Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология

Подождите немного. Документ загружается.

Залежи углеводородных газов формируются в результате

выделения растворенных газов в свободную фазу и накопления их в

ловушках. Скорость насыщения пластовых вод углеводородными

газами зависит от обогащенности пород органическими веществами,

интенсивности процессов газогенерации, гидростатического

давления, минерализации и температуры подземных вод. При

достижении предела насыщенности вод газ начинает выделяться в

свободную фазу (при p^Q > Д1д). Поступающий в коллектор газ в виде

струи

свободного газа в последующем может мигрировать по коллектору до

ближайшей ловушки в форме свободных струйных потоков (струйная

миграция). По мнению Л.М. Зорькина (1989), в формировании залежей

газа ведущим фактором является тектонический. При тектонических

движениях отрицательного знака, связанных с погружением и ростом

давления и температуры, в осадочных породах процессы генерации

углеводородов усиливаются. При подъеме территории, росте

локальных структур пластовое давление может снижаться, а это

вызывает интенсивное выделение растворенных газов в свободную

фазу, что и приводит к формированию залежей в ловушках.

Дальнейшее существование залежей нефти и газа зависит от двух

противоположно направленных процессов: концентрирования и

рассеяния. В первом случае происходит накопление углеводородов в

залежи. Активно этот процесс идет в осадках с высоким

газогенерирующим потенциалом, преимущественно на элизионных

этапах гидрогеологической истории бассейна. Следует отметить, что

разрушение залежей и их переформирование могут происходить и на

элизионных этапах. Но все же наиболее активны эти процессы на

инфильтрационных этапах гидрогеологической истории, когда в

результате восходящих тектонических движений возможны

перестройка структурного плана, появление разрывных нарушений,

что ведет к изменению гидродинамических и гидрохимических

условий и т.д. Это приводит к переформированию или разрушению

скоплений углеводородов.

Разрушение залежей нефти и газа может быть механическим

(гидравлическим), физико-химическим и биохимическим.

Механическое разрушение залежи происходит в результате

вымывания нефти и газа из ловушки подземными водами во

взвешенном состоянии. Основной фактор гидравлического

разрушения залежей нефти и газа - изменение гидродинамического

градиента в пласте, приводящее к появлению наклона ВНК или ГВК

(рис.56).

-230

Рис.56. Схема зависимости между наклоном нефтеводяного контакта

и пьезометрической поверхностью (поА.И. Леворсену, с

изменениями):

1 - газ; 2 - нефть; 3 - вода; 4 - направление движения воды

Рис.57. Схема условий сохранения (а) и разрушения (б) нефтяной

залежи при механическом действии вод (по А.А. Карцеву)

По М.Хаберту, зависимость наклона ВНК гидравлического уклона

описывается уравнением:

Рв

tg0=

Рв - Рн(г)

где в - угол между поверхностью нефтеводяного (или газоводяного)

контакта и горизонтальной поверхностью; i-гидравлический уклон,

равный отношению

/г

,; рц, р^, /у -

плотности воды, нефти или газа. Ориентировочно для нефтяных

залежей tg0 » (2-10)г; для газовых залежей tg0 »(!-!,5)/.

Следовательно, нефтяные залежи значительно менее устойчивы

против гидравлического разрушения, чем газовые. Условия

сохранения или разрушения залежей нефти и газа в ловушках

оводового типа определяются соотношением угла наклона ВНК или

ГВК в и угла падения крыла ловушки а (рис.57). Если наклон

нефтеводяного или газоводяного контакта круче угла падения крыла

сводовой ловушки, то нефть и газ вымываются из нее и залежь

исчезает, если меньше, то залежь сохраняется.

Механическое разрушение залежей углеводородов может быть

связано с ослаблением удерживающей способности покрышки,

обусловленным появлением зон трещиноватости, наличием

гидрогеологических окон или появлением в результате

тектонических движений проводящих разломов. В этом случае Могут

происходить перетоки флюидов из нижележащих отложений

-231

или ГВК от

в вышележащие и переформирование залежей. Влияние

межпластовых перетоков на формирование залежей рассмотрено в

работах А.А. Карцева, Н.В.Поповой и И.В.Яворчук (1993).

Физико-химическому разрушению подвержены газовые залежи и

газовые шапки нефтяных месторождений. При погружении пород и

росте пластового давления, не компенсируемом ростом

газонасыщенности вод, газ (метан) будет растворяться и газовая

залежь постепенно может исчезнуть. Наиболее интенсивно процесс

растворения метана происходит на глубинах, где температура

превышает 100-120 °С. В нефтяных залежах за счет диффузии газов

возможны их дегазация и увеличение плотности нефтей. Как отмечает

Л.М.Зорькин (1989), уменьшение газового фактора и снижение

давления насыщения в направлении от наиболее приподнятой части

залежи к контуру установлены на многих месторождениях Северного

Кавказа, Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Химическое разрушение нефтяных и газовых месторождений

происходит в результате окисления углеводородов кислородом и

содержащими кислород сульфатами, растворенными в пластовых

водах.

Кислород проникает в продуктивные пласты вместе с

инфильтрационными водами в зоне активного водообмена и выявлен

в интервале глубин 0-600 м. Содержание кислорода в пластовых

водах изменяется от сотых долей до 4-5 мг/л. Наибольшему

воздействию этого окислителя подвергаются те залежи, которые

расположены вблизи зоны инфильтрации. Процесс окисления

кислородом тем активнее, чем более продолжителен

инфильтрационный этап и интенсивнее водообмен.

Значительно большее по масштабам окисление углеводородов

происходит за счет сульфатов, так как сульфаты распространены в

большинстве подземных вод. Этот процесс биохимический и

осуществляется в результате жизнедеятельности

сульфатредуцирующих бактерий, использующих кислород

сульфатов для "дыхания", а углеводороды для "питания". Разрушение

углеводородов в результате сульфатредукции, происходящее по

общей схеме MeS04 + 2C->MeS + 2СО^,

осуществляется в большом диапазоне глубин. Так, большинство

исследователей считает, что бактерии - десульфаторы не могут

развиваться при температуре выше 90-95°С, при минерализации

подземных вод выше 300 г/л и при величинах рН менее 5. А такие

условия могут быть на глубинах 2 - 3 км и более .

-232

Окисление нефти и газа происходит главным образом на контакте с

водой, поэтому чем больше площадь поверхности ВНК или ГВК, тем

более активно протекает этот процесс. Скорость окисления зависит от

величины гидродинамического градиента, определяющего интен-

сивность водообмена, и от количества сульфатов, поступающих в

приконтурные воды. Имеющиеся данные о зонах ВНК свиде-

тельствуют о том, что в результате биохимического окисления в зале-

жах нефть теряет легкие фракции и сильно утяжеляется, возрастает

цементация коллекторов, снижаются их пористость и проницаемость,

в приконтакгной зоне образуется слой асфальтоподобного битума. В

конечном итоге в результате окисления нефтяная залежь может

превратиться в залежь твердого битума.

9.2. Нефтегазопоисковые гидрогеологические показатели

Гидрогеологические Нефтегазопоисковые показатели разнообразны

и по степени информативности и надежности. В настоящее время

существует большое число классификаций гидрогеологических

показателей нефтегазоносности, предложенных В.А.Сулиным, М.А-

Гатальским, М.Е. Альтовским, В.А. Кротовой, А.С.Зингером, М.

И.Субботой, Е.В.Стадником, Л.М.Зорькиным, В.А.Корценштайном,

А.А. Карцевым и др.

При оценке перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим

данным различают региональную, зональную и локальную оценки

перспектив нефтегазоносности недр. Региональная оценка

заключается в изучении гидрогеологических условий

нефтегазоносных бассейнов или их частей, зональная - в

определении перспектив нефтегазоносности отдельных

территорий или зон внутри бассейна. Для региональных и зональных

оценок применяется преимущественно сравнительный прогноз. При

локальной оценке нефтегазоносности используются

гидрогеологические показатели, прямо или косвенно указывающие на

наличие или отсутствие залежей углеводородов в ловушке.

А.А. Карцевым и другими исследователями разработан

рациональный комплекс гидрогеологических критериев нефтегазо-

носности, который включает следующие показатели: газовые, органо-

газогеохимические, минерально-гидрогеохимические, гидро-

геодинамические, гидрогеотермические, палео-гидрогеоло-

гические.

Газовые показатели наиболее информативны и надежны. К их

числу относится прежде всего общая газонасыщенность

-233

воды, которая определяется общим количеством растворенного газа в

единице объема воды (см^л). Растворенные в подземных водах газы

представляют собой сложные газовые смеси, состоящие из

углеводородных газов, кислых, инертных, редких и других газовых

компонентов. Поэтому при нефтегазопоисковых работах большое

значение имеет содержание в составе смеси углеводородных газов.

Общая газонасыщенность в водоносных комплексах изменяется от

единиц до сотен, а в некоторых случаях и до нескольких тысяч см^л. В

законтурных водах газовых залежей часто отмечается резкое

увеличение общей газонасыщенности вод, уменьшающейся по мере

удаления от залежи. От газонасыщенности подземных вод зависит и

упругость водорастворенных газов.

Общая упругость водорастворенных газов представляет сумму

парциальных упругостей газов, содержащихся в смеси, и измеряется в

МПа. В недонасыщенных водонапорных системах упругость

растворенного газа меньше величины пластового давления, а в

насыщенных приближается к величине пластового давления. Поэтому

коэффициент газонасыщенности

вод, представляющий отношение

рг

/ , является важным

/ Рпл

показателем газоносности, характеризующим фазовое

равновесие пластовой системы. В зонах взаимодействия залежей с

подземными водами значения его могут достигать единицы. Поэтому

рост коэффициента газонасыщенности в водонапорной системе

указывает на направление поисков залежей газа. Таким образом,

общая газонасыщенность вод, повышенное по сравнению с фоном

содержание метана и его гомологов в водах, высокая упругость (и

прежде всего углеводородных) газов, р^/рц могут рассматриваться как

прямые

показатели и при региональной оценке перспектив

нефтегазоносности, и при локальной. В качестве газовых показателей

используются также различные соотношения газовых компонентов,

например, такие как СН4/СзНб и СКЦ/СзНз, характеризующие

жирность газов и возможный тип залежей газоконденсатная, нефтяная

с легкой или тяжелой нефтью, ArlOO/N2-2,68, позволяющее

определять содержание биогенного

"безаргонного" азота, Не/Аг, характеризующее степень закрытости

структур, и ряд других. Эти показатели косвенные, но они имеют

важное значение при оценке перспектив нефтегазоносности.

Ораано-зидрохимические показатели - это растворенные в

водах органические вещества (0В), такие как

234

нафтеновые и гуминовые кислоты; общее содержание органических

веществ (Сорг); ароматические углеводороды (бензол, толуол);

фенолы; спирты; сера органическая; фосфор органический и др.

Основная часть компонентов водорастворенного 0В связана с

залежами нефти и газоконденсата и лишь частично с залежами

углеводородных газов. Вокруг залежей образуются ореолы рассеяния

0В, т.е. зоны с повышенным его содержанием по сравнению с

фоновыми величинами. Для нефтегазопоисковых целей представляет

интерес как раз та часть 0В, которая является продуктом рассеяния

углеводородов залежей в окружающие их воды. В последнее время в

качестве прямого показателя наличия нефтяных залежей

используются данные о содержании в водах бензола. Последний

содержится в водах от тысячных долей до единиц мг/л. С

приближением к нефтяным залежам концентрация бензола

повышается, так, по данным Л.И.Морозова, на Южном Мангышлаке от

0,001 мг/л (фон) до 2-9 мг/л вблизи залежей нефти, т.е. в пределах

ореолов рассеяния 2-3 мг/л. Отмечается, что наиболее высокие

концентрации бензола характерны для вод, контактирующих с легкими

нефтями. Влияние залежей на окружающие воды по пласту

распространяется в пределах 1 км. Если при бурении выявлена зона с

повышенной концентрацией бензола (ореол рассеяния), то это значит,

что вблизи находится залежь нефти или газоконденсата, что

позволяет правильно ориентировать поисково-разведочные работы.

Минерально-гидрогеохимические показатели аммоний; общая

минерализация воды; сульфатность относительная и общая;

хлоридно-кальциевый и гидрокарбонатно-натриевый типы вод (по В.А-

Сулину); микроэлементы: йод, бром, барий, никель, ванадий и др.

Аммоний присутствует в водах нефтяных и газовых месторождений и

по мнению большинства исследователей генетически связан с

органическим веществом. В водах нефтяных месторождений аммоний

образуется и за счет азотсодержащих компонентов нефтей.

Содержание аммония изменяется в широких пределах: от десятков и

сотен мг/л до 1 г/л и более. Установлено, что концентрация аммония

возрастает по мере приближения к контуру нефтеносности. Однако

отмечено и повышенное содержание его в галогенных толщах (до 5 г/

л в девонских рассолах Припятского бассейна и 1,5 ^2,0 г/л в

кембрийских рассолах Ангаро-Ленского бассейна). Поэтому при

использовании аммония в качестве показателя нефтеносности

необходимо учитывать наличие галогенных толщ в разрезе

нефтегазоносных бассейнов. Общая минерализация воды,

235

бессульфатность относительная и общая свидетельствуют об

условиях сохранения залежей нефти и газа.

В общем случае, чем выше минерализация (при отсутствии

соленосных толщ) и меньше сульфатность вод, тем более

благоприятные условия имеются в недрах для сохранения скоплений

углеводородов. Это косвенные показатели, к которым относятся и

данные о типах вод.

Большинство залежей нефти и газа приурочены в основном к водам

хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. При этом

ассоциация нефтяных и газовых скоплений с водами хлоридно-

кальциевого типа более характерна для платформенных условий, а в

зоне альпийского тектогенеза углеводородные залежи ассоциируют

преимущественно с водами гидрокарбонатно-натриевого типа. Эти

типы свидетельствуют о гидрогеологической закрытое™ недр, т.е. о

благоприятных условиях сохранения углеводородов. Йод содержится

в водах нефтяных и газовых месторождений, но крайне неравномерно

- от следов до 10-20 мг/л и реже более 40-60 мг/л. Однако прямой

связи между концентрацией йода и наличием залежей углеводородов

не установлено. Поэтому использовать йод как показатель для

прямого прогноза нефтегазоносности нельзя, но повышенные

концентрации его в водах можно рассматривать как благоприятный

признак.

Бром содержится в подземных водах в значительно больших

количествах, чем йод. С нефтегазоносностью и вообще с

органическими веществами основная масса брома не связана.

Содержание брома возрастает с ростом хлоридности вод и глубиной

залегания. Наибольшие концентрации его (до 9 г/л) выявлены в

рассолах Восточной Сибири. Ввиду того, что нефтяные и газовые

месторождения ассоциируются с рассолами, повышенные

содержания брома указывают на высокую степень закрытое™ недр.

В качестве косвенных показателей нефтеносности

рассматриваются концентрации в водах таких металлов, как никель,

кобальт, медь, молибден и некоторые другие. По данным

В.М.Матусевича (1976), содержание этих металлов в водах по мере

удаления от залежи падает. Основным процессом, приводящим к

обогащению приконтурных вод металлами, является процесс

выщелачивания их из нефтей и осадочных пород. В результате этого

образуются ореолы рассеяния названных металлов вокруг залежей.

Гидродинамические показатели -тип и интенсивность водообмена;

величина гидравлических уклонов; наличие пьезоминимумов. В зоне

активного водообмена при инфильтрации метеогенных вод

происходит разрушение залежей нефти и газа. В эксфильтрационных

водонапорных системах элизионный

-236 -

водообмен способствует формированию скоплений

углеводородов. Величины гидравлических уклонов

свидетельствуют об условиях сохранения или механического

разрушения залежей углеводородов пластовыми водами. Локальное

понижение напоров подземных вод свидетельствует о наличии

пьезоминимумов. К пьезоминимумам, связанным с очагами разгрузки

подземных вод, часто приурочены области локализации нефти и газа,

т.е. образование залежей.

Гидрогеотермические показатели - температура;

геотермическая ступень; геотермический градиент; плотность

теплового потока. На основе интерпретации геотермических

материалов выявляют зоны генерации жидких и газообразных

углеводородов, их распространение в разрезе нефтегазоносного

бассейна, наличие геотермических аномалий, зон перетоков флюидов

и т.п.

Палеогидрогеолоаические показатели - данные о

продолжительности элизионных и инфильтрационных этапов гидро-

геологической истории. Так, если в пределах бассейна или. водонос-

ного комплекса инфильтрационный водообмен на прошлых этапах

гидрогеологической истории был сравнительно непродолжительным и

по масштабам незначительный по сравнению с элизионным

водообменом, то это можно расценивать как благоприятный признак

нефтегазоносности. Палеогидрогеологические реконструкции

позволяют установить унаследованность в пространственном

положении зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления,

интенсивность движения флюидов и выявить наиболее

перспективные территории в отношении нефтегазоносности.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 9)

1. Какова роль подземных вод в миграции углеводородов ?

2. Какие факторы влияют на взаимодействие углеводородов и

сульфатов ?

3. Какие факторы влияют на вымывание залежей углеводородов из

ловушек ?

4. Какие вещества образуют ореолы рассеяния вокруг нефтяных

залежей?

5. Какие категории нефтегазопоисковых гидрогеологических

показателей наиболее информативны и чаще всего применяются

на практике ?

-237

Глава J-U

Нефтегазопромысловая гидрогеология

10.1. Промысловая классификация вод

Воды, находящиеся в нефтяных и газовых месторождениях, в

промысловых условиях классифицируются по их пространственно-

геологическому отношению к залежам, которые служат объектами

разработки.

Выделяются следующие группы вод (рис.58): грунтовые, нефтяного

(газового) пласта, непродуктивного (водоносного пласта),

тектоническая, техногенная. Группы подразделяются на подгруппы. В

продуктивном пласте (рис.59) внутри самой залежи нефти и газа

содержится остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном

пространстве коллектора после заполнения его нефтью или газом.

Это в основном прочносвязанная, рыхлосвязанная и стыковая вода.

К промежуточной (рис.59) относится вода, насыщающая слои и

линзы внутри залежи, являющейся единым объектом

эксплуатации. Вода в продуктивном пласте, находящаяся под

залежью в пределах внешнего и внутреннего контуров нефтеносности

(газоносности), относится к нижней краевой. В случае, когда залежь

водоплавающая, вода обычно называется подошвенной.

Вода, находящаяся за внешним контуром нефтеносности

(газоносности), именуется законтурной. К верхним краевым водам

относится вода, находящаяся в пласте, содержащим залежь, и

залегающая выше залежи. Случай довольно редкий. Воды

водоносных горизонтов, залегающих выше продуктивного пласта,

обычно называют верхними, а ниже - нижними. Это название

условное, так как в многопластовом месторождении один и тот же

водоносный горизонт может быть нижним по отношению к

расположенному выше продуктивному пласту и верхним по

отношению к залегающей ниже продуктивной толще.

К тектонической (рис.59) относится вода, внедряющаяся в

продуктивный пласт по тектоническим нарушениям. Вода,

попадающая в нефтеносный (газоносный пласт), в результате

процессов, связанных с бурением скважин, их ремонтом, а также с

разработкой месторождения (закачка вод для поддержания

пластового давления, введение различных растворов при других

методах воздействия на пласт и т.п.) называют техногенной.

-238

Рис.58. Схема классификации вод нефтяных и газовых

месторождений

| Внутри залежи I |

Законтурная