Геология и геохимия. Геология и геохимия нефти и газа. Прозорова. Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа
 Скачать 6.77 Mb.
|
|
2.6.5 Нефтегазоносные комплексы Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента нефтегазоносных провинций, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия. НГК характеризуются следующими показателями: 1) литологическим составом и возрастом пород; 2) толщиной и площадью распространения (объёмом); 3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород; 4) гидрогеологическими условиями; 5) генетическими и морфологическими типами ловушек; 6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа. По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью. Классификации нефтегазоносных комплексов. В 1969 году Э.А. Бакиров классифицировал НГК по генетическому и геотектоническому признакам. В основе генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в основе геотектонического признака - характер пространственного распространения НГК. По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности НГК разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные. Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные, НГК состоят из нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента. Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли главной зоны нефтеобразования. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки. В смешанных, или эписингенетичных, НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов. По масштабам распространения НГК разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные НГК принимаются в этой классификации в трактовке А.А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям. К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК. Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками. Строение проницаемой части НГК. Проницаемая или внутренняя часть НГК по объёму соответствует водоносному комплексу ГГБ - проницаемой толще пород, заключённой между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части НГК можно разделить на четыре типа. К первому типу относятся НГК, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри таких комплексов могут быть лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами. Ко второму типу относятся НГК, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. Поэтому залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более. К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчиненное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах могут быть встречены по всему разрезу НГК. Этот тип НГК широко распространён в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах). К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих НГК нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность НГК данного типа во многом связана с высоким содержанием ОВ и зонами новейшей тектонической активизации. В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых НГП выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы. Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещё не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения – это наличие: пород-коллекторов; флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. Например, в Предкавказье, где большая часть осадочного чехла изучена относительно хорошо, таким перспективным НГК является палеозойский комплекс пород. В настоящее время установлена региональная нефтегазоносность фундамента на всех континентах, исключая Антарктиду и в большинстве акваторий Земли. В связи с этим породы фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций следует относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа. В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных НГК. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним НГК, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона, в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза. Многоэтажное распределение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Таким образом, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия: 1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, ОВ, ловушек, нефтяных и газовых месторождений; 2) наличие единых главных источников УВ; 3) относительная гидродинамическая изолированность НГК и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части; 4) определённая степень тектонической дислоцированности от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади; 5) определённые палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа. Данные свойства позволяют использовать в пределах выявленных НГК единую методику поисково-разведочных работ и широко применять геологические аналогии. 2.6.6 Термобарические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах Давление является одним из основных источников энергии в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах и на этом основании является одним из основных факторов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. 2.6.6.1 Горное и пластовое давление Различают два основных вида давлений: горное и пластовое. Горное давление - это давление, под которым находится горная порода в какой-либо точке литосферы Земли. Оно создается суммарным действием геостатического и геодинамического давления. Геостатическое или литостатическое давление обусловлено весом горных пород с насыщающими их флюидами в интервале от земной поверхности до точки измерения. В соответствии со средней плотностью осадочных пород, равной 2,31 г/см3, градиент геостатического давления составляет 0,0231 МПа на 1 м толщины пород. Геодинамическое или геотектоническое давление связано с тектоническими процессами, вызывающими напряжения в горных породах, и имеет две составляющие: вертикальную и горизонтальную. Пластовое давление - это давление, под которым находятся жидкости и газы, заполняющие поровое пространство пород-коллекторов. Пластовое давление определяет силу, движущую флюиды в природных резервуарах и является важным параметром, характеризующим энергетический потенциал залежей нефти и газа в недрах, а также определяет их фазовое состояние и состав. Вода в пласте может находиться в статических и динамических условиях, то есть быть подвижной или неподвижной, но в обоих случаях наряду с понятием «пластовое давление», как синоним, используют и другое понятие: «гидростатическое давление». Гидростатическое давление определяется весом столба неподвижной жидкости высотой от точки измерения до поверхности жидкости или пьезометрической поверхности. Пьезометрическая (напорная или потенциометрическая) поверхность представляет собой поверхность равновесия, на которой устанавливаются уровни подземных вод в различных скважинах, вскрывших один и тот же водоносный горизонт. В статических условиях пьезометрическая поверхность имеет горизонтальное положение, а в динамических условиях – наклонное. Наклон указывает на направление движения вод от области питания к области разгрузки. Для приблизительных расчетов, когда не известен характер изменения плотности флюидов по вертикали, используется величина условно гидростатического давления. Это - пластовое давление равное весу воображаемого столба пресной воды с плотностью 1 г/см3 и высотой от точки залегания исследуемого пласта до земной поверхности (устья проектируемой скважины). Положение пьезометрической поверхности при этом не учитывается. Вертикальный градиент условно гидростатического давления (при плотности воды 1 г/см3) равен 0,01 МПа/м. Фактически значение градиента пластового давления может достигать 0,013 МПа/м. В природе существуют инфильтрационные и элизионные гидродинамические системы. В инфильтрационных системах источником питания и создания напора являются воды земной поверхности, фильтрующиеся в недра под действием силы тяжести, то есть напор в них образуется под действием гидростатической нагрузки этих вод. Инфильтрационные системы могут находиться в двух состояниях: статическом и динамическом. В статических инфильтрационных системах нет области разгрузки вод, поэтому их движение в пласте отсутствует и пьезометрическая поверхность расположена горизонтально на уровне области питания (рис. 20, пласт I). Однако чаще подземные воды имеют область разгрузки и поэтому находятся в динамическом состоянии. Областями разгрузки вод служат области связи ПР с дневной поверхностью: выходы пласта на земную поверхность или в акваторию (рис. 20, пласт II), пересечение пласта разрывным нарушением, работа эксплуатационных скважин. В таких случаях пьезометрическая поверхность наклонена в направлении движения пластовых вод. Её положение определяется линией, соединяющей точки выхода водоносного пласта на земную поверхность в областях питания и разгрузки вод (рис. 20, пласт II). Таким образом, при наличии движения вод, устанавливается гидродинамическое пластовое давление.  Рисунок 20 – Схема распределения приведенных давлений (П) при горизонтальном и наклонном положении пьезометрической поверхности в инфильтрационных системах (по З.А. Табасаранскому; 1982) Для определения величины напора подземных вод или определения наклона пьезометрической поверхности М.А. Жданов в 1933 году предложил использовать приведенные или пьезометрические давления, которые рассчитываются от какого-либо уровня приведения – уровня моря, водонефтяного контакта, или от какой-либо условной горизонтальной поверхности до пьезометрической поверхности данного пласта (см. рис. 20, условная поверхность). Приведенные давления в одних и тех же скважинах по разным поверхностям сравнения отличаются друг от друга, но перепады давлений, определяющие величину напора и направления движения жидкостей в пласте, остаются неизменными. На рисунке (см. рис. 20) видно, что приведенные давления (напоры) для пласта I во всех скважинах равны, поскольку пьезометрическая поверхность горизонтальна, а для пласта II они уменьшаются от скважины 1 к скважине 3, то есть по направлению движения подземных вод. Во флюидоупорах природных резервуарах выделяется поровое давление. Поровое давление (Рпор) это давление, действующее на флюиды в поровом пространстве пород, не обладающих эффективной пористостью и имеющих весьма низкую проницаемость. Поровое давление может расти и в пределе достигать значений литостатического давления. В этом случае аномально высокое поровое давление (АВПоД) приводит к гидроразрыву пород, разрушению стенок скважин и прихвату бурового инструмента. Однако аномально высокое давление может возникать и в породах, обладающих эффективной пористостью, то есть в породах-коллекторах. Таким образом, пластовое давление обусловлено давлением флюидов заполняющих пустотное пространство породы. Оно определяет силу упругого сжатия флюидов, которая оказывает давление на вмещающие породы или их скелет. Следовательно, пластовое давление препятствует процессу сжатия пород под действием горного давления. Разность между горным Рг и пластовым Рпл давлением показывает величину эффективного давления сжатия скелета горной породы или уплотняющего давления Ру: Ру = Рг - Рпл. Уплотняющее давление растет в породах-коллекторах при разработке нефтяных и газовых залежей. Иногда за счет этого коллектора теряют свою эффективную проницаемость. 2.6.6.2 Причины образования аномальных пластовых давлений Кроме инфильтрационных гидродинамических систем, в природе существуют элизионные системы с внутренними источниками создания напора в коллекторах за счет разных источников. При этом в ПР образуются аномально высокие пластовые давления (АВПД), превышающие расчетные гидростатические давления в 1,3-2,3 раза и более. Значительно реже отмечаются аномальные низкие пластовые давления (АНПД), не достигающие расчетного гидростатического давления. Формальной причиной существования аномальных давлений в ПР является несоответствие объемов флюидов объему пустотного пространства горных пород. Аномально высокие пластовые давления. АВПД образуются при превышении количества поступающих флюидов в ПР над количеством уходящих флюидов. По существующим представлениям причины АВПД в ПР делятся на внутренние и внешние. Одной из главных внутренних причин многие исследователи считают элизионные процессы при неравновесном, или заторможенном уплотнении глин. Неравновесное уплотнение происходит в следующих случаях: 1) при накоплении значительных толщ глинистых осадков; 2) при небольшой толщине и проницаемости коллекторов, расслаивающих толщи глин; 3) при высокой скорости осадконакопления. В этих случаях при уменьшении объёма системы за счёт увеличения геостатической нагрузки и компрессии седиментационная поровая вода, не успевает отжаться в коллекторы и начинает испытывать литостатическое давление. В результате в толще глин возникают АВПД. При высокой скорости осадконакопления даже хорошо проницаемые коллекторы не успевают пропустить всю поступающую воду из глин, поэтому в инфильтрационной гидродинамической системе развивается элизионный водонапорный режим, и она становится эксфильтрационной или элизионной. Возникновению АВПД способствуют также дополнительные внутренние источники питания. Они связаны: 1) с преобразованием глинистых минералов на стадии катагенеза и, прежде всего это – дегидратация монтмориллонита и его превращение в гидрослюды; 2) с процессами дегидратации гипса и его превращением в ангидрит в пластах, заключенных среди каменной соли; 3) деполимеризацией ОВ и образованием нефти и газа, которое интенсивно протекает в главных зонах нефте- и газообразования. Возникновению АВПД в замкнутой системе способствуют также: - различные коэффициенты объемного расширения горных пород и насыщающих их флюидов. В результате увеличения пластовой температуры объем флюидов может возрасти в 40 раз и более, по сравнению с объемом пустотного пространства породы. - вторичная перекристаллизация и цементация пород-коллекторов в процессе катагенеза, способствующая ухудшению ФЕС. Внешние причины образования АВПД связаны с активной новейшей геодинамикой и межформационными вертикальными перетоками флюидов. Активная новейшая тектоника при всестороннем сжатии горных пород приводит к уменьшению объема пустотного пространства и соответственно к образованию АВПД. Интенсивные новейшие поднятия гидродинамически закрытых природных резервуаров (ПР), сопровождаются денудацией горных пород, сокращением их разреза, и снижением литостатического и гидростатического давления. В результате пластовое давление в изолированных блоках ПР, унаследованное от больших глубин, будет аномально высоким. Повышение пластового давления в относительно закрытых ПР связано также с поступлением флюидов из более глубоких горизонтов под давлением. Каналами для их проникновения служат тектонические разрывы, зоны повышенной трещиноватости, жерла грязевых вулканов, стенки соляных куполов и другие. Большинство исследователей главными причинами формирования АВПД считают внутренние причины, особенно возникновение элизионных процессов в природных резервуарах, а также различные катагенетические процессы, вызванные ростом пластовых температур. Однако существуют и другие представления. К основным процессам, приводящим к образованию АВПД К.А. Аникиев, В.И. Дюнин, А.В. Корзун, Т. Голд и С. Сотер относят: 1) геодинамические процессы, и в первую очередь, проявляющиеся мгновенно (землетрясения); 2) гидротермальную деятельность и поступление газо-водяной смеси из глубоких горизонтов; 3) мощные локальные тепловые потоки. Следует отметить, что последние два типа процессов являются следствием геодинамических процессов, которые отличаются не только своей масштабностью, но и большой повторяемостью во времени. А это имеет большое значение для поддержания АВПД. Например, в Монголо-Байкальской сейсмической зоне происходит до 1000 подземных толчков в год (2-3 в сутки). В Восточном Предкавказье регистрируется до 1000-1500 землетрясений в год различной интенсивности (в среднем 3-5 в сутки). Таким образом, наблюдаемое в настоящее время в упруго деформируемой среде поле пластовых давлений является следствием постоянно меняющихся напряжений под действием тектонических сил и процессов, скорости которых сопоставимы и часто превышают скорости релаксации пластовых давлений. Изменение пластового давления во многих случаях регистрируется различными наблюдениями. Аномально низкие пластовые давления встречаются на относительно небольших глубинах по долинам крупных рек, в областях развития многолетнемерзлых пород и в аридных условиях, когда область питания лежит на склонах или даже у подножий возвышенностей, а не на их водоразделах. В таких системах зоны АНПД находятся выше областей питания. Например, зоны АНПД существуют на Ставропольской возвышенности (Ставропольском своде), а также распространены в пределах Терского и Сунженского антиклинальных хребтов Терско-Каспийского прогиба. Образуются они и при интенсивном разуплотнении горных пород в результате неотектонических процессов. Для количественной оценки степени отклонения фактических пластовых давлений от гидростатических используются коэффициенты аномальности пластового давления Ка, представляющие собой отношение фактического пластового давления Рф к нормальному Рн или условному гидростатическому Ру.г. давлению, рассчитанному для той же глубины: Ка = Рф / Рн (у.г.). Обычно аномальными считаются давления с коэффициентами аномальности более 1,3 (АВПД) и менее 0,8 (АНПД). За верхний предел АВПД принимается геостатическое давление, превышающее нормальное или условное гидростатическое давление в 2,3-3 раза. Давления, отличающиеся от нормального менее чем на 30 % и 20 % соответственно считаются повышенными и пониженными. |