НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 8)

1.Какие виды вод относятся к остаточным ?

2.Какие минералы содержат максимальное количество воды ?

3.Каков механизм дренирования водоносных горизонтов ?

4.Каково строение молекул воды ?

5.Как изображается химический состав воды ?

6.Зачем определяют приведенные давления в водоносных пластах

?

7.Каковы причины изменения геотермических градиентов в земной коре?

8.Какова роль подземных вод в формировании теплового режима Земли?

9.Знание каких факторов дает основание для экстраполяции температур на заданную глубину?

10.Каковы особенности инфильтрационных и эксфильтрационных природных водонапорных систем ?

11.Какие генетические типы вод характерны для нефтегазоносных бассейнов ?

Глава '7

Нефтегазопоисковая гидрогеология

9.1. Гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа

Водные растворы играют ведущую роль в формировании, сохранении и разрушении залежей нефти и газа, так как все эти процессы происходят в подземной гидросфере. Этой проблеме посвящена огромная литература. Особенно большое внимание уделяется вопросам первичной миграции и аккумуляции углеводородов (Г.И.Адамс, И.М.Губкин, И.О.Брод, Н.Б.Вассоевич, А.А.Карцев, Л.Н.Капченко, С.Г.Неручев и многие другие).

Под первичной миграцией обычно понимают перемещение нефти и газа из нефтегазогенерирующих толщ, сложенных слабопроницаемыми, преимущественно глинистыми осадками, в

-228

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пласт-коллектор • (песчаники, известняки). Первичная миграция происходит в эксфильтрационных геогидродинамических системах при компрессии глинистых толщ и перетоке элизионных вод и растворенных в них углеводородов в пласты-коллекторы. Чем больше элизионных вод поступает в коллектор и чем интенсивнее элизионный водообмен, тем большее количество углеводородов накапливается в водоносных пластах. Этот процесс происходит в интервале глубин 1-6 км, но наиболее активно - на глубинах 2-4 км на стадии мезокатагенеза в главной зоне нефтегазообразования. Особую роль при этом играют возрожденные воды, образующиеся при дегидратации глинистых минералов. Возрожденные воды обладают аномально высокой растворяющей способностью и поэтому активно влияют на вынос (эмиграцию) главным образом нефтяных углеводородов из нефтегазопроизводящих толщ в коллекторы.

Под вторичной миграцией понимается перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей. Роль подземных вод при миграции нефти и газа уже в коллекторах значительна. Вторичной миграции способствуют различные факторы

ив том числе возможность переноса нефти в виде микроэмульсий, в составе двух и трехфазных потоков и т.д.

Активизации всплывания углеводородов в водонасыщенной среде коллекторов способствуют также сейсмические колебания, увеличивающие скорость и масштабы миграции и аккумуляции нефти

игаза.

Как уже отмечалось, залежи нефти и газа формируются в эксфильтрационных водонапорных системах, где на фоне прогнутых участков с более высокими геостатическими давлениями (пьезомаксимумы) имеются поднятия, характеризующиеся меньшими величинами геостатической нагрузки (пьезоминимумы).

Пьезомаксимумы рассматриваются как зоны нефтегазообразования, а пьезоминимумы, характеризующиеся отставанием в накоплении пород, меньшей мощностью осадочных отложений, в сторону которых направлена миграция флюидов, относятся к зонам нефтегазонакопления. В локальных структурах, к которым двигаются потоки седиментогенных вод, происходит медленная скрытая разгрузка через водоупорную кровлю. Создающийся дефицит давления способствует подтоку новых порций воды, из которой выделяются нефтяные углеводороды. Выделению нефти из водных растворов и образованию залежей способствуют такие факторы, как изменение каналов при переходе микропор в макропоры, молекулярное просеивание (ситовой эффект) и т.п.

-229

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Залежи углеводородных газов формируются в результате выделения растворенных газов в свободную фазу и накопления их в

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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)

или ГВК от

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 интенсивность водообмена, и от количества сульфатов, поступающих в приконтурные воды. Имеющиеся данные о зонах ВНК свидетельствуют о том, что в результате биохимического окисления в залежах 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

При оценке перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим

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 нефтегазоносности, который включает следующие показатели: газовые, органо-

Газовые показатели наиболее информативны и надежны. К их числу относится прежде всего общая газонасыщенность

-233

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

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

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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