ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 67

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  65  66  67  68   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 67

 

 

Ниже рассматриваются три района в США из многих других, удовлетворяющих

указанным условиям.

В позднемеловое и раннетретичное время район Скалистых гор был приподнят и

представлял собой серию крупных куполов и антиклиналей.  Эрозия,  начавшаяся  в тот

период, продолжается до настоящего времени. Продукты разрушения сносились главным

образом   в   Мексиканский   залив,   где   они   были   переотложены   и   образовали   третичную

нефтеносную формацию провинции Галф-Кост. По всей вероятности, эти приподнятые

осадочные горы, простирающиеся от Мексики до Монтаны, некогда содержали большое

количество   крупных   нефтяных   месторождений   (в   настоящее   время   здесь   обнаружено

много складок со следами бывших нефтяных залежей) и многие тысячи кубических миль

нефтеносных   сланцев.   Вполне   возможно,   что   десятки   и   даже   сотни   миллиардов   тонн

нефти,   заключенной   в  этих   залежах   и   сланцах,   позднее   были   эродированы   и   унесены

вместе с осадками. Что стало с этой нефтью? Не могла ли хотя бы часть ее попасть в

осадок и способствовать впоследствии образованию протонефти провинции Галф-Кост?

В   пределах   шельфовой   зоны   юго-восточного   Канзаса   п   северо-восточной

Оклахомы [19] встречается большое количество нефтяных залежей в формации Чероки

(пенсильваний), образовавшейся за счет эрозии гор Немаха. Эти горы представляют собой

спльнонарушенное   антиклинальное   поднятие,   простирающееся   через   весь   Канзас   в

Небраску  и сложенное  раннепалеозойскими  и  докембрийскими  породами, в настоящее

время   погребенными   под   пенсильванскими   отложениями.   Девонские,   силурийские   и

ордовикские отложения, эквивалентные тем породам, которые были снесены с верхней

части гор в черокское время, широко распространены к югу от этого района, в Оклахоме,

где в них обнаружены многочисленные богатые месторождения нефти (см. фиг. 13-13 и

14-6). Поднятие Немаха, до того как началась эрозия, было достаточно большим, чтобы

содержать огромные скопления нефти.

Зона   поднятий   Уичито   -   Амарильо,   простирающаяся   на   несколько   сот   миль   в

западной   Оклахоме   и   Техасе,   в   пенсильванское   время   была   эродирована   до

докембрийского   гранитного   фундамента.   Продукты   разрушения   отлагались   вдоль

северного   окончания   этой   зоны   (см.   фиг.  3-8).   В  настоящее   время   в  этих   отложениях

обнаружено много нефтяных месторождений. Вполне возможно, что нефть мигрировала

сюда вместе с размытыми породами.

Возможность   образования   нефтяных   залежей   за   счет   нефти,   принесенной   с

осадками, впервые рассмотрена Мерреем [20]. Он обратил внимание на радужные пленки

нефти,   которые   переносились   вместе   с   водами   реки   Иравади   на   1-2   мили   от   места

высачивания   нефти.   Проделав   опыты   с   речной   водой,   загрязненной   нефтью   и   илом,

Меррей установил, что пленки нефти осаждаются на дно вместе с глинистыми частицами.

Это позволило ему сделать вывод, что осаждению нефти в смеси с глиной способствует

разрушение   ее   на   отдельные   частицы   и   образование   сферических   капель   благодаря

межфазному   натяжению   между   нефтью   и   несмешивающейся   с   ней   водой.   Эта   смесь

представляет   собой   водонефтяную   эмульсию,   тогда   как   частицы   пород   остаются

гидрофильными. Капли нефти не могут объединиться, так как они разделяются мелкими

частицами глины и в таком виде переносятся и осаждаются вместе с этими частицами.

Позднее   Пуарье   и   Тиль   [21]   изучили   возможность   осаждения   нефти   вместе   с

различными типами глин в искусственно минерализованной воде. Оказалось, что объем

осаждающейся нефти зависит от природы этих глин и обратно пропорционален размеру

минеральных зерен. Полученные этими исследователями результаты приведены в табл.

12-1. Пуарье и Тиль в отличие от Меррея пришли к заключению, что причиной осаждения

нефти   является   не   механическая   смесь,   а   скорее   увеличившийся   вес   нефтяных   капель

вследствие   прилипания   к   ним   глинистых   частиц.   Они   обнаружили,   что   капли   нефти

находятся в свободном состоянии, в то время как глинистые частицы обычно прилипают к

ним. Присутствие в воде органических  кислот уменьшает возможность осаждения, по-

видимому,   вследствие   снижения   межфазного   натяжения   между   гидрофильными

поверхностями.

Таблица 12-1

Распределение   различных   видов   осадков   в   порядке   убывания   объема

осаждающейся нефти (в каждом случае использована эмульсия воды и 1 г

 осадка) [21]

Осадок

Максимальное

количество

нефти, см³

Среднее

количество

нефти, см³

Преобладающие минералы

Каолин

2,50

1,21

Глинистые

Голубые илы

2,10

1,33

Кварц

Мергель

1,50

1,11

СаСО

3

Диатомовая земля

1,50

1,00

Кремнезем

Глинистые породы

(ордовик)

1,37

0,70

Серицит, глинистые минералы

Бентонит

1,35

0,68

Монтмориллонит

Песчаные илы

1,25

0,75

Кварц, серицит

Карбонатные

глинистые породы

1,15

0,70

СаСО

3

, серицит

Карбонатные илы

1,12

0,85

СаСО

3

, кварц

Керогеновые

глинистые породы

0,70

0,60

Серицит, органическое вещество

Гумус

0,00

0,00

Органическое вещество

В   геологическом   прошлом   благодаря   эрозии,   несомненно,   высвобождались

огромные объемы нефти. Что стало с этой нефтью? Может быть, она была разрушена

вследствие окисления и деятельности бактерий или какая-то часть ее была унесена реками

в   океаны?   Пока   не   будет   изучено   детально   это   явление,   мы   не   можем   отказаться   от

концепции   переноса   нефти   глинистыми   частицами   [однако   эта   концепция   не   может

серьезно приниматься во внимание].

Кроме   эрозии   нефтяных   залежей,   источниками   поступления   нефтяных

углеводородов   в   океаны   могут   быть:   1)   подводные   выходы   нефти   и   2)   раннее

преобразование части органического вещества морского дна в нефть и газ еще в процессе

диагенетического превращения илов в глинистые сланцы и выделение этих углеводородов

в океанские воды. Высокая концентрация УВ в самой верхней части почвы (см. стр. 476)

свидетельствует   о   возможности   возникновения   их   в   субаэральных   условиях   на

поверхностях несогласий и дальнейшем переносе (в результате эрозии приповерхностных

образований) водными потоками в океаны. Большая часть нефти, тем или иным путем

попавшей в океан, поднимается на поверхность воды и сносится волнами и течениями в

пределы   прибрежных   баров   и   пляжей,   а   также   в   зоны   развития   органогенных   рифов.

Иногда   потенциально   продуктивные   пласты,   содержащие   даже   незначительное

количество   нефти,   могут   иметь   большее   значение   как   исходный   нефтепроизводящий

материал,   чем   илы   и   глины,   заключающие   огромные   массы   органического   вещества.

[Заключение   чисто   умозрительное,   не   подтверждаемое   многочисленными

битуминологическими анализами современных осадков.]

Вторичная миграция 

При   рассмотрении   вторичной   миграции   нефти   и   газа   через   коллекторы   и

аккумуляции   их   в   залежи,   так   же   как   при   изучении   первичной   миграции,   возникает

множество разнообразных проблем. Эти проблемы касаются: 1) переноса нефти и газа

водой в процессе вторичной миграции, 2) явлений, связанных с капиллярным давлением и

давлением   вытеснения,   3)   плавучести   нефти   и   газа,   4)   влияния   растворенного   газа   на

миграцию нефти, 5) аккумуляции нефти и газа в залежи, 6) наклонных водо-нефтяных

контактов,   7)   стратиграфических   барьеров,   8)   вертикальной   миграции,   9)   времени

аккумуляции. Некоторые из этих вопросов рассматриваются ниже.

Перенос частиц нефти и газа водой

Воды в любом водоносном горизонте, который можно рассматривать в качестве

потенциально нефтегазоносного пласта, находились или находятся и в настоящее время в

движении.   Скорость   и   направление   движения   воды   определяются   разницей   величин

гидравлического   потенциала   зон   питания   и   разгрузки,   водопропускной   способностью

пласта и расположением области минимального гидравлического потенциала. II скорость,

и   направление   движения   воды,   несомненно,   неоднократно   менялись   в   течение

геологического   времени   в   результате   постоянных   изменений   структуры,   деформации

слоев, эрозии и геохимических условий. Движение флюидов находится в зависимости от

распространения   пористых   и   проницаемых   пород,   зон   тектонических   нарушений   и

несогласий   или   систем   трещин.   Микроскопические   и   субмикроскопические   частички

нефти и газа, захваченные движущейся водой, должны переноситься до тех пор, пока не

будет встречено препятствие в виде структурной или литологической ловушки, либо пока

в результате изменения давления, температуры и объема смеси не произойдет отделение

нефти   и   газа   от   воды   и   объединение   их   в   более   крупные   частицы   и   агрегаты,

обнаруживающие уже способность к всплыванию (плавучесть).

Явления, связанные с капиллярным давлением и давлением вытеснения

Основным   условием   миграции   крупных   скоплений   нефти   в   гидрофильном

коллекторе является превышение величины капиллярного давления на контакте нефть -

вода над величиной давления вытеснения воды из крупных пор, трещин, капилляров и т.п.

При   любом   сочетании   нефти,   воды   и   порового   пространства   величина   давления

вытеснения P

d

 является постоянной. С другой стороны, капиллярное давление зависит от

степени   плавучести   нефти,   градиентов   давления,   длины   и   степени   непрерывности

нефтяной фазы. Всякий раз, когда эти силы оказываются достаточными для того, чтобы

капиллярное   давление   превысило   давление   вытеснения,   водо-нефтяной   контакт   будет

двигаться сквозь смежные поры, т.е. будет происходить миграция нефти.

Для   количественной   оценки   условий   миграции   нефти   необходимо   вычислить

разницу между капиллярным давлением на переднем крае движущейся нефти и в тыловой

ее части. На фиг. 12-3 показан случай, когда силы, вызывающие миграцию 

Фиг. 12-3. Нарушение первоначальной формы нефтяной капли, необходимое для

про талкивания ее через сужение в соседнюю пору.

изолированной капли нефти, отсутствуют или влияют очень слабо. В левойчасти фигуры

капиллярное давление равно

и примерно одинаково в точках АВ и С, о чем свидетельствует почти одинаковый

радиус   кривизны  r  в   каждой   точке.   В   правой   части   фигуры   видно   нарушение

первоначальной формы капли, сужение ее в точке  А, предшествующее началу миграции

этой капли в соседнюю справа пору. В этом случае капиллярное давление на переднем

крае начинающей двигаться капли выразится как

а капиллярное давление в тыловой части капли - 

где  r

с

  -  эффективный   радиус   капилляра,   соединяющего   смежные   поры,   а  r

р

  -

эффективный   радиус   поры.   Разница   в   величинах   капиллярных   давлений   в  передней   и

тыловой частях капли ∆Р

c

 равна

Если предположить, что средний радиус капилляра, соединяющего смежные поры,

r

с

 составляет от ½ до ¼ радиуса поры r

р

, то величина ∆Р

c

 будет лежать в пределах

Если принять r

с

 равным ⅓×r

р

, то величина ∆Р

c

 станет равной 4γ×cosΘ / r

р

.

При краевом угле смачивания Θ, равном 60°, cosΘ = ½ и ∆Р

c

 = 2 γ / r

р

.

Таблица 12-2 

Разница капиллярных давлений, необходимая для миграции нефти, дин/см²

Межфазное
натяжение
γ, дин/см

∆Р

c

 = 2 γ / r

р

Очень

грубо

зернистый

песок,

r

р

=0,02 см

Грубозернистый

песок, r

р

=0,01 см

Среднезернистый

песок, r

р

=0,005 см

Тонкозернистый

песок, r

р

=0,002

см

Очень

тонкозернистый

песок, r

р

=0,001

см

30

3000

6000

12 000

30 000

60 000

25

2500

5000

10 000

25 000

50 000

20

2000

4000

8 000

20 000

40 000

10

1000

2000

4 000

10 000

20 000

5

500

1000

2 000

5 000

10 000

1

100

200

400

1000

2 000

В   табл.   12-2   приведены   результаты   расчета   этой   средней   величины   разности

капиллярных давлений,  необходимой для осуществления  миграции нефти  в различных

условиях.

Рассмотрим   возможность   возникновения   необходимой   разницы   капиллярных

давлений  в результате   движения   воды   в  коллекторе.   Если,  как   показано   на  фиг.  12-3,

нефть присутствует в виде изолированных капель в отдельных порах и если вода движется

горизонтально,   то   разница   в   капиллярных   давлениях   эквивалентна   величине   падения

давления   от   данной   поры   до   следующей.   Нормальный   гидродинамический   градиент   2

м/км (10 фут/миля² приводит к образованию разницы в капиллярных давлениях от 0,1 дин/

см)   для   грубозернистых   песков   до   0,02  дин/см²  для   тонкозернистых   песков.

Максимальный   гидродинамический   градиент   20  м/км  (100   фут/миля)   должен   создать

разницу в капиллярных давлениях соответственно от 1,0 дин/см² до 0,2 дин/см². Сравнивая

эти   данные   с   данными,   приведенными   в   табл.   12-2,   можно   видеть,   что   обычные

гидродинамические градиенты слишком малы для того, чтобы вызвать миграцию нефти.

Необходимы   силы   в   тысячи   раз   более   мощные,   чтобы   изолированные   капли   нефти

началрг мигрировать из одной поры в другую.

Сила   всплывания   (плавучести)   сама   по   себе   тоже   недостаточна   для   миграции

изолированной нефтяной капли. Давление всплывания (p

w

-p

о

) gz дин/см², образует разницу

в капиллярных давлениях для капли нефти плотностью 0,876 (30°API) всего 7,4 дин/см² в

грубозернистых песках и 1,5 дин/см² в тонкозернистых песках (z - вертикальный интервал,

занятый нефтяной фазой). Таким образом, чтобы  нефть мигрировала, силы плавучести

должны быть в тысячи раз мощнее или сама нефтяная  фаза должна быть значительно

больше,   чем   изолированная   в   единичной   поре   капля.   На   фиг.   12-4   показано   значение

степени   непрерывности   нефтяной   фазы   для   эффекта   плавучести   нефти,   который

способствует ее миграции.

Обычный гидродинамический градиент и силы плавучести неспособны обеспечить

миграцию изолированной в одиночной поре нефтяной капли, но они легко приводят в

движение   более   значительные   сплошные   массы   нефти,   занимающие   тысячи   пор.

Например,   если   нефтяная   фаза   распространяется   по   вертикали   на   5,4  м,   градиент

потенциометрической поверхности в 2  м/км  образует разницу в капиллярных давлениях

до 10 000 дин/см², что вполне достаточно для миграции этой нефти. Силы плавучести для

нефти плотностью 0,876 образуют такую же разницу капиллярных давлений в случае, если

распространение   нефтяной   фазы   по   вертикали   достигает   всего   68  см.   Следовательно,

протяженность непрерывной нефтяной фазы в 1-10 м обеспечивает условия, необходимые

для миграции этой нефти под воздействием обычных сил, существующих в природе.

Был   проведен   и   записан   на   кинопленку   [22]   интересный   опыт,   показывающий

природу   микроскопического   движения   нефти   сквозь   сосуд,   заполненный   стеклом   и

шариками люцита (органического стекла). Когда нефть и вода двигались со скоростью 0,5-

300  м  в   сутки,   было   видно,   что   движение   каждой   жидкости   происходило   по

самостоятельной сетке пор и каналов. Несмотря на то что эти скорости были больше, чем

те, которые можно ожидать в природе, опыт хорошо иллюстрирует особенности движения

жидкостей в случае преодоления капиллярного давления.

Плавучесть

Любое тело, жидкое или твердое, будучи погруженным в воду, выталкивается из

нее с силой, равной весу вытесненной жидкости. 

Фиг.   12-4.   Последовательные   стадии   развития   эффекта   плавучести   (опыты

Дж. Хилла). 

Прямоугольный   сосуд   размером   6 футов×4 дюйма×1 фут 

наполнен

водонасыщенным   песком.   Передняя   стенка   сосуда   стеклянная,   и   происходящие   в   нем
явления можно наблюдать в ультрафиолетовом свете. В стадию А в сосуд были введены
три капли нефти на расстоянии нескольких дюймов одна от другой; капли нефти на этой
стадии оставались во взвешенном состоянии. Добавление новых порции нефти в стадию Б
приводит к объединению этих капель и началу их движения вверх. В стадию В сплошная
масса   нефти   движется   к   верхней   части   сосуда,   за   исключением   некоторой   части
остаточной нефти, удерживающейся в песке в виде небольших скоплений. В стадию  Б
силы   плавучести   становятся   достаточными   для   преодоления   сопротивления   движению
вверх,   удерживающего   капли   нефти   на   месте   в   стадию  А.   Нефть   начинает
собиратьсякрупные   скопления   и  в   течение   нескольких   часов   из   стадии  Б  переходит   в
стадию В.

Флюиды, с которыми имеет дело геолог-нефтяник, это - природный газ плотностью

0,00073-0,000933,   нефть   плотностью   0,7-1,0   и   вода   плотностью   1,0-1,2.   В   резервуаре,

содержащем все три компонента, газ займет самую верхнюю часть, нефть расположится

непосредственно   под   газом,а   вода   останется   в   самой   нижней   части   ловушки.   Такое

распределение   газа,   нефти   и   воды   является   общим   законом   для   всех   без   исключения

залежей,   а   следовательно,   оно   характерно   не   только   для   конечного   равновесия   всех

флюидов и залежи, но также и для начальной концентрации рассеянных частиц нефти и

газа, всплывающих в указанном порядке в воде.

Движение нефти и газа вверх под действием сил плавучести может начаться при

условии   достаточной   концентрации   этих   флюидов   (см.   фиг.   12-4).   если   в   какой-либо

ограниченной части пласта-коллектора скапливается значительное количество нефти, то

эта нефть приобретает свойство плавучести, т.е. силы всплывания становятся большими,

чем   капиллярные   силы,   препятствующие   проникновению   нефти   в   водонасыщенное

поровое   пространство.   Сплошная   масса   нефти   или   газа,   по-видимому,   способна

продвигаться в вертикальном направлении через сообщающиеся крупные поры вплоть до

наивысшей точки пласта, и если пласт этот наклонен или погружен - двигаться вверх по

наклону   вдоль   кровли   проницаемого   пласта   непосредственно   под   непроницаемой

покрышкой. Миграция нефти будет продолжаться до тех пор, пока капиллярное давление

будет оставаться равным или превышать входное давление пород, вмещающих эту нефть.

Начавшееся   движение   нефти   и  газа   должно   сопровождаться   увеличением   размеров   их

скоплений в результате захвата по пути других рассеянных в воде нефтегазовых частиц и

в конечном счете  -  увеличением плавучести этих скоплений. Скорость миграции будет

возрастать на участках повышенной крутизны слоев, т.е. в местах пониженного давления

вытеснения.   Количество   нефти,   остающейся   позади   движущегося   скопления,   или

количество остаточной нефти, зависит от размера пор, смачиваемости пород коллектора,

капиллярных   свойств   нефти   и   воды   и   скорости   движения.   Небольшие   изменения

давления, например вызываемые землетрясениями, могут резко нарушить неустойчивое

равновесие   между   капиллярным   и   входным   давлением   как   во   фронтальной,   так   и   в

тыловой части движущегося нефтяного скопления. Таким образом, количество остаточной

нефти  может быть и очень  малым, и весьма значительным.  Некоторые пласты  иногда

почти   полностью   насыщены   остаточной   нефтью,   в   то   время   как   в   других   пластах

остаточная нефть образует лишь тонкие непрерывные пленки в кровле проницаемой части

пласта или прерывистые скопления в непродуктивных участках между залежами.

Силы   плавучести   способствуют   улавливанию   нефти   и   газа   в   ловушках   в   двух

случаях.

1. Когда частички и капли нефти или пузырьки газа, захваченные водой, достигают

антиклинальной   зоны,   их   плавучесть   приводит   к   возрастанию   сопротивления

дальнейшему   движению  вместе   с водой,  в особенности   когда  они  достигнут   сводовой

части антиклинали. В конечном счете нефть п газ скапливаются в наиболее высокой части

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  65  66  67  68   ..