Гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция IX. 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 посвящено огромное количество литературных источников. 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). водный раствор нефть газ

Под первичной миграцией обычно понимают перемещение нефти и газа из нефтегазогенерирующих толщ, сложенных слабопроницаемыми, преимущественно глинистыми осадками, в 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 обмен, 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, в том числе возможность переноса нефти в виде микроэмульсий в составе двух и трехфазных потоков и т.д.

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

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.

Залежи углеводородных газов формируются в результате выделения растворенных газов в свободную фазу и накопления их в ловушках. Скорость насыщения пластовых вод углеводородными газами зависит от обогащенности пород органическими веществами, интенсивности процессов газогенерации, гидростатического давления, минерализации и температуры подземных вод. При достижении предела насыщенности вод, газ начинает выделяться в свободную фазу (при Р_нас?Р_пл). 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 возможна 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.24).

Рис. 24 - Схема зависимости между наклоном нефтеводяного контакта и пьезометрической поверхностью (по А.И.Леворсену, с изменениями) 1 - газ; 2 - нефть; 3 - вода; 4 - направление движения воды

По М.Хаберту, зависимость наклона ВНК или ГНК от гидравлического уклона описывается уравнением:

где и - угол между поверхностью нефтеводяного (или газоводяного) контакта и горизонтальной поверхностью;

i - гидравлический уклон, равный отношению h/l;

с_в, с_н, с_г - плотности воды, нефти или газа.

Ориентировочно для нефтяных залежей tgи=(2-10)i, для газовых залежей tgи=(1-1,5)i

Следовательно, нефтяные залежи значительно менее устойчивы против гидравлического разрушения, чем газовые. Условия сохранения или разрушения залежей нефти и газа в ловушках сводового типа определяются соотношением угла наклона ВНК или ГВК и и угла падения крыла ловушки б. (рис.25) 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.

Рис. 25 - Схема условий сохранения (а) и разрушения (б) нефтяной залежи при механическом действии вод (по А.А.Карцеву)

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 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, некомпенсируемом ростом газонасыщенности вод, газ (метан) будет растворяться, и газовая залежь постепенно может исчезнуть. Наиболее интенсивно процесс растворения метана происходит на глубинах, где температура превышает 100-120⁰С. 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.

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 приконтактной зоне образуется слой асфальтоподобного битума. В конечном итоге в результате окисления нефтяная залежь может превратиться в залежь твердого битума.

Примером влияния окислительных процессов на инфильтрационном этапе гидрогеологической истории является нижнемеловой комплекс Западно-Канадского бассейна (Л.И.Морозов, 1980).

На рис.26 видно, что бассейн имеет асимметричное строение. На востоке располагаются выходы меловых отложений, которые примыкают к кристаллическим породам фундамента. К западу, толщина осадочного чехла возрастает и достигает в предгорьях Кордильер 5-6 км. Палеогидрогеологические реконструкции свидетельствуют о том, что формирование залежей углеводородов происходило на элизионном этапе. Направление потока элизионных вод было с запада на восток. Это сопровождалось и миграцией углеводородов, и формированием залежей. С началом инфильтрационного этапа гидрогеологической истории гидродинамические и гидрохимические условия изменились.

Рис. 26 - Схематическая гидрохимическая карта нижнемеловых отложений Западно-Канадского нефтегазоносного бассейна (по Л.И.Морозову): 1, 2 - залежи углеводородов: 1 - битумы, 2 - нефти (I - Атабаска, II - Пис-Ривер, III - Уобаска, IV - Колд-Лейк, V - Пембина, VI - Ллойдминстер, VII - Джоаркам, VIII - Фен-Биг-Валли, IX - Беллшилл-Лейк, X - Вайнрайт, XI - Саффилд); 3 - направление движения инфильтрационных вод; 4 - предполагаемое направление движения элизионных вод; 5 - область питания инфильтрационных вод; 6 - выходы кристаллического фундамента; 7 - линии равной минерализации вод, г/л; 8 - глубина залегания фундамента, км; 9 - в числителе - удельный вес нефти, г/см³; в знаменателе - содержание серы, вес.%; справа - глубина, м

Инфильтрационные маломинерализованные (0,5-20,0 г/л) воды стали двигаться с востока на запад, вытесняя элизионные. Изменение гидрохимических условий привело к окислению нефтей и повышенному содержанию в них серы. Так, на площади Атабаска битуминозные пески содержат тяжелую асфальтоподобную нефть с плотностью 1,0-1,029 г/см³, на месторождении Пис-Ривер с_н=0,9159-1,014 г/см³, на площади Колд-Лейк - 0,993 г/см³ и т.д. Л.М.Морозов справедливо отмечает, что по мере удаления от области питания и зоны проникновения инфильтрационных вод степень окисления нефтей уменьшается. На плошщадях Саффилд (0,92 г/см³), Беллшилл-Лейк (0,898 г/см³) и на глубинах более 1000 м степень окисления нефтей снижается и их плотность составляет 0,853 г/см³ (Джоаркам).

Контрольные вопросы

1. С какими (по генезису) водными растворами связаны процессы первичной миграции и аккумуляции УВ в земной коре?

2. В чем заключается вторичная миграция УВ, и где она происходит?

3. От чего зависит наклон ВНК и ГВК?

4. В чем заключается физико-химическое разрушение залежей газа?

5. О чем свидетельствуют данные о составе и плотности нефтей Западно-Канадского нефтегазоносного бассейна?

Размещено на Allbest.ru