Геология и геохимия. Геология и геохимия нефти и газа. Прозорова. Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа
 Скачать 6.77 Mb.
|
2.7.3 Факторы вторичной миграции нефти и газаМиграция УВ обуславливается рядом причин или факторов. Среди наиболее важных факторов выделяются: гравитационный, гидравлический, геодинамический, диффузионный и действие капиллярных сил. Гравитационный фактор. По мнению большинства исследователей главной или даже единственной силой, обусловливающей вторичную миграцию УВ, является гравитационная сила. Поэтому миграция УВ происходит в свободном фазово-обособленном состоянии и является в основном восходящей. Представление о струйной миграции сформулировал в 1958 году В.П. Савченко. Всплывание УВ идет по зонам наименьшего фильтрационного или капиллярного сопротивления субвертикально в проницаемых зонах и сублатерально в кровельной части проницаемых пластов по их восстанию. Гравитационный фактор обусловлен всплыванием нефти и газа в природных резервуарах по наиболее крупным сообщающимся пустотам. Сила всплывания или выталкивания нефти и газа водой рв пропорциональна разнице плотностей воды ρв и углеводородов ρув в пластовых условиях, высоте струи УВ Н и синусу угла наклона пласта, умноженных на ускорение силы тяжести g: рв = gН (ρв–ρув) sin α, где рв - сила всплывания нефти и газа g – ускорение силы тяжести, Н – высота струи, как разность отметок начала и конца фазы, ρв–ρув – разность плотностей воды и УВ (нефти или газа) в пластовых условиях. α – угол наклона пласта коллектора. В пластовых условиях струйная миграция нефти и газа начинается только тогда, когда сила всплывания нефти и газа превысит капиллярное давление в поровом канале, или туннеле, коллектора. Наиболее существенную помеху миграции УВ представляют сужения поровых каналов. С вязано это с тем, что капле шарообразной формы, которая обладает минимальной поверхностью, для прохода через сужение необходимо преодолеть силу поверхностного натяжения и вытянуться, то есть увеличить свою поверхность. Для этого необходима дополнительная энергия. Разность давлений, позволяющая преодолеть капиллярные силы, образуется при слиянии капель в струю. Поэтому всплывание УВ облегчается, если оно происходит не отдельными каплями, а струей. Следовательно, уже на стадии миграции УВ необходима первичная аккумуляция УВ, которая и происходит на контакте производящей породы и коллектора. По расчетам А.И. Леворсена сила всплывания нефти начинает заметно проявляться при высоте непрерывной фазы (струи) от 1 до 10 м. В.П. Савченко подчёркивает, что миграция нефти и газа начинается при малейшем перепаде давления, то есть при превышении силы всплывания нефти (газа) над капиллярным давлением. Таким образом, чем интенсивнее дислоцированы породы и круче поставлены пласты, и чем больше разница в плотностях УВ и воды и длиннее струя непрерывной фазы УВ, тем больше сила всплывания. Противодействие капиллярных сил резко уменьшается при пластовых температурах свыше 90 °С в присутствии поверхностно-активных веществ, а при температуре 150 ºС становится столь незначительной что может не учитываться. Связано это со снижением силы поверхностного натяжения. Гидравлический фактор. Сущность этого фактора заключается в транспортировке УВ водой. Движущиеся вверх по пласту или разрывному нарушению подземные воды переносят газ и нефть в растворенном состоянии и облегчают всплывание нефти и газа. Фильтрация жидкостей происходит согласно закону Дарси, по которому количество жидкости, проходящее в единицу времени через породу-коллектор с определенным поперечным сечением, прямо пропорционально проницаемости породы и перепаду давления, обусловливающему фильтрацию, и обратно пропорционально вязкости жидкости. Роль гидравлического фактора может проявляться в жестких термобарических условиях при температуре выше 150 ºС, когда резко возрастает растворимость нефти в воде. Её растворимость при температурах до 100-110 ºС очень низкая и составляет порядка 100 г нефти на 1 м3 воды. Большое значение гидравлическому фактору придавали А.А. Бакиров, И.О. Брод, М.С. Бурштар, З.А. Табасаранский и др. В настоящее время большинство геологов (И.В. Высоцкий, Н.А. Еременко, Г.В. Чилингар, С.Б. Вагин, В.П. Шугрин, Ю.И. Брагин и многие другие) считают, что роль гидравлического фактора весьма незначительна. Связано это с низкой растворяющей способностью и скоростью движения пластовых вод. Скорость движения подземных вод наибольшая в складчатых областях и передовых прогибах, но и здесь она достигает всего нескольких десятков метров в год, а чаще находится в пределах нескольких метров или даже нескольких десятков сантиметров в год. В платформенных условиях пластовые воды движутся со скоростью от микрометров до 10 см в год. Геодинамический фактор. Мощным источником энергии миграционных процессов являются тектонические процессы и геодинамика недр. Тектонические движения наиболее интенсивно протекают при проявлении тектонических фаз. Повышенная тектоническая активность ведёт к существенной перестройке структуры природных резервуаров, образованию в них путей вертикальной миграции - разрывов и трещин и нарушает равновесие флюидных систем. Поскольку эти системы стремятся к статическому состоянию, то выравнивание энергии флюидов в пласте, нарушенной тектоническими процессами, достигается за счёт процессов миграции, формирования, переформирования и разрушения залежей УВ. Среди геодинамических факторов наибольшее значение имеют постоянные короткопериодические и быстропротекающие процессы - землетрясения, а также явления связнные с лунно-солнечными приливами и изменениями солнечной активности. Эти процессы вызывают вариации гравитационного и электромагнитного поля Земли, баровакуумные эффекты и вибрации блоков горных пород. Например, на Земле происходит от 200 тысяч до 1 млн. землетрясений в год. Всё это способствует изменению упругих сил расширения флюидов и заключающих их пород и тем самым проявлению других факторов миграции, особенно - гравитационного фактора. Диффузия УВ. Это один из механизмов переноса растворённого вещества, связанный с наличием в растворе градиента концентраций. Диффузия всегда происходит в сторону уменьшения концентраций вещества. Многие исследователи отмечают, что диффузия имеет место при эмиграции УВ, но она в принципе по своей природе, связанной с выравниванием концентраций, не может самостоятельно привести к аккумуляции УВ и образованию их залежей. Большая роль диффузии проявляется при разрушении и рассеянии скоплений УВ. Однако, в некоторых благоприятных геологических условиях, при наличии весьма надёжных флюидоупоров диффузия может способствовать первичной аккумуляции УВ и возникновению вторичной собирательной миграции в эпигенетичных НГК. Этому явлению может способствовать также понижение температуры вверх по разрезу, которое ведет к уменьшению коэффициента диффузии УВ. Действие капиллярных сил. Вода лучше, чем нефть смачивает горные породы, поэтому силы поверхностного натяжения между породой и водой больше. В связи с этим вода вытесняет нефть из мелких пор в крупные. Это создает в природном резервуаре условия для избирательного движения флюидов, дифференцированного по величине сечения проводящих каналов и возникновению струйной миграции нефти. Капиллярное давление понижается с увеличением диаметра пор и отсутствует в порах диаметром более 0,5-1,0 мм и трещинах шириной более 0,25 мм. В субакапиллярных порах менее 0,0002 мм и трещинах менее 0,0001мм физические связанные или адсорбированные флюиды препятствуют движению нефти, газа и воды. При прохождении нефти по пустотному пространству породы поверхность минералов гидрофобизируется и тогда на контакте нефти и воды знак капиллярного давления меняется на противоположный. Миграции УВ могут способствовать и другие факторы, например: - упругие силы (напряжения) расширения флюидов и заключающих их пород, возникающие вследствие уменьшения геостатического давления при тектоническом подъёме нефтегазоносных комплексов; - разные коэффициенты теплового расширения пород и заключенных в них флюидов при погружении нефтегазоносных комплексов; - изменение объема пор породы, вызванное их цементацией или перекристаллизацией минералов; - избыточное давление, возникающее вследствие разности плотностей флюидов, залегающих в высокоамплитудных ловушках, которое вызывает прорыв газа или нефти через покрышку и их ремиграцию. 2.7.4 Масштабы и направление миграции нефти и газа Масштабы или расстояния, на которое могут мигрировать УВ, зависят от их физического состояния, состава, плотности и вязкости, геологических и термобарических условий недр. Газообразные УВ обладают высокой подвижностью и соответственно большей миграционной способностью, чем жидкие. Считается, что в платформенных условиях преобладает внутрирезервуарная латеральная миграция, дальность которой может составлять по разным оценкам от нескольких десятков до сотен километров. Однако в последние десятилетия установлено, что осадочный чехол и фундамент платформенных НГП расчленён большим количеством разломов. Разломы образуют определённые пространственные системы и ограничивают дальность внутрирезервуарной миграции. Вероятно, внутрирезервуарная региональная миграция в НГП платформенного типа ограничена расстояниями между смежными областями впадин и крупных положительных тектонических элементов, поскольку первые служат очагами генерации УВ, а вторые – областями их аккумуляции. Латеральная миграция может протекать также вдоль зон динамического влияния конседиментационных разломов. В нефтегазоносных бассейнах складчатых, или, подвижных поясов, а также переходных территорий, большинство геологов отдает предпочтение межрезервуарной вертикальной миграции УВ, поскольку в этих регионах широко развиты дизъюнктивные дислокации, диапиризм, иногда грязевой вулканизм. Максимальный диапазон вертикальной миграции ограничивается толщиной осадочного чехла над самым погруженным первично нефтегазоносным комплексом. Направление миграции зависит от тектонического строения региона и определяется взаимным расположением очагов генерации УВ и зон нефтегазонакопления и может быть установлено на основании некоторых фактов. 1. Иногда, по мере удаления от источника генерации УВ, уменьшается коэффициент заполнения структурных ловушек; 2. Смолы и асфальтены, а также ароматические и гибридные УВ обладают наименьшей миграционной способностью по сравнению с метановыми и нафтеновыми УВ. Поэтому они сорбируются породами на путях миграции. В связи с этим, в направлении миграции наблюдается обогащение нефти легкими фракциями и уменьшение её плотности. 3. Состав углеводородных газов также меняется по направлению миграции. Как правило, происходит уменьшение содержание гомологов метана, поскольку они обладают меньшими миграционными способностями и больше подвержены сорбции и окислению. 4. Иногда наблюдается закономерное распределение залежей нефти и газа в цепи воздымающихся структурных ловушек по принципу дифференциального улавливания УВ, о чём будет сказано в следующей главе. Масштабы миграции УВ зависят также от физического состояния и состава самих УВ, и - от геологических и термобарических условий недр. Физическое состояние УВ определяет их плотность и вязкость. Газообразные УВ, по сравнению с жидкими, обладают более высокой подвижностью и соответственно большей миграционной способностью. Масштабы миграции определяются также объёмами генерации нефти и газа и наличием объёмных ловушек на путях миграции. 2.7.5 Аккумуляция нефти и газа в ловушке Залежи нефти и газа образуются в результате аккумуляции УВ в ловушках. Аккумуляция происходит посредством перехвата УВ, мигрирующих в струйной форме в кровельной части водонасыщенных пластов-коллекторов или по зонам повышенной тектонической трещиноватости, связанных разрывными нарушениями горных пород. В пластовых резервуарах, при заполнении антиклинальных, дизъюнктивно экранированных и литологически экранированных ловушек, УВ перемещаются по напластованию пород. При заполнении ловушек в массивных резервуарах движение УВ происходит по вертикали. Заполнение антиклинальных ловушек происходит по их периметру (рис. 22). При этом УВ всплывают в сводовую часть, одновременно вытесняя воду, находящуюся в коллекторе в нижнюю часть ловушки до гидравлического замка. Вода в начале вытесняется по всей толщине пласта, а затем по его падению. Таким образом, формирование залежей нефти и газа происходит по схеме «снизу вверх - сверху вниз. Углеводороды поступают в ловушку по наиболее крупным поровым каналам, а вытесняют воду из более мелких каналов. Поэтому для проникновения нефти или газа в более мелкие поры необходимо, чтобы они находились под некоторым избыточным давлением, которое превышает величину гидростатического давления на величину капиллярного давления, характерного для данного значения радиусов капилляров. Такое избыточное давление называется давлением внедрения, или давлением прорыва.  Рисунок 22 – Схема движения воды и углеводородов в сводовой ловушке в процессе формирования залежи (по И.В. Высоцкому и В.И. Высоцкому; 1986): 1 - Направление движения воды, 2 - направление движения УВ. Точками показано начальное положение залежи При недостаточном давлении прорыва нефть не может вытеснить свободную воду из самых мелких капилляров. В этом случае в залежи остаётся вода, которая так и называется: остаточная вода. Наличие большого количества остаточной свободной воды может свидетельствовать о продолжающемся процессе формирования залежи. Формирование залежей при вертикальной миграции УВ по разрывным нарушениям возможно лишь при условии, что они замыкаются в вышележащих отложениях. В таком случае разрывы питают примыкающие к ним коллекторские толщи дизъюнктивно экранированных ловушек. Во многих нефтегазоносных провинциях (НГП) имеются месторождения, содержащие большое количество залежей, иногда до 40 и более. Многозалежные месторождения образуются по нескольким причинам: за счёт миграции УВ, генерируемых внутриэтажными флюидоупорами, которые разделяют продуктивные горизонты внутри нефтегазоносного комплекса (НГК) или этажа нефтегазоносности; вертикальной миграции из нижележащего сингенетичного НГК; ремиграции УВ по образовавшимся разрывным нарушениям или участкам прорыва УВ через покрышку из разрушающейся крупной залежи. В процессе совместной аккумуляции нефти и газа одновременно происходит их разделение по плотности, в результате газ занимает верхнюю присводовую часть ловушки. Если объём поступающего газа, превышает объём ловушки, то газ постепенно вытеснит из неё нефть, которая вынуждена мигрировать по региональному восстанию пласта, к вышележащей ловушке. Подтверждением процессов вытеснения нефти газом являются многочисленные фактические данные по остаточной нефтенасыщенности пород газовых залежей. Принцип дифференциального улавливания нефти и газа. В процессе миграции нефти и газа по структурному элементу, в пределах которого имеется воздымающаяся цепь ловушек, проявляется фазовая дифференциация УВ. Региональным элементом, содержащим цепь ловушек может быть антиклинальная зона, рифовые массивы. Принцип дифференциального улавливания основан на двух положениях. Первое положение связано со способностью газа, вытеснять нефть из ловушки, которая была установлена В. Праттом в 1944 году и подтверждена В.П. Савченко в 1954 году. Поскольку плотность газа ниже плотности нефти, то газ, всплывая в нефтяной залежи, вытесняет её из ловушки. Второе положение связано с закономерным уменьшением пластового давления и изменением соотношения пластового давления и давления насыщения по восстанию пласта-коллектора. В результате происходит высаливание нефти из воды и выделение газа из воды и нефти. Принцип дифференциального улавливания УВ для таких условий был одновременно высказан российским геологом С.П. Максимовым и канадским геологом В. Гассау. Обычно выделяется две схемы фазовой дифференциации залежей нефти и газа (рис. 23). Первая схема осуществляется при одновременной, но раздельной струйной миграции нефти и газа. В этом случае образуется следующий последовательный ряд залежей: нижние ловушки заполняются газом, промежуточная - газом и нефтью, верхние ловушки нефтью (рис. 23, а). Если мигрирует только одна нефть, то в этом случае происходит дифференциация залежей по плотности нефти. Если УВ недостаточно для заполнения всех ловушек, то ловушки, расположенные выше будут «пустыми» (водоносными).  Рисунок 23 - Принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа в последовательной цепи ловушек (по С.П. Максимову и др., 1981) Сторонники теории дифференциального улавливания допускают также возможность выдавливания из ловушки залежи тяжёлой нефти лёгкой нефтью. В этом случае по направлению миграции нефти в цепи ловушек должна увеличиваться плотность нефти. Однако И.В. Высоцкий и В.И. Высоцкий (1986) указывают, что такое выдавливание не возможно, поскольку при контакте двух смешивающихся жидкостей происходит выравнивание их плотности. Кроме того, в этом случае асфальтены должны выпадать в осадок, что также способствует уменьшению плотности нефти. Наблюдаемое увеличение плотности нефти в залежах вверх по восстанию ловушек связано с действием гипергенных факторов. Вторая схема реализуется при миграции нефти в струйной форме при давлении насыщения ниже пластового, то есть когда нефть недонасыщена газом. В этом случае нижние ловушки будут заполняться нефтью (см. рис. 23, б). При дальнейшей миграции и снижении пластового давления до значения давления насыщения газ начнет выделяться из нефти, и дальнейшее распределение УВ в ловушках пойдет по первой схеме (см. рис. 23, а). Иногда выделяется третья схема фазовой дифференциации залежей, связанная с водорастворённой формой миграции УВ. Снижение температуры и давления при миграции воды приводит к выделению из неё нефти и газа в свободное состояние. Так как жидкие УВ растворяются в воде хуже, чем газообразные, то первой выделяется нефть, которая и заполняет первые нижние ловушки. По мере миграции воды вверх по восстанию пласта, наряду с жидкими УВ начинают выделяться и газообразные. Поэтому в следующей ловушке аккумулируется нефть и газ при различном соотношении их объёмов, а выше - только газ. Однако данная схема маловероятна из-за низкой растворимости жидких УВ в воде. Распределение залежей нефти и газа в соответствии с принципами дифференциального улавливания представляет собой наиболее общую схему. Чаще процессы миграции и аккумуляции УВ протекают в более сложных условиях, которые меняются как во времени так в пространстве. Связано это с разным временем прохождения материнскими породами ГЗН и ГЗГ, а также наличием разных очагов генерации УВ. Кроме того, из-за проявления новейшей тектоники меняются направления и углы регионального наклона пластов, глубины залегания ловушек, вплоть до выведения пластов-коллекторов на поверхность, ловушки меняют объём или вовсе раскрываются. Одновременно изменяются и термобарические условия в залежах, происходит переформирование и разрушение залежей нефти и газа. 2.7.6 Время, продолжительность и скорость формирования залежей нефти и газа Изучение вопросов времени, продолжительности и скорость формирования залежей нефти и газа имеет большое практическое и научное значение. Под временем формирования залежей понимается период с момента поступления первых порций УВ в ловушку до её полного заполнения. За начало образования залежей можно принять время возникновения ловушек, а установление времени конца формирования залежей вызывает большие трудности. В случае древнего заложения ловушки и её конседиментационного развития период существования выявленной залежи может оказаться весьма продолжительным. Кроме того, многие залежи испытали неоднократные поднятия и погружения во время которых происходило их переформирование. При установлении времени начала и конца формирования залежей можно определить продолжительность их формирования. При знании объёмов и продолжительности формирования залежей можно определить скорость, или интенсивность, их формирования. Она определяется как отношение геологических запасов нефти или газа в залежи к продолжительности их формирования, и выражается соответственно в тоннах или кубических метрах в год. Относительно скорости и продолжительности процесса формирования залежей нефти и газа в настоящее время существует три представления: 1) процесс формирования залежей является очень длительным и многоэтапным; 2) формирование залежей происходит достаточно быстро; 3) залежи формируются с высокими скоростями, сопоставимыми со скоростями отбора УВ при их добычи, или они формируются в течение исторического времени. Первое представление появилось давно и связано с представлениями об очень низкой скорости генерации и миграции УВ. В настоящее время его развивают В.И. Ларин и И.С. Гутман (2004). Они считают, что залежи нефти и газа формируются в течение отрезка времени, достигающего 100 млн. лет и более. При этом основным фактором формирования залежей является вертикальный диффузионный поток УВ. Свои представления они обосновали соответствующими расчётами. Второе представление основано на расчётах, которые показывают, что процессы генерации и миграции нефти и газа могут протекать относительно быстро. Оно поддерживается большинством геологов нефтяников, придерживающихся органической теории происхождения УВ. Расчеты, проведенные Ф.М. Багир-Заде, И.В. Высоцким, А. Леворсеном, Р. Кингом, М. Хэлбути, и др. на примерах нефтяных залежей районов кайнозойской и современной складчатости (Калифорнии, побережья Мексиканского залива, Апшеронского полуострова, Румынии, Бирмы и Индонезии) показали, что продолжительность их формирования составляет от 78 тыс. до 3 млн. лет. Время формирования залежей в условиях данных районов определяется с наименьшими погрешностями, поскольку ловушки нефти и газа имеют молодой возраст. При этом учитывалось только время вторичной миграции и аккумуляции УВ. С учетом времени генерации и эмиграции УВ продолжительность формирования залежей нефти в тех же нефтегазоносных бассейнах (НГБ) по И.В. Высоцкому и В.И. Высоцкому (1986) составляет от 1 до 12 млн. лет, а скорость формирования залежей нефти составляет от 12 до 700 т/год. Третье представление развивается как в рамках органической концепции, так и в рамках неорганической концепции происхождений нефти и газа. Процесс нефтегазонакопления здесь представляется геологически мгновенным, способным восполнять потери УВ из залежей в процессе их разработки. Данные представления основаны на фактах чрезвычайно большой скорости генерации УВ как за счёт органических, так и неорганических источников, и большой роли флюидодинамических процессов в вертикальной миграции УВ. Данные представления были высказаны и развиваются Б.М. Валяевым, Н.А. Гусевой, А.Н. Дмитриевским, П.Н. Кропоткиным, Р.Х. Муслимовым, Д.К. Нургалиевым, Н.Г. Нургалиевой, М.Н. Смирновой, Б.А. Соколовым, В.А. Трофимовым и др. Например, Н.А. Гусева и Б.А. Соколов считают, что если процессы накопления и преобразования ОВ протекают длительно, то процессы генерации и миграции УВ идут интенсивно. 2.7.7 Методы определения времени формирования залежей нефти и газа Существуют геологические, геолого-геохимические и физические методы определения времени формирования залежей нефти и газа, среди которых выделяются конкретные способы (табл. 15). Данные методы имеют различные погрешности и ограничения и поэтому обладают разной степенью достоверности определения времени формирования залежей. При этом геологические методы позволяют определять только время возможного начала формирования залежей, а физические методы позволяют определять время возможного завершения их формирования или установить факт продолжающегося процесса формирования залежей на современном этапе. В геологическом методе по своей достоверности выделяется палеоструктурный (палеотектонический) способ. Он основан на положении, что залежи нефти и газа начинают формироваться только после образования ловушек. Время образования ловушек определяется в зависимости от их генетического типа: 1) время образования ловушек сводового типа определяется временем появления пликативного тектонического экрана, то есть свода складки; 2) время образования дизъюнктивно экранированных ловушек определяется временем образования дизъюнктивных нарушений; 3) время образования ловушек литологического, стратиграфического и рифового типов определяется временем накопления флюидоупоров, перекрывающих породы-коллекторы. Палеоструктурный способ считается наиболее надёжным, тем не менее, и он имеет погрешности. Формирование залежей в ловушках древнего заложения могло произойти в течение очень большого промежутка времени. Кроме того, сложным является вопрос определения времени формирования складчатых деформаций. Поэтому точность данного метода зависит от точности метода палеотектонического анализа. Например, большинство исследователей тектоники Терско-Каспийского прогиба считает, что его структурный план сформировался в плиоцен-антропогене. Однако существуют представления о конседиментационном развитии региона и заложении антиклинальных зон ещё в домеловое время (С.И. Афанасьев, 1990). Таблица 15. Классификация методов определения времени формирования залежей нефти и газа (по И.М. Михайлову, 1984)
В геолого-геохимическом методе выделяются литологический (минералогический) и геохимический способы. Литологический (минералогический) способ основан на свойстве жидких УВ, сильно замедлять катагенез пород-коллекторов в пределах залежи по сравнению с породами, находящимися за контуром нефтеносности. Установлено также восстанавливающее воздействие УВ на соединения железа в глинах, находящихся на водонефтяных контактах (ВНК). Поэтому аутигенные минералы чётко фиксируют положение древних ВНК и позволяют определять стадии формирования и переформирования залежей нефти. Таким образом, суть способа состоит в установлении последовательности постседиментационных преобразований пород-коллекторов в пределах контура нефтегазоносности и за его пределами. Большое значение в данном способе имеет выявление морфологических соотношений УВ с аутигенными минералами и включений нефти в пустотах, возникших при растворении карбонатного и сульфатного вещества на разных стадиях катагенеза. Геохимический способ определения абсолютного возраста нефтей и газов предложен в 1967 году А.Н. Резниковым. Он основан на оценке степени превращённости нефтей и газов во время их нахождения в зоне катагенеза при температурах свыше 100 °С. Недостатком способа является то, что возраст залежи нефти (газа), определяется по продолжительности существования УВ в зоне катагенеза, вне зависимости от уровня их первоначальной превращённости, то есть без учета условий катагенеза органического вещества (ОВ). Учитывая недостатки геохимического способа, в 1986 и 2003 году А.Н. Резников модифицировал его на основе данных геохимической кинетики. По оценке автора кинетико-геохимический способ определения времени формирования нефтяных скоплений позволяет достаточно уверенно датировать начало аккумуляции нефти в ловушке. В физическом методе наиболее простым является способ аномальных давлений. Однако он применим только для залежей нефти и газа с аномально высокими или аномально низкими пластовыми давлениями (Н.А. Еременко, 1968). Считается, что во время формирования в залежи существовало гидростатическое давление, а современное аномальное давление является условно гидростатическим давлением на уровне первоначального нахождения залежи, которое не успело восстановиться. В случае повышенного давления величина аномального давления указывает на минимальную глубину нахождения залежи в момент её формирования относительно современного положения, а в случае пониженного давления - на максимальную глубину нахождения. Формирование залежей на современном этапе. К физическому методу условно относится ряд способов, которые указывают на процесс продолжающегося формирования залежей. Среди трёх способов, приведенных И.М. Михайловым в таблице 15 выделяется способ заполненности ловушек и способ учёта газонасыщенности пластовых вод. Способ учёта коэффициента заполнения ловушек. Считается, что если ловушки полностью заполнены нефтью или газом, то формирование залежей продолжается в настоящее время (И.М. Михайлов; 1984). Однако следует учитывать, что неполнопластовые (водоплавающие или водонефтяные) и массивные залежи, которые не полностью заполняют ловушку, также могут находиться на стадии формирования, а не разрушения. Примером являются Николаевское и Убеженское водоплавающие месторождения Центрального Предкавказья, поскольку установлено, что они находятся в процессе формирования. Способ учета газонасыщенности пластовых вод, или упругости растворенных газов в воде. В 1968 году В.И. Корценштейн, предположил, что газовые залежи, которые окружены пластовыми водами с предельным газонасыщением, находятся в состоянии формирования. Ряд способов выявления процессов продолжающегося формирования залежей нефти и газа приведен в работе: «Представления о продолжительности и скорости формирования залежей нефти и газа и критерии определения их продолжающегося формирования» (В.В. Доценко; 2006). 1. Резко пониженная минерализация подошвенных и законтурных вод, вплоть до пресных, под газовыми и нефтяными залежами. Эти воды, получившие также название «конденсационных», являются прямым следствием восходящей миграции гомогенных газожидкостных смесей, а затем их фазовой дифференциации и конденсации водяных паров. Дифференциация и конденсация обусловлены резким снижением температуры и давления. Со временем минерализация контурных вод увеличивается до фоновой и аномалия исчезает, поэтому наличие ярко выраженной гидрогеохимической аномалии свидетельствует о её геологически недавнем образовании, а время формирования залежи совпадает с началом конденсации вод в свободную фазу. 2. Коэффициент нефтеизвлечения, превышающий 90 % или превышение объёма добываемых УВ в залежи, над объёмом их утвержденных запасов (залежи с так называемыми самовосполняющимися запасами). 3. Присутствие большого количества свободной остаточной воды в залежи нефти или газа. Нефть (газ) ещё не полностью вытеснили воду из ловушки. 4 .Остаточная нефтенасыщенность продуктивных пород в газовых залежах. 5. Вариации состава и свойств нефти и газа в залежах, или отсутствие гравитационной дифференциации флюидов, когда на одном гипсометрическом уровне находятся нефти разной плотности. Связано это с наличием нескольких очагов генерации УВ и пульсирующей во времени активной современной миграцией нефти и газа. 6. Наличие залежей лёгких нефтей в зоне гипергенеза. Нефть не успела деградировать. Выводы: Почти все существующие методы и отдельные способы определения времени формирования залежей имеют ограничения и значительные погрешности. Большинство ограничений связано с условием, что ловушка во время формирования залежи должна находиться в статическом состоянии, что при длительном формировании залежи маловероятно. Залежи нефти и газа могут существовать только в состоянии динамического равновесия, то есть при различных соотношениях интенсивности процессов формирования и разрушения. Большинство залежей нефти и газа является молодыми, так как сформировались или в разной степени переформировались в новейшее время. На новейшем этапе тектонического развития Земли произошла перестройка структурного плана, и значительно активизировались процессы нефтегазообразования, миграции и ремиграции УВ. Отмечаемую многими способами большую продолжительность формирования залежей следует рассматривать как большую длительность их существования при постоянной или периодической подпитке УВ. Факты продолжающегося процесса формирования залежей УВ при появлении устойчивого уровня добычи могут изменить представления о потенциальных ресурсах УВ и систему добычи нефти и газа. 2.7.8 Факторы разрушения залежей нефти и газа Разрушение залежей представляет собой непрерывно действующий процесс частичного или полного рассеяния и распада УВ, составляющих залежь нефти или газа, или процесс перехода УВ в другие вещества: вязкие и твердые битумы. Разрушение залежей противостоит процессу формирования залежей. Началом процесса сокращения залежи является естественное истощение источника генерации УВ. Однако прекращение поступления УВ в залежь может произойти и вследствие появления преград на пути миграционного потока, связанного с перестройкой структурно плана. Непосредственными причинами разрушения и переформирования залежей являются различные нарушения условий их залегания. Выделяется ряд факторов разрушения залежей нефти и газа. 1. Тектонический фактор, который обусловлен следующими процессами: 1.1) изменением наклона пластов и раскрытием замка структурных ловушек; 1.2) рассечением залежи разрывными нарушениями; 1.3) осложнением структурной залежи внедрением масс каменной соли, глины, сопочной грязевулканической брекчии, магматических пород; 1.4) эрозией покрышки и вскрытием залежи; 1.5) уплотнением коллекторов; 1.6) увеличением проницаемости покрышки залежи при тектонических напряжениях; 2. Гидродинамический фактор связан с активностью пластовых вод, которые вымывают УВ из малоамплитудных структурных ловушек с пологими крыльями. Происходит это по А.А. Карцеву (1972) в случае, когда наклон водонефтяного (газоводяного) контакта меньше угла падения крыла сводовой ловушки. Условием сохранения залежи от механического выноса УВ водой является неравенство: Q < α, где Q – угол наклона водонефтяного (газоводяного) контакта; α – угол падения пласта на крыле ловушки (рис. 24).  Рисунок 24. Схема условий сохранения (а) и разрушения (б) нефтяной залежи при гидродинамическом воздействии в ловушке сводового типа 3. Гидравлический фактор. Его действие связано с прорывом капиллярного давления избыточным давлением в залежи. 4. Физико-химический фактор. Метан и его гомологи обладают большой растворимостью в воде по сравнению с жидкими УВ. При нахождении газовых залежей в инфильтрационных водонапорных системах пластовые воды, омывающие залежи растворяют и выносят газы. Количество выносимых газов зависит от состава вод и термобарических условий. Действию этого фактора подвержены, главным образом, газовые залежи, которые погружаются. Газы растворяются в пластовых водах, вплоть до исчезновения залежи и при тектоническом погружении, когда повышение пластового давления не компенсируется ростом газонасыщенности вод. Особо благоприятны для растворения залежей условия при температуре, превышающей 100-120 °С, когда растворимость метана в воде резко возрастает (А.А. Карцев и др., 2001). 5. Химический и биохимический факторы. Действие этих факторов тесно переплетается. Химическое разложение УВ нефтяных и газовых залежей происходит за счет кислорода, сульфатов, нитратов и различных окислов, растворенных в пластовых водах. В результате образуются: углекислый газ, вода, сероводород, аммоний и другие растворимые вещества, а также вязкие и твердые битумы. Главными процессами распада УВ является их анаэробное окисление за счет сульфатов при участии сульфатредуцирующих бактерий и аэробное окисление кислородом воздуха и пластовых вод. Для окисления 1 г метана требуется 6 г сульфат-иона. Сероводород, получающийся при окислении УВ, образует над разрушенными залежами нефти и газа скопления свободной серы. Так, например, при образовании известных в Туркмении залежей серы было разрушено несколько триллионов кубических метров газа. 6. Термально-метаморфический фактор. Его действие связано с изменением состава нефтей и газов в залежах, вплоть до их полного разрушения в условиях жесткого катагенеза и метаморфизма. При деструкции лёгких нефтей образуется метан, а при деструкции тяжёлых высокосмолистых нефтей, кроме метана, образуются кериты и антраксолиты. При дальнейшем погружении газовых залежей и соответственном повышении температуры метан разлагается на углерод и водород, а антраксолиты превращаются в графит, рассеянный в коллекторе. 7. Диффузионный фактор. Концентрация УВ, находящихся в залежах в тысячи раз превышает концентрацию УВ в окружающих водонасыщенных породах. В результате возникает молекулярное диффузионное перемещение УВ в сторону меньших концентраций и над залежами нефти и газа образуется ореол рассеяния. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||