Геологические условия миграции и аккумуляции

⇐ ПредыдущаяСтр 42 из 52Следующая ⇒

Наши знания о геологической обстановке, преобладающей в нефтегазоносных районах, позволяют построить схему граничных геологических условий, в которую должна укладываться любая теория миграции и аккумуляции нефти и газа. Эти условия включают в общем случае множество различных переменных, как известных нам, так и неизвестных. Они могут быть сформулированы следующим образом.

1. Прежде всего каждая залежь нефти и газа находится в водной среде. Вода может быть свободной или связанной, краевой или подошвенной. Это значит, что проблема миграции теснейшим образом связана с движением воды, изменениями пластового давления и другими вопросами гидрогеологии. Наличие гидродинамического градиента давления между скважинами свидетельствует о том, что вода, насыщающая коллектор в виде непрерывной фазы, находится в движении. Вода движется в направлении снижения гидравлического потенциала, и скорость этого движения зависит как от разницы в величинах гидравлического потенциала областей питания и разгрузки, так и от пропускной способности (проницаемости) водоносных пластов. Скорость воды может быть очень небольшой и измеряться несколькими дюймами или футами в год, но влияние общих гидродинамических условий на миграцию нефти и газа почти всегда очень велико.

2. Нефть и газ обычно не смешиваются с водой и обладают меньшей плотностью, чем окружающие их воды.

3. Нефтегазоносные породы-коллекторы значительно отличаются друг от друга. Их возраст изменяется от докембрия до плиоцена, состав ‑ от кварцевого до карбонатного, происхождение - от осадочного до магматического, пористость ‑ от 1 до 40%, проницаемость ‑ от 1 миллидарси до многих дарси.

4. Характер ловушек для нефти и газа также очень разнообразен. Образование ловушки может быть обусловлено структурным фактором, стратиграфическим фактором или их комбинацией. Одним из существенных факторов улавливания нефти и газа может оказаться градиент потенциала флюида, создающий барьер на пути движения флюидов.

5. В широких пределах изменяются такие сложные факторы, как размер пор, характер их сообщаемости и степени извилистости, определяющие величину пористости и проницаемости, а также химические особенности пород.

6. Минимальное время, необходимое для образования нефти и газа, их миграции и аккумуляции в залежи, по-видимому, не превышает 1 млн. лет (см. стр. 59: часть «. Природный резервуар. – А.Ф.). Доказательством может служить установленный факт, что в некоторых плиоценовых залежах ловушка сформировалась ранее плейстоценового времени. С такими ловушками, в частности, связаны залежи нефти и газа на месторождении Кетлмен-Хиллс в Калифорнии. Залежи приурочены к формации Темблор (миоцен). Однако складка не могла образоваться раньше, чем в плейстоцене, поскольку отложения формации Темблор залегают практически параллельно плейстоценовым породам, выходящим на дневную поверхность [1]. Это говорит о том, что данная залежь сформировалась в позднеплейстоценовое или даже в постплейстоценовое время, т.е., вероятно, в промежутке 1000 000-100 000 лет назад. Примером, показывающим, что для приспособления залежи к изменению геологических условий требуется относительно небольшой промежуток времени, служит наклонная залежь месторождения Кейро в Арканзасе [2] (см. фиг. 12-8). Наклон водо-нефтяного контакта образовался за 10-12 лет. Если бы смещение залежи продолжалось с такой же скоростью в течение еще нескольких лет, вся нефть, без сомнения, оказалась бы в конечном счете вытесненной из ловушки. Таким образом, время, необходимое для аккумуляции нефти в залежи, может быть геологически коротким, вплоть до тысяч и даже сотен лет.

7. Верхней границей или кровлей любой залежи, образованной в результате действия структурного, стратиграфического, гидродинамического факторов или их комбинаций, является относительно непроницаемая изогнутая поверхность, обращенная выпуклостью вверх. Исключения из этого положения крайне редки и могут быть признаны только в случае бесспорности всех имеющихся данных.

8. Температура в породах-коллекторах может изменяться в пределах 50-100°С (122-212°F), хотя в некоторых нефтегазоносных районах она достигает 163°С (325°F).

9. Пластовое давление также значительно изменяется во времени в зависимости от геологической истории района. Замеренные величины пластовых давлений варьируют от 1 до 1000 атм и более. В течение геологического времени пластовое давление могло неоднократно возрастать и снижаться.

10. Геологическая история ловушки может изменяться в широких пределах - от единичного геологического «эпизода» до комбинации множества различных явлений, накладывавших в течение длительного геологического времени свой отпечаток на залежь. При этом залежи в известняках или доломитах характеризуются теми же особенностями соотношения пластовых флюидов, положения водо- и газо-нефтяных контактов и границ ловушек, что и залежи в терригенных коллекторах. Однако химические соотношения пород и насыщающих их флюидов, явления растворения, цементации, уплотнения и перекристаллизации в этих двух типах природных резервуаров совершенно различны.

Дальность миграции

Одним из основных вопросов в проблеме формирования залежей нефти и газа является дальность миграции: формируется ли залежь в основном из местной нефти или эта нефть поступила со стороны и какова тогда вероятная дальность миграции - одна миля или много миль? Некоторые исследователи полагают, что миграция может происходить лишь в очень незначительных масштабах, т.е. нефть и газ образовались фактически на месте своего теперешнего залегания [3]. Если это так, то целиком снимается проблема вторичной миграции, и разведочные работы должны направляться на поиски благоприятных ловушек в областях нефтегазообразования.

Лучшим доказательством местной миграции нефти из вмещающих материнских пород, очевидно, могут служить залежи нефти и газа в изолированных линзах пористых и проницаемых пород, связанных с зонами фациальных замещений, рифовыми и песчаными зонами. Эти линзы возникали, как правило, в высокобитум инозных материнских породах и представляли собой в течение длительного времени наиболее близко расположенный коллектор. Нефть и газ отжимались в этот коллектор вместе с водой по мере уплотнения вмещающих глин и других пород и занимали наиболее крупные поры, поскольку капиллярное давление в этом случае было недостаточным для того, чтобы оттеснить воду из тонкозернистых осадков и заместить ее нефтью. Таким образом, в этих случаях нефть и газ как бы профильтровывались сквозь тонкозернистые породы и аккумулировались в более проницаемых зонах.

С другой стороны, имеется немало доказательств миграции нефти и газа на довольно значительные расстояния до их аккумуляции в залежах. Рич [4], один из наиболее выдающихся сторонников гипотезы дальней миграции, полагает, что нефть выжимается из пород в мобильных, интенсивно деформирующихся зонах земной коры и заполняет водонасыщенные пласты, которые он назвал «пластами-переносчиками». В этих пластах нефть и газ движутся до тех пор, пока не попадут в ловушки.

Можно привести несколько доводов в пользу представлений о способности нефти мигрировать на значительные расстояния по проницаемым породам от областей нефтеобразования в зоны концентрации и аккумуляции, где могут формироваться залежи.

1. Непосредственным указанием на способность нефти и газа к движению являются их естественные выходы на поверхность. В некоторых случаях можно наблюдать движение нефти и газа вместе с водой или даже независимо от последней.

2. Добыча нефти и газа из залежей ‑ тоже доказательство способности нефти и газа двигаться сквозь проницаемые породы. Дальность этого перемещения зависит от расстояний между скважинами, обычно составляющих ¹ /₈-½ мили (200-800 м) для нефтяных скважин и около 1 мили (1, 5-2 км) для газовых скважин. Если период разработки залежи достаточно длителен и сеть скважин редкая, расстояние, которое должны пройти нефть и газ, чтобы быть извлеченными на поверхность, без сомнения, окажется очень большим. Внутри ствола скважины нефть и газ могут двигаться вместе с водой или без воды. Пласты, содержащие до 50% поровой воды, иногда в течение длительного времени отдают чистые нефть и газ.

3. Структурные ловушки нередко образуются значительно позже, чем коллекторы. Залежи, сформированные в ловушках позднего заложения, обычно приурочены к регионально выдержанным пластам. Нефть, сконцентрированная в таких ловушках, несомненно, прошла путь, более длинный, чем нефть, скопившаяся в изолированных линзах внутри толщи битуминозных глин.

4. Размеры и типы ловушек во многих случаях остаются неизменными на протяжении всего периода геологического развития региона. В то же время такие процессы, как повторное складкообразование, сбросообразование, наклон слоев, эрозия, поднятие, отложение новых толщ осадков, растворение и цементация, действующие регионально по всему осадочному бассейну или провинции, могут привести к самым различным изменениям гидродинамических условий, температуры и давления и многих других физических свойств пород и флюидов. Изменение каждого из этих факторов вызывает увеличение или уменьшение объема нефти и газа, способного удержаться в ловушке, или изменение положения залежи в этой ловушке. Все это также свидетельствует об относительно свободном перемещении нефти и газа в коллекторе.

Мы знаем, что распределение в настоящее время нефти и газа в залежи по их плотности соответствует современным условиям в ловушке, включая ее современную форму и современный гидродинамический градиент. Если это соответствие справедливо теперь, оно должно было быть справедливым; и в течение всей геологической истории залежи. Иными словами, гравитационное распределение пластовых флюидов в ловушке во все времена должно было соответствовать положению ловушки и изменяться при изменении этого положения. Для того чтобы гравитационное равновесие в залежи сохранялось при изменении пластовых условий, нефть и газ должны более или менее свободно перемещаться по пласту, причем в некоторых случаях дальность такого перемещения может измеряться милями.

Палеозойские отложения в Техасе, Оклахоме и Канзасе характеризуются региональным наклоном на запад. Положение многих залежей изменилось в соответствии с изменением региональной структуры, но гравитационное распределение пластовых флюидов сохранилось. На фиг. 12-1, А

Фиг. 12-1. Схематические разрезы, показывающие залегание пород в пермское (А) и настоящее (Б) время, северная Оклахома [5, стр. 1122, фиг. 7].

Длина разрезов около 75 миль (120 км).

показана структура северной части Оклахомы ко времени отложения пермских осадков; подошва перми в данном случае принимается за горизонтальную плоскость. К началу пермского времени мисспсппскпе известняки были регионально наклонены на восток-юго-восток; пенсильванские песчаники, залегающие между пермскими и миссисипскгош отложениями, также оказались наклоненными в восток-юго-восточном направлении. Нефть и газ, находившиеся в этих песчаниках, должны были переместиться в наиболее высокие участки пластов, т.е. к их западным границам. В предмеловое время регион испытал наклон на запад (фиг. 12-1, Б). Пенсильванские песчаники Бербанк-Бартлсвилл-Гленн, ранее погружавшиеся в восточном направлении, в настоящее время погружаются, причем более интенсивно, на запад. Нефтяные залежи в связи с этим ныне располагаются вдоль восточных, наиболее приподнятых границ этих песчаников. Таким образом, в период от пермского до настоящего времени нефть в пенсильванских песчаниках мигрировала от западных границ их распространения до восточных в соответствии с изменением направления погружения слоев [5] (см. также фиг. 7-12). С другой стороны, изменение наклона нижнепенсильванских песчаников Датчер было относительно невелико, направление их погружения все время оставалось восточным, и современные залежи нефти обнаруживаются, как правило, вдоль западной границы их распространения. Следовательно, можно сделать вывод, что в одних случаях совершенно очевидна миграция нефти и газа на короткое расстояние, тогда как в других случаях столь же очевидна их миграция на большое расстояние. По-видимому, если нефть и газ будут перемещаться даже с очень небольшой скоростью, дальность этого перемещения за геологическое время может составить десятки и даже сотни миль, в зависимости от расстояния от области нефтегазообразования до ближайшей ловушки. Если это расстояние невелико, как это обычно бывает, миграция нефти и газа также будет короткой. Когда передвигающиеся нефть и газ не встречают на своем пути препятствия, они мигрируют до тех пор, пока не достигнут ловушки или экрана, способных их удержать, или не выйдут на дневную поверхность. Дальность этого перемещения может измеряться десятками и сотнями миль, однако маловероятно, чтобы на всем этом пути нефть и газ не встретили какой-либо ловушки.

Первичная миграция

Наиболее общий случай первичной миграции - это увлечение нефти и газа водой, выжимающейся из глин в процессе их диагенеза, и в меньшей степени - водой, циркулирующей в породах уже после окончания диагенеза. Нефть и газ находятся в воде в виде субмикроскопических и коллоидальных частиц или в растворенном состоянии. Объем их составляет около 10-50 ч. на млн. (0, 001-0, 005%) от объема воды. В данном случае исключается движение больших масс нефти в результате эрозии нефтяных залежей или обогащенных углеводородами пород (см. стр. 477-478: глава 11, переотложенная нефть. – А.Ф.). Такая нефть иногда может быть снова переотложена непосредственно в будущих коллекторах, например рифах, песчаных барах и т. п.

Предложено несколько теорий первичной миграции нефти и газа вместе с движущейся водой. Это:

1) гидравлическая теория Манна [6],

2) теория всплывания Рича [7], Мразека [8] и Дэли [91,

3) теория седиментационного уплотнения Кинга [10], Монне [11] и Льюиса [12],

4) теория Чени [13], учитывающая как гидравлический фактор, так и уплотнение.

Все эти теории сходятся в одном: предполагается перемещение огромных масс воды, несущей нефть и газ в диспергированном состоянии в ловушки, в которых они аккумулируются в залежи.

Перенос нефти и газа в растворенном состоянии в пластовых водах также изучался многими сторонниками теории первичной миграции. Растворимость природного газа в воде изменяется от 4 куб. фут /баррель при давлении 400 фунт/кв. дюйм до 22 куб. фут/баррель при давлении 2000-6000 фунт/кВ.дюйм [14]. Легкие компоненты нефти также растворимы в воде, причем растворимость их возрастает с увеличением давления. При атмосферном давлении она равна 0, 014 куб. фута нефти на 100 баррелей воды и значительно возрастает при давлении 1100 фунт/кв. дюйм [15]. При снижении давления нефть выпадает из раствора. Нефть и газ, встречающиеся в поверхностных водах при опробовании скважин, могут быть именно теми нефтью и газом, которые выделились из пластовых вод при снижении давления от пластового до давления на устье скважины.

⇐ Предыдущая 37 38 39 40 414243 44 45 46 Следующая ⇒