Геологические условия миграции и аккумуляции

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.

 

⇐ Предыдущая43444546474849505152Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: