vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нестандартные ловушки углеводородов

В первой половине XX века в США неуклонно и целенаправленно стала изменяться методика нефтегазопоисковых работ: случайное бурение быстро сменилось геологической съёмкой, последняя дополнялась, а затем была вытеснена колонковым бурением и сейсморазведкой. С начала 50-х годов доминирующим методом стала «подземная геология», временами, дополняющаяся сейсморазведкой, и хотя в США сейсморазведка значительно усовершенствовалась (цифровые машины, компьютеризация, трехмерная сейсморазведка) она, в отличие от СССР, после 50-х годов так и осталась вспомогательным методом обоснования заложения поисковых скважин.

Осталось только преодолеть инерцию, сложившейся в прошлом стратегии нефтегазопоисковых работ, в которой всегда первоочередными остаются антиклинальные объекты, вплоть до мельчайших, а главным методом поисков остаётся сейсморазведка.

Помимо классических неантиклинальных ловушек, литологически или стратиграфически ограниченных, давно уже обнаружены и другие типы нетрадиционных ловушек, в которых «антиклинальный эффект» либо отсутствует, либо подавлен другими эффектами.

В 1992 г. во ВНИГРИ были поставлены НИР, в которых поднимался вопрос о ловушках нефти и газа не только неантиклинального типа, но и вообще «о ловушках», то-есть, о тех вместилищах нефти и газа, которые никак не могут быть связаны с «традиционными и привычными» антиклиналями, а, возможно, и вообще не со структурными формами в любом их выражении. Рассматривалось влияние на формирование залежей УВ как тектонических, так и физико-химических процессов, протекающих в недрах земной коры.

В.В.Забалуев в 1997 году пытался обосновать, что не менее 15-20% не открытых общих ресурсов УВ Русской платформы сосредоточено в неантиклинальных залежах (по аналогии с другими древними платформами мира, где, причем, более половины таких залежей обнаружено с помощью несейсмических методов и случайного бурения). Эти залежи не открыты, потому что на Русской платформе, до недавнего времени их и не искали. В последние десятилетия, наконец-то, появились геологи, настойчиво рекомендующие поиск неантиклинальнальных залежей именно на Русской платформе.

* Е.Б.Грунис детально обосновывает различные типы неантиклинальных ловушек на востоке Русской платформы. Среди них: а) биогермы верхнего девона и нижнего карбона на бортах Камско-Кинельской системы грабенообразных прогибов; б)

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

терригенные и карбонатные горизонты в ловушках облекания внутри турне, бобриковского и тульского горизонтов; в) ловушки, связанные с эрозионными врезами в визе и верейском горизонте (склоны Татарского свода и восточный борт Мелекесской впадины); зоны выклинивания и фациального замещения в различных горизонтах девона и нижнего карбона на склонах Татарского свода, Мелекесской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия.

*В.В.Забалуев, ссылаясь на разрозненные первоисточники, определяет возможные неантиклинальные объекты Русской платформы: руковообразные залежи в девонских и нижнекаменноугольных отложениях Башкирского свода, в Кыновском своде - кыновском и уфимском горизонтах Татарского свода и другие (Афанасьев и др., 1987, Ларин и др., 1993; Антонов и др., 1998; Шилин, 1998).

* Е.А.Леонова обосновала существование зон выклинивания коллекторов в девонских отложениях Оренбургской области и в качестве первоочередных объектов предлагает их поиски на севере и западе области.

*И.А.Денкевич с соавторами также считает первоочередным

поиск неантиклинальных ловушек (и залежей УВ) в девонских отложениях Соль-Илецкого свода [20].

* А.Г.Шашель в своей кандидатской диссертации подчеркивает, что прекращение заметных открытий и исчерпание фонда наиболее перспективных структурных ловушек в Самарской области делает неизбежным переход к поискам сложно построенных тектонически и литологически экранированных ловушек. И хотя автор отдает предпочтение поиску тектонически ограниченных объектов на бортах девонских грабенообразных прогибов, объектами второй очереди все же названы зоны регионального выклиниванивания и фациального замещения в терригенных девонских и нижнекаменноугольных отложениях.

* В.Б.Арчегов (1993-2002) подчеркивал, что на границе разделов разных блоков земной коры, то есть в межблоковых зонах – структурах особого строения и особой проницаемости и продуктивности полезных ископаемых, в данном случае нефтегазопродуктивности, возможно обнаружение ловушек совершенно нового типа, накопление УВ в которых происходило в новейший этап тектонического развития (преимущественно в антропогене) при взаимном (комплексном) участии тектонических, литологических, геохимичеких и гидрогеологических показателей нефтегазоносносности - над которыми давлели и давлеют физикохимические процессы, протекающие в определенных «давление –

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

территории и акватории Балтийской НГО и связанную с этим методику поиска новых ловушек, контролирующих залежи нефти.

Необходим дальнейший поиск новых типов ЗНГН и в их пределах новых типов ловушек на основе комплексного изучения блокового строения ОПБ.

А.А.Граусман (1997) обратил внимание на нестандартные условия формирования УВ-залежей, в частности, на резко различные условия формирования УВ-залежей на территориях распространения многолетнемерзлых пород, разделив таковые на «морозные» и «мерзлые». «Морозные» породы – породы с высокой минерализацией подземных вод, остающиеся, несмотря на отрицательные температуры, в жидком состоянии; общее охлаждение недр в хорошо изолированных горизонтах (в частности, в подсолевых вендских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы) из-за сжатия флюидов приводит к формированию аномально низких пластовых давлений (АНПД), дегазации нефти, перетокам флюидов из горизонта в горизонт, в том числе, и сверху вниз. «Мерзлые» породы – с низкой минерализацией подземных вод – образуют монолитную мерзлую плиту, всем своим весом давящую на нижележащие не мерзлые и потому пластичные породы. Возникающее таким образом добавочное геостатическое давление в верхах осадочного чехла (мезозой АлданоВилюйского прогиба – В.Б.Арчегов, 1988) создает выжимающий, «криогенный» напор на нижележащие толщи: в высокопроницаемых породах (мел и юра), где подземные воды легко отжимаются по латерали, возникают АНПД, а в пластах с затрудненным водообменном (низы триаса и перми – АВПД). Предложенная А.А.Граусманом схема удовлетворительно укладывается в соответствующих отложениях Западной Якутии.

Л.Д.Дучков с соавторами (1997) создали «Геотермический Атлас Сибири». Тепловой поток, измеряемый в мвт/м2, позволяет выявлять некоторые особенности геологического строения региона и производить районирование, косвенно влияющее на нефтегазоносность. Так, например, в Прибайкалье отчетливо видны Жигаловская аномалия северо-восточного простирания (более 50 мвт/ м2 на фоне 30-40 мвт/м2; напомним, что к ней приурочено уникальное по реальным запасам Ковыктинское газоконденсатногелиевое месторождение). Также отчетливо выделяется поперечная к простиранию Непско-Ботуобинской антеклизы тепловая аномалия, совпадающая с поясом разрывов, к которым приурочены Талаканское и Верхнечонское НГКМ. И, в частности, с Байкальским рифтом совпадает высококонтрастная тепловая аномалия (более 200 мвт/м2). На карте температур на глубине 5 км Жигаловской аномалии соответствует температура 1000С, а Байкальскому рифту – 2000С. Тепловая съемка позволяет также определять толщину зоны отрицательных температур; в частности, в Тунгусской синеклизе она

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

достигает 200 м, тогда как на Анабарской антеклизе и в Приверхоянской краевой системе толщина «мерзлых» и «морозных» пород колеблется от 600 до 1657 м.

Ю.Я.Большаков с соавторами (1998) пропагандирует нетрадиционное объяснение планового несоответствия залежей нефти и газа с антиклинальными структурами на севере Западной Сибири в юрских и нижнемеловых отложениях. На таких гигантахместорождениях как Уренгой, Ямбург, Новый порт и других «смещение залежей относительно сводов антиклиналей настолько значительно, что разность отметок ГВК или ВНК достигает сотен метров» (Большаков и др., 1998). Авторы объясняют это капиллярным экранированием залежей по латерали; в гидрофильной поровой среде капиллярное давление препятствует заполнению УВ мелкопористых разностей пород; напротив, в гидрофобных коллекторах УВ оттесняются в мелкопоровые полости, а пластовая вода занимает крупнопоровые емкости. Приводимые авторами соответствующие расчеты, в частности, по Южному нефтяному месторождению, удовлетворительно объясняют наблюдаемое распределение газа, нефти, воды.

Прямое гидродинамическое экранирование далеко не редкость в нефтегазовой геологии. Ярчайшим примером является гигантское газовое месторождение Бланко-Месаверде (начальные запасы – более 425 млрд. м3) во впадине Сан-Хуан (Скалистые Горы, США). Оно приурочено к наиболее погруженной части впадины, где меловые песчаники до глубины около 2000 м газонасыщены и экранируются, видимо, напором подземных вод, поступающих во впадину из окружающих ее горных сооружений; при этом, само газовое скопление располагается гипсометрически выше абсолютной нулевой отметки

(!).

Сходная картина наблюдается и в осевой части ЗападноКанадского краевого прогиба – здесь на протяжении сотен километров наблюдается на относительно небольших глубинах (сотни метров) в меловых отложениях повсеместная, газонасыщенность песчаников, удерживающаяся также гидродинамическими силами. Оценка ресурсов газа этой синклинальной зоны достигает первых триллионов кубометров.

Не исключено существование подобных залежей и в недрах Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба, иначе говоря, Алдано-Вилюйского прогиба Приверхоянской краевой системы. Надежными признаками нефтегазоносности могут оказаться УВгидраты в донных осадков морей. Они обнаруживаются даже в тропических морях (Bagirov, Lercha, 1997).

Так, в донных осадках Мексиканского залива гидраты обнаружены на глубине моря 2200 м; установлено, что добавка этана к метану снижает необходимое давление и повышает температуру

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

гидратообразования – например, 10% этана стабилизирует гидрат на глубине 60 м при температуре 60С, тогда как чистый метан требует глубины более 400 м.

При изменении давлений и температур, в частности, из-за подводных оползней (турбидиты), гидраты разрушаются, выделяя огромную энергию (возникающая температура – 5700С) и могут образовывать грязевые диапиры. Они-то и являются надежным признаком гидрато- и газоносности донных и поддонных осадков; учет и выявление таких диапиров помогает также избежать всевозможных осложнений при бурении скважин (особенно нефтяного профиля).

Морфологические типы резервуаров

Резервуар подземный – термин свободного пользования, под которым обычно понимается: общее пустотное пространство породколлекторов …; пустотное пространство коллектора в пределах ловушки нефти и газа; совокупность пластов коллектора и покрышки в пределах НГБ.

Многообразие морфологических и генетических типов ловушек предопределяет и обилие типов залежей нефти и газа.

Взависимости от строения коллектора различают залежи нефти

игаза пластовые (неполнопластовые) и массивные. Выделяются залежи структурно-литологические, антиклинальные литологически ограниченные, структурно-стратиграфические (антиклинальностратиграфические под несогласием или антиклинальностратиграфические над несогласием), антиклинально-дизъюнктивные, антиклинальные с дизъюнктивным ограничением, водоплавающие (залежь нефти и газа антиклинальная), гидродинамически экранированные, дизъюнктивно экранированные, литологические (литологически экранированные и литологически замкнутые), гравитационные, самозапечатанные, стратиграфические и другие.

По структурно-морфологическим признакам залежи нефти и газа подразделяются на классы: I – Антиклинальный (структурный – неудачный синоним), IIРифогенный, IIIЛитологический, IV– Стратиграфический. Внутри классов выделяются группы, подгруппы и виды.

Класс I. Антиклинальный

Группа 1.1. Залежи антиклинальных и купольных структур Подгруппа 1.1.1. Сводовые

Виды: - Простого, ненарушенного строения

-Осложненные разрывными нарушениями

-Осложненные диапиризмом и грязевым вулканизмом

-Солянокупольные структуры

-Структуры, осложненные вулканогенными образованиями

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Подгруппа 1.1.2. Висячие

Виды: - Структуры простого строения

-Структуры осложненные разрывными нарушениями

-В антиклиналях, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом

Подгруппа 1.1.3. Тектонически экранированные

Виды: - Блоковые структуры - разбитые разрывными нарушениями: присбросовые, привзбросовые, поднадвиговые

Подгруппа 1.1.4. Приконтактовые

Виды: - С соляным штоком - С диапировым ядром, грязевым вулканом

-С вулканогенными образованиями

Группа 1.2. Залежи моноклинальных структур

Виды: - Экранированные разрывными нарушениями

-Во флексурных осложнениях моноклиналей

-Связанные со «структурными носами» моноклиналей

Класс II. Рифогенный

Виды: - В одиночном рифовом массиве; в ассоциации (ансамбле) рифовых массивов.

Класс III. Литологические Группа 3.1. Литологически экранированные залежи

Виды: - На выклинивании коллектора по восстанию

-На замещении проницаемых пород непроницаемыми

-Экранированные асфальтом и битумами

Группа 3.2. Литологически ограниченные залежи

Виды: - Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек или валообразным структурам прибрежных

палеобаров.

Виды: - Шнурковые, рукавообразные (палеорусла); баровые

Класс IV. Стратиграфические

Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых несогласно залегающими слоями.

Виды: - Залежи в локальных тектонических структурах (под угловым несогласием)

-В моноклиналях (под угловым несогласием)

-В выступах (останцах) палеорельефа

-В выступах погребенных кристаллических массивов

Классификация месторождений нефти и газа по стратиграфическому распределению продуктивных горизонтов в разрезе НГБ России. В России залежи нефти и газа встречены в стратиграфическом диапазоне чехла от рифея до неогена

16

Масштаб нефтегазоносности существенно связан с возрастом осадочных образований. Основная доля выявленных ресурсов УВ в России, как и во всем Мире, приурочена к мезозойским отложениям; по крупным стратиграфическим комплексам (%):

*кайнозой – 5,6; * мезозой – 71,2; * средний-верхний палеозой – 21,9; * рифей-венд – нижний кембрий – 1,3.

Пластовые давления и температуры, динамический режим залежей

Энергия нефтяного пласта, за счет которой происходит извлечение пластового флюида на поверхность, характеризуется существующим в нем давлением.

В среднем нормальное пластовое давление близко по величине гидростатическому, т.е. возрастает на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины: 100 МПа на глубине 1000 м, 250 МПа – на глубине 2500 м и т.д. Вместе с тем, практически во всех нефтегазоносных районах, и на разных глубинах, встречаются и зоны аномально высокого пластового давления (АВПД). Особенно часто такие зоны встречаются на глубине свыше 4000 м и в подсолевых комплексах – коллекторах, экранированных толщей каменной соли. Обычно АВПД в 1,3-1,8 раз больше гидростатического давления, изредка превышения достигают 2,0-2,2 раза.

В пределах зон АВПД требуются особые режимы бурения, испытаний и разработки залежей. Основным средством профилактики газопроявлений в зонах АВПД является использование утяжеленных буровых растворов (УБР), применяется также устьевое противовыбросовое оборудование.

Учет величины пластового давления при бурении в интервалах вероятного проявления АВПД чрезвычайно важен для нормальной проводки скважин – в проекте в этом случае требуется точный выбор технологического режима бурения, в первую очередь – промывочной жидкости.

Измерение пластовой температуры и оценка ее изменений при строительстве глубоких скважин необходимы для определения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки продуктивного горизонта, расчетов режима его работы, а также для решения различных технических задач, связанных с цементированием скважин и их перфорацией. В

17

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

среднем, температура верхних слоев земной коры (до глубину до 1020 км) повышается на 1ºС с погружением на каждые 33 м. Но это слишком усредненный показатель геотермической ступени, чтобы им пользоваться на практике. Реальные скорости изменения температуры с глубиной резко различаются в разных районах. Температуру можно замерять как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. Перед замером скважину полагается закрыть на срок 20-25 суток для восстановления естественного температурного режима, нарушенного бурением. На практике температуру замеряют обычно через 4-6 часов после остановки скважины. При замерах следует учитывать, что в зонах возможных газопроявлений (превышения пластового давления над забойным) происходит снижение температуры относительно ее естественного уровня.

Режим нефтяной (газовой) залежи. Режимом залежи

называется характер проявления пластовой энергии нефтегазоносного горизонта, обуславливающей движение флюида. Режим зависит от физико-геологических природных условий и техногенных воздействий, связанных с разработкой и эксплуатацией.

В зависимости от доминирующей формы пластовой энергии различают 5 основных видов режима: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (режим расширяющегося газа), растворенного газа и гравитационный.

При водонапорном режиме нефть или газ перемещаются к забоям скважин под действием гидростатического напора воды. Коэффициент извлечения нефти при водонапорном режиме составляет от 0,5 до 0,65 в зависимости от коллекторских свойств породы, темпов отбора пластовой жидкости и т.п. Для поддержания пластового давления выше уровня насыщения (и предотвращения перехода к менее эффективному режиму) прибегают к искусственному воздействию на пласт.

Упруго-водонапорный режим является разновидностью водонапорного, но основными источниками пластовой энергии в этом случае являются упругость пластовой жидкости и самой породы. Снижение пластового давления при таком режиме происходит непрерывно, даже при стабильном объеме добычи. По этой причине коэффициент извлечения нефти составляет не более 0,4-0,5, и поддержание уровня добычи требует искусственных мер поддержания пластового давления.

При газонапорном режиме нефть нагнетается к забоям скважин газом, образующим газовую шапку пласта. Пластовое давление непрерывно снижается по мере отбора нефти, и объем газовой шапки увеличивается параллельно сокращению объема пласта занимаемого нефтью. В процессе добычи в скважинах расположенных вблизи

18

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

газовой шапки непрерывно возрастает газовый фактор, вплоть до перехода на фонтанирование скважин газом. Такой режим рассматривается как благоприятный при малой вязкости нефти, высокой проницаемости и крутом залегании коллектора. Но коэффициент извлечения нефти составляет в этом случае 0,3-0,4, редко достигая 0,5.

При режиме растворенного газа основной составляющей пластовой энергии является упругость газа растворенного в нефти и выделяющегося при снижении пластового давления ниже уровня насыщения. Этот режим может проявиться и в залежах с водоупорным, упруго-водоупорным и газонапорным режимом. По мере истощения запасов растворенного в ней газа, дебиты скважин все более снижаются, с постепенным переходом к гравитационному режиму залежи. Коэффициенты извлечения нефти при добыче в режиме растворенного газа составляют 0,2-0,3.

Гравитационный режим предполагает движение нефти по пласту к забоям скважин только за счет тяжести самой нефти. В высоко проницаемых и круто наклоненных пластах нефть перемещается в нижнюю их часть, где дебиты скважин могут быть значительными и коэффициент извлечения достигает 0,3. В полого залегающих пластах нефть притекает к скважине лишь из прилегающей к ней зоны, и коэффициенты извлечения не превышают обычно 0,2-0,1.

В процессе разработки нефтяной залежи ее режим редко остается неизменным, причем, одновременно, на разных участках одной залежи могут существовать разные режимы.

Для газовых залежей выделяются два режима: водонапорный и режим растворяющегося газа. При водонапорном режиме движущей силой является не только давление напорных краевых вод, зеркало которых смещается по мере эксплуатации газа, но и расширение газа, сжатого в пластовых условиях. При режиме расширяющегося газа движущей силой является упругое расширение газа сжатого в пластовых условиях. Поэтому обычно такой режим наблюдается в литологически ограниченных линзах и пластах небольшого размера. Вообще, газовые залежи отрабатываются очень высокими темпами, по сравнению со сроками разработки нефтяных месторождений, поэтому краевые воды не могут, как правило, восполнить объем газа извлекаемого из пласта, так, чтобы поддерживать пластовое давление. Даже при водонапорном режиме разработки газовых залежей пластовое давление в них постепенно снижается.

19