Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 23

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  21  22  23  24   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 23

 

 

 
 

178 

Гл. VII. Залежи нефти и газа

 

наклонены  круче  линии  гидростатического  давления  и  иногда  со-

здается впечатление о существовании аномалийно пониженных давлений. 

Более крутой наклон линий давления может быть только в том случае, 

если  гидростатическое  давление  в  резервуарах  создается  или 

контролируется жидкостью с удельным весом менее единицы. Нечто в 

этом роде и наблюдается в Иране. В пределах приведенных измерений 

на  каждом  месторождении  градиент  давлений  в  эксплуатационных 

объектах обусловлен удельным весом

 

- нефти, т. е. в пределах каждого месторождения 

они  сообщаются между  собой,  образуя  единую 

залежь.  Следует  отметить  приуроченность 

этих  залежей  в  Иране  к  трещиноватым 

карбонатным 

коллекторам, 

образующим 

единый 

массивный 

резервуар, 

поэтому 

взаимосообщаемость  между  отдельными  ча-

стями  резервуара  должна  представляться 

естественным  явлением.  Именно  этой  причи-

ной  следует  объяснять  высокие  и  устойчивые 

дебиты  скважин  на  данных  месторождениях. 

Таким  образом,  на  этих  месторождениях  нет 

ни  пониженных,  ни  повышенных  анома-

лийных  давлений.  Отклонения  давлений  в 

большую  сторону  объясняются  измерением 

избыточных давлений в одной и той же залежи, 

а  отклонения  в  другую  сторону  вызваны 

положением  пьезометрической  поверхности  по 

отношению к начальным точкам измерения.

 

Эти  изменения  давлений  не  являются 

анормальными,  они  обусловлены  изменениями 

нормальных  избыточных  давлений  в  залежах. 

Крутизна наклона таких линий изме-

 

нения  давлений  зависит  от  плотности  флюида,  заполняющего  залежь  в 

соответствии  с  ранее  выведенной  формулой  избыточного  давления.  В 

идеальном  случае  при  плотности  газа,  равной  нулю,  линия 

вертикальна.

 

Третья  закономерность  в  распределении  давлений  с  глубиной 

выражается  более  пологим  наклоном  линии  изменений  измеряемых 

давлений  по  сравнению  с  линией  гидростатического  градиента.  Как 

пример  можно  привести  месторождение  Челекен  (рис.  80).  Разброс 

точек  в  центральной  части  кривой  может  быть  вызван,  с  одной 

стороны,  измерением  неустановившихся  давлений  в  скважинах,  с 

другой,  —  измерениями,  произведенными  не  на  контакте  нефть  — 

вода.  Кроме  того,  разнос  точек  на  графике  может  объясняться 

действительными  отличиями  давлений  в  различных  частях  складки, 

разбитой на блоки. Еще более сложная картина наблю-

 

 

 
 
 

§ 3. Давление  и температура  в  залежах  нефти  и газа      _____179

 

дается  на  месторождениях  побережьяТМексиканского  залива  (рис.  81). 

Здесь  до  глубины  2500  м  давления  в  залежах  изменяются  в  соответ-

ствии  с  гидростатическим  градиентом,  глубже  отмечаются  резкие 

отклонения — появляются аномалийно высокие давления. Аналогичная 

картина наблюдается на месторождении Вентура-Авеню в Калифорнии 
(рис. 82).

 

В.  Ф.  Липецкий  справедливо 

отмечает 

тяготение 

залежей 

с 

аномалийно  высоким  давлением  к 

областям  значительного  погружения 

и к зале-

 

 

Рис. 80. Фактическое  изменение ве-     Рис. 
81. Зависимость гидростатического 

личины пластового  давления в   за-     давления  от глубины в Голфкосте (по 

внешности от глубины залегания пла- 

Кэнмону  и Крейзу). 

ста  на  месторождении  Челекен (по 

Б. А. Тхостову).

 

жам,  изолированным  от  остальной  части  резервуара  дизъюнктивными 

нарушениями.  По  его  мнению,  в  таких  случаях  создаются 

благоприятные  условия  для  связи  залежей  по  разрывам  с  пластами, 

залегающими  на  большей  глубине  и  обладающими  более  высоким 

давлением.  В  то  же  время  геологическая  схема  В.  Ф.  Липецкого 

выглядит  крайне  неубедительно.  По  этой  схеме  одна  и  та  же  залежь 

должна 

быть 

одновременно 

ограничена 

изолирующими 

и 

проводящими  разрывами.  Общее  увеличение  процента  залежей  с 

аномалийными давлениями с глубиной, как и само их существование, 

указывает  на  улучшение  условий  изоляции  отдельных  частей 

Рис.  79.  График  пла-

стовых  давлений,  встре-

ченных 

в 

различных 

нефтяных залежах Ирана 

(по А. И. Леворсену).

 

Залежи:  1  —  Масжид-и-Су-

лейман, и  —  Гач-Саран,  3  — 

Хафт-Кел, 4 — Нафт-Сафид, 5 

— Ага-Джари, 6 — Лал, 7 — 

градиент 1 кГ/см

г

 на 10 м.

 

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

резервуаров  с  глубиной.  Иначе  говоря,  с  глубиной  должно 

наблюдаться замыкание разрывов. Именно при замыкании разрывов и 

полной изоляции одних частей резервуара от других 

180 

Гл. VII. Залежи   нефти   и   газа

 

в  последнем  могут  возникать  аномалийные  давления  по  ранее 

рассмотренным  причинам. Замыкание разрывов  в различных районах  в 

зависимости  от  характера  разрывов  и  от  упругих  свойств  пород, 

слагающих  разрез,  может  происходить  на  разных  глубинах.  На  место-

рождении  Челекен  условия,  благоприятные  для  замыкания  разрывов, 

появляются на глубине несколько более 1000 м, в Датыхе, Кара-булаке 

и Избаскенте — на глубине  около 2000 м (рис. 78), в Калифорнии — 

на глубине около 2000 м, а в Голфкосте — на глубине

 

 

Рис. 82. Изменение давлений с глубиной для некоторых 

нефтеносных районов мира  (по Толемеру).

 

2400  м.  Аномалийные  давления  при  этом  возникают  во  всех  изоли-

рованных частях природного резервуара независимо от заполнения их 

нефтью, газом или водой.

 

Таким  образом,  изменения  пластовых  давлений  с  глубиной  могут 

быть  трех  типов  (рис.  83):  1)  изменения  в  соответствии  с 

гидростатическим  градиентом;  2)  изменения,  обусловленные  наличием 

избыточного давления; 3) изменения вследствие появления аномалийных 

давлений.  Изменения  первого  типа  определяются  весом  столба 

жидкости  в  резервуарах,  второго  типа  —  проявлением  избыточных 

давлений  (линии  изменения  давлений  наклонены  круче  линии 

гидростатического  градиента),  третий  тип  имеет  место  лишь  при 

изоляции  отдельных  частей  резервуара,  главным  образом  вследствие 

восприятия  флюидами  горного  давления  в  той  или  иной  части.  В 

изолированных резервуарах возможен еще один случай

 

 
 
§ 3. Давление   и температура   в  залежах   нефти   и газа_________181

 

появления  аномалийных  повышенных  или  пониженных  давлений. 

Если в резервуаре на той или иной глубине существовало нормальное 

давление, а затем его изолированная часть в процессе тектонических 

движений  была  приподнята  или  опущена,  то  в  этой  изолированной 

части  будет  наблюдаться  анормальное  давление.  Если  в  окружающих 

породах  не  произошло  соответствующей  изоляции  и  давления  в  них 

установились нормальными для новой глубины залегания пластов, то 

аномалийное давление должно выравниться с давлением

 

в  окружающей  среде  в  результате 

диффузии.  По  расчетам  В.  Ф.  Ли-

нецкого  время  выравнивания  да-

вления  может  измеряться  несколь-

кими  миллионами  лет.  Однако  эти 

расчеты  не  применимы  для  случаев 

одновременного  пропорционального 

изменения  давления  в  окружающих 

породах 

и 

продолжающегося 

восприятия 

флюидами 

горного 

давления в замкнутых резервуарах.

 

Температура. 

Температура 

в  земной  коре  возрастает  по  мере 

увеличения 

глубины. 

Глубина 

в  метрах,  при  которой  темпера 

тура  пород  повышается  на  1°  С, 

называется 

г е о т е р м и ч е с к о й  

с т у п е н ь ю .  Геотермическая

 

ступень  колеблется  в  верхних  слоях 

земной  коры  от  11  до  120  м,  в  среднем  она  составляет  около  33  м. 

Расчет геотермической ступени производится по формуле

 

 

где k — геотермическая ступень в м;

 

Н — глубина замера температуры Т в м; h — глубина слоя с 

постоянной температурой в м; Т — температура на глубине Н в °С; 
t — среднегодовая температура воздуха на поверхности в °С.

 

Поверхность  слоя  с  постоянной  температурой  называется  и з о -

т е р м и ч е с к о й   п о в е р х н о с т ь ю .   Иногда  для  характеристики 

изменений  температуры  с  глубиной  вместо  геотермической  ступени 

используют  геотермический  градиент.  Под  г е о т е р м и ч е с к и м  

г р а д и е н т о м  п о н и м а ю т  прирост температуры в °С на 100 ж.

 

Ряс. 83.   Три  основные   закономер-

ности изменения пластовых давлений 

с глубиной.

 

I — изменения  давлений в соответствии с 

гидростатическим градиентом (до<г=1,25);

 

II — изменения давления в сообщающихся 

залежах при избыточных давлениях; III — 

аномалийные давления.

 

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

 

 

182____________ 

Гл. VII. Залежи   нефти   и   газа

 

По Д. И. Дьяконову геотермический градиент может быть опре-

делен из следующего выражения:

 

 

где q — плотность  теплового  потока  в  ккал/м

2

;

 

| — удельное тепловое сопротивление в м-г-град/ккал.

 

При  постоянной  плотности  теплового  потока  q  в  данном  пункте 

наблюдений  величина  геотермического  градиента  т  пропорциональна 

удельному  тепловому  сопротивлению  g  пород,  слагающих  разрез 

скважин, т. е. зависит от литологической характеристики.

 

Представления  об  изменении  температуры  с  глубиной  основаны 

на  измерении  температур  в  глубоких  скважинах.  Некоторые  данные 

по температурам в глубоких скважинах приведены в табл. 36.

 

' Т а б л и ц а   

36 Температуры в некоторых глубоких скважинах мира

 

Месторождение 

 

Температур-

ный 

градиент. °С 

 

 

Геотермиче-

ская 

ступень, м 

 

 

Автор 

 
 

Бориславское   

 

 

2,81 
 

35,6 
 

Д.И. Дьяконов 

 

Октябрьское, Южный Крым 

Старогрозненское    

 

13,3 
7,5 
 

7,5 
13,3 
 

С.С. Итенберг 
 

Краснокамское     

 

0,91 
 

110,0 
 

 
 

Радченковское 

 

2,98 
 

33,6 
 

Д.И. Дьяконов

 

 

Озек-Суатское   

 

4,00 

25,0 

 

Величина  геотермической  ступени  может  меняться  в  зависимости 

от  структурных  признаков.  По  данным  А.  И.  Леворсена  и  Ван-

Остранда  геотермическая  ступень  на  антиклинальных  складках 

меньше,  а  на  крыльях  и  синклиналях  больше.  На  распределение 

температуры  в  резервуарах  влияет  движение  вод.  В.  М.  Николаев 

предложил  использовать  геотермические  данные  для  определения 

движения  вод.  При  построении  линий  равных  температур  (изотерм) 

для  данного  пласта  антиклинальные  складки  выражаются  в  виде 

локальных  минимумов.  Смещение  изотермических  минимумов  по 

отношению к своду складок указывает на направление движения вод. 

Как предполагает Д. И. Дьяконов, смещение может быть вызвано тем, 

что  изотермы  отображают  более  глубокое  строение.  Другим 

существенным  фактором,  влияющим  на  изменения  температурного 

градиента, является теплопроводность пород. Ш. Ф. Мех-тиев и С. А. 

Алиев  на  примерах  по  Азербайджану  отмечают  внутри  каждого 

стратиграфического  комплекса  пород  минимальные  геотермические 

ступени в глинистых и максимальные в песчанистых и известняковых 

частях разрезов.

 

3. Давление   и температура   в   залежах   нефти   и  газа 

_____183

 

Рис. 84. Геотермическая характеристика разреза скв. 166 Тумазинского района

 

(по Д.  И. Дьяконову).

 

1 — геотермограмма;   2 — диаграмма   частных   значений   геотермического   градиента   (Г); 

— геотермические  реперы  (по  скважине Р     = 1,23° С   на  100 м). 

По  Д.  И.  Дьяконову  породы  в  порядке  убывающего  теплового 

сопротивления можно расположить в следующий ряд: рыхлые сухие породы, 

каменные 

угли, 

глинистые, 

песчаные, 

карбонатные, 

галогенные, 

метаморфические и магматические породы.

 

Совместное  влияние  гидродинамического  фактора  (движение  вод, 

инфильтрация поверхностных вод, проникновение в верхние толщи

 

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

 

 

184 

 

 

 Гл. VII.  Залежи   нефти   и   rasa

 

 
глубинных  вод  и  т.  д.)  и  теплопроводности  пород  столь  велико  и 

изменчиво,  что  температурные  градиенты  по  разрезу  подвержены 

резким скачкообразным изменениям.

 

На  рис.  84  показано  изменение  температурных  градиентов  по 

одной из глубоких скважин Туймазинского района.

 

Д.  И.  Дьяконов  отмечает,  что  если  песчано-глинистые  породы 

преобладают  в  разрезе,  то  чаще  всего  происходит  закономерное 

уменьшение  геотермического  градиента  с  глубиной  (Центральное 

Предкавказье,  Эмба,  Апшеронский  полуостров,  юго-западная  Турк-

мения,  Астраханское  Поволжье  и  другие  районы).  При  наличии  в 

разрезе  литологически  разнотипных  пород  наблюдаются  другие 

изменения  геотермического  градиента  с  глубиной.  Например,  по 

данным  того  же  автора  во  многих  районах  Волго-Уральской  нефте-

носной  области  геотермический  градиент  увеличивается  с  переходом 

от  каменноугольных  отложений  к  девону.  В  верхнем  девоне  гео-

термический градиент также последовательно возрастает с глубиной.

 

Изменение температуры в залежах оказывает существенное влияние 

на  содержащиеся  в  них  нефть  и  газ.  Так,  повышение  температуры 

вызывает  снижение  вязкости  нефти  и  воды  и  увеличение  вязкости 

газов.  Изменение  температуры  пласта  вызывает  изменения  объема 

газа,  воды  и  породы.  Повышение  температуры  вызывает  повышение 

давления  в  изолированном  резервуаре.  Значительное  повышение 

температуры 

может 

привести 

к 

существенной 

перестройке 

углеводородных  молекул.  Изменение  температуры  ведет  к  изменению 

соотношения фаз в залежи и растворимости газов в нефти и в воде. С 

повышением температуры, как правило, увеличивается растворимость 

солей  в  воде  и  растет  минерализация  вод.  С  ростом  минерализации 

уменьшается растворимость газов в воде.

 

§ 4. КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И ПРИНЦИПЫ, 

ПОЛОЖЕННЫЕ В ИХ ОСНОВУ

 

К  настоящему  времени  собран  огромный  фактический  материал, 

характеризующий  обнаруженные  в  земной  коре  скопления  нефти  и 

газа. Поэтому все важнее становится систематизировать этот материал. 

Этим  объясняется  существование  большого  числа  различных 

классификаций скоплений нефти и газа и, в частности, их залежей.

 

Наиболее  целесообразны  классификации  природных  явлений  или 

процессов  по  генетическому  признаку.  Только  такие  классификации 

позволяют вскрыть внутреннюю взаимосвязь явлений и, следовательно, 

использовать их  в практических целях. При  создании классификации 

залежей  необходимо  рассмотреть  вопрос  с  трех  позиций:  1)  условия 

возникновения  и  сохранения  ловушек;  2)  условия  образования  и 

сохранения в ловушках залежей; 3) взаимосвязь отдельных залежей и 

закономерность их распространения.

 

 

 

 

4. Классификация залежей и принципы, положенные в их основу                                            

185 

 

Обычно  первый  пункт  разрабатывается  наиболее  детально,  очень 

часто  в  предлагаемых  классификациях  ограничиваются  лишь  этой 

стороной  вопроса  и  по  существу  вместо  классификаций  залежей 

предлагаются классификации ловушек.

 

Условия  образования  и  сохранения  залежей  в  ловушках  все  еще 

плохо  изучены.  Поэтому  в  большинстве  классификаций  этот  пункт 

либо  обходится  молчанием,  либо  авторы  постулируют  его  основные 

положения, исходя из своих теоретических представлений.

 

Взаимосвязь  между  отдельными  залежами  и  закономерности  их 

распространения  начали  серьезно  изучать  только  в  настоящее  время, 

поэтому  и  этот  вопрос  в  предложенных  классификациях  не  находит 

достаточно четкого отражения.

 

Рассмотрение  залежи  как  непосредственного  объекта  разведки  и 

разработки  заставляет  обратить  внимание  на  ее  форму,  соотношение 

между  нефтью,  газом  и  водой  и,  наконец,  на  режим  залежи. 

Генетически  форма  залежи  должна  обусловливаться  образованием 

ловушки; соотношение в залежи между нефтью, газом и водой связано 

с  условиями  формирования  и  существования  залежи;  режим  залежи 

определяется  условиями  формирования  залежи  и  условиями 

возникновения  и  существования  ловушки  (понимая  под  ловушкой 

часть природного резервуара, где действуют энергетические факторы).

 

Залежи  формируются  в  процессе  миграции.  В  основе  общих  причин 

миграции  безусловно  лежит  тектонический  фактор.  М.  Ф.  Мирчинк 

отмечает  (1(155):  «Тектоника  вызывает  образование  крупных  и 

локальных  структурных  форм,  определяет  распределение  фаций, 

благоприятных  для  нефтегазообразования,  обусловливает  перерывы  в 

осадконакоплении,  размывы  поверхности  тех  или  иных  свит  и 

горизонтов  и  стратиграфическое  несогласное  их  залегание.  В 

зависимости  от  всех  этих  условий  регионального  масштаба  и 

происходит  перемещение  —  миграция  нефти  и  газа  в  сторону  повы-

шенных участков пористых пластов-коллекторов».

 

И.  О.  Брод  (1951),  принимая  те  же  положения,  считает  необхо-

димым  учитывать  тип  природного  резервуара  и  соотношение  в  нем 

нефти  и  газа  с  водой.  Поскольку  перемещение  углеводородов  при 

формировании залежей происходит в резервуаре и зависит от характера 

последнего,  а  образование  самих  ловушек  связано  с  природным 

резервуаром,  за  основу  классификации  И.  О.  Брод  принимает 

выделяемые  им  типы  природных  резервуаров.  При  этом  основные 

критерии по И. О. Броду следующие: а) формы ограничения и характер 

внутреннего  строения  резервуара;  б)  условия,  вызвавшие  воз-

никновение  внутри  резервуаров  ловушек  для  нефти  и  газа;  в)  со-

отношение газа, нефти и воды внутри резервуара.

 

Наиболее  часто  за  основу  классификаций  принимаются  тектони-

ческий  фактор  и  ловушки,  их  формы  и  условия  образования,  реже 

учитываются условия образования залежей (миграция) и почти

 

 
 

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

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  21  22  23  24   ..