ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 66

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  64  65  66  67   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 66

 

 

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

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

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

пермского   времени   мисспсппскпе   известняки   были   регионально   наклонены   на   восток-

юго-восток; пенсильванские песчаники, залегающие между пермскими и миссисипскгош

отложениями,   также   оказались   наклоненными   в   восток-юго-восточном   направлении.

Нефть и газ, находившиеся в этих песчаниках, должны были переместиться в наиболее

высокие   участки   пластов,   т.е.   к   их   западным   границам.   В   предмеловое   время   регион

испытал наклон на запад (фиг. 12-1, Б). Пенсильванские песчаники Бербанк-Бартлсвилл-

Гленн, ранее погружавшиеся в восточном направлении, в настоящее время погружаются,

причем более интенсивно, на запад. Нефтяные залежи в связи с этим ныне располагаются

вдоль   восточных,   наиболее   приподнятых   границ   этих   песчаников.   Таким   образом,   в

период   от   пермского   до   настоящего   времени   нефть   в   пенсильванских   песчаниках

мигрировала   от   западных   границ   их   распространения   до   восточных   в   соответствии   с

изменением направления погружения слоев [5] (см. также фиг. 7-12). С другой стороны,

изменение   наклона   нижнепенсильванских   песчаников   Датчер   было   относительно

невелико, направление их погружения все время оставалось восточным, и современные

залежи нефти обнаруживаются, как правило, вдоль западной границы их распространения.

Следовательно,   можно   сделать   вывод,   что   в   одних   случаях   совершенно   очевидна

миграция   нефти   и   газа   на   короткое   расстояние,   тогда   как   в  других   случаях   столь   же

очевидна   их   миграция   на   большое   расстояние.   По-видимому,   если   нефть   и   газ   будут

перемещаться   даже   с   очень   небольшой   скоростью,   дальность   этого   перемещения   за

геологическое   время   может   составить   десятки   и   даже   сотни   миль,   в   зависимости   от

расстояния от области нефтегазообразования до ближайшей ловушки. Если это расстояние

невелико, как это обычно бывает, миграция нефти и газа также будет короткой. Когда

передвигающиеся нефть и газ не встречают на своем пути препятствия, они мигрируют до

тех пор, пока не достигнут ловушки или экрана, способных их удержать, или не выйдут на

дневную   поверхность.   Дальность   этого   перемещения   может   измеряться   десятками   и

сотнями миль, однако маловероятно, чтобы на всем этом пути нефть и газ не встретили

какой-либо ловушки.

Первичная миграция 

Наиболее общий случай первичной миграции - это увлечение нефти и газа водой,

выжимающейся   из   глин   в   процессе   их   диагенеза,   и   в   меньшей   степени   -   водой,

циркулирующей в породах уже после окончания диагенеза. Нефть и газ находятся в воде в

виде   субмикроскопических   и   коллоидальных   частиц   или   в   растворенном   состоянии.

Объем их составляет около 10-50 ч. на млн. (0,001-0,005%) от объема воды. В данном

случае исключается движение больших масс нефти в результате эрозии нефтяных залежей

или   обогащенных   углеводородами   пород   (см.   стр.   477-478:   глава   11,   переотложенная

нефть. –  А.Ф.). Такая нефть иногда может быть снова переотложена непосредственно в

будущих коллекторах, например рифах, песчаных барах и т. п.

Предложено   несколько   теорий   первичной   миграции   нефти   и   газа   вместе   с

движущейся водой. Это:

1) гидравлическая теория Манна [6], 

2) теория всплывания Рича [7], Мразека [8] и Дэли [91, 

3) теория седиментационного уплотнения Кинга [10], Монне [11] и Льюиса [12], 

4) теория Чени [13], учитывающая как гидравлический фактор, так и уплотнение.

Все   эти   теории   сходятся   в   одном:   предполагается   перемещение   огромных   масс

воды,  несущей   нефть  и  газ  в диспергированном   состоянии   в ловушки,  в которых  они

аккумулируются в залежи.

Перенос нефти и газа в растворенном состоянии в пластовых водах также изучался

многими  сторонниками  теории  первичной  миграции.  Растворимость  природного  газа  в

воде   изменяется   от   4   куб.   фут   /баррель   при   давлении   400  фунт/кв.   дюйм  до   22  куб.

фут/баррель  при   давлении   2000-6000  фунт/кВ   .дюйм  [14].   Легкие   компоненты   нефти

также растворимы в воде, причем растворимость их возрастает с увеличением давления.

При  атмосферном  давлении  она равна  0,014 куб. фута нефти  на  100 баррелей  воды  и

значительно возрастает при давлении 1100  фунт/кв. дюйм  [15]. При снижении давления

нефть  выпадает  из   раствора.   Нефть  и   газ,   встречающиеся   в поверхностных  водах  при

опробовании скважин, могут быть именно теми нефтью и газом, которые выделились из

пластовых вод при снижении давления от пластового до давления на устье скважины.

Вода, выжимаемая из глин и сланцев

Если в процессе первичной миграции вода, содержащая нефть и газ, отжимается из

глинистых   отложений   в   коллекторы,   она   замещает   в   этих   коллекторах   воду,

находившуюся там ранее. Это должно привести к течению воды по коллекторам в сторону

понижения  пластового давления  вплоть до выхода ее на дневную поверхность. Толща

глинистых отложений мощностью в 1 милю и площадью 100×100 миль будет обладать

объемом 10 тыс. куб. миль. На ранней стадии диагенеза половину общего объема толщи,

т.е.   около   5   тыс.   куб.   миль,   может   составлять   вода.   В   настоящее   время   в   результате

диагенетического уплотнения и деформации объем воды в толще уменьшился до 25%, в

результате чего общий объем толщи сократился до 6666 куб. миль. Иными словами, из

начального количества воды, содержавшегося в этой толще, 3334 куб. миль было выжато

и 1666 куб. миль осталось. Большая часть выжатой воды, видимо, просачивается вверх по

поверхностям напластования, образовавшимся в процессе диагенеза, и в конечном счете

попадает в океан. Однако некоторая часть выжатой воды, примерно ⅓, или 1111 куб. миль,

позднее,   когда   глины   погрузились   на   большую   глубину   и   превратились   в   глинистые

сланцы,  могла  мигрировать  лате-рально в  окружающие  пористые   породы. В  конечном

счете   латеральная   миграция   должна   была   стать   более   интенсивной,   чем   вертикальная.

Часть углеводородов, отложенных или образовавшихся в глинах, должна была уноситься

поступающей   в   коллекторы   водой   как   в   растворенном   состоянии,   так   и   в   виде

мельчайших, субмикроскопических рассеянных коллоидных частичек.

По   мере   движения   воды   по   коллектору   захваченные   ею   частички   нефти   и   газа

флоккулируют   и   переносятся   вместе   с   водой   до   тех   пор,   пока   не   образуется   их

непрерывная фаза и не начнется всплывание нефти и газа в верхние слои воды. Такие

скопления   углеводородов   в   виде   линз   длиной   до   нескольких   футов   и   толщиной   в

несколько молекул могут создаваться и До их всплывания; они будут двигаться в воде в

виде отдельной фазы.

В процессе миграции в виде дискретной (отдельной) фазы внутри гидрофильного

коллектора   нефть   и   газ   будут   стремиться   занимать   только   наиболее   крупные   поры,

поскольку   замещение   воды   в   мелких   порах   требует   слишком   большого   давления

вытеснения.   Таким   образом,   в   гидрофильных   породах,   характеризующихся   различной

пористостью,   нефть   будет   скапливаться   в   крупных   порах,   а   вода   -   в   мельчайших.   В

конечном   счете   должна   произойти   концентрация   нефти   в   грубозернистых   и   более

проницаемых породах, в которых миграция в ловушки относительно облегчена, а вода

будет продолжать двигаться сквозь менее проницаемые породы.

Теория замещения, предложенная Мак-Коем [16], основана на вытеснении нефти из

глин и тонкозернистых пород водой в смежные более пористые и грубозернистые породы.

Этот  процесс  замещения   происходит   вследствие  того,  что   в  мельчайших   капиллярных

порах силы сцепления между породой и водой значительно больше, чем между нефтью и

породой   или   между   нефтью   и   водой.   Вода   отделяет   нефть   от   породы   и   заставляет

двигаться из капиллярных пор глинистых сланцев в крупные поры песчаников. Мак-Кой

считает, что этот процесс является главной причиной перемещения нефти и что зоны, в

которые   была   вытеснена   таким   путем   нефть,   становятся   площадями   современных

нефтяных   месторождений.   Это   значит,   что   ко   времени   первичной   миграции   нефти   из

глинистых сланцев в коллектор ловушка уже должна была быть сформированной.

Циркуляция воды

К концу диагенеза осадков все поровое пространство пород, как коллекторов, так и

неколлекторов,   по-видимому,   заполнено   водой.   Устанавливается   региональная

циркуляция   этой   воды,   непрерывно   изменяющаяся   в   связи   с   изменением

гидродинамических   градиентов.   В   зонах,   где   градиент   гидравлического   потенциала

отсутствует,   флюиды   находятся   в   статическом   состоянии.   В   разные   периоды

геологического времени движение насыщающих коллектор вод, несомненно, происходило

в   различных   направлениях   и   с   различной   скоростью.   Исключение   могут   представлять

лишь   более   молодые   осадки,   в   которых   современный   градиент   гидравлического

потенциала практически не отличается от начального градиента. То, что такая циркуляция

происходила   во   всех   отложениях,   от   древних   до   современных,   в  течение   длительного

времени   после   литификации   и   диагенеза   осадков,   доказывается   современными

локальными и региональными градиентами гидравлического потенциала, наблюдаемыми

во многих пластах.

В большинстве осадочных бассейнов причины, вызывающие изменения пластового

давления и градиента гидравлического потенциала, могут быть самыми различными. Это

могут   быть   диастрофизм,   горообразование,   эрозия,   осадконакопление,   осмотические

явления.   Сбросо-   и   складкообразование   и   вторичная   цементация   могут   повлиять   на

проницаемость   и   изменить   направление   движения   вод.   Глубокие   каньоны   изменяют

характер областей

Фиг.   12-2.   Схематический   профиль,   показывающий   движение   воды   из   области

питания А к зоне разгрузки В через антиклинали и синклинали.

Пластовое   давление   в   точке  F  должно   поднять   столб   воды   до   уровня,

соответствующего   точке  G.   Это   давление   меньше,   чем   в   точке  D,   где   оно   способно
поднять столб воды до точки  Е, или в точке  Н, в котроой столб воды поднимается до
точки IАВ - потенциометрическая поверхность, наклон которой обусловливает движение
воды от точки А к точке В.

разгрузки   и   приводят   к   возникновению   новых   направлений   движения   подземных   вод.

Хемогенные   отложения,   такие,   как   соли   и   ангидриты,   практически   непроницаемы   и,

несомненно,   оказывают   большое   влияние   на   гидравлическую   систему.   На   движение

флюидов воздействуют также вулканическая деятельность и другие явления, влияющие на

региональные изменения температуры.

Миграция и аккумуляция нефти и газа теснейшим образом связаны с подземной

водой.   Эта   вода   представляет   собой   закрытую   систему,   так   же,   например,   как   вода   в

городском водопроводе в противоположность открытым системам вод озер или рек. В

закрытой   системе   вода   может   двигаться   вверх   или   вниз,   или   наклонно.   Скорость   и

направление такого потока зависят от величины гидродинамического градиента - высоты

области   питания   над   нулевой   плоскостью,   обычно   уровнем   моря.   Они   не

пропорциональны степени изменения гидростатического давления вдоль водного потока.

Например, вода будет двигаться из участка с низким пластовым давлением к участку с

высоким   пластовым   давлением   в   соответствии   с   понижением   в   этом   направлении

пьезометрической поверхности (падением напора). На фиг. 12-2 показан схематический

профиль, совпадающий с направлением потока и изменения давления в закрытой водной

системе. Циркуляция воды может быть вызвана любыми причинами, обусловливающими

возникновение   градиента   гидравлического   потенциала   между   двумя   участками,   что

выражается в наклоне потенциометрической поверхности (см. также гл. 9).

Одним из факторов, безусловно оказывающих влияние на движение нефти и воды

через   породу-коллектор,   является   уменьшение   вязкости   этих   флюидов   и   межфазного

натяжения в связи с увеличением количества растворенного в нефти газа при повышении

температуры и давлении с глубиной [17]. Нефть, насыщенная газом при температуре 70°F

(21°С) и давлении 500 фунт/кв. дюйм (35 атм), обладает вполовину меньшей вязкостью,

чем та же нефть, насыщенная газом в поверхностных условиях. При увеличении давления

до   1800  фунт/кв.   дюйм  (125  атм),   что   соответствует   глубине   4100  футов  (1250 м),

вязкость   газонасыщенной   нефти   примерно   равна   вязкости   керосина   при   атмосферном

давлении. Вязкость воды значительно снижается при увеличении температуры: на глубине

10 000 футов (3000 м) вода может двигаться сквозь породы в три раза свободнее, чем на

поверхности, а на глубине 20 000 футов (6000 м) - в шесть раз [18].

Седиментационная и переотложенная нефть

Еще одним способом передвижения нефти на большие расстояния является перенос

ее вместе с породой. Источниками такой нефти могут быть: 1) эродированные нефтяные

залежи, 2) эродированные глинистые породы и известняки, не являющиеся коллекторами.

Такие   участки   приурочены,   как   правило,   к   орографически   наиболее   приподнятым

районам,   в  которых   интенсивная   эрозия   приводит   к   быстрому   высвобождению   нефти.

Необходимым условием этого процесса должно быть совпадение нефтеносных участков с

более   высокими   участками   рельефа.   Подобные   случаи   встречаются   очень   часто.

Нефтенакопление,   связанное   с   огромными   потенциальными   возможностями   такого

источника нефти, заслуживает внимательного изучения.

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  64  65  66  67   ..