2.Изменение коллекторских свойств пород с глубиной

Известно, что изменение ФЕС по разрезу осадочного чехла подчинено генетической закономерности. В начале, с увеличением глубины и ростом геостатического давления, они ухудшаются за счет изменения первичной пористости, вторичного минералообразования и цементации. Эти изменения достигают максимальных значений в так называемой критической зоне гравитационного уплотнения (КЗГУ), которая проявляется в разных регионах в различном интервале глубин. Ухудшению ФЕС особенно подвержены терригенные коллекторы.

Ниже КЗГУ коллекторские свойства горных пород начинают улучшаться за счет увеличения вторичной пористости. Главную роль при этом играют геодинамические процессы: тектонодинамические и флюидодинамические. Улучшение коллекторских свойств пород с глубиной происходит легче у карбонатных и других жестких и хрупких пород. Эти породы наиболее сильно подвержены трещинообразованию под воздействием тектонических напряжений и процессам катагенетического изменения.

Таким образом, улучшение ФЕС горных пород происходит в результате их растрескивания, выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно-глинистого цемента под воздействием тектонических напряжений и движения горячих агрессивных вод, насыщенных углекислым газом. Растворение приводит к повышению ФЕС только в случае выноса цемента, поэтому разрывные нарушения стимулируют улучшение коллекторских свойств.

3. 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).

Р исунок 23 - Принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа в последовательной цепи ловушек

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.