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

Фиг. 12-8. Залежь Кейро,, округ Юнион, Арканзас [2, стр. 1956, 1966, 1972]. Сплошными линиями показана кровля продуктивных юрских известняков Смаковер (сечение изолиний через 25 футов), пунктиром ‑ положение ВНК (сечение изолиний через 50 футов). Вверху приведен разрез центральной части залежи; стрелкой удесь показано направление движения воды; 1 - начальное положение BHK; 2 - современное положение BHK. Наклон плоскости BHK произошел, по-видимому, в течение двадцатилетнего периода, прошедшего от момента открытия месторождения Шулер до открытия залежи Кейро.

 

пластовое давление в разрабатываемом горизонте месторождения Шулер снизилось на 35 атм и здесь было добыто свыше 7 млн. баррелей нефти и 10 млн. баррелей воды. Очевидно, снижение пластового давления на месторождении Шулер привело к образованию градиента гидродинамического потенциала в направлении этого месторождения, распространившегося во все стороны от него и захватившего район залежи Кейро: после открытия этой залежи оказалось, что плоскость ВНК в горизонте Рейнолдс наклонена в сторону месторождения Шулер. Наклон ВНК составляет примерно 100 футов на 1 милю. Структурная карта залежи Кейро, положение наклонного ВНК и разрез залежи приведены на фиг. 12-8.

Фиг. 12-9. Продольный разрез нефтяного месторождения Нортуэст-Лейк-Крик [30]. Черным цветом показано положение нефтяных залежей, стрелкой - направление движения воды.

 

 

Фиг. 12-10. Структурная карта и геологический разрез месторождения Колс-Леви, Калифорния (Davis, Journ. Petrol. Technol., pp. 12, 13, Figs. 1, 2, 1952).

Изолинии кровли репера «N» проведены через 200 футов. Залежь 21-1 приурочена к одному из выклинивающихся вверх по восстанию песчаных пластов зоны Стивене (миоцен). На разрезе виден наклон водо-нефтяного контакта в восточном направлении. Смещение ВНК видно также и на структурной карте.

 

Залежь на месторождении Нортуэст-Лейк-Крик в бассейне Биг-Хорн в Вайоминге приурочена к известнякам Фосфориа и песчаникам Тенслип, смятым в длинную узкую антиклиналь (длиной 7 миль и шириной 0, 5 мили). Залежь нефти в песчаниках Тенслип смещена вниз по погружению складки в северо-западном направлении [30], как это показано на фиг. 12-9. Еще один пример смещенной залежи приведен на фиг. 12-10: песчаники зоны Стивене (верхний миоцен) на месторождениях Норт-Колс-Леви и Саут-Колс-Леви, округ Керн, Калифорния. Наклонные ВНК установлены на месторождениях Френни и Сейдж-Крик в Вайоминге [31] (фиг. 12-11 и 12-12), в залежи Уит в округе Ловинг в Техасе [32] и на месторождении Кашинг в округе Крик, Оклахома [33].

Причины образования наклонных водо-нефтяных контактов могут быть различными [34]. Одной из таких причин считали запаздывание приспособления первоначального ВНК к последнему региональному наклону слоев. Однако это объяснение не вполне удовлетворительно, поскольку во многих регионах последнее складкообразование произошло миллионы лет назад, т.е. прошло достаточно много времени для того, чтобы приспособление положения ВНК к новым гидродинамическим условиям полностью закончилось, в особенности если иметь в виду столь короткое время, которое потребовалось для образования наклонного ВНК в залежи Кейро в Арканзасе.

 

Фиг. 12-11. Структурная карта и положение залежи Френнн в Вайоминге (Wyoming Geol. Assoc, Wyoming Oil and Gas Field Simposium, 1957). Пример смещения залежи и наклонного водонефтяного контакта.

 

В некоторых случаях наклон ВНК только кажущийся. Неправильное положение ВНК, обусловленное различными причинами, ошибочно принимается за его наклон. Например, в одних скважинах подошвенная вода может вскрываться на более высоком уровне, чем в других, в результате различных фациальных изменений коллектора, развития мелких разрывов и трещин, неравномерности темпа отбора жидкости в разных скважинах, негерметичности обсадных труб, прорыва краевых вод и образования конусов обводнения. В других случаях в одной и той же залежи, характеризующейся различной водонасыщенностью из-за изменений пористости и проницаемости пород, гипсометрически более высокие скважины могут давать только воду, тогда как другие скважины, вскрывшие пласт несколько ниже, ‑ чистую нефть.

Как показывают специальные исследования¹, наклон водонефтяного контакта, обусловленный влиянием капиллярных сил, обычно невелик.

¹ G.A. Hill, неопубликованное сообщение, Станфордский университет, март, 1951.

 

Фиг. 12-12. Структурная карта и положение залежи Сейдж-Крик в Вайоминге (Wyoming Geol. Assoc, Wyoming Oil and Gas Field Simposium, 1957).

Пример смещения залежи и наклонного водонефтяного контакта.

 

В случае отсутствия пор капиллярного размера водо-нефтяной контакт в гидростатических условиях представляет собой гладкую ровную поверхность, которую можно назвать плоскостью свободной воды или нулевой плоскостью капиллярного давления. В капиллярных порах вода поднимается до различной высоты под воздействием капиллярного давления. Высота подъема зависит от размера пор над нулевой плоскостью и от плотностей воды и нефти в соответствии с уравнением

h = 2γ cos Θ / (ρ w‑ ρ o)rg,

где h - высота подъема воды над нулевой плоскостью (см), Θ - краевой угол смачивания, ρ _w и ρ _o - плотности воды и нефти, γ ‑ межфазное натяжение между нефтью и водой, g - ускорение силы тяжести (930 см/сек² ), r ‑ радиус капилляра (в см). Из этого уравнения видно, что высота подъема воды, преодолевающей сопротивление нефти, обратно пропорциональна радиусу капилляра при условии, что другие параметры остаются неизменными (фиг. 12-13).

Основным фактором, обусловливающим наклон водонефтяного или газоводяного контактов, является, по-видимому, гидродинамический градиент, проявляющийся в залежи и обусловливающий наклон потенциометрической поверхности. В этих условиях плоскости ВНК и ГВК наклоняются в направлении водного потока. Интенсивность наклона определяется величиной гидродинамического градиента и разностью в плотностях флюидов. (Более подробно с явлениями, связанными с наклонным положением водо-нефтяных и газо-водяных контактов, читатель может познакомиться в других специальных работах [40]).

Фиг. 12-13. Подъем в капиллярной трубке воды, преодолевающей сопротивление нефти в гидростатических условиях (S.Т. Yuster, Tech. Paper 3564. Trans. Am. Inst. Мin. Met. Engrs., 198, p. 150. 1953).

В трубке с меньшим радиусом вода поднимается выше, чем в трубке с большим радиусом. До тех пор пока сохраняются гидростатические условия и не изменяется размер капилляров, водо-нефтяной контакт будет представлять собой ровную гладкую плоскость. Если вдоль водо-нефтяного контакта наряду с грубозернистыми песчаниками располагаются и тонкозернистые разности, ВНК начинает подниматься на несколько футов или более в направлении тонкозернистых песчаников.

 

Если потенциометрическая поверхность горизонтальна, то пластовое давление во всех точках на одной высоте одинаково и водо-нефтяной контакт горизонтален. Когда потенциометрическая поверхность наклонена, действует гидродинамический градиент, направленный перпендикулярно этой поверхности.

Вода в этом случае движется сквозь породы вниз по наклону потенциометрической поверхности (см. фиг. 12-2). На фиг. 12-14 показано, что наклон потенциометрической поверхности составляет h футов на расстоянии АС (I), или dh/dl. Это значит, что вода движется по пласту от точки F к точке G, поскольку уровень потенциометрической поверхности в точке G ниже, чем в точке F. Небольшое различие в плотностях нефти и воды приводит к тому, что наклон водо-нефтяного контакта становится большим, чем наклон потенциометрической поверхности, но направление этих наклонов совпадает. Вода продолжает двигаться, а нефть остается в положении статического равновесия. Степень наклона водо-нефтяного контакта может быть выражена уравнением

где p_w и р_о - плотности воды и нефти, dZ/dl ‑ наклон водо-нефтяного контакта, dh/dl ‑ наклон потенциометрической поверхности. Если последняя величина известна, можно рассчитать наклон ВНК. На фиг. 12-15 показана номограмма для графического определения угла наклона ВНК при различных значениях наклона потенциометрической поверхности и различных значениях плотности нефти. В нижней части фигуры приведен порядок величины скорости водного потока для различных значений проницаемости песчаных коллекторов. На графике видно, что угол наклона увеличивается с увеличением плотности нефти. Для легких нефтей и газов наклон этот относительно невелик. Векторная диаграмма фиг. 12-16 показывает, что тяжелые нефти характеризуются большим наклоном при одном и том же гидродинамическом градиенте. В гидростатических условиях поверхность водо-нефтяного контакта горизонтальна, т.е. направлена под прямым углом к вертикальному направлению сил всплывания.

 

Фиг. 12-14. Схематический разрез, показывающий соотношения между наклонами плоскости ВНК и потенциометрической поверхности.

Стрелками показано направление движения воды.

 

Литологические и стратиграфические барьеры¹

Литологическими барьерами (экранами) называются такие препятствия на пути миграции нефти и газа, которые связаны с уменьшением проницаемости латерально вверх по восстанию пластов. Эти барьеры могут быть как самостоятельными ловушками, так и дополнительными факторами, способствующими удержанию нефти

¹ Данный раздел в английском оригинале называется «Stratigraphic Barriers». Это требует пояснения. А. Леворсен, как и другие американские авторы, называет ловушки выклинивания коллекторов (не связанного с экранированием тектоническими разрывами) стратиграфическими. В СССР среди такого рода ловушек различают собственно литологические, связанные с фациальным, первичным выклиниванием коллектора (или потерей породой коллекторских свойств), и стратиграфические, связанные с перерывами в седиментации и обусловленные вторичными выклиниваниями пластов.

Соответственно «стратиграфические барьеры» (экраны) А. Леворсена отвечают нашим литологическому (в одних случаях) и стратиграфическому (в других случаях) выклиниванию. - Прим. ред.

 

Фиг. 12-15. Номограмма для определения угла наклона водонефтяного контакта для различных наклонов потенциометрической поверхности и различной плотности нефти (в градусах API) (G.А. Hill, неопубликованное сообщение). Внизу приведены величины скорости движения воды для различных значений проницаемости песчаников (K - в миллидарси).

 

Фиг. 12-16. Векторная диаграмма, показывающая влияние гидродинамических условий на различные нафтиды.

 

Гидродинамические силы (ρ _w× g× dh/dl) характеризуются векторами, параллельными пластам (BF, CG, DH), соответственно для нефтей с плотностями 40°API (0, 934) и 20°API (0, 825) и для газа. Силы плавучести характеризуются вектором, направленным вертикально вверх. Его величина варьирует в соответствии с изменением разницы в плотностях воды и нефти (ρ _w‑ ρ _о)^g. Чем больше разница в плотностях, тем больше и силы плавучести. AD ‑ вектор плавучести для газа (плотность 80°API) в водной системе; АС ‑ вектор всплывания для нефти плотностью 40°API; AB - вектор всплывания для нефти плотностью 20°API. При совместном действии гидродинамических сил и сил плавучести результирующими векторами для нефтей с плотностью 20 и 40°API и газа с плотностью 80°API являются соответственно векторы AF, AG и АН. Плоскости водонефтяных контактов (JO, KN и LM) перпендикулярны этим результирующим векторам.

 

и газа в ловушках других типов. Фациальные изменения, трансгрессивное залегание слоев, вторичная цементация, растворение, трещиноватость ‑ все это может привести к изменениям проницаемости коллектора, отражающимся тем или иным образом на залежи нефти и газа. Чтобы образовался литологический экран, совсем не обязательно полное исчезновение проницаемости. Даже небольшое уменьшение проницаемости может привести к такому повышению входного капиллярного давления, что подобный участок становится барьером, приостанавливающим дальнейшее движение нефти и газа. [Возникает ловушка выклинивания].

 

Вертикальная миграция

Такие флюиды, как вода, нефть и газ, могут мигрировать и вертикально (вкрест напластования), как снизу вверх, так и сверху вниз, в зависимости от местоположения зоны пониженного гидравлического потенциала. Если песчаный пласт, характеризующийся высоким значением величины гидравлического потенциала, расположен в разрезе данного участка выше, чем пласт с пониженным гидравлическим градиентом, движение флюидов будет направлено вниз, в сторону пласта с пониженным градиентом, по любому пути, по которому будет возможно такое движение¹. Различие в гидравлических градиентах разных пластов устанавливается различными методами, в том числе непосредственными замерами пластовых давлений и путем расчетов обычных гидростатических градиентов для этих пластов (см. стр. 384-389: глава 9, аномальные пластовые давления).

Зоны повышенного или пониженного давления по сравнению с нормальным гидростатическим градиентом обнаруживаются также в процессе бурения скважин (выбросы бурового раствора или, наоборот, потеря его циркуляции, т.е. уход раствора в зоны пониженного давления). Выход водных источников на земной поверхности свидетельствует о том, что потенциометрическая поверхность располагается выше поверхности земли.

Можно говорить о трех основных путях вертикальной миграции флюидов.

1. В процессе диагенеза осадков флюиды отжимаются из илов и мигрируют вверх, в воды, залегающие непосредственно на уплотняющихся осадках. По мере усиления диагенеза и в процессе катагенеза вертикальная проницаемость отложений постепенно уменьшается; в конечном счете боковая миграция начинает преобладать над вертикальной и флюиды двигаются в основном латерально, вдоль напластования отложений.

2. Сбросообразование может привести к возникновению зон повышенной или пониженной проницаемости. Частая приуроченность водных источников к зонам тектонической нарушенности свидетельствует о том, что последние нередко характеризуются повышенной проницаемостью и что флюиды могут двигаться вдоль этих зон. Таким образом, если в результате тектонической нарушенности начнут сообщаться пласты с повышенным и пониженным градиентом гидравлического потенциала, флюиды будут двигаться вверх или вниз в зависимости от локального градиента гидравлического потенциала, установившегося между этими пластами (см. фиг. 9-6).

3. Сообщение высоконапористых пластов с низконапорными может произойти и в случае несогласного срезания первых и перекрытия их последними. В этом случае, как видно на фиг. 9-6, направление движения флюидов может измениться вплоть до обратного.

¹ Возможность миграции нефти и газа сверху вниз, как якобы противоречащая законам физики, отрицается столь же категорически, сколь необоснованно, некоторыми «неорганиками», например Н.А. Кудрявцевым. - Прим. ред.

 

Время аккумуляции

В ряде случаев можно достаточно обоснованно говорить о весьма раннем времени аккумуляции нефти и газа в залежах, а это в свою очередь проливает свет на условия миграции нефти и газа. Следует отметить два существенно различных момента [35].

Закон газового состояния. Этот закон говорит о том, что объем газа изменяется прямо пропорционально температуре и обратно пропорционально давлению. Поскольку влияние температуры на объем газа несравнимо меньше, чем давления, то ею можно пренебречь. В этом случае закон газового состояния применительно к рассматриваемой нами проблеме позволяет утверждать, что эффективный объем ловушки для газа есть функция давления, т.е. что ловушка, целиком заполненная газом при данном давлении, не может вместить дополнительное количество газа до тех пор, пока это давление сохраняется постоянным. Поскольку в большинстве случаев пластовое давление примерно соответствует глубине залегания продуктивного горизонта, то это означает также, что ловушка не может быть целиком заполнена газом до тех пор, пока осадконакопление в данном районе (т.е. погружение) не закончится.

Возьмем для примера некоторый объем газа в условиях, характерных для начального периода образования осадка ‑ температура 60°F и давление 14, 7 фунт/кв. дюйм (1 атм). По мере погруягения возрастающее пластовое давление будет обусловливать уменьшение объема газа, а возрастающая температура - увеличение его объема. Общим результатом действия обоих этих факторов будет уменьшение объема газа. При давлении 2250 фунт/кв. дюйм (153 атм) и температуре 160°F, что соответствует в общем случае глубине 5000 футов, объем газа окажется в 143 раза меньше, чем в поверхностных условиях¹. Следовательно, если мы обнаруживаем на глубине 5000 футов ловушку, целиком заполненную газом, то можем полагать, что все это количество газа не могло попасть в ловушку до того, как пластовое давление в ней достигло 2250 фунт/кв. дюйм, поскольку при меньшем давлении ловушка будет заполнена и соответственно меньшим количеством газа. С увеличением давления увеличивается емкость ловушки для газа. Другими словами, емкость ловушки представляет собой прямую функцию пластового давления. Газ, заполняющий в настоящее время ловушку, мог вместиться в нее только после того, как она погрузилась на глубину 5000 футов. Однако для того, чтобы ловушка постоянно была заполненной газом до замка складки, были необходимы непрерывная миграция газа и пополнение им этой ловушки по мере ее погружения и роста пластового давления. Принципиальная схема изменения объема газа с глубиной приведена на фиг. 12-17.

Ловушка может оказаться целиком заполненной газом и в том случае, если этот газ образовывался в самом продуктивном пласте из нефти или органического вещества в результате распада тяжелых углеводородов под действием биохимических, термических и каталитических процессов, протекавших в пласте в течение геологического времени вследствие изменения температуры, давления, химических условий и условий жизнедеятельности бактерий. Однако этот способ менее вероятен, чем заполнение ловушки газом из внешнего источника, поскольку температуры и давления, необходимые для крекинга тяжелых углеводородов, могут быть достигнуты только в лабораторных или заводских условиях, а в природе они несравненно ниже. Более того, если бы внешних источников газа не было и весь газ образовывался

¹ Пластовое давление увеличивается с глубиной со скоростью 45 фунт/кв. дюйм на 100 футов (1 атм на 10 м), а температура ‑ 2°F на 100 футов (3, 3°С на 100 м). Первоначальный объем газа на поверхности принят за единицу. При постоянной температуре объем газа при давлении 2250 фунт/кв. дюйм составит 0, 0065 или ¹ /₁₅₄ первоначального объема, а при пластовой температуре 160°F (60°+100°) ‑ 0, 0077 или ¹ /₁₂₉ первоначального объема.

 

лишь из нефти, содержавшейся в той же ловушке, то не только все древние нефти к настоящему времени должны были бы превратиться в газ, но и большая часть, если не все, нефтяных залежей, в особенности в древних породах, должны были бы полностью насытиться газом и содержать газовые шапки. Все нефтяные залежи содержат какое-то количество растворенного газа, а многие нефти полностью насыщены газом или близки к полному насыщению им. Этот факт позволяет подойти к суждению о времени аккумуляции нефти. Нефть наиболее подвижна, если ее вязкость наименьшая, а плавучесть наивысшая, т.е. при давлении, равном давлению насыщения. Если нефтяная залежь полностью насыщена газом, имеет газовую шапку и заполняет всю ловушку до замка складки, это означает, что аккумуляция нефти и газа должна была закончиться здесь ко времени достижения современного пластового давления или, в общем случае, ко времени достижения современной глубины залегания этой ловушки как в результате осадконакопления, так и в результате эрозии. С другой стороны, если нефть недонасыщена растворенным газом, можно сделать вывод, что формирование залежи закончилось раньше, чем была достигнута глубина, соответствующая давлению насыщения¹.

 

Фиг. 12-17. Изменение объема газа с глубиной.

Газ показан точками. А - газ целиком заполняет сосуд, находящийся в условиях поверхностных давления и температуры; Б - в связи с ростом давления объем газа значительно уменьшился и большую часть сосуда занимает вода; В - дополнительное поступление газа приводит вновь к заполнению всего сосуда газом (эффективная емкость сосуда при повышении давления значительно выше, чем в поверхностных условиях, следовательно, наличие целиком заполненной газом ловушки при высоком давлении является доказательством миграции в эту ловушку дополнительных ко­личеств газа по мере повышения пластового давления); Г - в результате эрозии и снижения пластового давления газ расширяется, объем его увеличивается и избыточное количество газа удаляется из ловушки.

 

На месторождении Ист-Тексас давление насыщения нефти, заключенной в песчаниках Вудбайн (верхний мел), составляет 53 атм, а пластовое давление - 100 атм. Величина давления насыщения соответствует глубине погружения 530 м, что примерно равно мощности перекрывающих залежь пород до поверхности несогласия между меловыми и третичными отложениями. Следовательно, к началу периода эрозии меловых пород ловушка в песчаниках Вудбайн уже была сформирована и емкость ее была достаточной, чтобы удержать всю нефть и газ, содержащиеся ныне в этой залежи [36]. Поскольку наиболее благоприятные условия для миграции

¹ Подобное объяснение не однозначно. Недонасыщенность нефти растворенным газом в современных условиях может быть обусловлена и тем, что нефтяная залежь, сформировавшаяся при пластовом давлении, равном давлению насыщения, затем погрузилась на большую глубину, а дополнительного подтока газа в эту ловушку со стороны не было. Это следует, кстати, и из приводимого ниже автором примера. - Прим. перев.

 

создаются при пластовом давлении, приближающемся к давлению насыщения, можно полагать, что формирование залежи в песчаниках Вудбайн закончилось ко времени отложения третичных осадков, потому что после этого времени дополнительные количества свободного газа в эту залежь уже не поступали. Последующие тектонические движения привели только к изменению положения залежи в соответствии с изменившимися пластовыми условиями после образования регионального южного наклона продуктивного горизонта Вудбайн.

Еще одно объяснение различного содержания нефти и газа в соседних ловушках предложено Гассоу [37]. Вкратце оно сводится к следующему. Если структурная ловушка заполняется нефтью и газом, то нефть расположится в нижней части ловушки. Последовательность такого заполнения ловушки показана на фиг. 12-18. В конечном счете нефть может вообще вытесниться газом из данной ловушки и переместиться в следующую по восстанию ловушку, как это показано на фиг. 12-19,

Фиг. 12-18. Избирательное улавливание нефти и газа [37].

Стадия 1: нефть и газ располагаются выше замка складки и удерживаются в ловушке до тех пор, пока вся вода не будет вытеснена из ловушки и водо-нефтяной контакт не достигнет замка. Стадия 2: газ продолжает удерживаться в ловушке, в то время как нефть оттесняется из нее и движется вверх по восстанию пласта. Стадия 3: газ целиком заполняет ловушку, и избыточное количество его также мигрирует вверх по восстанию пласта.

 

А, где ловушка 1 соответствует стадии 2 на фиг. 12-18. В последовательной стадии ловушек, показанной на фиг. 12-19, В, наиболее погруженная ловушка 1 оказывается целиком заполненной газом, следующая по восстанию ловушка 2 содержит как нефть, так и газ, ловушка 3 - только нефть и. наконец, самая последняя ‑ только воду. Однако ловушка 4 также в конце концов может оказаться заполненной нефтью, оттесненной из ниже расположенных ловушек 1, 2 и 3.

Время образования ловушек. Совершенно очевидно, что аккумуляция нефти и газа не может происходить до тех пор, пока не будет сформирована ловушка. Следовательно, если мы знаем время образования ловушки, мы знаем и время, раньше которого аккумуляция нефти и газа происходить еще не могла. Ловушка может быть образована в течение одного геологического этапа непосредственно вслед за отложением будущих продуктивных осадков или значительно позднее. Кроме того, ловушка иногда формируется на протяжении всей истории коллектора с перерывами и повторными видоизменениями. Таким образом, первичная аккумуляция нефти в ловушке может происходить как на ранней, так и на поздней стадии отложения продуктивных пород. Первичные залежи местами заполняют как весь эффективный объем ловушки, так и только часть его, в зависимости от того, какая часть ловушки сформировалась раньше, или от того, была ли ловушка сформирована в течение одного или нескольких геологических этапов. Трудно представить себе, чтобы нефть и газ образовывались точно на том же самом месте, где много времени спустя сформировалась и ловушка. Почему, например, аккумуляция нефти и газа в ордовикских песчаниках должна была происходить точно на том же месте, где первые признаки складкообразования появились только в Пенсильвании? Нефть и газ не могли быть такими «предусмотрительными». Но тогда мы должны предположить, что нефть и газ поступили в ловушки откуда-то со стороны уже после того, как эти ловушки начали формироваться (в нашем примере - после первого пенсильванского складко­образования), и что окончательная емкость ловушки была достигнута только после последнего образования складок и регионального наклона слоев.

Фиг. 12-19. Схема вытеснения нефти в серии последовательных ловушек [37].

А - ловушка 1 находится в положении стадии 2 фиг. 12-18, нефть из этой ловушки оттесняется в ловушку 2, ловушки 3 и 4 заполнены пластовой водой. Б - нефть из ловушки 1 полностью переместилась в ловушку 2, последняя заполнена этой нефтью до предела, поэтому избыточное количество нефти мигрировало в ловушку 3; ловушка 1 нацело заполнена газом. В - ловушка 1 остается без изменений, а в ловушке 2 образовалась газовая шапка за счет избыточного количества газа, мигрировавшего в нее из ловушки 1; ловушка 3 целиком заполнена нефтью, а ловушка 4 - водой, однако ловушка 4 является ближайшей к ловушке 3 и будет заполняться нефтью по мере удаления ее из этой ловушки.

 

Время образования ловушки можно установить разными способами. Один из графических способов показан на фиг. 12-20. Ловушка 1 образована выклинивающимся песчаным пластом. Время ее образования относится к моменту перекрытия песка вышележащими глинами, т.е. ко времени а. Это наиболее ранняя ловушка. Ловушка 2 сформировалась после образования сброса в течение времени, прошедшего до образования поверхности несогласия, т.е. до времени b. Коллектор ловушки 3 возник во время перерыва в осадконакоплении, в период эрозии, а сама ловушка - после отложения перекрывающих глин, т.е. ко времени с. Ловушка 4 образовалась в песчаной линзе ко времени d, а ловушки 5 и 6 - во время складкообразования, т. е. после образования пласта е, поскольку он параллелен обеим этим складкам. В это же время сформировалась и ловушка 7, но нефть через этот участок уже прошла ранее и заполнила ловушку 1 в течение периода е, вследствие чего ловушка 7 оказалась пустой: в короткий период от времени отложения пласта е до настоящего времени нефть и газ в нее не поступали.

Пример определения возраста тектонически экранированной ловушки приведен на фиг. 12-21. До образования сброса ловушки в известняках Эдварде не было. Ловушка, а затем и залежь нефти образовались после отложения глин формации Индио, в настоящее время обнажающихся на поверхности. Другой пример - одно из типичных месторождений грабена Суэцкого залива - приведен на фиг. 12-22. Предмиоценовое сбросообразование привело к формированию ловушек в меловых и каменноугольных известняках и песчаниках. Позднее эти отложения были эродированы, и большая часть нефти оказалась уничтоженной. Затем ловушки снова были запечатаны несогласно залегающими глинами и ангидритами миоцена. И только тогда эти ловушки стали вместилищами ныне заключенных в них скоплений нефти. Несколько более сложный случай представляет фиг. 12-23, где показан разрез месторождения Вошелл в округе Макферсон, Канзас. На фиг. 12-23, А приведено положение структуры к концу отложения глин Киндерхук. Совершенно очевидно, что к этому времени локальной антиклинальной складки еще не существовало. Однако уже видно выклинивание известняков Хантон (девон - силур), которые в настоящее время образуют стратиграфическую ловушку на южном крыле структуры Вошелл.

 

Фиг. 12-20. Схематический разрез, иллюстрирующий метод определения времени образования ловушки.

Цифрами (1-7) показаны ловушки, ныне содержащие залежи нефти.

 

Сформировалась ловушка и в песчаной линзе Майсенер (миссисипий). На фиг. 12-23, Б показано положение структуры к началу пенсильванского времени (все допенсильванские породы смяты в складку), а на фиг. 12-23, В - положение структуры к концу отложения формации Лансинг. Антиклинальная складка здесь нарушена взбросом. В складку смяты как допенсильванские породы, так и отложения от подошвы Пенсильвания до кровли формации Лансинг. Это складкообразование иаложилось на допенсильванское складкообразование, обусловив формирование значительного количества новых ловушек для нефти и газа. Последующее складкообразование также привело к созданию большого количества новых ловушек. Таким образом, в образовании ловушки в ордовикских отложениях месторождения Вошелл можно выделить три этапа: допенсильванский, предлансингский и предсовременный. Каждый прирост структуры приводил и к соответствующему увеличению эффективного объема ловушки, содержащей в настоящее время основные запасы нефти этого месторождения.

Два периода миграции нефти можно выделить для таких залежей, как Гастингс и Ван в Техасе (см. стр. 146). На разрезе месторождения Гастингс (фиг. 12-24) видна газовая шапка на опущенном по сбросу крыле. Это значит, что первый этап аккумуляции и формирование газонефтяной залежи произошли до сбросообразования, а затем, во второй этап, один из блоков месторождения опустился, и газовая шапка оказалась расположенной гипсометрически ниже, чем чисто нефтяные залежи в других блоках. Единый водо-нефтяной нтакт свидетельствует о хорошей сообщаемости различных пластов продуктивной толщи Коккфилд (эоцен) под перекрывающими породами Марджинулина, несмотря на сложную систему сбросов, разбивающих месторождение на серию приподнятых и опущенных блоков. Центральный грабен препятствует перемещению газовой шапки в более высокую часть структуры (см. на фиг. 8-17 структурную карту месторождения).

Фиг. 12-21. Разрез месторождения Дарст-Крик, округ Гуаделуп, Техас (МсСа11um, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 17, p. 26, Fig. 3, 1933).

Типичными ловушками в данном регионе являются слабоизогнутые пласты, осложненные сбросами. Так как величина смещения пластов по сбросу одинакова и на поверхности и в продуктивном известняке Эдварде, время образования сброса более позднее, чем возраст отложений, выходящих на поверхность. Следовательно, ловушка образовалась после отложения формации Индио, а залежь нефти - через некоторое время после образования ловушки.

 

Фиг. 12-22. Разрез типичного месторождения в миоценовом грабене Суэцкого залива (Weeks, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, p. 2118, Fig. 25, 1952).

Залежи приурочены к миоценовым органогенным рифам, располагающимся выше поверхности несогласия, и к пористым известнякам и песчаникам, залегающим под этой поверхностью. Последние не могли образоваться до запечатывания эродированных известняков и песчаников глинами и ангидритами.

 

Фиг. 12-23. История формирования структурной ловушки на месторождении Вошелл, округ Макферсон, Канзас (Bunte, Fortier, Stratigraphic Type Oil Fields, p. 111, 1941).

 

Один из методов графического определения времени образования ловушки, а следовательно, и нижнего предела времени аккумуляции нефти и газа, показан на фиг. 12-25. Высота прямоугольника соответствует интервалу времени от образования продуктивного пласта до настоящего времени.

Ширина зачерненной части прямоугольника характеризует степень эффективной емкости ловушки, образовавшейся в то или иное время. А - ловушки типа линз, рифов и изолированных песчаных скоплений. Б - ловушки, формировавшиеся в результате неоднократного последовательного складкообразования. Такие ловушки характерны для многих продуктивных пластов ордовика в Мид-Континенте, которые впервые были смяты в складки в течение пенсильванского времени. В - ловушки, сформированные в течение

⇐ Предыдущая41424344454647484950Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. РАБОТА С МЕЖЛИЧНОСТНЫМИ ОТНОШЕНИЯМИ (КОНТАКТЫ И КОММУНИКАЦИЯ)
2. Электрические контакты, режимы их работы