Гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности. Гидродинамические ловушки

Гидрогеологические нефтегазопоисковые показатели разнообразны и по степени информативности и надежности. В настоящее время существует большое число классификаций гидрогеологических показателей нефтегазоносности, предложенных В.А.Сулиным, М.Е.Гатальским, М.Е.Альтовским, В.А.Кротовой, А.С.Зингером, М.И.Субботой, Е.В.Стадником, Л.М.Зорькиным, В.Н.Корценштейном, А.А.Карцевым и др.

При оценке перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим данным различают региональную, зональную и локальную оценки перспектив нефтегазоносности недр. Региональная оценка заключается в изучении гидрогеологических условий 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-газогеохимические, минерально-гидрогеохимические, гидро-геодинамические, гидрогеотермические, палеогидрогеологические.

Газовые показатели наиболее информативны и надежны. К их числу относится, прежде всего, общая газонасыщенность воды, которая определяется общим количеством растворенного газа в единице объема воды (см3/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 см3/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 вод, представляющий отношение Рг/Рпл, является важным показателем газоносности, характеризующим фазовое 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 газов (и, прежде всего, углеводородных) Рг/Рв 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/С2Н6 и СН4/С3Н8, характеризующие жирность газов и возможный тип залежей (газоконденсатная, нефтяная с легкой или тяжелой нефтью), Аr100/N2•2,68, позволяющее определять содержание биогенного «безаргонного» азота Не/Аr, характеризующее степень закрытости структур, и ряд других. Эти показатели косвенные, но они имеют важное значение при оценке перспектив нефтегазоносности.

Органо-гидрохимические показатели - это растворенные в водах органические вещества (ОВ), такие как 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 ОВ связана с залежами нефти и газоконденсата и лишь частично с залежами углеводородных газов. Вокруг залежей образуются ореолы рассеяния ОВ, т.е. зоны с повышенным его содержанием по сравнению с фоновыми величинами. Для нефтегазопоисковых целей представляет интерес как раз та часть ОВ, 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 она увеличивается от 0,001мг/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. гидрогеологический зональный недра нефтегазоносный

Минерально-гидрогеохимические показатели - аммоний, общая минерализация воды, сульфатность относительная и общая, хлоридно-кальциевый и гидрокарбонатно-натриевый типы воды (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 1,502 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, бессульфатность относительная и общая свидетельствуют об условиях сохранения залежей нефти и газа.

В общем случае, чем выше минерализация (при отсутствии соленосных толщ) и меньше сульфатность вод, тем более благоприятные условия имеются в недрах для сохранения скоплений углеводородов. Это косвенные показатели, к которым относятся и данные о типах вод.

Большинство залежей нефти и газа приурочены в основном к водам хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. При этом ассоциация нефтяных и газовых скоплений с водами хлоридно-кальциевого типа более характерна для платформенных условий, а в зоне альпийского тектогенеза углеводородные залежи ассоциируют преимущественно с водами гидрокарбонатно-натриевого типа. Эти типы свидетельствуют о гидрогеологической закрытости недр, т.е. о благоприятных условиях сохранения углеводородов. Йод содержится в водах нефтяных и газовых месторождений, но крайне неравномерно - от следов до 10-20 мг/л и реже более 40-60 мг/л. Однако прямой связи между концентрацией йода и наличием залежей углеводородов не установлено. Поэтому использовать йод как показатель для прогноза нефтегазоносности нельзя, но повышение концентрации его в водах можно рассматривать как благоприятный признак.

Бром содержится в подземных водах в значительно больших количествах, чем йод. С нефтегазоносностью и вообще с органическими веществами основная масса брома не связана. Содержание брома возрастает с ростом хлоридности вод и глубиной залегания. Наибольшие концентрации его (до 9 г/л и более) выявлены в рассолах Восточной Сибири. Ввиду того, что нефтяные и газовые месторождения ассоциируются с рассолами, повышенные содержания брома указывают на высокую степень закрытости недр. В качестве косвенных показателей нефтеносности рассматриваются концентрации в водах таких металлов, как никель, кобальт, медь, молибден и некоторые другие. По данным В.М.Матусевича (1976), содержание этих металлов в водах по мере удаления от залежи падает. Основным процессом, приводящим к обогащению приконтурных вод металлами, является процесс выщелачивания их из нефтей и осадочных пород. В результате этого образуются ореолы рассеяния названных металлов вокруг залежей.

Гидродинамические показатели - тип и интенсивность водообмена, величина гидравлических уклонов, наличие пьезоминимумов. В зоне активного водообмена при инфильтрации метеогенных вод происходит разрушение залежей нефти и газа. В эксфильтрационных водонапорных системах элизионный водообмен способствует формированию скоплений углеводородов. Величины гидравлических уклонов свидетельствуют об условиях сохранения или механического разрушения залежей углеводородов пластовыми водами. Локальное понижение напоров подземных вод свидетельствует о наличии пьезоминимумов. К пьезоминимумам, связанным с очагами разгрузки подземных вод, часто приурочены области локализации нефти и газа, т.е. образование залежей.

Гидрогеотермические показатели - температура, геотермическая ступень, геотермический градиент, плотность теплового потока. На основе интерпретации геотермических материалов выявляют зоны генерации жидких и газообразных углеводородов, их распространение в разрезе нефтегазоносного бассейна, наличие геотермических аномалий, зон перетоков флюидов и т.п.

Палеогидрогеологические показатели - данные о продолжительности элизионных и инфильтрационных этапов гидрогеологической истории. Так, если в пределах бассейна или водоносного комплекса инфильтрационный водообмен на прошлых этапах гидрогеологической истории был сравнительно непродолжительным и по масштабам незначительный по сравнению с элизионным водообменном, то это можно расценивать как благоприятный признак нефтегазоносности. Палеогидрогеологические реконструкции позволяют установить унаследованность в пространственном положении зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления, интенсивность движения флюидов и выявить наиболее перспективные территории в отношении нефтегазоносности.

В качестве примера комплексной оценки перспектив нефтегазоносности региона можно привести работу коллектива авторов (Ю.В.Самсонов, С.Б.Вагин, С.А.Миллер, Л.Н.Фомичева), выполненную для венд-кембрийских отложений в пределах юга Сибирской платформы.

Этими исследователями сделан анализ развития палеоструктурного плана и на его основе реконструировано изменение палеогидродинамических условий в непско-тирском нефтегазоносном комплексе. В пределах распространения пластов-коллекторов выделены территории различной степени перспективности: первой, второй, третьей, а также малоперспективные и бесперспективные (рис.30).

Рис. 30 - Карта перспектив нефтегазоносности непско-тирского комплекса по палеотектоническим и палеогидродинамическим критериям

Границы: 1 - современного распространения отложений, 2 - распространения пластов коллекторов; перспективные территории: 3 - первой степени, 4 - второй степени, 5 - третьей степени, 6 - малоперспективные, 7 - бесперспективные, 8 - месторождения нефти и газа; 9 - скважины

При этом к перспективным территориям первой степени отнесены области полного совпадения замкнутых контуров положительных современных и палеоструктур, унаследованно развивавшихся в течение элизионного этапа и не расформировавшихся в послекембрийское время на инфильтрационном этапе. Это области устойчивых пьезоминимумов. К перспективным территориям второй степени отнесены промежуточные зоны между областями устойчивых палеопьезоминимумов и палеопьезомаксимумов. Перспективные территории третьей степени выделены в зонах устойчивого литогенного режима на эллизионных этапах. Они соответствуют участкам унаследовано развивавшихся палеопьезомаксимумов, не испытавших на инфильтрационных этапах существенного влияния гипергенных процессов. Малоперспективные территории совпадают с участками значительных структурных перестроек и примыкают непосредственно к бесперспективным. Бесперспективные участки приурочены к зонам интенсивного древнего инфильтрационного водообмена и принадлежат окраинным частям платформы.

Гидродинамические ловушки нефти и газа. Теория гидравлически экранированных залежей нефти и газа разрабатывалась многими исследователями: В.П.Савченко, А.А.Плотниковым, Ю.П.Гаттенбергером, Н.А.Еременко, И.М.Михайловым, М.Хаббертом, А.Леворсеном. Установлена существенная роль гидравлических ловушек в формировании залежей нефти и газа. В старых нефте- и газодобывающих районах, где имеется производственная база и широкая сеть действующих нефте- и газопроводов, но значительно истощен фонд перспективных локальных структур, поиски гидравлически экранированных залежей приобретают немаловажное народнохозяйственное значение.

Теоретически возникновение гидравлических ловушек обусловлено динамическим состоянием водонапорной системы. Образование залежей нефти и газа в пологозалегающих пластах может быть связано с уравновешиванием силы всплывания нефти или газа (архимедовой) перепадом напора пластовой воды (гидравлической силой), с изменением величины этого перепада в зонах резкой смены коллекторских свойств и с сокращением толщин коллекторов на отдельных участках.

По В.П.Савченко и А.А.Плотникову сила всплывания нефти и газа Fa выражается через наклон кровли пласта-коллектора i = sin б (б - угол наклона кровли пласта по отношению к горизонтальной плоскости), так как Fa ?f(i). Гидравлическая сила Fгидр, вызывающая движение вод по пласту, выражается через наклон пьезометрической поверхности iгидр=sinц (ц - угол наклона пьезометрической поверхности по отношению к горизонтальной плоскости), так как F ?f(iгидр).

Условиям миграции УВ при образовании гидравлически экранированных залежей зависят от типа водонапорной системы. В инфильтрационной водонапорной системе, где чаще наблюдается совпадение наклонов структурных и пьезометрических поверхностей, возможны следующие случаи условий миграции УВ:

iгидр>i - гидравлическая сила больше архимедовой силы всплывания УВ (Fгидр > Fa), поэтому они переносятся вниз по пласту (рис.31а);

iгидр<i - гидравлическая сила меньше архимедовой силы (Fгидр < Fa), поэтому УВ всплывают вверх по пласту (рис.31б);

iгидр=i - гидравлическая сила уравновешивает архимедову силу (Fгидр = Fa), поэтому условия для миграции УВ отсутствуют (рис.31в).

В эксфильтрационной водонапорной системе наклоны структурных и пьезометрических поверхностей чаще примерно совпадают. Углеводороды под воздействием однонаправленных архимедовой и гидравлической сил мигрируют вверх по пласту (рис.31г).

Рис. 31 - Соотношения наклонов пьезосетрической и структурной поверхностей, определяющие различные условия миграции УВ по пласту-коллектору (по А. А. Плотникову):

В инфильтрационной водонапорной системе обычны случаи, когда пьезометрическая поверхность представляет собой плоскость, наклоненную под углом ц к горизонту. Тогда градиент напора постоянен для всего водоносного пласта. При некоторой неровности структурного рельефа образование гидравлической ловушки углеводородов происходит, если по направлению гидравлического уклона наклон кровли пласта-коллектора iн больше iгидр, а вверх по восстанию пласта наклон кровли iв удовлетворяет условию iв < iгидр.

Таким образом, образование гидравлической ловушки происходит при условии iн > iгидр > iв.

При переменном градиенте напора условие образования гидравлической ловушки определяется неравенством iв.гидр > i > iн.гидр, где iв.гидр, iн.гидр - наклон пьезометрической поверхности соответственно вверх по восстанию и вниз по падению пласта.

Возникновение гидравлической ловушки возможно также в зоне резкой смены коллекторских свойств водоносного пласта (при постоянной мощности). В этом случае наблюдаются увеличение наклона пьезометрической поверхности в зоне ухудшения коллекторских свойств и ее выполаживание при улучшении проницаемости пород.

Очень важно, что действие гидравлического элемента может проявляться в ловушках разного типа, т.е. существуют ловушки смешанного, комбинированного типа, например, литологически-гидродинамические и т.п. Роль гидравлического элемента в возникновении той или иной ловушки количественно может изменяться от нуля (ловушки других типов) до 100% (чисто гидравлическая ловушка).

Количественно действие гидравлического элемента в возникновении комбинированных ловушек нефти и газа, по Ю.П.Гаттенбергеру, выражается следующей формулой (рис.32):

h = (pпрор±?H)/(св-сн)

где pпрор - давление прорыва (в понимании В.П.Савченко); ?H - разность напоров выше и ниже ловушки; св,сн - плотности соответственно воды и нефти (газа); h - высота залежи.

При pпрор=0 будет чисто гидравлическая ловушка. При ?H=0 роль собственно гидравлического фактора в возникновении ловушки отсутствует.

Рис. 32 - График, иллюстрирующий зависимость высоты гидравлически экранированной залежи УВ от гидродинамических условий в пласте.

Заштрихована залежь УВ

Примеры чисто гидравлических ловушек, по Ю.П.Гаттенбергеру и Э.Дальбергу: ловушки на площадях Алексеевская, Уит, Гальегос (рис.33); пример смешанной литологически-гидродинамической ловушки - ловушки горизонта ДIV Белебеевской площади и ловушка месторождения Хьюготон (рис.34).

Рис. 33 - Карта потенциомкетрической (пьезометрической) поверхности, отражающая гидродинамическую обстановку в песчанике Галлуп (Э.Ч.Дальберг, 1985)

1 - изолинии гидравлического напора, м, 2 - изогипсы кровли песчаника Галлуп, м;

3 - нефтяные залежи на месторождениях Гальегос (I) и Бисти (II); 4 - направления гидравлического уклона

Рис. 34 - Профильный разрез газового месторождения Хьюготон (Э.Ч.Дальберг, 1985 г.)

1 - газ, 2 - красноцветные глины и песчаники; 3 - направление гидравлического уклона.

Следует заметить, что гидравлический экран, создающий ловушку, может находиться не только в том пласте, где образуется залежь, но и в вышележащем, т.е. перепад напоров может быть как по падению пласта, так и по разрезу. В последнем случае действие (экранирующее) этого фактора добавляется к действию покрышки (водоупора), которая без него может оказаться и недостаточной для удержания залежи.

Как отмечено выше, в последнее время гидравлическим ловушкам стали уделять большое внимание. Это связано с двумя главными причинами: 1) исчерпанием фонда «обычных» ловушек - сводовых - в старых нефтегазоносных областях; в этом плане гидравлические ловушки представляют интерес наряду с литологическими, стратиграфическими и т.п.;

2) появлением и ростом числа искусственных, или техногенных, ловушек.

Внимание к гидравлическим ловушкам повышается также в связи с тем, что по ряду данных к залежам, частично экранированным гидравлически, относятся гигантские залежи Хьюготон, Боливар, Катар-море, Даулетабад и др.

Поиски гидравлически экранированных залежей нефти и газа предполагают детальное изучение водонапорной системы, знание положения пьезометрической поверхности, которая зачастую имеет очень сложную форму, глубин залегания кровли водонапорного комплекса, его толщины и коллекторских свойств. Картирование гидравлических ловушек газа в общем случае заключается в совмещении структурной карты, построенной для кровли пласта, и карты гидроизопьез. Пересечения изогипс и гидроизопьез дают семейство кривых, участки замыкания которых могут быть ловушками нефти и газа.

Методы выявления гидравлических ловушек описаны Э.Дальбергом (1985) и А.А.Плотниковым (1989).

Контрольные вопросы:

1. Какие категории нефтегазопоисковых гидрогеологических показателей наиболее широко применяются на практике?

2. Какие органические соединения являются показателями нефтегазоносности?

3. Какие факторы влияют на формирование гидравлически экранированных залежей нефти и газа?

4. В каких районах поиски гидравлически экранированных залежей нефти и газа наиболее актуальны?

5. Какие месторождения, связанные с гидродинамическими ловушками, Вы можете назвать?

Размещено на Allbest.ru