Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 26

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  24  25  26  27   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 26

 

 

202___________________Гл. VII. Залежи  

н

ефти   и  газа_____________

 

Под  д а в л е н и е м   н а с ы щ е н и я   понимают  то  давление,  при 

котором  данная  нефть  насыщена  газом  (или  то  давление,  под 

которым  находится  газ,  растворенный  в  нефти).  Так  как  растворен-

ный газ в нефти сильно влияет на ее свойства, то величина давления 

насыщения  должна  рассматриваться  как  один  из  наиболее  важных 

параметров  залежи.  Если  давление  насыщения  равно  пластовому 

давлению, то над такой залежью нефти может образоваться газовая

 

шапка.  Размер  газовых  шапок  может  быть 

самый  различный,  вплоть  до  газовой 

залежи с небольшой нефтяной оторочкой.

 

 

Рис.  102.  Распределение нефти по ее 
свойствам в плане.

 

а — месторождение Махачкала, свита «в» (чокрак);   б— месторождение Избербаш, свита В

 

(чокрак);

 

1

 — первое поле нефти (плотность меньше 0,840 г/см'); 2 — второе   поле нефти (плотность 

юльше 0,840 г/см

3

); з — осевые линии складок по кровле соответствующих свит «в» и В

 

больше -,_ -_  - . - - . . . (чокрак).

 

При  больших  объемах  газовой  фазы  следует  учитывать  явления 

обратного  (ретроградного)  растворения  жидких  углеводородов  в  газе. 

При  ретроградном  растворении  газы  обогащаются  жидкими,  пре-

имущественно  низкокипящими  углеводородами.  Такие  залежи  на-

зываются  газоконденсатными.  Обычно,  чем  больше  давление  в  газо-

конденсатной залежи, тем больше жидких  углеводородов может быть 

растворено в газе. При снижении давления в газоконденсатной залежи 

жидкие  углеводороды  могут  выпасть  из  газового  раствора  и 

образовать конденсатную оторочку.

 

Наконец,  встречаются  залежи  «сухого»  газа,  в  которых  содер-

жание  метана  достигает  99%.  Правильнее,  однако,  характеризовать 
«сухие»  залежи  не  по  содержанию  метана,  а  по  содержанию  тяжелых 

углеводородов,  которое  в  этом  случае  достигает  лишь  5%.  Содержа-

ние  же  метана  может  значительно  колебаться  за  счет  неуглеводород-

ных газов, таких как азот и углекислый газ.

 

Многократно  отмечалось,  что  плотность  нефти  закономерно 

увеличивается с глубиной ее залегания в залежи. Эта закономерность 

у  пластовых  сводовых  залежей  в  плане  выражается  в  увеличении 

плотности нефтей от свода складки к крыльям и перикли-

 

 

 

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей                                203

 

налям.  Пример  такого  распределения  нефтей  в  залежах  приведен  на 

рис.  102.  Увеличение  плотности  нефти  в  залежи  с  глубиной  можно 

объяснить  ее  дифференциацией  по  плотности.  В  этом  случае,  чем 

больше  высота  залежи,  тем  большая  дифференциация  должна  на-

блюдаться.  Соответственно  в  предгорных  прогибах  и  межгорных 

впадинах,  где  залежи  нефти  имеют  большую  высоту,  это  явление 

должно  отличаться  более  четко,  а  в  платформенных  областях  при 

малой высоте залежей дифференциация должна быть менее

 

четкой.

 

В  платформенных условиях удается отметить дифференциацию 

нефтей лишь для массивных залежей и для залежей, приуроченных

 

к  достаточно  интенсивно  ди-

слоцированным  поднятиям.  Так, 

Г. 

Д. 

Гальперн 

отмечает 

соответствующую 

за-

кономерность  для  типичных 

массивных  залежей  артинского 

возраста 

в 

Южном 

и 

Бурунчинском 

массивах 

Ишимбайского  месторождения. 

С.  П.  Максимов  описывает 

соответствующую 

закономерность  для  пласта  Д

2

 

месторождения 

Яблоновый 

Овраг  на  Самарской  Луке.  Для 

этого  и  некоторых  других 

месторождений  Самарской  Луки 

подобную 

закономерность 

отмечают  А.  К.  Котина  и  3.  Л. 

Маймин.

 

Так  как  изменения  плотности  связаны  с  высотой  залежи,  то 

характер  изменения  плотности  для  пластовых  залежей  в  плане  и  в 

разрезе будет тесно  связан  с формой  ловушки. На  рис. 103 показано 

изменение  плотности  в  разрезе  пластовых  залежей  на  ме-

сторождениях  Махачкала  и  Избербаш.  Как  видно  из  рис.  103, 

асимметрия  кривых  изменения  плотности  отражает  асимметрию 

строения складок.

 

М.  В.  Абрамович  предложил  называть  изменение  плотности  в  за-

лежи  на  каждые  100  м-  п л а с т о в ы м   г р а д и е н т о м   п л о т -

н о с т и   н е ф т и .   По  расчетам  А.  Ю.  Намиота  при  равновесном 

состоянии  нефти  в  залежи  пластовый  градиент  плотности  не  должен 

превышать  0,002—0,003  г/см

3

.  Фактические  пластовые  градиенты 

бывают значительно больше, в общем изменяясь от нуля до 0,05 г/см

и 

более.  В  залежах  с  большим  пластовым  градиентом  можно  пред-

полагать либо отсутствие термодинамического равновесного состояния, 

либо воздействие каких-либо иных дополнительных факторов. 

 

 

Рис.    103.    Асимметрия   кривых   измене-

ния плотности нефти  в залежи  в зависи-

мости от строения складок.

 

а — по свите «в»   (чокрак),    месторождение Ма-

хачкала;   б — по   свите В,   месторождение   Из-

бербаш.

 

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

204 

Гл. VII. Залежи нефти и газа

 

В  качестве  последних  может  быть  указано  окисляющее действие 

пластовых вод. 

Н.  Б.  Вассоевич  и  Г.  В.  Нейман  считают,  что  изменения  свойств 

нефтей  в  залежах  происходит  по-разному  в  разных  геохимических 
(литологических)  зонах  —  в  зоне  катагенеза  и  гипергенеза.  При 

гипергенезе факторы, изменяющие нефть, действуют лишь в зоне 

контакта  с  водой,  где  протекают  физико-

химические  и  биохимические  процессы. 

Влияние 

гипергенеза 

медленно 

распространяется  на  всю  залежь  и  осла-

бевает  при  удалении  от  водонефтяного 

контакта. Поэтому, чем больше отношение 

массы  залежи  к  площади  контакта,  тем 

медленнее протекает этот процесс. 

При  катагенезе  залежи  нефти,  по-

гружаясь в зону более высоких температур 

и  давлений,  быстро  всем  объемом 

воспринимают  это  изменение.  Поэтому 

процесс  катагенеза  протекает  для  всех 

частей залежи с одной и той же скоростью. 

Окисляющее действие вод отмечается во 

многих случаях,  но, по-видимому,  влияние 

их ограничивается приконтурной зоной. 

В.  С.  Мелик-Пашаев  описал  изменения 

плотности  нефтей  в  приконтурной  зоне 

многих  месторождений  Апшс-ронского  п-

ова.  А.  А.  Карцев  отмечает  в  залежи 

среднего карбона Краснокам- 

ского  месторождения  зону  вдоль  контакта  нефти  с  водой  мощностью 

около  10 м, где  плотность  нефти гораздо  больше, чем в  остальной  части 

залежи. Т. А. Ботнева описала аналогичные явления для месторождения 

Зыбза  (северо-западный  Кавказ),  Ро-машкино,  Бавлы  и  Шугурово 
(Волго-Уральская область). 

Во  многих  случаях  в  приконтурных  частях  залежей  градиент 

плотности  нефти  в  пласте  резко  уменьшается.  Подобное  явление 

наблюдается  на  месторождениях  Ачи-Су  (рис.  104)  в  Дагестане, 

Еттлмен  в  Калифорнии  (США)  и  в  некоторых  других  районах.  Воз-

можно,  приконтурную  зону  низких  значений  градиентов  плотности  и 

следует  рассматривать  как  область  залежи,  на  которую  распро-

страняется химическое воздействие пластовых вод. 

Довольно  трудно  предположить  распространение  процессов  окис-

ления  на  весь  объем  крупных  залежей.  Предполагается,  что  процессы 

подземного окисления идут за счет воздействия на углеводо- 

 
 
 
 
 

§ о. Закономерности в изменении нефтей  и газов    внутри залежей 

205

 

роды  сульфатов  вод  микробиальным  путем.  Интересный  пример 

приводит  С.  П.  Максимов  (1964)  по  залежи  нефти  в  бобриковском 

горизонте Радаевского месторождения. Нефть этого горизонта содержит 
3,3% серы.  Если допустить, пишет С. П.  Максимов, что исходная  нефть 

была  малосмолистой,  преимущественно  метанового  строения  и  не 

содержала  серы,  то  придется  принять,  что  вся  содержащаяся  в  нефти 

сера  образовалась  из  сульфатов,  израсходованных  на  окисление 

микробиальным 

путем. 

Если 

допустить, 

что 

ароматические 

углеводороды  образовались  в  результате  окисления  парафинов  по 

реакции 

 

то на получение 78 г их придется затратить 136 г сульфата кальция. В 1 

т  рассматриваемой  нефти  содержится  410  кг  ароматических 

соединений, следовательно, для их получения требуется минимум 715 кг 

сульфата  кальция.  Если  же  учесть,  как  пишет  С.  П.  Максимов,  что 

сульфат  кальция  расходуется  не  только  на  дегидрирование,  но  и  на 

окисление углерода, то общее количество сульфата кальция нужно будет 

по  меньшей  мере  удвоить,  и  тогда  общее  необходимое  количество  его 

составит  1430  кг.  Если  максимальное  содержание  сульфата  кальция  в 

нефтяных водах равно 1 г в 1 л, то для окисления 1 т нефти потребуется 
1430 м

а

 сульфатных вод. 

В.  С.  Мелик-Пашаев  в  1950—1951  гг.  отмечал  увеличение  газовых 

факторов  в  одних  и  тех  же  пластах  в  зависимости  от  литологи-ческого 

состава  коллектора.  Более  глинистые  участки  коллекторов  в  одном  и 

том  же  пласте  характеризовались  большими  газовыми  факторами. 

Позже  тем  же  автором  и  многими  другими  было  отмечено  облегчение 

нефтей в терригенных коллекторах на участках заметного увеличения их 

глинистости. 

Так,  Т.  А.  Ботнева  в  пласте  Д,.  Ромашкинского  месторождения 

отмечает  уменьшение  плотности  нефтей  и  уменьшение  в  них  содер-

жания асфальтенов па тех  участках, где его глинистость  возрастает от 5 

до  30%.  Причина  наблюдающихся  изменений  неясна.  Возможно,  они 

являются лишь следствием изменения условий поступления нефти и газа 

в скважины. 

Одной  из  наиболее  вероятных  причин  различий  в  составе  нефтей  и 

газов  в  залежи  могут  быть  условия  формирования  последней.  Если 

формирование  залежи  происходило  в  процессе  движения  нефти,  то  и  в 

самой  залежи  должны  возникнуть  существенные  изменения,  вызванные 

прежде  всего  эффектом  фильтрации.  Но  возможное  влияние  этого 

фактора  автор  указывал  еще  в  1941  г.  В  самых  приближенных  чертах 

проявление этого эффекта можно представить себе в двух направлениях. 

Первое 

направление 

— 

это 

фракционирование  флюида 

по 

молекулярному  весу  компонентов  вследствие  различной  скорости  их 

движения через пористую среду. Второе 

 
 

Рис.  104.  Кривая  зависимости 

плотности 

нефти 

третьего 

отдела  свиты  Г  от  глубины  ее 

залегания,  месторождение  Ачи-

Су.

 

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

206 

  

Гл. VII. Залежи   нефти   и   газа    

направление - сорбция глинистыми частицами различных составных 
частей нефти. Сорбционное изменение состава нефти будет зависеть с 
одной стороны, от площади соприкосновения нефти с адсорбирующими 
частицами, т. е. будет тем больше, чем больше

 

 

Рис   105   Кривая зависимости плотности нефти III пла-

ста свиты «в» от глубины ее залегания, месторождение 

Махачкала.

 

глинистость  породы  и  длинней  путь  движения,  с  другой,  —  от  со-

става  нефти.  Из  составных  компонентов  нефти  более  всего  подвер-

жены  адсорбции  асфальтены  и  смолы,  несколько  менее  -  аромати-

ческие и нафтеновые углеводороды и менее всего - парафиновые

 

углеводороды. Таким   образом,

 

при  образовании  залежи  в  про-

цессе  движения  нефти  по  не-

однородному 

пласту 

можно 

ожидать фракционирование нефти. 

В  последнее  время  подобные 

взгляды  высказываются  А.  А. 

Карцевым, М. И. Гербер и др. В 

качестве 

примера 

такого 

явления  могут  быть  приведены 

залежи  в III литерном горизонте 

свиты 

«в» 

(миоцен) 

месторождения  Махачкала  (рис. 
105). 

Можно 

проследить 

изменение и других физических и 

химических особенностей нефтей. 

Например,  на  рис.  106  показано 

изменение

 

содержания смол в нефтях калинской свиты вкрест простирания од 

ной из залежей на Апшеронском полуострове. 

u

 

Замечательные  примеры  приводят  Ж.  Ходжсон  и  Е.Ъеикер  по 

некоторым  месторождениям  Канады  (Пембина,  Редуотер,  Джоффо, 

Лойдминстер). Так, на месторождении Пембина залежь нефти при-

 

 

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей 

207

 

урочена  к  выклинивающимся  пескам  кардиум  мелового  возраста.  В 

пределах  нефтяной  залежи  наблюдается  закономерное  уменьшение 

плотности, содержания серы, асфальтенов, смолистой части нефтей и 

зольных  элементов  (особенно  ванадия  и  никеля)  в  направлении  с 

северо-востока на юго-запад.

 

Не  всегда  с  увеличением  глубины  нефть  в  залежи  становится 

тяжелее  (положительные  значения  пластового  градиента  плотности). 

Иногда  наблюдаются  отрицательные  значения  пластового  градиента 

плотности.  Большей  частью  это  происходит  в  залежах,  связанных  с 

поверхностью.  Несколько  типичных  примеров  такого  изменения 

нефтей  описано  А.  А.  Воробьевым  для  месторождений  Сель-Рохо, 

Шор-Су,  Чохногляр,  Палванташ,  Ходжиабад,  Южный  Аламышик, 

Чангырташ,  Судак  иМайли-Сай  в  Ферганской  долине.  Аналогичные 

изменения наблюдаются и по некоторым другим районам мира. Так, Р. 

Арнольд  и  Р.  Андерсон  для  нескольких  месторождений  Калифорнии 
(Каолинга,  Маккитрик  и  др.)  отмечают  увеличение  плотности  вверх  по 

восстанию пластов по мере приближения их к выходу на поверхность и 

в погруженных частях, у водонефтяных контактов.

 

Значительно  реже  встречаются  случаи,  когда  отрицательный 

градиент  плотности  нефти  в  залежи  нельзя  объяснить  непосред-

ственной связью ее с поверхностью.

 

Справедливым  будет  предположение  о  неустановившемся  равно-

весии  в  такой  залежи  вследствие  более  позднего  поступления  в  нее 

дополнительных порций легких углеводородов.

 

Рассмотрим влияние значительных по амплитуде (по отношению к 

мощности  продуктивного  пласта)  нарушений  на  особенности  раз-

мещения залежей и закономерности распределения в них нефтей.

 

Можно выделить две основные, принципиально отличные по своему 

характеру  группы  нарушений  —  взбросы  (и  надвиги)  и  сбросы. 

Возникновение  надвигов  и  взбросов  связано  с  явлениями  сжатия 

пород,  слагающих  земную  кору.  Они  часто  образуются  од-

новременно  с  антиклинальными  складками,  а  иногда  служат  при-

чиной  появления  складки.  Разорванные  толщи  по  плоскости  надвига 

плотно прижаты друг к другу. Поверхность надвига, как правило, не 

может  служить  путем  для перемещения  по  ней  воды  или  даже газа. 

Сбросы являются следствием усилий растяжения в земной коре. Они 

часто  образуются  после  заложения  складок,  рассекая  складки  в 

процессе  их  роста.  В  зоне  сброса  может  наблюдаться  циркуляция 

вод, возможно перемещение нефтей и газов. И. О. Брод и В. Е. Хаин 

отмечают  обычно  положительное  влияние  надвигов  и  взбросов  на 

возникновение и сохранение залежей и, как  правило, отрицательную 

роль  сбросов.  Указанные  особенности  двух  основных  типов 

дизъюнктивных  нарушений  не  имеют  абсолютного  значения,  т.  е.  в 

природе  существуют  надвиги,  по  которым  явно  происходит 

циркуляция воды и других подвижных веществ, и, наоборот 

 
 
 

 

Рис. 106. Изменение  содержания   смол в 

нефтях калинской свиты (КаС) с юго-

запада на восток, Кала (по А. Я. Гав-

рилову).

 

1 — KaC

t

; 2 — КаС..

 

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

208 

 Залежи  нефти   и   газа

 

существуют  сбросы,  плоскости  разрывов  которых  настолько  заку-

порены,  что  никакое  движение  вод  или  даже  газов  по  ним  невоз-

можно. Но отмеченные ранее особенности сохраняют свое значение в 

большинстве случаев.

 

Можно  отметить две  особенности распространения  залежей  нефти  у 

разрывов.  Первая  особенность  (указана  А.  И.  Леворсеном) 

заключается  в  том,  что  в  ловушках,  образованных  сбросами,  залежи 

обычно  приурочены  к  висячему  (поднятому)  крылу,  в  то  время  как 

залежи  в  лежачем  крыле  представляют  собой  редкое  исключение. 

Залежь в лежачем крыле образуется, если в нем вблизи сброса имеется 

дополнительно ловушка, образованная изгибом слоев. Такие залежи А. 

И.  Леворсен  отмечает  на  побережье  Мексиканского  залива.  Вторая 

особенность  заключается  в  том,  что  в  ловушках,  образованных 

взбросами  или  надвигами,  залежи  обычно  приурочены  к  лежачему 

крылу.  В  висячем  крыле  они  также  встречаются,  но  связаны,  как 

правило, с положительными структурными формами^ осложняющими 

висячее  крыло  надвига.  Такое  явление  можно  наблюдать  во  многих 

районах  Предкавказья,  Карпат,  Калифорнии  и  Венесуэлы.  Как 

типичный  пример  может  быть  приведено  месторождение  Малгобек  в 

Восточном  Предкавказье  (рис.  107).  Довольно  часты  случаи,  когда 

залежи  в  висячем  крыле  надвига  (взброса)  отсутствуют.  Это 

объясняется  худшими  возможностями  сохранения  залежей  в 

надвинутой  части  резервуара  либо  вследствие  непосредственной 

эрозии,  либо  вследствие  связи  этой  части  резервуара  с  поверхностью 

через дополнительно возникшие разрывы типа сбросов.

 

Экранирующие  надвиги  (взбросы),  по  поверхности  которых  не 

происходило перемещение жидкостей и газов, существенного влияния на 

распространение свойств нефтей в залежах не оказывают. Около таких 

экранирующих  поверхностей  часто  сохраняются  залежи  с  газовой 

шапкой.

 

У  сбросовых  поверхностей  в  зависимости  от  конкретной  геологи-

ческой обстановки может наблюдаться либо смешение нефтей различных 

горизонтов,  либо  утяжеление  их  вследствие  связи  сброса  с  по-

верхностью. Так, смешение нефтей, проникших по сбросам, приводит к 

появлению разнотипных нефтей в пределах одной и той же залежи на 

месторождениях  Ахтырско-Бугундырском  и  Холмском  в  Красно-

дарском крае. Аналогичное явление отмечают Г. Е.-А. Айзенштадт на 

Эмбе, Ф. Бинне и Е. Боннар в залежах месторождения Мариен-бронн, 

расположенных  вблизи  большого  Рейнского  сброса  во  Франции.  На 

месторождении Шор-Су (Ферганская долина) Б. С. Воробьев указывает 

на  утяжеление  нефтей  в  IV,  VII  и  VIII  пластах  в  нескольких 

скважинах, расположенных вблизи сброса.

 

Параллельно  изменению  состава  нефтей  в  залежах  происходят 

изменения попутного газа или газа в газовых шапках. По расчетам А. 

С.  Великовского  при  термодинамических  условиях,  существующих 

обычно в залежах нефти с газовой шапкой, в составе газа, кроме

 

 

 

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и  газов внутри залежей 

209

 

метана,  могло  бы  содержаться  до  50%  этана  и  более  тяжелых  угле-

водородов  (пропана,  бутана).  Однако  такое  большое  содержание 

тяжелых углеводородов в газах исключительно редко. По-видимому,

 

 

Рис. 107. Профильный геологический разрез месторождения Малгобек, северный 

поднадвиг (но В. П. Куцеву и В. П. Крымову).

 

метан,  составляющий  основную  часть  газа  в  газовых  шапках,  не  мог 

образоваться из нефти, его избыток в газах обусловлен генетическими 

причинами. К аналогичному выводу пришли Сильверман и Эпштейн, 

изучая изотопный состав углерода в нефтях и попутных 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  24  25  26  27   ..