Вопросы для самопроверки
32. Почему после аварии нефтеналивных судов нефтью покрывается дно моря?
33. Почему нефтяников интересует вязкость нефти? Какие разновидности нефти имеют наибольшую и наименьшую вязкость?
34. Какие физические свойства нефти и в каких методах используют геофизики.
36. Что определяет агрегатное состояние газа в недрах и каковы физические свойства раствора газ – нефть?
37. Как и почему различные типы пластовых вод влияют на проницаемость коллекторов?
38. Что определяет σ, ρ и α пластовых вод ?
39. Опишите условия формирования углеводородов в нефтематеринских пластах.
40. Физические свойства нефтематеринских пород в зоне формирования углеводородов, а также выше и ниже её.
41. Что определяет проницаемость путей миграции углеводородов?
42. Литология и физические свойства коллекторов. Что определяет их физические свойства коллекторов?
43. Виды пористости коллекторов и причины, определяющие её величину.
44. Нефтегазонасыщенность коллекторов и роль капиллярных сил в формировании характера ВНК.
45. Водонасыщенность коллекторов и виды связи воды с поверхностью скелета коллектора. Физические свойства связянной воды.
46. Проницаемость коллекторов и причины, определяющие её величину.
47. Эффективная проницаемость коллекторов.
48. Где и в каких состояниях мигрируют нефть и газ? Что определяет направление её миграции? Значение выделения известняка и соединений железа при формировании залежи для прямых поисков углеводорода.
49. Типы коллекторов. Что определяет их пористость, проницаемость и изменение этих свойств от точки к точке? 50. Виды покрышек и причины их непроницаемости.
Тема 8 петрофизические модели нефтяных залежей.
Условия формирования залежей нефти и газа – наличие пористых (около 10-20%) и проницаемых коллекторов (песчаников и пористых алевролитов, трещиноватых известняков и доломитов, тектонических зон дробления) и перекрывающих их непроницаемых покрышек (солей, глин, заглинизирован-ных песчаников, плотных известняков).
Углеводороды в верхней части залежи представлены газом, наже распо-ложена нефть, под ней вода. Газонефтяной и водонефтяной контакты могут иметь значительную отражающую способность в случае монолитных (не сло- истых залежей) с крупными поровыми каналами. В случае тонких поровых каналов вблизи ГНК и ВНК имается переходная зона, осложняющая отраже- Пористость коллекторов, насыщенных углеводородами, больше, чем
пористость водонасыщенных коллекторов, где происходит цементация и вторичное преобразование этих пород. Коллектор консервирует нефть. На границе нефти с вмещающими её породами и с водой углеводороды разру-шаются с образованием твёрдых асфальтовых битумов, запечатывающих нефть. За счёт бòльшей плотности и скорости заполненных водой по сравне-нию с… формируется перекрывающая ? большая отражающая способность границ. Кроме того, около ВНК иногда отлагаются карбонаты, выделяю-щиеся при прекращении движения растворов углеводородов в воде. Они создают корочку, также увеличивающую акустическую контрастность ВНК.
Акустические границы наблюдаются между породами с различной по-ристостью определяющие перепады акустической жесткости (σ ∙ V). По дан-ным ГИС их обнаруживают в случае перепада ρ методом кажущегося сопро-тивления (КС) или методом радиоактивнонго каротажа (РК) по линейным коэффициентам поглощения γ- излучения. Границы, разделяющие различ-ные флюиды, насыщающие коллектор (ГНК, ВНК) различаются по длине замедления нейтронов Ls , по времени жизни τ тепловых нейтронов и по коэффициенту теплопроводности λ. По этим данным можно построить петрофизическую модель залежи (рис. 8.1).
В области нефтяной залежи наблюдаются:
1. понижение σ на 0,05–0,15 г/см3 при газонасыщении и на 0,05 – 0,1
г/см3 при нефтенасыщении;
2. повышение ρ нефтеносных пластов до 100 раз по сравнению с ρ водо-
носных пластов, причём ρ газ>ρнефт на десятки процентов;
понижение V в нефтеносных пластах по сравнению с водоносными на
0,5 – 0,75 км/с. В водонефтегазоносных пластах уменьшается отноше-
ние - Vs/Vр;
4. в нефтеносных пластах в 10 раз растёт поглощение упругих волн α и
понижается частота упругих колебаний отраженных волн на несколько
процентов;
Рис.8.1. Петрофизическая модель нефтегазовой залежи.1-газ; 2-нефть; 3-вода; 4-вмещаю-щие породы; 5- отражающая поверхность с максимальным поглощением упругой энергии.
5. изменение водородосодержания изменяет длину замедления нейтронов Ls,
а минерализация влаги – время жизни τ теплового нейтрона. Изменение плотности и пористости меняет коэффициенты поглощения гамма-излуче-ния µ;
6. в нефтяной залежи растёт поляризуемость η в 2-3 раза по сравнению с водонасыщенными коллекторами.
Все эти изменения физических параметров (рис 8.2.) создают:
1. отражающие границы (например, контакты солевых отложений с границей пористых нефтегазонасыщенных коллекторов);
2. смену ρ, что позволяет проследить эту же границу площадной электро-разведкой. Здесь меняется также и радиоактивность пород;
3. иногда поверхность залежи не прослеживается по отраженным волнам,
но такую же форму часто имеет поверхность фундамента и другие реперные отражающие границы разреза;
4. в своде антиклинали находится область разуплотнения пород на 0,15-0,25 г/см3 и связанное с ним уменьшение скорости до 0,5 км/с. Кроме того, замена воды на нефть в коллекторе снижает плотность ещё на 0,08 г/см3. Суммарный гравитационный эффект удаётся замерить при высокоточной гравиметричес-кой съёмке и получить признак залежи. Здесь же заметно понижается интен-сивность γ- излучения по сравнению с областями склонов антиклинали.
Таким образом над сводами антиклиналей имеется столбообразная об-ласть понижения плотности σ , скорости V и коэффициента поглощения упругих волн α, интенсивности гамма-излучения I γ и повышения поляри-зуемости η.
5. над нефтяной залежью образуется ореол углеводородов в покрышке, возникший вследствие больших давлений в залежи и создавших также разуплотнение в породах покрышки, в которых немного уменьшается плотность и сильнее – скорость, а выше создаётся восстановительная обстановка и новообразования пирита и магнетита. Последнее на глубине в
Рис.8.2. Петрофизическая модель нефтегазоносной структуры ( По В.М. Берёзкину,
Ф.А. Алексееву, Дж. Ханту): 1 - порода фундамента; 2 - опорные петрофизические горизонты; 3-нефть; 4-запечатывающий слой; 5-участки повышенной поляризуемости или магнитности пород, обязанные восстанавливающему действию углеводородов; 6- ореол вторжения углеводородов; 7-зоны вертикальных петрофизических неоднородностей; 8-зона разуплотнения в сводовой части структуры. Стрелками показаны направления увеличения физических параметров.
сотни метров вызывает повышение поляризуемости и намагниченности пород много выше, чем в залежи. Выше зоны восстановительной обстановки
появляется зона восстановительной обстановки. Железо поступает в виде гидроокисла из осадочных пород, сера – из ангидридов и гипсов или из Н2S? выделяющегося при метаморфизме битумов. Углеводороды обеспечивают восстановительный режим, необходимый для образования пирита. Магнетит-содержащие прослои образуются ниже верхней части разреза (ВЧР) на границе зоны окисления, связанной со свободной циркуляцией О2 с зоной восстановления под уровнем грунтовых вод (УГВ) в условиях миграции углеводородов из глубины. Окислительно-восстановительный режим спо-собствует созданию магнетита с магнитной восприимчивостью
(100-200)∙10 -5 СИ;
6. над крыльями изометричной положительной структуры с залежью форми-руются кольцевые аномалии полей Jγ , V и σ, обрамляющие контур нефте- газоносности. Эти зоны сопровождаются положительными аномалиями ванадия и никеля.
Приведённая модель идеализирована. Реальная её форма определяется режимом осадконакопления, литологическим составом пород, типом ловушек, развитием разрывной тектоники.
Существует гипотетическая физико-геолого- генетическая модель залежи нефти и газа, основанная на предположении о неорганическом их происхождении и на способности современной геофизики проследить крупные миграционные потоки углеводородов ( рис. 8.3).
Рис.8.3. Гипотетическая физико-геолого- генетическая модель крупной залежи нефти и газа ( по А.С.Сафронову и др.) 1- залежь УВ; 2- водогазонефтяные контакты и зона вторичного минералообразования;3- ореол рассеяния УВ; 4- субвертикальные кольцеобразные зоны на флангах залежей; 5- неоднородность в верхней части разреза; 6- зоны разуплотнения, дробления и разрывов осадочной толщи; 7- мантийное вещество; 8- глубинные разломы земной коры; 9- зона активного воздействия мантийного вещества на субстрат; 10- зоны вторичной минерализации и изменения осадочных пород под воздействием активных флюидов; 11-12- « гранитный» и «базальтовый» слои; 13- первый региональный водоупор; 14- направление миграции флюидов.
На ряде нефтегазоносных провинций (Астраханской, Карачагонагской, Оренбургской, Тенгизской, Вуктыльской, Лаявожской , Тимано-Печорской
НГП и др.) не было обнаружено геофизических аномалий от субгоризонталь-ных потоков углеводорода. Вместе с тем были отмечены аномалии от глубинных субвертикальных потоков. Сторонники неорганического происхождения УВ считают, что они образуются в результате синтеза из углекислого газа воды и водорода глубинного происхождения при наличии катализаторов – чистого железа или магнетита. Для образования подобных скоплений углеводородов вблизи них должны располагаться глубинные флюидоподводящие разломы. Текущие по ним потоки перерабатывают породы вблизи них. Глубинные разломы подтверждаются сейсмическими, геоэлектрическими, магнитными и гравиметрическими аномалиями. Наличие на путях миграции флюидов восстановленного железа или магнетита подтверждается аномалиями магнитного поля. Зоны дробления,обогащённые минерализованными зонами, фиксируются на геологических разрезах. Поднятие плотного мантийного вещества с высокой скоростью в них подтверждается аномалиями силы тяжести и скоростей в геофизических разрезах.
Подобный разрез является гипотетическим, но он позволяет разрабаты-вать гипотезу неорганического происхождения нефти и газа.