vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Глава 12 Миграция и аккумуляция нефти и газа
Геологические условия. Дальность миграции. Первичная миграция: выжимание воды из глин; циркуляция воды; осадочная (седиментационная) и переотложенная (recycled) нефть. Вторичная миграция: перенос частиц нефти и газа водой; капиллярное давление; давление вытеснения; плавучесть; влияние растворенного газа; аккумуляция; наклонные водо-нефтяные контакты; литологические барьеры; вертикальная миграция; время аккумуляции; приток нефти и газа.
Нефть и (или) газ приобретают промышленное значение, когда они, попав в коллекторы, концентрируются в залежи. Как мы видели, нефть и газ вначале находились в рассеянном состоянии в глинистых и карбонатных породах в виде растворенных частиц в нерастворимом органическом веществе. К концу периода диагенеза¹ осадков большая часть нефтяных углеводородов, по-видимому, уже превратилась в нефть и газ (petroleum).
Во время и после диа- и катагенеза вода отжималась из уплотнявшихся осадков в коллекторы, захватывая с собой нефть и газ, рассеянные в породах². Этот процесс,
очевидно, был длительным. Какая-то часть УВ могла быть отложена непосредственно в самих коллекторах. Процесс движения нефти и газа из уплотняющихся материнских пород в коллекторы называется первичной миграцией в отличие от вторичной миграции,
под которой понимается концентрация углеводородов и аккумуляция их в залежи нефти и газа.
Проблема миграции и аккумуляции нефти и газа очень многогранна. Сложность этой проблемы, дающая большие возможности для разнообразных умозрительных построений, вызвала к жизни огромное количество различных теорий для объяснения этих явлений. К сожалению, удовлетворительного ответа на вопрос о природе миграции и аккумуляции нефти и газа в настоящее время мы еще не имеем, и в связи с этим снова необходимо напомнить, что самого процесса образования залежи никто и никогда непосредственно наблюдать не мог. Всю информацию об этом процессе мы получаем в период разработки месторождений и при изучении материалов отдельных скважин.
Ежегодно поступают новые данные бурения, которые, несомненно, позволят утвердиться некоторым идеям, ныне представляющимся сомнительными.
Нефть и газ, поступающие вместе с водой, которая выжимается из уплотняющихся отложений, в коллекторы, находятся в этой воде в коллоидальном или взвешенном состоянии в виде микроскопических частиц, а некоторая часть нефти и газа может быть растворена в воде. В случае отсутствия каких-либо сил, побуждающих нефть и газ к движению, они могут оставаться в неподвижном состоянии в течение неопределенно длительного времени и могут даже оказаться погруженными на значительную глубину.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Местные изменения температуры или потенциала флюида могут привести к ограниченным перемещениям нефти и газа, однако для того, чтобы произошла региональная миграция, необходимы и региональные нарушения или изменения
¹Американские авторы трактуют диагенез очень широко, включая в это понятие и катагенез, частично или полностью. - Прим. ред.
²Автор допускает здесь терминологическую неточность - несколько раз употребляет сочетание слов «petroleum and petroleum hydrocarbons» (т.е. нафтиды и входящие в их состав углеводороды). Между тем, согласно его же определению (стр. 618)г petroleum - это те же углеводороды и их производные с гетероэлементами. - Прим. ред.
первоначального равновесия. Это может быть региональное складкообразование или региональный наклон, горообразование или значительное нагревание (как результат,
например, магматической деятельности), или различные изменения гидродинамических условий. Геологическая история большинства осадочных регионов характеризуется множеством подобных процессов, нарушавших равновесие пластовых флюидов и в какой-
то степени обусловливавших их движение.
Прежде чем перейти к рассмотрению различных теорий миграции и аккумуляции нефти и газа, необходимо остановиться на двух основных аспектах этой проблемы: 1)
геологические условия миграции и аккумуляции и 2) дальность миграции нефти и газа
(можно ли ограничить возможность перемещения нефти и газа очень короткими расстояниями, например менее одной мили?).
Геологические условия миграции и аккумуляции
Наши знания о геологической обстановке, преобладающей в нефтегазоносных районах, позволяют построить схему граничных геологических условий, в которую должна укладываться любая теория миграции и аккумуляции нефти и газа. Эти условия включают в общем случае множество различных переменных, как известных нам, так и неизвестных. Они могут быть сформулированы следующим образом.
1. Прежде всего каждая залежь нефти и газа находится в водной среде. Вода может быть свободной или связанной, краевой или подошвенной. Это значит, что проблема миграции теснейшим образом связана с движением воды, изменениями пластового давления и другими вопросами гидрогеологии. Наличие гидродинамического градиента давления между скважинами свидетельствует о том, что вода, насыщающая коллектор в виде непрерывной фазы, находится в движении. Вода движется в направлении снижения гидравлического потенциала, и скорость этого движения зависит как от разницы в величинах гидравлического потенциала областей питания и разгрузки, так и от пропускной способности (проницаемости) водоносных пластов. Скорость воды может
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
быть очень небольшой и измеряться несколькими дюймами или футами в год, но влияние общих гидродинамических условий на миграцию нефти и газа почти всегда очень велико.
2. Нефть и газ обычно не смешиваются с водой и обладают меньшей плотностью,
чем окружающие их воды.
3. Нефтегазоносные породы-коллекторы значительно отличаются друг от друга. Их возраст изменяется от докембрия до плиоцена, состав - от кварцевого до карбонатного,
происхождение - от осадочного до магматического, пористость - от 1 до 40%,
проницаемость - от 1 миллидарси до многих дарси.
4.Характер ловушек для нефти и газа также очень разнообразен. Образование ловушки может быть обусловлено структурным фактором, стратиграфическим фактором или их комбинацией. Одним из существенных факторов улавливания нефти и газа может оказаться градиент потенциала флюида, создающий барьер на пути движения флюидов.
5.В широких пределах изменяются такие сложные факторы, как размер пор,
характер их сообщаемости и степени извилистости, определяющие величину пористости и проницаемости, а также химические особенности пород.
6. Минимальное время, необходимое для образования нефти и газа, их миграции и аккумуляции в залежи, по-видимому, не превышает 1 млн. лет (см. стр. 59: часть «.
Природный резервуар. – А.Ф.). Доказательством может служить установленный факт, что в некоторых плиоценовых залежах ловушка сформировалась ранее плейстоценового времени. С такими ловушками, в частности, связаны залежи нефти и газа на месторождении Кетлмен-Хиллс в Калифорнии. Залежи приурочены к формации Темблор
(миоцен). Однако складка не могла образоваться раньше, чем в плейстоцене, поскольку отложения формации Темблор залегают практически параллельно плейстоценовым породам, выходящим на дневную поверхность [1]. Это говорит о том, что данная залежь сформировалась в позднеплейстоценовое или даже в постплейстоценовое время, т.е.,
вероятно, в промежутке 1000 000-100 000 лет назад. Примером, показывающим, что для приспособления залежи к изменению геологических условий требуется относительно небольшой промежуток времени, служит наклонная залежь месторождения Кейро в Арканзасе [2] (см. фиг. 12-8). Наклон водо-нефтяного контакта образовался за 10-12 лет.
Если бы смещение залежи продолжалось с такой же скоростью в течение еще нескольких лет, вся нефть, без сомнения, оказалась бы в конечном счете вытесненной из ловушки.
Таким образом, время, необходимое для аккумуляции нефти в залежи, может быть геологически коротким, вплоть до тысяч и даже сотен лет.
7. Верхней границей или кровлей любой залежи, образованной в результате действия структурного, стратиграфического, гидродинамического факторов или их
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
комбинаций, является относительно непроницаемая изогнутая поверхность, обращенная выпуклостью вверх. Исключения из этого положения крайне редки и могут быть признаны только в случае бесспорности всех имеющихся данных.
8. Температура в породах-коллекторах может изменяться в пределах 50-100°С (122-
212°F), хотя в некоторых нефтегазоносных районах она достигает 163°С (325°F).
9. Пластовое давление также значительно изменяется во времени в зависимости от геологической истории района. Замеренные величины пластовых давлений варьируют от 1
до 1000 атм и более. В течение геологического времени пластовое давление могло неоднократно возрастать и снижаться.
10. Геологическая история ловушки может изменяться в широких пределах - от единичного геологического «эпизода» до комбинации множества различных явлений,
накладывавших в течение длительного геологического времени свой отпечаток на залежь.
При этом залежи в известняках или доломитах характеризуются теми же особенностями соотношения пластовых флюидов, положения водо- и газо-нефтяных контактов и границ ловушек, что и залежи в терригенных коллекторах. Однако химические соотношения пород и насыщающих их флюидов, явления растворения, цементации, уплотнения и перекристаллизации в этих двух типах природных резервуаров совершенно различны.
Дальность миграции
Одним из основных вопросов в проблеме формирования залежей нефти и газа является дальность миграции: формируется ли залежь в основном из местной нефти или эта нефть поступила со стороны и какова тогда вероятная дальность миграции - одна миля или много миль? Некоторые исследователи полагают, что миграция может происходить лишь в очень незначительных масштабах, т.е. нефть и газ образовались фактически на месте своего теперешнего залегания [3]. Если это так, то целиком снимается проблема вторичной миграции, и разведочные работы должны направляться на поиски благоприятных ловушек в областях нефтегазообразования.
Лучшим доказательством местной миграции нефти из вмещающих материнских пород, очевидно, могут служить залежи нефти и газа в изолированных линзах пористых и проницаемых пород, связанных с зонами фациальных замещений, рифовыми и песчаными зонами. Эти линзы возникали, как правило, в высокобитум инозных материнских породах и представляли собой в течение длительного времени наиболее близко расположенный коллектор. Нефть и газ отжимались в этот коллектор вместе с водой по мере уплотнения вмещающих глин и других пород и занимали наиболее крупные поры, поскольку капиллярное давление в этом случае было недостаточным для того, чтобы оттеснить воду
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
из тонкозернистых осадков и заместить ее нефтью. Таким образом, в этих случаях нефть и газ как бы профильтровывались сквозь тонкозернистые породы и аккумулировались в более проницаемых зонах.
С другой стороны, имеется немало доказательств миграции нефти и газа на довольно значительные расстояния до их аккумуляции в залежах. Рич [4], один из наиболее выдающихся сторонников гипотезы дальней миграции, полагает, что нефть выжимается из пород в мобильных, интенсивно деформирующихся зонах земной коры и заполняет водонасыщенные пласты, которые он назвал «пластами-переносчиками». В этих пластах нефть и газ движутся до тех пор, пока не попадут в ловушки.
Можно привести несколько доводов в пользу представлений о способности нефти мигрировать на значительные расстояния по проницаемым породам от областей нефтеобразования в зоны концентрации и аккумуляции, где могут формироваться залежи.
1.Непосредственным указанием на способность нефти и газа к движению являются их естественные выходы на поверхность. В некоторых случаях можно наблюдать движение нефти и газа вместе с водой или даже независимо от последней.
2.Добыча нефти и газа из залежей - тоже доказательство способности нефти и газа двигаться сквозь проницаемые породы. Дальность этого перемещения зависит от расстояний между скважинами, обычно составляющих ¹/8-½ мили (200-800 м) для нефтяных скважин и около 1 мили (1,5-2 км) для газовых скважин. Если период разработки залежи достаточно длителен и сеть скважин редкая, расстояние, которое должны пройти нефть и газ, чтобы быть извлеченными на поверхность, без сомнения,
окажется очень большим. Внутри ствола скважины нефть и газ могут двигаться вместе с водой или без воды. Пласты, содержащие до 50% поровой воды, иногда в течение длительного времени отдают чистые нефть и газ.
3. Структурные ловушки нередко образуются значительно позже, чем коллекторы.
Залежи, сформированные в ловушках позднего заложения, обычно приурочены к регионально выдержанным пластам. Нефть, сконцентрированная в таких ловушках,
несомненно, прошла путь, более длинный, чем нефть, скопившаяся в изолированных линзах внутри толщи битуминозных глин.
4. Размеры и типы ловушек во многих случаях остаются неизменными на протяжении всего периода геологического развития региона. В то же время такие процессы, как повторное складкообразование, сбросообразование, наклон слоев, эрозия,
поднятие, отложение новых толщ осадков, растворение и цементация, действующие регионально по всему осадочному бассейну или провинции, могут привести к самым различным изменениям гидродинамических условий, температуры и давления и многих
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
других физических свойств пород и флюидов. Изменение каждого из этих факторов вызывает увеличение или уменьшение объема нефти и газа, способного удержаться в ловушке, или изменение положения залежи в этой ловушке. Все это также свидетельствует об относительно свободном перемещении нефти и газа в коллекторе.
Мы знаем, что распределение в настоящее время нефти и газа в залежи по их плотности соответствует современным условиям в ловушке, включая ее современную форму и современный гидродинамический градиент. Если это соответствие справедливо теперь, оно должно было быть справедливым; и в течение всей геологической истории залежи. Иными словами, гравитационное распределение пластовых флюидов в ловушке во все времена должно было соответствовать положению ловушки и изменяться при изменении этого положения. Для того чтобы гравитационное равновесие в залежи сохранялось при изменении пластовых условий, нефть и газ должны более или менее свободно перемещаться по пласту, причем в некоторых случаях дальность такого перемещения может измеряться милями.
Палеозойские отложения в Техасе, Оклахоме и Канзасе характеризуются региональным наклоном на запад. Положение многих залежей изменилось в соответствии с изменением региональной структуры, но гравитационное распределение пластовых флюидов сохранилось. На фиг. 12-1, А
Фиг. 12-1. Схематические разрезы, показывающие залегание пород в пермское (А) и настоящее (Б) время, северная Оклахома [5, стр. 1122, фиг. 7].
Длина разрезов около 75 миль (120 км).
показана структура северной части Оклахомы ко времени отложения пермских осадков;
подошва перми в данном случае принимается за горизонтальную плоскость. К началу