Литологические и стратиграфические барьеры¹
Литологическими барьерами (экранами) называются такие препятствия на пути миграции нефти и газа, которые связаны с уменьшением проницаемости латерально вверх по восстанию пластов. Эти барьеры могут быть как самостоятельными ловушками, так и дополнительными факторами, способствующими удержанию нефти
¹Данный раздел в английском оригинале называется «Stratigraphic Barriers». Это требует пояснения. А. Леворсен, как и другие американские авторы, называет ловушки выклинивания коллекторов (не связанного с экранированием тектоническими разрывами) стратиграфическими. В СССР среди такого рода ловушек различают собственно литологические, связанные с фациальным, первичным выклиниванием коллектора (или потерей породой коллекторских свойств), и стратиграфические, связанные с перерывами в седиментации и обусловленные вторичными выклиниваниями пластов.
Соответственно «стратиграфические барьеры» (экраны) А. Леворсена отвечают нашим литологическому (в одних случаях) и стратиграфическому (в других случаях) выклиниванию. - Прим. ред.
Фиг. 12-15. Номограмма для определения угла наклона водонефтяного контакта для различных наклонов потенциометрической поверхности и различной плотности нефти (в градусах API) (G.А. Hill, неопубликованное сообщение). Внизу приведены величины скорости движения воды для различных значений проницаемости песчаников (K - в миллидарси).
Фиг. 12-16. Векторная диаграмма, показывающая влияние гидродинамических условий на различные нафтиды.
Гидродинамические силы (ρw×g×dh/dl) характеризуются векторами, параллельными пластам (BF, CG, DH), соответственно для нефтей с плотностями 40°API (0,934) и 20°API (0,825) и для газа. Силы плавучести характеризуются вектором, направленным вертикально вверх. Его величина варьирует в соответствии с изменением разницы в плотностях воды и нефти (ρw‑ρо)g. Чем больше разница в плотностях, тем больше и силы плавучести. AD ‑ вектор плавучести для газа (плотность 80°API) в водной системе; АС ‑ вектор всплывания для нефти плотностью 40°API; AB - вектор всплывания для нефти плотностью 20°API. При совместном действии гидродинамических сил и сил плавучести результирующими векторами для нефтей с плотностью 20 и 40°API и газа с плотностью 80°API являются соответственно векторы AF, AG и АН. Плоскости водонефтяных контактов (JO, KN и LM) перпендикулярны этим результирующим векторам.
и газа в ловушках других типов. Фациальные изменения, трансгрессивное залегание слоев, вторичная цементация, растворение, трещиноватость ‑ все это может привести к изменениям проницаемости коллектора, отражающимся тем или иным образом на залежи нефти и газа. Чтобы образовался литологический экран, совсем не обязательно полное исчезновение проницаемости. Даже небольшое уменьшение проницаемости может привести к такому повышению входного капиллярного давления, что подобный участок становится барьером, приостанавливающим дальнейшее движение нефти и газа. [Возникает ловушка выклинивания].
Вертикальная миграция
Такие флюиды, как вода, нефть и газ, могут мигрировать и вертикально (вкрест напластования), как снизу вверх, так и сверху вниз, в зависимости от местоположения зоны пониженного гидравлического потенциала. Если песчаный пласт, характеризующийся высоким значением величины гидравлического потенциала, расположен в разрезе данного участка выше, чем пласт с пониженным гидравлическим градиентом, движение флюидов будет направлено вниз, в сторону пласта с пониженным градиентом, по любому пути, по которому будет возможно такое движение¹. Различие в гидравлических градиентах разных пластов устанавливается различными методами, в том числе непосредственными замерами пластовых давлений и путем расчетов обычных гидростатических градиентов для этих пластов (см. стр. 384-389: глава 9, аномальные пластовые давления).
Зоны повышенного или пониженного давления по сравнению с нормальным гидростатическим градиентом обнаруживаются также в процессе бурения скважин (выбросы бурового раствора или, наоборот, потеря его циркуляции, т.е. уход раствора в зоны пониженного давления). Выход водных источников на земной поверхности свидетельствует о том, что потенциометрическая поверхность располагается выше поверхности земли.
Можно говорить о трех основных путях вертикальной миграции флюидов.
1. В процессе диагенеза осадков флюиды отжимаются из илов и мигрируют вверх, в воды, залегающие непосредственно на уплотняющихся осадках. По мере усиления диагенеза и в процессе катагенеза вертикальная проницаемость отложений постепенно уменьшается; в конечном счете боковая миграция начинает преобладать над вертикальной и флюиды двигаются в основном латерально, вдоль напластования отложений.
2. Сбросообразование может привести к возникновению зон повышенной или пониженной проницаемости. Частая приуроченность водных источников к зонам тектонической нарушенности свидетельствует о том, что последние нередко характеризуются повышенной проницаемостью и что флюиды могут двигаться вдоль этих зон. Таким образом, если в результате тектонической нарушенности начнут сообщаться пласты с повышенным и пониженным градиентом гидравлического потенциала, флюиды будут двигаться вверх или вниз в зависимости от локального градиента гидравлического потенциала, установившегося между этими пластами (см. фиг. 9-6).
3. Сообщение высоконапористых пластов с низконапорными может произойти и в случае несогласного срезания первых и перекрытия их последними. В этом случае, как видно на фиг. 9-6, направление движения флюидов может измениться вплоть до обратного.
¹Возможность миграции нефти и газа сверху вниз, как якобы противоречащая законам физики, отрицается столь же категорически, сколь необоснованно, некоторыми «неорганиками», например Н.А. Кудрявцевым. - Прим. ред.