Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Изучались металлоорганические формы нахождения элементов (МПФ) и формы, сорбированные на гидроксидах железа (метод ТМГМ), применялся метод ЧИМ (метод частичного извлечения металлов). Графики распределения концентраций металлов и мультипликативных коэффициентов МПФ и ТМГМ по одному из профилей приведены на рис. 3.4.8.  Рис. 3.4.8. Результаты наблюдений геоэлектрохимическими методами на Южно-Радовском месторождении, Уфимско-Оренбургская нефтегазоносная область. Графики распределения концентраций микроэлементов и мультипликативных показателей: а - Ni-МПФ, б - NixCo-МПФ, в - СихРЬ3-МПФ, г - NixCoxMn-ТМГМ; 1 - нижнепермские известняки и доломиты; 2 - нефтяная залежь Пространственное разделение элементов приводит к формированию концентрической зональности аномального геохимического поля. В большинстве изученных месторождений краевые части нефтяных залежей выделяются повышенными концентрациями никеля и кобальта МПФ и никеля ЧИМ. Указанные элементы формируют приконтурную кольцевую аномальную зону. На некотором удалении от края залежей фиксируются пространственно совмещенные аномалии меди и свинца МПФ, образующие внешнюю аномальную зону. Аномалии никеля, кобальта и марганца ТМГМ обычно тяготеют к внешней аномальной зоне меди и свинца МПФ или фиксируются в той и другой структурной позиции. Менее типичны геоэлектрохимические аномалии над внутренней частью залежей. Они отмечаются для многоярусных месторождений и месторождений со структурными осложнениями строения антиклинальных ловушек. Смещения аномалий относительно контура залежей наиболее отчетливо проявлены в ловушках, расположенных на склонах региональных поднятий. При этом аномалии закономерно смещаются в сторону восстания осадочных толщ, перекрывающих залежь. Наряду с выявленной тенденцией зонального распределения элементов-индикаторов нефтяных залежей на некоторых месторождениях устанавливается закономерное смещение аномальных зон относительно контура залежей. На Тетеревском месторождении геоэлектрохимические аномальные зоны смещены в направлении свода крупного выступа фундамента, на склоне которого локализована нефтяная залежь. Отмеченная зональность распределения форм нахождения элементов-индикаторов нефти в настоящее время не имеет теоретического обоснования. Предварительно можно выделить две группы факторов, приводящих к разделению элементов в аномальном геохимическом поле. К первой следует отнести эндогенные факторы, связанные с процессами окисления и дессипации залежей углеводородов. Эти факторы могут приводить к переводу в подвижные формы микроэлементы, содержащиеся в нефтях и приконтурных водах и их миграции к поверхности в потоке паров воды, углеводородных газов, углекислого газа и азота. Различия в концентрациях микроэлементов в нефтях, битумах и приконтурных водах могут приводить к формированию отмеченной зональности аномальных геохимических полей относительно контакта залежи. Выявленная зональность также может быть связана с миграцией химических элементов с различными газами (углеводородами, азотом, углекислым газом и т.д.). В данном случае металлы, образующие устойчивые комплексные органические соединения (никель, кобальт), могут мигрировать с углеводородными газами и, поглощаясь органическими комплексами почв, образовывать аномалии МПФ. Более широкий круг элементов, мигрирующий с неорганическими газами и парами воды, поглощаясь железомарганцевыми соединениями почв, будет образовывать аномалии ТМГМ. Смещение аномальных зон относительно контура залежи может происходить за счет отклонения потока глубинных флюидов по направлению регионального поднятия осадочных толщ и вдоль наклонных зон повышенной трещиноватости на склонах антиклинальных ловушек. Ко второй группе относятся процессы, связанные с воздействием зонального флюидного потока на почву. При этом связанные формы нахождения элементов могут переходить в различные подвижные формы с последующим их закреплением на геохимических барьерах. Комплексное применение нескольких геоэлектрохимических методов, ориентированных на селективное выделение определенных форм нахождения химических элементов в совокупности с анализом на более широкий круг элементов-индикаторов нефти, позволит увеличить надежность оценки перспективности изучаемых участков и более точно определить местоположение предполагаемой залежи. Г еологические методы оценки перспективности структур Прогноз нефтегазоносности локальных объектов на основе выявления ловушек в трехчленном резервуаре (методические указания) - М.: ВНИГНИ, 1986, - 68 с. Простые приемы, на основе которых делаются предположения о возможной нефтегазоносности выявленных локальных объектов в двучленном природном резервуаре, давно сложились и повсеместно применяются на практике. Однако в последнее время было установлено, что в нефтегазоносных областях, наряду с резервуарами двучленного строения, широко распространены трехчленные природные резервуары, включающие в себя не только коллектор и истинную покрышку, но еще и так называемую "ложную покрышку". Для таких резервуаров традиционные приемы прогноза оказались непригодными, попытки применения их приводили к существенным ошибкам в определении направлений поисково-разведочных работ. Следует отметить, что разработанные приемы в полной мере применимы только к прогнозированию залежей в верхней части трехчленного резервуара непосредственно под межрезервуарной и ложной покрышками. Методика прогнозирования залежей внутри резервуара, под внутрирезервуарными покрышками, требует дальнейшей разработки, так как у этих покрышек способность экранировать залежи УВ меняется при изменении геологических условий в очень широком диапазоне. Необходимым условием прогноза является наличие достоверной структурной карты по продуктивному горизонту или подошве истинной покрышки и данных о литологии и петрофизических свойствах отложений, непосредственно перекрывающих пласты-коллекторы продуктивного горизонта. Из этого следует, что прогноз нефтегазоносности локальных объектов может проводиться в районах с достаточно высоким уровнем геологической изученности, когда известно распределение в разрезе продуктивных пластов-коллекторов и пластов- покрышек, обеспечено высокое качество подготовки локальных поисковых объектов к бурению и могут быть выделены составные элементы природных резервуаров. Г еологические основы прогноза нефтегазоносности локальных объектов В практике поисково-разведочных работ на нефть и газ изучению, в основном, подвергаются породы-коллекторы продуктивных горизонтов. Остальным породам, в том числе и непосредственно перекрывающим продуктивные горизонты, уделяется значительно меньше внимания. В тех случаях, когда под ними на локальных объектах обнаруживают в породах- коллекторах залежи УВ, их рассматривают в качестве покрышек (флюидоупоров). Такой подход привел к общепринятому представлению о двучленной структуре природного резервуара, составными элементами которого являются порода-коллектор и порода-покрышка. Если это сочетание пород образует локальное поднятие, то оно рассматривается как перспективный для поиска залежей УВ объект. На основе таких представлений о природном резервуаре и ловушке понятие "локальное поднятие" обычно отождествляется с понятием "ловушка", а высота поднятия по кровле коллектора в замкнутом контуре принимается за высоту ловушки. Наблюдаемые в практике поисково-разведочных работ случаи заполнения УВ только части высоты локальных поднятий до последнего времени объяснялись либо нехваткой УВ, либо изменением высоты поднятия после того, как в нем прекратилось формирование залежей УВ, либо нарушением непроницаемости покрышки, либо сочетанием вышеуказанных факторов. Недозаполненность поднятий рассматривается как один из критериев масштабов генерации, региональной миграции УВ и формирования залежей. Исследования последних лет показали, что эти широко распространенные представления нуждаются в существенном пересмотре. Можно считать установленным, что среди пород, рассматриваемых в качестве флюидоупоров, широко распространены породы, обладающие флюидопроводностью, но из-за своей незначительной емкости не являющиеся коллекторами. В этих породах проводящими каналами служат трещины, чаще всего не наблюдаемые в образцах керна. В случае залегания этих пород над коллекторами они образуют так называемые "ложные покрышки", которые не являются экранами для УВ. Наличие таких пород было отмечено Б.В.Филипповым еще в 1963 г. Использование понятия "ложных покрышек" для объяснения формирования ловушек УВ привело к пересмотру традиционного представления о природном резервуаре как о двучленной системе (коллектор-покрышка). Установлено, что природный резервуар часто состоит не из двух, а из трех равнозначных элементов: коллектора, покрышки ложной и покрышки истинной. Введение в практику представлений о трехчленном строении природных резервуаров заставляет по иному взглянуть на проблему флюидоупоров. До настоящего времени большинством исследователей под покрышкой или флюидоупором понимается порода, которая для данного флюида при определенном перепаде давления и данной температуре является практически непроницаемой. Признается, что диффузия и фильтрация по порам и трещинам настолько низки, что порода задерживает значительные скопления УВ в перекрываемом коллекторе. При этом качество флюидоупора не учитывается, он рассматривается в общем, без подразделения на группы. Представляется целесообразным выделять среди истинных покрышек (флюидоупоров) межрезервуарные и внутрирезервуарные. Межрезервуарные покрышки состоят из пород, через которые до их разрушения возможна лишь весьма ограниченная фильтрация УВ только в диффузионном виде. Они имеют региональное распространение по площади и ограничивают собой комплекс проницаемых и слабопроницаемых осадочных пород, для которого характерно наличие гидродинамической связи между пластами коллекторов. Вследствие своих текстурно-структурных особенностей межрезервуарные покрышки являются самыми надежными флюидоупорами. Микропоровое (субкапиллярное) строение емкостного пространства обусловливает существование высоких капиллярных давлений на границе раздела порода-вода-УВ, что является препятствием для вертикальной фильтрации УВ в непрерывной фазе по порам и существенным затруднением для диффузии их через покрышку. В связи с плохой проводимостью пород для межрезервуарных покрышек, как правило, характерны максимальные градиенты поровых давлений. В случае, если давление поровых флюидов достигает значений предела прочности породы, происходит хрупкое разрушение покрышек с образованием трещиноватости. При этом истинная покрышка либо вообще теряет свои экранирующие свойства, либо частично становится снизу ложной покрышкой (если трещины появляются только в ее нижней части). После образования трещиноватости через покрышку осуществляется вертикальный переток УВ, происходит расформирование залежи и ловушки. Очевидно, возникает гидродинамическая связь между бывшими двумя резервуарами, и из них формируется один природный резервуар. При давлении поровых флюидов меньше предела прочности породы межрезервуарные покрышки являются надежными флюидоупорами вследствие очень низких скоростей диффузии через них. Соизмеримость, а часто и незначительность размеров поро- вых каналов по сравнению со свободной длиной пробега молекул газа обеспечивают небольшое рассеивание УВ и способствуют формированию под указанными покрышками самых крупных залежей нефти и газа. Внутрирезервуарные покрышки имеют локальное или зональное распространение по площади. Это или линзы флюидоупоров или пласты пород, через которые только на огра - ниченных участках в определенном диапазоне геологических условий (перепад давления, температура) практически не происходит фильтрация УВ в непрерывной фазе. Внутрирезервуарные покрышки, по сравнению с межрезервуарными, формировались из более неоднородного материала, что сказывается на строении их емкостного пространства. Наряду со значительным количеством субкапиллярных пор, в них присутствуют капиллярные поры, по которым осуществляется основное движение поровых флюидов. При давлении в залежи, превышающем капиллярное давление в порах, через внутрирезервуарную покрышку начинается фильтрация УВ из залежи в непрерывной фазе, т.е. переток УВ в вышележащий пласт-коллектор. Наличие пор капиллярной размерности и довольно свободный отток поровых флюидов приводит к тому, что для внутрирезервуарных покрышек не характерны высокие градиенты поровых давлений и под ними не формируются залежи УВ такой же высоты, как под межрезервуарными покрышками. Поэтому локальные поднятия, выделенные по подошве внутрирезервуарной покрышки в замкнутом контуре, далеко не всегда бывают полностью (до уровня критической седловины) заполнены УВ; в определенных условиях такая покрышка вообще не удерживает под собою УВ, и залежи, следовательно, не образуются. В связи с выделением различных типов флюидоупоров расширяется и само понятие природного резервуара. В случае, если в толще пород, заключенной между двумя межрезервуарными покрышками, имеется несколько пластов-коллекторов и разделяющих их внутрирезервуарных покрышек, их следует объединять в один природный резервуар. Обязательным условием выделения единого природного резервуара является существование гидродинамической связи между всеми пластами-коллекторами и наличие перекрывающих и подстилающих межрезервуарных покрышек. На основании вышесказанного под природным резервуаром понимается следующее. Природный резервуар - это геологическое тело, состоящее из пластов-коллекторов, часто содержащее также пласты и линзы слабопроницаемых пород внутрирезервуарных покрышек и проницаемых пород - неколлекторов, образующих единую гидродинамическую систему и ограниченное сверху и снизу межрезервуарными покрышками. Среди проницаемых пород-неколлекторов, то есть пород, обладающих проницаемостью, но не имеющих существенной емкости, наиболее важное значение имеют породы, залегающие под межрезервуарной покрышкой и образующие ложную покрышку. На этом основании по строению различаются двучленные и трехчленные природные резервуары простого и сложного строения. Резервуары простого строения содержат залежи массивного, массивно-пластового и однопластового типов. В данных методических указаниях представлены рекомендации по прогнозу нефтегазоносности локальных объектов в трехчленных природных резервуарах простого строения. В трехчленном резервуаре в отличие от двучленного выделяется третий элемент - ложная покрышка, залегающая между коллектором и межрезервуарной покрышкой. Ложной покрышкой (иногда ее называют флюидопроводящей толщей, проницаемым неколлектором, полупокрышкой, промежуточной толщей рассеивания, неэффективной покрышкой) могут быть слои или толщи любых плотных пород, если они обладают трещинной флюидопроводностью и залегают между коллектором и истинной покрышкой. Наиболее часто свойством трещинной флюидопроводности обладают слои и толщи массивных ангидритов, чистых массивных и слоистых плотных известняков, аргиллитов, неразбухающих глин. По физическим свойствам сами указанные породы являются непроницаемыми для углеводородов и могли бы быть покрышками, если бы не текстурные особенности (наличие трещин, слоистость, сланцеватость) всей толщи, делающие ее флюидопроводящей, не способной экранировать залежи углеводородов. Ложные и внутрирезервуарные покрышки имеют большое внешнее сходство, так как представлены плотными породами, но принципиально отличаются типом емкостного пространства, по которому осуществляется фильтрация флюидов (УВ). В ложных покрышках этот процесс идет по системам открытых трещин, в которых совсем не действуют силы капиллярного натяжения, тогда как во внутрирезервуарных покрышках фильтрация происходит по системам поровых каналов и затруднена капиллярными силами. Основанием для выделения ложных покрышек и отделения их от истинных покрышек являются следующие факторы: наличие в керне редких трещин, иногда заполненных битумом, окисленной нефтью; газопоказания в интервале плотных пород над пластом-коллектором на диаграммах газового каротажа; содержание в породе миграционного битума и определенная доля низкомолекулярных углеводородов в составе углеводородов; данные временных замеров электрических методов ГИС; данные гамма-спектрального каротажа; нефтегазопроявления при опробовании скважин. Кроме того, могут быть использованы и косвенные признаки. Так, недозаполненность УВ поднятия под межрезервуарной покрышкой косвенно указывает на наличие ложной покрышки между коллектором и истинной покрышкой. Наблюдаемые на диаграммах геофизических исследований скважин изменения уровней записи также позволяют намечать ложную покрышку в интервале перехода от пласта-коллектора к покрышке . Выделение между коллектором и истинной покрышкой флюидопроводящей ложной покрышки существенно меняет представление об объеме ловушки. Раньше за объем сводовой ловушки принимался объем коллекторов, заключенный в локальном поднятии, выделенном по кровле коллекторов, а высотой ловушки считалась высота этого поднятия. В трехчленном природном резервуаре между коллектором и истинной покрышкой залегает ложная покрышка, не способная экранировать залежь УВ, поэтому поднятие, выделенное по кровле коллекторов, в направлении регионального подъема слоев на участие "критической седловины" (КС) оказывается частично раскрытым и может удерживать залежь УВ лишь в своей верхней части, выше уровня отметки кровли ложной покрышки (подошвы истинной покрышки) на участке критической седловины. Только эта часть локального поднятия и является ловушкой УВ (рис. 3.4.9).  Рис. 3.4.9. Схематическое изображение в поперечном разрезе и в плане ловушки в простом трехчленном природном резервуаре 1 - коллектор; 2 - залежь УВ; 3 - граница площади структуры по кровле продуктивного горизонта, неправильно отождествляемая с площадью ловушки; 4 - граница площади истинной ловушки, выделенная с учетом толщины ложной покрышки; 5 - изогипсы поверхности продуктивного горизонта; 6 - линия геологического профиля. Буквами на схеме обозначены: П - истинная покрышка; ЛП - ложная покрышка; Нп - высота поднятия, неправильно отождествляемая с высотой ловушки; Нл - высота истинной ловушки, определенная с учетом толщины ложной покрышки; КС - критическая седловина; К - коллектор Таким образом, для выделения ловушки и определения ее высоты в трехчленном резервуаре необходимо знание морфологии не одной поверхности (кровли продуктивного пласта), а двух разобщенных поверхностей - кровли коллекторов и подошвы истинной покрышки. Только в этом случае могут быть определены на поднятии ловушка и ее высота (Нл), которая равна разности между высотой поднятия по кровле коллекторов (Нп) и толщиной (мощностью) ложной покрышки (Тлп) на участке критической седловины (КС) или разности между абсолютными отметками поверхности коллекторов в своде поднятия и подошвы истинной покрышки на участке критической седловины. При таком новом подходе ловушка УВ на площади локального поднятия существует при условии: Нл>Тлп. Высота ловушки в этом случае определяется по формуле: Нл = Нп-Тлп. Наличие ложной покрышки существенно меняет и общепринятые представления о причинах различной степени заполненности поднятий УВ. Анализ этого параметра в разных нефтегазоносных районах показал, что во всех случаях положение ГВК (ВНК) совпадает с уровнем подошвы истинной покрышки (кровли ложной покрышки) на участке критической седловины локального поднятия. Следовательно, ловушки, выделяемые с учетом толщины ложной покрышки, заполнены нефтью (газом) до замка, то есть полностью. При этом из-за изменения толщины ложной покрышки на участке критической седловины при полном заполнении ловушки углеводородами степень заполнения локальных поднятий, выделенных по кровле коллекторов, может быть самой различной (рис. 3.4.10). Высота локального поднятия по кровле коллекторов (Нп) в трехчленном резервуаре всегда больше высоты ловушки (Нл), а высота ловушки равна высоте залежи (Нз): |