ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 68

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  66  67  68  69   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 68

 

 

структуры,   как   это   показано   на   фиг.   12-5.   Нефть   и   газ   высвобождаются   из   воды,

движущейся через структурную ловушку, в точке наименьшей потенциальной энергии,

т.е.   в   гипсометрически   наиболее   высокой   точке   коллектора.   Если   величина

гидродинамического   градиента   давления   вкрест   простирания   структуры   достаточно

велика, водонефтяной контакт оказывается наклоненным в направлении

Фиг. 12-5. Механизм улавливания нефти и газа в антиклинальной структуре при

влиянии гидродинамических сил на миграцию и аккумуляцию нефти и газа. I - плавучесть
усиливается под действием гидродинамических сил; II  -  плавучесть направлена против
действия   гидродинамических   сил;   III  -  плавучесть   усиливается   под   действием
гидродинамических сил; 

1  -  направление   движения   воды   и   понижения   гидравлического   потенциала;   2  -

направление движения нефти и газа под действием сил плавучести.

течения   воды,  причем   этот  наклон   иногда   бывает   настолько   значительным,   что   нефть

полностью удаляется (вымывается) из ловушки. как это показано на стр. 520 (глава 12,

литологические   и   стратиграфические   барьеры.  А.Ф.).   Чем   выше   плотность   нефти,   тем

больше угол наклона водонефтяного контакта.

2. Несколько иная ситуация возникает в случае выклинивания коллектора¹, когда

его   проницаемость   уменьшается   вверх   по   восстанию.   Под   влиянием   сил   всплывания

нефть   и   газ   мигрируют   вверх   по   наклону   пласта   до   тех   пор,   пока   плавучесть   или

капиллярное   давление   не   станут   меньше,   чем   давление   вытеснения   в   тонкозернистых

породах.   Если   при   этом   вода   течет   вниз   по   наклону   пласта,   барьерный   эффект

усиливается. Это положение показано на фиг. 12-6. Если же течение воды направлено

вверх   по   восстанию   пласта,   совместное   действие   гидродинамических   сил   и   сил

всплывания приведет к тому, что нефть и газ будут занимать все более и более мелкие

поры и во многих случаях в конце концов смогут просочиться сквозь литологический

барьер, в результате чего перед этим барьером если и сохранится залежь, то лишь очень

небольшая (фиг. 12-7).

¹См. ссылку на стр. 520. (глава 12, литологические и стратиграфические барьеры. А.Ф.)

Экранирующий эффект нисходящего движения воды рассматривался в гл. 7. Там

говорилось   об   аналогии   с   поплавками   (см.   фиг.   7-63),   которым   можно   уподобить

отдельные   частицы   или   скопления   нефти   и   газа.   Сужение   сосуда   соответствует

уменьшению мощности проницаемой зоны, а размер скопления поплавков - высоте столба

нефти. Если направление потока флюидов изменится на обратное, образования скоплений

как поплавков, так и нефти или газа, естественно, не произойдет. Кроме того, если система

гидростатическая, аккумуляция будет очень незначительной.

Фиг.   12-6.   Влияние   нисходящего   движения   воды   через   литологический   барьер

зоны; пониженной проницаемости и высокого давления вытеснения.

В этом случае влияние сил плавучести уменьшено гидродинамическими силами, и

нефть и газ удерживаются перед барьерной зоной. I - сила плавучести направлена против
действия гидродинамических сил; II - эффективность сил плавучести уменьшается под
действием гидродинамических сил; 

1   -   направление   движения   воды   и   понижения   гидравлического   потенциала;   2   -

направление движения нефти и газа под действием сил плавучести.

Рассмотренное   явление   предполагает   наличие   непрерывной   фазы,   позволяющей

флюидам двигаться за пределы проницаемой зоны. Здесь не возникает никакой проблемы,

когда нет нарушения сплошности коллектора. т.е. он считается сообщающимся, даже если

связь   между   порами   осуществляется   через   мельчайшие   каналы.   Проблема   становится

значительно  более сложной в случае фациальных изменений,  когда пески  переходят  в

глины   или   доломиты   в   известняки.   Вероятно,   глины   и   известняки   содержат   воду   в

непрерывной   фазе,   что   позволяет   воде   двигаться   даже   сквозь   зоны   с   высоким

сопротивлением этому движению. Далее, тонкие песчаные прослои и мелкие несогласия в

напластовании   могут   послужить   путями   проникновения   нефти   и   газа   сквозь   воду,

занимающую эти пустоты, т. е. просачивание нефти и газа через литологический барьер

(экран).

Гидродинамические   градиенты   давления,   столь   широко   распространенные   в

природе,   также   должны   рассматриваться   в   качестве   потенциальных   барьеров   на   пути

миграции   нефти   и   газа,   по-видимому   столь   же   эффективных,   как   и   горные   породы.

Наиболее   частым   случаем   движения   подземных   вес   является   нисходящее   движение,

которое усиливает улавливающую способность зон пониженной проницаемости и роль

этих зон как экранов, препятствующих дальнейшему восходящему продвижению нефти и

газа.   Если   скопление   нефти   достаточно   велико,   чтобы   капиллярное   давление   могло

превысить экранирующее влияние давления вытеснения, наступает предел

Фиг. 12-7. Влияние восходящего движения воды через литологический барьер зоны

относительно повышенного давления вытеснения и пониженной проницаемости.

В этом случае гидродинамические силы действуют в том же направлении, что и

силы плавучести, способствуя проникновению нефти и газа в мельчайшие поры барьерной
зоны и уменьшая тем самым ее удерживающую способность. I - плавучесть усиливается
под   действием   гидродинамических   сил;   II   -   эффективность   сил   плавучести   резко
повышается под действием гидродинамических сил; 

1   -   направление   движения   воды   и   понижения   гидравлического   потенциала;   2   -

направление движения нефти и газа под действием сил плавучести.

удерживающей способности экрана. Если движение воды направлено вверх по наклону,

оно усиливает капиллярное давление, способствуя продвижению нефти и газа сквозь зоны

с повышенным давлением вытеснения.

Влияние растворенного газа на миграцию нефти

Практически   во   всех   нефтяных   залежах   присутствует   газ,   в   тех   или   иных

количествах   растворенный   в   нефти.   Чисто   нефтяные   залежи,   совершенно   лишенные

растворенного   газа,   встречаются   настолько   редко,   что   должны   рассматриваться   как

аномальные.   Природный   газ   обладает   крайне   низкой   вязкостью   и   очень   высокой

плавучестью, не идущими ни в какое сравнение с вязкостью и плавучестью воды и нефти.

Изменения   объема   газа   при   изменении   пластовой   температуры   и   давления   также

несравнимо больше, чем изменения объема воды и нефти. Сжатый газ обладает огромной

потенциальной   энергией,   легко   высвобождающейся   при   изменении   объема   газа   в

соответствии   с   изменением   пластовых   условий.   Расширение   сжатого   газа   вследствие

снижения   пластового   давления   -   один   из   важнейших   факторов,   способствующих

движению нефти из пласта в скважины в процессе разработки залежи. Возникает вопрос,

не играет ли газ активную роль в процессе миграции, обусловливающем концентрацию

нефти в залежи?

О   значении   газа   для   движения   нефти   по   продуктивному   пласту   говорил   еще   в

1912 г. Джонсон [23]. Он указал на необычную легкость концентрации газа и полагал, что

именно   благодаря   наличию   газа   нефть   может   двигаться   сквозь   поровое   пространство

горных пород. Джонсон считал, что нефть образует вокруг газовых пузырьков тонкую

пленку и передвигается вместе с ними.

Впоследствии   классические   эксперименты   Тиля   [24]   и   работы   Эммонса   [25]

показали, что в лабораторных условиях присутствие даже небольших количеств газа в

нефте-водопесчаной смеси приводит к концентрации газа и нефти в верхней части сосуда,

в то время как в случае отсутствия газа никакой концентрации не происходит¹.

Позже исследование движения нефти в присутствии газа проводил Додд [26]. Он

обнаружил,   что   в   случае   движения   воды,   содержащей   небольшое   количество

растворенного   газа,   через   водонасыщенные   пески,   в   которых   содержится   рассеянная

нефть, последняя начинает мигрировать вверх по восстанию пласта.

Миллс [27], проводя опыты с газом и рассеянной в водонасыщенном песке нефтью,

заключенными в запечатанный стеклянный сосуд, установил, что каждый раз, когда сосуд

лопался, в образовавшиеся трещины немедленно начинал бурно выходить газ, а затем и

нефть   с   водой;   это   продолжалось   до   тех   пор,   пока   давление   внутри   и   вне   сосуда   не

выравнивалось².

Миллс   предположил,   что,   когда   нефть,   газ   и   вода   находятся   в   смеси   в   одном

сосуде, газ, будучи под давлением, начинает диффундировать сквозь нефть и воду. Когда

сосуд   трескается,   газ   расширяется   и   устремляется   к   месту   пониженного   давления

(трещине),  увлекая  за собой нефть. Такое  же явление должно происходить  и в случае

образования   тектонической   трещины   в   природном   резервуаре.   Большая   часть   нефти

должна  будет  уйти  через  эту  трещину   вместе   с  газом;  меньшая   часть,  лишенная   газа,

останется   в   пласте   вследствие   своей   высокой   вязкости.   Миллс   указал   на   то

обстоятельство, что многие минералы, обычно встречающиеся в сбросовых зонах в виде

жил   (кальцит,   барит,   гипс,   включения   озокерита),   нередко   обнаруживаются   в   нефти,

поступающей из скважины. Действительно, эти примеси в нефти очень часто доставляют

много хлопот эксплуатационникам.

Логичный вывод из всех этих экспериментов заключается в следующем. Основным

результатом снижения давления до величины, близкой к величине давления насыщения,

является   увеличение   объема   газо-нефтяной   смеси,   образование   пузырьков   и   капель,

соединяющихся в непрерывную фазу,

¹

В экспериментах Тиля нефть разбавлялась на ⅓ ее объема керосином (для понижения

вязкости), морской водой, подкисленной 0,5% уксусной кислотой и смешивалась с раздробленным
кварцитом, пропущенным через сито. Вся эта смесь помещалась в трубку диаметром 2,54 см и
длиной 120 см, изогнутую в виде миниатюрной антиклинальной складки. Затем с обоих концов
трубка на 10 см заполнялась дробленым доломитом и концы запечатывались. Образующийся в
результате реакции между уксусной кислотой и доломитом углекислый газ начинал двигаться в
«присводовую»   часть   трубки,   увлекая   за   собой   нефть.   В   «своде»   трубки   уже   через   24   часа
наблюдалось разделение нефти и газа, еще более четко проявившееся через 48 часов. В таком же
опыте, но не сопровождавшемся образованием углекислого газа, концентрации нефти в изогнутой
части трубки не происходило.

Различные   модификации   этого   эксперимента   описал   Эммонс.   В   некоторых   случаях

применялся газолин и смесь подогревалась, чтобы создать давление газа; в других случаях делали
дополнительные изгибы трубки, имитируя структурные террасы. Кроме того, использовался песок
с   различным   размером   зерен   для   воссоздания   различных   условий   проницаемости.   В   каждом
случае   нефть   концентрировалась   в   локальной   ловушке,   и   движение   нефти   изучалось   при
различных давлениях. Минимальное количество нефти составляло несколько унций (28,3  г) на
кубический дюйм (~16 см³), а минимальный наклон (изгиб трубки) - 0,5-1°.

²Исследуя это случайное открытие, Миллс проделал следующий опыт. Он смешал нефть с

жидкостью,   вызывающей   брожение   (смесь   воды,   яблочного   сока,   сахара   и   дрожжей),   и
тонкозернистым   гидрофильным   песком.   Этой   смесью   он   доверху   заполнил   несколько   пивных
бутылок,   запечатал   их   и   оставил   стоять   на   три   дня.   Наблюдалось   лишь   незначительное
гравитационное разделение флюидов. Практически весь образующийся газ растворялся в воде или
нефти. Затем в крышках бутылок были проделаны отверстия. Газ начал немедленно выходить
через эти отверстия, а нефть – двигаться вверх и отделяться от воды. Через 2 минуты нефть с
небольшим количеством воды начала струей бить из каждой бутылки. Аналогичный результат был
получен и в  том   случае,   когда   бутылки  находились  в лежачем  положении:  нефть  двигалась  в
сторону точки выхода газа.

повышение   плавучести   и   подвижности   газо-нефтяной   смеси   и   в   конечном   счете   -

движение   этой   смеси   в   направлении   снижения   давления.   Растворенный   в   нефти   газ

обусловливает расширение рассеянных капелек нефти до тех пор, пока они не соединятся

и не образуют скопления, достаточно большие, чтобы силы плавучести могли привести их

в движение. Такое нефтяное скопление может двигаться сквозь воду или вместе с ней,

однако в любом случае присутствие газа значительно облегчает это движение (см. также

стр. 553-559: фиг. 13-12 – 13-18).

Если нефть и газ перемещаются независимо от воды, то это движение может как

совпадать с направлением потока воды, так и быть направленным против него. На фиг. 12-

2 видно, что вода движется от точки  А  к точке  В  вследствие разницы их высот. Вода

может нести и нефть и газ в коллоидальном, дисперсном или растворенном состоянии.

Всплывание   нефти  и   газа   слева  от   точки  Н  в  направлении   точки  F  будет   направлено

против течения воды, а справа от точки Н в направлении точки В - совпадать с потоком

воды. Высокая скорость движения воды может привести к тому, что эффект всплывания

станет обратным, однако в большинстве случаев эта скорость, по-видимому, достаточно

низка и должна лишь несколько замедлять движение нефти и газа.

Аккумуляция

Конечным этапом формирования залежи является концентрация нефти и газа из

рассеянного в пластовых водах состояния в промышленное скопление. Иногда пластовые

воды   не   представляют   собой   непрерывную   взаимосвязанную   систему.   В   этих   случаях

движение   нефти   и   газа,   видимо,   также   является   ограниченным,   т.е.   формирование   их

скоплений   происходит   в   непосредственной   близости   от   зоны   нефтегазообразования.

Большая часть ловушек, однако, характеризуется наличием свободной воды, находящейся

как в статическом состоянии, так и в движении. Но переносятся ли нефть и газ водой или

перемещаются независимо от нее вследствие плавучести, их движение всегда происходит

у  кровли   проницаемых   пород,  вероятно,   в  виде   тонких   пленок   толщиной   в  несколько

молекул   или   несколько   пор.   Доказательством   этому   служат   многочисленные   выходы

нефти и газа, наблюдаемые в верхней части водоносных пород-коллекторов в нефтяных

провинциях. Миграция нефти и газа продолжается до тех пор, пока не встретится какое-

либо препятствие, т.е. ловушка.

Размер скопления нефти или газа может ограничиваться: 1) количеством исходного

вещества, 2) физическими особенностями участка аккумуляции, 3) сочетанием обоих этих

факторов.   При   этом   предполагается,   что   каждая   ловушка   заполнена   нефтью   и   газом

настолько, насколько это возможно при существующих пластовых условиях - давлении,

температуре,   градиенте   гидравлического   потенциала,   относительных   плотностях

нафтидов и воды, наклоне пластов, проницаемости и ее изменчивости.

Там, где пластовые воды находятся в гидростатическом равновесии, нефть и газ в

конечном   счете   скапливаются   в   наиболее   приподнятой   части   ловушки   (т.е.   там,   где

потенциальная энергия наименьшая), а водонефтяной контакт является горизонтальным.

В общем случае ловушка представляет собой область с пониженной потенциальной

энергией [28], в направлении которой обладающие плавучестью нефть и газ движутся из

областей   высокой   потенциальной   энергии.   Нефть   и   газ   отделяются   друг   от   друга

(сепарируются) в соответствии с их плотностями и удерживаются в ловушке до тех пор,

пока ловушка остается областью наименьшего значения уровня потенциальной энергии, т.

е.   до   тех   пор,   пока   не   изменятся   пластовые   условия   в   результате   тектонических

нарушений,   изменения   регионального   наклона   слоев,   а   следовательно,   и   скорости

движения пластовых вод или, наконец, пока залежь не будет вскрыта скважиной - все эти

факторы  приводят  к возобновлению движения нефти и газа и снижению  эффективной

емкости ловушки.

Когда огромные объемы воды с рассеянными в ней нефтью и газом попадают в

ловушку, в последней удерживаются лишь нефть и газ, а вода удаляется. Легче всего вода

проходит   через   купола   и   антиклинали.   Тектонически   экранированные   и   многие

литологические   и   стратиграфические   ловушки   [ловушки   выклинивания]   обычно

запечатаны с одной или нескольких сторон, и в связи с этим они отклоняют или даже

останавливают  движение  флюидов, достигающих  этих ловушек.  Объем воды, несущей

незначительные количества нефти и газа и мигрирующей через ловушки, редко бывает

настолько большим, чтобы заполнить ловушку этими углеводородами до ее современного

уровня. Поэтому наиболее вероятно, что большая часть нефти и газа, содержащаяся ныне

в залежах, попала в ловушки независимо от движения воды. Основной транспортирующей

силой нефти и газа, по-видимому, является их плавучесть, обусловливающая миграцию

нефти   и   газа   в  наиболее   высокие   участки   продуктивных   пластов   как   по   направлению

движения пластовых вод, так и против него.

Складкообразование не только приводит к возникновению приподнятых локальных

участков,   характеризующихся   относительно   пониженным   пластовым   давлением,   но

способствует   снижению   пластового   давления   и   в   дальнейшем,   так   как   при   смятии   в

складки   кластических   пород   они   растрескиваются   и   меняется   соотношение   в   них

несцементированных   зерен,   что   обусловливает   локальные   увеличения   объема   пород.

Расширение горной породы приводит к соответствующему увеличению объема порового

пространства, а это влечет за собой снижение пластового давления [29]. Можно допускать,

что пластовое давление в связи с этим уменьшается по направлению к своду антиклинали.

Если   такое   уменьшение   достаточно   интенсивно,   оно   будет   действовать   в   том   же

направлении,   что   и   силы   всплывания   нефти   и   газа,   т.е.   будет   способствовать   их

аккумуляции.

Наклонные водонефтяные контакты

Во многих залежах водо-нефтяной контакт наклонный. Наклон контакта обычно

измеряется несколькими футами на милю, но иногда достигает 800 футов на 1 милю и

даже больше, т. е. примерно соответствует наклону в 8°. Наклон контакта нефти и газа с

водой приводит к смещению залежей вниз, в сторону одной из периклиналей ловушки; это

может оказаться весьма существенным фактором для разведки залежи: если наклон водо-

нефтяного   контакта   (ВНК)   установлен   на   ранней   стадии   разведки,   можно   избежать

бурения излишнего количества непродуктивных скважин. Если наклон ВНК очень велик,

то   залежь   может   быть   смещена   так   далеко,   что   наиболее   высокая   часть   структуры

окажется   непродуктивной   или   будет   содержать   только   газ,   а   вся   нефтяная   залежь

расположится   на   периклинали   структуры.   В   процессе   поисковых   работ   такие   залежи

могут   быть   пропущены,   если   скважины   ориентировались   лишь   на   присводовую   часть

структуры. В некоторых случаях наклон ВНК становится настолько большим, что залежь

нефти   или   нефти   и   газа   полностью   вытесняется   из   данной   структуры.   Такая   ловушка

называется промытой и является непродуктивной. Ниже приводятся некоторые примеры

наклонных ВНК.

Залежь Кейро в округе Юнион, штат Арканзас, представляет особенный интерес,

поскольку наклон ВНК в этой залежи произошел, по-видимому, в результате искусственно

созданного   градиента   гидравлического   потенциала,   образовавшегося   вследствие

разработки в течение 10-20 лет расположенного по соседству месторождения Шулер [2].

Залежь Кейро расположена примерно в 3 милях (5 км) выше по региональному наклону от

крупного месторождения Шулер, хотя гипсометрически эта залежь ниже, чем сводовая

часть   месторождения   Шулер.   В   обоих   случаях   продуктивны   оолитовые   известняки

Рейнолдс формации Смаковер (юра). Однако месторождение Шулер было открыто на 20

лет раньше, чем залежь Кейро. В течение этого времени

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  66  67  68  69   ..