Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 22

 

  Главная      Учебники - Разные     Геология нефти и газа (Еременко Н.) - 1968 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 22

 

 

 

170 

Гл. VII. Залежи  нефти   и  газа

 

Приведенные давления в этих точках составляют

 

Более  того,   во  многих  частях  резервуара  будет  наблюдаться 

движение жидкости от точек с меньшим пластовым давлением к точ-

 

кам  с  большим  пластовым  давлением  при 

условии 

обратного 

соотношения 

приведенных  давлений  (точки  В  и  Г). 

Пластовые давления в точках В и Г:

 

В  точке  В  пластовое  давление  больше, 

чем  в  точке  Г,  а  приведенное  давление 

меньше.  Жидкость  в  резервуаре  будет 

двигаться 

в 

сторону 

наклона 

пье-

зометрической  поверхности  независимо  от 

абсолютных пластовых давлений в той или 

иной части пластового резер-

 

вуара.  Иными  словами,  д в и ж е н и е   о д н о р о д н о й   ж и д к о с т и   в 

р е з е р в   у  а р е   в с е г д а   н а п р а в л е н о   в  с т о р о н у  

м е н ь ш и х  п р и в е д е н н ы х  д а в л е н и й .  

Посмотрим,  как  распределяются  давления  и  располагаются 

поверхности  разделов  нефть  —  вода  или  газ  —  вода  в  залежах  нефти 
(или  газа)  в  резервуарах  с  движущейся  водой.  Залежь  газа  или  нефти 
(рис. 73) сохраняется в ловушке только в том случае, если она находится 

в  равновесии,  т.  е.  если  она  неподвижна.  Движение  жидкости  в  пласте 

вызывается перепадом приведенных давлений: 

 

 
 

§ 3. Давление  и температура   в  залежах  нефти  и газа 

171

 

Так  как  сохранение  залежи  в  ловушке  возможно  только  в  случае 

покоя,  то  существующий  перепад  давлений  в  залежи,  который  вызван 

силой  тяжести,  направленной  вниз,  должен  быть  уравновешен 

избыточным 

давлением, 

обусловленным 

силой 

всплывания, 

действующей вверх. Для сохранения равновесия этот перепад давлений 

в точке Б должен быть уравновешен избыточным давлением залежи Ар' 

на уровне, равном разности положений точек А и Б (А/г). Избыточное 

давление в залежи на данном уровне составляет

 

 

где 

A

/

—  отклонение  газоводяного  (водонефтяного)  контакта  от 

горизонтального  положения  в  точке  В  по  отношению  к 

точке А;

 

Л/> — перепад   приведенных давлений на  участке АБ; d

e

  и  d

r

 

— удельные веса в пластовых условиях воды и газа (нефти). 

Из  приведенного  выражения  следует,  что  отклонение  поверх-

ности раздела  в залежи (газ — нефть, газ —  вода, нефть —  вода) от 

горизонтальной  плоскости  будет  тем  больше,  чем  больше  перепад 

приведенных  давлений  на  рассматриваемом  участке  и  чем  меньше 

разница  плотностей.  Это  же  положение  может  быть  выражено  через 

углы наклона поверхностей раздела и пьезометрической поверхности. 

Из рис. 73 следует

 

 

В  газовой  залежи,  если  пренебречь  плотностью  газа  (d

f

  =  0), 

наклон  поверхности  газоводяного  раздела  будет  иметь  минимальные 

значения.  Угол  наклона  поверхности  вода  —  газ  будет  равен  углу 

наклона пьезометрической поверхности (d

B

 = 1, tg у = tg p 

и

 ^Y ~ -^Р)- 

Так как нефть  или газ  в пластовых  условиях  всегда имеют плотность 

меньше,  чем  вода,  знаменатель  в  приведенной  выше  формуле  всегда 

будет  выражен  дробью.  Следовательно,  наклон  поверхности  раздела 
(вода — газ, вода — нефть) будет всегда больше

 

 
 

 

 

Приведенные     давления     в     этих 

точках

 

 

Рис.   73.   Определение    поло-

жения   газоводяного   раздела 

при наклонной   пьезометриче-

ской   поверхности.

 

АБ  —  наклонное  положение  газо-

водяного контакта; у — угол наклона 

газоводяного  контакта;  Р  —  угол 

наклона 

пьезометрической 

по-

верхности;  а  —  угол  падения  пород 

на крыле складки; АЛ — отклонение 

газоводяного 

контакта 

от 

го-

ризонтального положения на  участке 

АБ.

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

172 

Гл. VII. Залежи нефти  и газа

 

наклона  пьезометрической  поверхности.  В  1940  г.  А.  II.  Ушаков 

предложил  объяснять  наклон  поверхностей  раздела  вода  —  нефть  в 

залежах  гидродинамическим  фактором.  Теоретически  этот  вопрос 

был детально разработан В. П. Савченко. Приведенные выше выводы 

формул  отличаются  от  системы  доказательств  В.  П.  Савченко,  но 

конечные результаты этих выводов принципиальных отличий не

 

имеют.

 

Если  угол  наклона  водогазовой  (нефтяной)  поверхности  прибли-

зится  к  углу  падения  пород  а,  то  условия  для  сохранения  залежи 

будут  нарушены,  и  данная  ловушка  не  будет  содержать  залежи.  В 

зависимости от наклона пьезометрической поверхности роль

 

ловушки могут исполнять

 

и  незамкнутые  пликатив-

ные  дислокации  на  моно-

клинали  (типа  флексуры) 

при 

условии 

наклона 

пьезометрической  поверх-

ности в ту же сторону, что 

и  моноклинали  (рис.  74). 

На  моноклинали  залежь 

может 

образоваться 

в 

складках, 

не 

имеющих 

крыльев, 

с 

обратным 

падением. 

Например, 

в 

структуре  А  на  рис.  74  оба 

крыла  падают  в  одну 

сторону,  а  в  структуре  В 

одно крыло горизон-

 

тально.  Естественно,  такие  ловушки  должны  замыкаться  по  про-

стиранию.  Замыкание  по  простиранию  может  быть  выражено 

литологическим  изменением  состава  пород,  дизъюнктивным  нару-

шением или, наконец, просто исчезновением флексуры — переходом в 

равномерно падающую моноклиналь.

 

Источник  пластового  давления.  Из  сказанного  следует,  что  в 

резервуарах,  сообщающихся  с  поверхностью,  регулятором  наблю-

даемых  в  них  давлений  является  уровень  жидкости,  заполняющей 

резервуар.  Однако  не  всегда  положение  уровня  жидкости  в  резер-

вуаре  будет  определяться  только  условиями  питания  и  разгрузки 

резервуара. Повышение или понижение давления  в резервуаре может 

вызываться и некоторыми другими причинами, например весом пород, 

перекрывающих  резервуар.  Давление  пород  (горное  давление), 

считая  в  среднем  их  удельный  вес  равным  2,3  г/см

у

,  можно 

определить по формуле

 

 

 

 
§ 3. Давление  и температура  в  залежах  нефти  и газа 

173

 

Обычно  давление  пород  передается  через  контакты  частиц  мине-

ралов, слагающих породы, или через скелет породы. Если при данном 

горном  давлении  скелет  пород  остается  неизмененным,  породы  не 

уплотняются и их пористость не уменьшается, то все горнов давление 

воспринимается  скелетом  породы;  жидкость  или  газ,  заполняющие 

поры  такой  породы,  не  будут  воспринимать  на  себя  этого  давления. 

Если  же  при  увеличении  нагрузки  породы  будут  уплотняться, 

пористость  их  будет  уменьшаться,  то  жидкость  или  газ  будут  в  той 

или иной степени воспринимать горное давление.

 

В  открытом  резервуаре  воспринятое  давление  будет  передано-на 

положение  свободного  зеркала  жидкости  в  резервуаре  и,  таким 

образом, будет подчиняться всем ранее описанным закономерностям, В 

закрытых резервуарах или  изолированных частях  резервуара, где нет 

непосредственной возможности передать горное давление через столб 

жидкости,  находящиеся  в  резервуаре  жидкость  и  газ  вынуждены 

будут  принять  часть  давления  на  себя.  В  таких  резервуарах  будет 

наблюдаться  аномалийное  давление  —  давление,  превышающее 

гидростатическое. Как уже отмечалось в предыдущих главах, наиболее 

сильно  способны  уплотняться  глинистые  породы.  Именно  поэтому 

изолированные  резервуары  или  изолированные  участки  резервуара, 

находящиеся  внутри  глинистых  толщ,  чаще  всего  могут  иметь 

анормальные давления.

 

При  тектонических  движениях  могут  возникнуть  дополнительные 

геодинамические, относительно кратковременно действующие давления. 

Такие  давления,  пока  трудно  поддающиеся  учету,  также  могут 

вызвать  появление  анормальных  давлений  в  изолированных  резер-

вуарах или в их изолированных частях.

 

К.  А.  Аникеев  (1964)  считает  неотектонические  напряжения  в 

земной  коре  одной  из  основных  причин,  вызывающих  появление 

аномалийных давлений. Следует отметить, что К. А. Аникеев и М. Ф. 

Двали (1966) несколько своеобразно понимают аномалийные давления. 

Аномалийными  давлениями  (повышенными  или  пониженными)  они 

называют любые отклонения от расчетных давлений. Таким образом, к 

разряду  аномалийных  давлений  упомянутые  авторы  относят  обычные 
(совершенно  нормальные)  пьезометрические  давления  в  случае 

несовпадения  пьезометрической  поверхности  с  поверхностью  земли. 

Совпадение  же  пьезометрической  поверхности  с  поверхностью  земли 

довольно  редко  встречается  в  природе.  Ошибочность  подобных 

представлений  очевидна.  Расчетные  давления  не  отражают  положения 

устья  скважины  по  отношению  к  пьезометрической  поверхности, 

поэтому если следовать определению К. А. Аникеева и М. Ф. Двали, в 

одной  и  той  же  точке  пласта  должно  одновременно  существовать 

аномалийно пониженное, нормальное и аномалийно высокое давления 
(рис. 75). Так, определение давления по скв. 1 дает аномалийно низкое, 

по  скв.  2  —  нормальное  и  по  скв.  3  —  аномалийно  высокое  давления. 

Поэтому все

 

 

Рис. 74. Незамкнутые ловушки на монокли-

нали. 

А — складка,   оба   крыла которой падают   в   одну 

сторону; Б — складка, у которой одно крыло гори-

зонтальное, а другое наклонное.   Стрелкой   показано 

направление движения вод

 

 

где H — мощность пород, перекрывающих резервуар.

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

174           

Гл. VII. Залежи   нефти   и   газа

 

выводы  и  заключения  в  работах  упомянутых  авторов  теряют  всякую 

ценность.

 

Другими причинами, которые могут оказать влияние на пластовое 

давление,  являются  температура,  химические  и  биохимические 

процессы, цементация.

 

Влияние температуры может быть двояким. С одной стороны, при 

повышении  температуры  с  глубиной  все  тела  расширяются. 

Повышение  температуры  будет  приводить  к  росту  давления  и  по-

явлению анормального давления в замкнутых резервуарах или

 

Скв.1

 

Рис. 75. Определение аномалийного давления (по К. А. Ани-

кееву и М. Ф. Двали).

 

замкнутых  частях  резервуаров.  Следует  иметь  в  виду,  что  вследствие 

незначительных  по  величине  коэффициентов  теплового  расширения 

жидкостей  и  газов  обычное  повышение  температуры  в  пластах  не 

может  вызвать  появления  значительных  аномальных  давлений. 

Повышение температуры на 1° С в газах в замкнутом резервуаре будет 

повышать давление всего на 1/273 (уравнение Клайперона).

 

С другой стороны, повышение температуры ведет к преобразованию 

углеводородов.  При  повышении  температуры  сложные  углеводороды 

разрушаются  с  образованием  большего  числа  более  просто 

построенных  молекул.  Увеличение  числа  молекул  приводит  к  увели-

чению  объема  или  (если  резервуар  замкнут)  к  росту  давления. 

Температура может оказать и другое влияние на давление в пласте.

 

С  изменением  температуры  связано  течение  многих  химических 

реакций,  в  результате  которых  может  наблюдаться,  например, 

цементация  пластов.  Цементация  пластов  также  связана  с  уменьше-

нием  объема  пор  и,  следовательно,  с  повышением  давления  для 

замкнутых условий. 

 

                           
§ 3. Давление и температура в залежах нефти и газа 

 

               

175

 

 

Некоторые  исследователи  в  качестве  причины,  вызывающей 

появление  анормально  высокого  давления  в  пласте,  указывают  на 

возможную связь данного резервуара (например, по трещине) с другим, 

более  глубоко  залегающим  пластом  (В.  Ф.  Липецкий,  К.  А.  Аникеев, 

М.  Ф.  Двали).  Такое  объяснение  нельзя  признать  верным.  Более 

глубоко  залегающий  пласт  действительно,  как  правило,  будет  иметь 

более  высокое  давление,  однако  приведенное  давление  в  нем  будет  то 

же, что и в вышезалегающем пласте.

 

Для  того  чтобы  из  нижнего  пласта  давление  передалось  в  верхний 

пласт,  необходимо  анормально  высокое  давление  в  нижнем  пласте. 

Тогда  надо  искать  причину,  почему  этот  нижний  пласт  имеет  анор-

мально  высокое  давление.  Таким  образом,  проблема  остается  нере-

шенной.

 

В.  С.  Мелик-Пашаев  отмечает  приуроченность  анормальных  да-

влений  к  областям  развития  грязевых  вулканов.  По  его  мнению, 

проявление  грязевого  вулканизма  вызывает  повышение  давления  в 

пластах.  Это  положение  лишь  отчасти  справедливо.  Само  появление 

грязевых  вулканов  следует  рассматривать  прежде  всего  как 

проявление имеющегося на глубине избыточного (в случае погребенных 

газовых залежей с большой высотой) или анормального давления, как 

это  следует  из  взглядов  на  образование  грязевых  вулканов,  которые 

развивались И. М. Губкиным и А. Д. Архангельским. В то же время в 

прорываемых 

грязевым 

вулканом 

замкнутых 

резервуарах, 

действительно,  как  следствие,  могут  возникнуть  анормальные 

давления.

 

По мнению американских исследователей Р. С. Кок и И. Том-мера, 

анормальное  давление  в  залежах  не  может  превышать  90% 

геостатического  давления.  Это  было  бы  верным,  если  бы  появление 

анормальных  давлений  в  залежах  объяснялось  исключительно 

геостатическим  давлением.  В  этом  случае  геостатическое  давление 

никогда  не могло  бы  полностью  передаться  жидкости  и  газу,  которые 

находятся  в  залежи.  Хотя  бы  10%  этого  давления  должны  были  бы 

принять на себя минеральные частицы. В действительности явление в 

природе  значительно  сложнее.  Само  анормальное  давление,  как 

указывалось  выше,  может  быть  вызвано  разными  причинами.  По-

видимому,  часто  различные  причины  действуют  совместно  (например, 

при  грязевом  вулканизме,  когда  пластовые  давления  превышают 

упругость покрывающих толщ).

 

Кроме  причин,  вызывающих  повышение  давлений  в  залежах, 

существуют  причины,  вызывающие  обратные  явления.  Последние  в 

основном  обусловлены  увеличением  пористости  пластов.  Сюда 

относятся  явления,  связанные  с  появлением  вторичной  пористости, 

например  выщелачивание.  Однако  процесс  выщелачивания  не  может 

привести  к  образованию  анормально  низкого  давления  в  замкнутом 

резервуаре, так как он не может протекать в замкнутых  условиях. То 

же самое может быть сказано и о процессах химического

 

 

 

Пьезометрическая поверхность

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 
 

176 

Гл. VII. Залежи   нефти   и   газа

 

растворения.  Более  существенны  явления  перекристаллизации, 

приводящие  к  появлению  трещиноватости.  Они  могут  охватывать 

локальные  участки  пластов.  Например,  известно,  что  в  процессе 

доломитизации  объем  породы  уменьшается  на  14%,  следовательно, 

объем  пор  увеличивается  на  14%,  и  соответственно  давление  в  изоли-

рованной  залежи  должно  упасть  также  на  14%.  Появление  трещино-

ватости может быть обусловлено и тектоническими причинами.

 

Рис.  76.  Зависимость  между  начальным 

пластовым 

движением 

и  глубиной 

залегания  залежи  нефти  в  мезозойских 

отложениях  месторождений  (по  Б.  А. 

Тхостову).

 

Месторождения:  1—4  —  Озек-Суат;  56  — 

Зимняя  Ставка;  7  —  Величаевка;  8—10  — 

Баракаевское;  11  —  Селли;  12—17  —  Газли; 

IS  —  Датых;  19—20  —  Избаскент;  21  —  Ка- 

рабулак; 2254 — Ходжиабад; 

25  — 

Прасковея;  26  —  Сиди-Фили  (Марокко);  27  — 

Блед-Эддум  Нижний  (Марокко);  28  —  Блед- 

Катар  Нижний  (Марокко);  29  —  Пембина 

(Канада); 30 — Норкам (Канада).

 

Эффект снижения давления в .резервуаре будет пропорционален объему 

пустот  образовавшихся  трещин.  В  изолированных  резервуарах  могут 

при этом также возникнуть анормально низкие давления. Возможным 

примером  залежи  с  таким  давлением  является  залежь  в  фундаменте 

месторождения Мара. Здесь по данным Д. Э. Смита (1956) давление на 

несколько атмосфер ниже, чем в залежах в вышележащих известняках 

мелового возраста.

 

Закономерности  изменения  давлений  с  глубиной.   Имеется  до-

вольно много работ, в которых рассматривается изменение давлений

 

 
 

 
 

§ 3. Давление   и  температура   в   залежах   нефти  и  газа 

177

 

с глубиной залежей как по отдельным месторождениям, так и по 

областям.

 

В этих работах, к сожалению, не учитывается положение пьезо-

метрической поверхности, в большинстве случаев нет точных данных

 

о месте измерения по отношению к высоте залежи. 

Поэтому  при  нанесении  на  график  значений 

давлений  по  месторождениям,  расположенным  в 

различных 

геолого-географических 

условиях, 

получается  нечеткая  картина.  На  рис.  76  отражена 

зависимость 

между 

начальными 

пластовыми 

давлениями  и  глубиной  залежей  в  мезозойских 

отложениях  некоторых месторождений мира  (по  Б. 

А. Тхостову). Как видно  из  этого рисунка, разброс 

точек 

вокруг 

прямой 

изменения 

среднего 

гидростатического давления довольно значительный. 

Более  отчетливая  картина  наблюдается  при 

рассмотрении 

соответствующих 

графиков 

по 

отдельным  месторождениям  или  по  единым 

геологическим областям (рис. 77). Как видно из рис. 
77,  давления  в  общем  изменяются  в  соответствии  с 

ростом гидростатического давления.

 

Другая закономерность заключается  в  изменении 

пластовых  давлений  по  линии  либо  вертикальной, 

либо  более  крутой,  чем  линия  изменения 

гидростатического  давления.  Такая  особенность 

распределения  давления  в  залежах  наблюдается  на 

некоторых  месторождениях  или  на  отдельных 

участках месторождений. Особенно ярко это можно 

видеть  на  примере  Шебелин-ского 

газового 

месторождения  (рис.  78).  Здесь  все  пласты,  начиная  с 

ангидрито-соленосной  толщи,  несмотря  на  различные 

глубины  залегания,  имеют  почти  одно  и  то  же 

начальное  пластовое  давление.  В  самом  нижнем 

горизонте  верхнего  карбона  наблюдается  нормальное 

гидростатическое  давление;  в  подошве  залежи 

отмечается также нормальное

 

гидростатическое давление; выше измерялось нормальное для газовой 

залежи  избыточное  давление.  Аналогичное  явление  можно  наблюдать 

на  куполе  Гуарно  в  Восточной  Венесуэле.  Приводимое  А.  И. 

Леворсеном  для  данного  случая  объяснение  высоких  давлений  как 

результат повышенной минерализации вод не выдерживает критики, так 

как  в  нижних  пластах  давление  даже  ниже  гидростатического, 

рассчитанного  по  пресной  воде.  Еще  одним  не  менее  интересным 

примером  могут  служить  месторождения  Ирана  (рис.  79).  На  этих 

месторождениях линии изменения пластовых давлений

 

 
 

 

Рис.  77.  Зависимость  начального 

пластового  давления  от  глубины 

залегания  в  нефтяных  месторожде-

ниях,  приуроченных  к  караган-ско-

чокракским  отложениям  (по  Б.  А. 

Тхостову).

 

Месторождения:   1 — Гора  Горская,   г — 

Октябрьское; s — Старо-Грозненское (под-

надвиг),    4 — Ташкала;    5 — гидростати-

ческое давление.

 

Рис.  78.  Зависи-

мость  начальных 

пластовых  давле-

ний на газовом

 

месторождении 

Шебелинка от глу-

бины      залегания

 

кровли пластов.

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23   ..