадочных породах. Хорошими коллекторами для нефти и газа являются такие осадочные по­роды, как песок, песчаники, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты, име­ющие большое количество круп­ных пор. Эти породы были при­родными резервуарами для на­копления нефти и газа.

Другие породы — глины, сланцы и пр. — также имеют большое число пор, но очень малого се­чения, поэтому жидкость в них неподвижна, и промышленных запасов нефти в таких породах не встречается. Глинистые пласты играют роль непроницаемых перекрытий, между которыми зале­гают более пористые породы, насыщенные нефтью, газом или водой. Нефть и газ обычно не остаются на том месте, где образовались, а под влиянием давления вышележащих пород и складкообразовательных сил передвигаются из менее пористых пород в более пористые и по ним в наиболее приподнятые их участки.

Даль­нейшего рассеивания скоплений нефти и газа по всей толще земной коры не происходит, если наиболее приподнятые части пористого пласта сверху перекрыты непроницаемыми пластами. Таким об­разом, для образования и сохранения нефтяных и газовых зале­жей требуется ряд благоприятных геологических условий, среди которых немаловажное значение имеет сама структурная форма пласта. Нефтяные месторождения наиболее часто приурочены к структурам антиклинального строения — выпуклым складкам и куполам различной степени сложности.

По характеру коллекторов нефтяные залежи делятся: пласто­вые, массивные и литологические ограниченные. Среди пластовых залежей выделяются сводовые, расположенные в сводовых частях структур антиклинального строения. (рис1)

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Длина залежи равна расстоянию по большой оси ее между крайними точками внешнего контура нефтеносности, а ширина залежи — расстоянию по малой оси между крайними точками. Мощностью залежи назы­вается расстояние по вертикали от подошвы, за лежи до ее наивыс­шей точки. Водонефтяным контактом называется поверхность раздела нефти и воды. Линию пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности.

Если залежь имеет газовую шапку, линия пересечения поверх­ности нефтегазового раздела с кровлей пласта представляет контур газоносности.