Влияние гидродинамической обстановки на залежи нефти и газа

Ю. П. Гаттенбергер

«Геология нефти и газа», 1973, № 6, с. 59-65

Гидродинамическая обстановка водонапорных систем оказывает большое влияние на залежи углеводородов, приводя, в частности, к образованию гидродинамических ловушек и приуроченных к ним гидродинамических залежей нефти и газа.

Под гидродинамическими следует понимать такие залежи, где нефть и газ хотя бы частично удерживаются благодаря движению подземных вод. Если предположить, что в данном пласте нет движения вод (гидродинамическая обстановка заменена гидростатической), то гидродинамические залежи не могли бы существовать, в них не удерживались бы полностью или частично нефть и газ.

Впервые теоретически обосновал существование гидродинамических залежей В. П. Савченко [7]. Установив количественную связь перепада приведенных напоров подземных вод с вертикальным смещением контактов углеводород-вода, он указал на возможность накопления газа и нефти у террас и флексур, где падение пород в направлении движения воды меньшее наклона контактов углеводород-вода, переходит в падение, большее наклона этих контактов (рис. 1, I). Позже аналогичные гидродинамические залежи, приуроченные к участкам флексур или структурных носов, подробно рассмотрены М. К. Хаббертом и др.[2,5,9].

Кроме того, хорошо известны сводовые залежи с наклонными контактами. Основным фактором накопления углеводородов в них является сводовый перегиб слоев, однако, часть нефти (газа) может удерживаться за счет движения подземных вод. На рис. 1, II объем залежи превышает емкость сводовой ловушки, и часть нефти (газа), находящаяся ниже горизонтали АВ, удерживается гидродинамически. Особенно характерны нефтегазовые залежи, где нефтяная оторочка смещена по потоку подземных вод.

Указанные залежи, по мнению многих геологов, относятся к основным единственным залежам, в образовании и сохранении которых первостепенную роль играет динамика подземных вод (в сочетании со структурным изгибом слоев). Однако следует отметить, что наличие структурного изгиба слоев, в принципе не обязательно для образования подобных гидродинамических ловушек и накопления в них залежей. Если пьезометрическая поверхность подземных вод имеет U-образный изгиб, открытый вниз по падению слоев, то на этом участке гидродинамическая ловушка может быть образована и при моноклинальном падении пласта и даже при наличии структурной «ложбины». Этот случай показан на разрезе и блокдиаграмме (рис. 1, III). В результате изгиба наклонной пьезометрической поверхности контакт углеводород-вода также будет иметь наклонно-изогнутую поверхность, а залежь может существовать без структурного носа. Наиболее благоприятные условия будут в случае сочетания U-образного изгиба пьезометрической поверхности, раскрывающегося вниз по падению слоев, и структурного изгиба слоев.

Для тех геологических регионов, где наклон контактов залежей обусловлен движением пластовых вод, можно рекомендовать следующие методические приемы выявления гидродинамических ловушек, содержащих залежи описанного выше строения. Эти приемы являются развитием и конкретизацией положений работы [9].

1) Составляют, структурную карту по кровле перспективного пласта (комплекса). 2) Строят карту приведенных напоров вод данного пласта (комплекса). Масштаб и сечение изолиний этих карт должны быть одинаковы. 3) Составляют вспомогательную карту возможного наклона контакта нефть-вода (или газ-вода) вследствие влияния движения воды (карту «эквипотенциальной поверхности нефти» по [9]). Для ее построения целесообразно использовать следующие положения. Изолинии карты наклона контактов параллельны изолиниям карты напоров вод; соответствующие поверхности погружаются в том же направлении, но наклон поверхности контактов более крутой, чем наклон пьезометрической поверхности, из-за различия объемного веса углеводорода и воды. Разность ?h высот контакта углеводород-вода (или вертикальное смещение залежи) связана с разностью приведенных напоров вод по формуле В. П. Савченко и М. К.Хабберта {7, 9]:

 

где ?B, ?Н, — объемный вес воды и нефти (газа) в пластовых условиях.

Выражение М.К. Хабберт назвал коэффициентом усиления наклона контактов. Формулу Савченко-Хабберта нельзя применить для построения требуемой карты наклона контактов. Но из нее следует, что изолинии карты наклона контактов (при одинаковом вертикальном сечении с картой напоров) должны проходить в раз чаще, чем изолинии карты напоров. Расстояние (в плане) между изолиниями карты наклона контактов ?l можно вычислить по формуле
где ?N — расстояние между изолиниями карты напоров (в масштабе карты). Для газа примем карта возможного наклона контактов газ - вода соответствует карте приведенных напоров. Для нефти коэффициент усиления теоретически может достигать бесконечности (для пресной воды и тяжелой нефти), однако в большинстве случаев он составляет 2—5; следовательно, наклон поверхности контакта нефть-вода будет в 2—5 раза круче наклона пьезометрической поверхности. На карте расстояния ?l между изолиниями наклона контактов будут в 2—5 раз меньше расстояний ?N между изопьезами. Карту начинают строить с участка самых высоких (или самых низких) напоров, принимая самую высокую (или самую низкую) гидроизопьезу за нуль, и от нее ведя отсчет. Сечение этой карты будет равно сечению карты напоров и структурной, а очертания изолиний — параллельны гидроизопьезам. 4) Составляют карту суммарной поверхности путем наложения вспомогательной карты наклона контактов на структурную. Построение производится по методу схождения, отметки в точках пересечения изолиний находятся как разность отметок структурной карты и отметок карты наклона контактов. Положительные элементы этой поверхности внутри замкнутых изолиний соответствуют гидродинамическим ловушкам, где и следует искать гидродинамические залежи описанного выше строения (эта карта отразит также и все сводовые ловушки).

Главная черта всех рассмотренных выше залежей — это наклонное (смещенное) положение их контактов с водой (при горизонтальном контакте углеводород-вода этих залежей не существовало бы). Если негоризонтальность контактов обусловлена движением вод, название «гидродинамические залежи» оправдано и предложенные методические основы их поисков справедливы. Действительно, во многих геологических регионах мира движение вод является единственным резко преобладающим фактором смещения залежей. Как правило, эти условия характерны для предгорно-равнинных и межгорных бассейнов, где подземные воды имеют небольшой объемный вес и высокий градиент напора. Кроме того, гидродинамический фактор является основным при смещении залежей, находящихся в зоне влияния разрабатываемых месторождений. Радиус этой зоны иногда достигает 50—100 км.

Однако наклон контактов углеводород-вода может быть вызван и другими причинами, не связанными с движением вод (различие литолого-физических свойств пласта по площади, условия формирования залежи, изменение плотности нефти по площади и др.). Особенно важно влияние изменения плотности нефти, которое может привести к весьма существенному смещению залежей [3]. Наклон контактов залежей определяется суммарным влиянием всех факторов и может не соответствовать (по величине и направлению) наклону от движения подземных вод. В этих условиях название «гидродинамические» для описанных залежей с наклонными контактами будет неверным и предложенные методические приемы их поисков — необоснованными. Поэтому в каждом конкретном геологическом районе необходимы: а) анализ причин наклонного положения начальных контактов залежей и б) оценка возможности смещения еще не открытых (или разведуемых) залежей под влиянием разработки соседних месторождений.

Влияние гидродинамической обстановки не ограничивается рассмотренными залежами с наклонными контактами. Более существенна роль гидродинамической обстановки в усилении (или ослаблении) нефтегазоудерживающих свойств различных экранов, под которыми скапливаются пластовые экранированные залежи: литологические, тектонические и стратиграфические.

Как известно [8], нефтегазоудерживающая способность любого экрана (или покрышки), представленного тонкопористой породой, характеризуется определенной величиной давления прорыва РПР. Каждый экран (покрышка) может удерживать залежь, избыточное давление всплывания которой не превышает давления прорыва. Иными словами, максимальная высота залежи определяется выражением

(здесь и ниже давление прорыва и всплывания для удобства выражено в метрах водяного столба). Эти положения, впервые доказанные В. П. Савченко [8], справедливы только для гидростатической обстановки, когда приведенный напор воды одинаков. Это изображено на рис. 2 линиями с индексом «О». В центре этого рисунка представлен профильный разрез продуктивного пласта с местным экраном, под которым находится залежь. Сверху изображен график приведенного напора вод данного пласта, а слева — график изменения избыточного давления всплывания по высоте залежи.

Рис. 2. Влияние гидродинамической обстановки на экранированные залежи углеводородов.

А — профильный разрез пласта с тонкопористым местный экраном и экранированной залежью; Б —график приведенного напора вод по линии профильного разреза. 0-0 — гидростатическая обстановка;

1—1 — нисходящий поток вод; 2—2 — восходящий поток вод; В — график изменения избыточного давления всплывания по высоте залежи. 1 — тонкопористая порода — экран; 2 — объем залежи при нисходящем потоке вод; 3 — объем залежи в гидростатической обстановке; 4 — объем залежи при восходящем потоке вод; 5 — пласт-коллектор.

а — Рпр - ?Н2; бРпр; вPpп+?Н1

Совершенно иные условия наступают в гидродинамической обстановке. Если движение вод происходит вниз по падению пласта, то, следовательно, в головной части пласта существует некоторый дополнительный напор (давление) 1 по сравнению с напором на уровне контакта залежи (линии с индексом «1» на рис. 2). В этом случае для начала миграции (прорыва) углеводородов через тот же тонкопористый экран избыточное давление в залежи должно превзойти не только давление прорыва, но еще и перепад напора воды, т. е. Ризб = Рпр + ?Н1. Большее избыточное давление обусловливает и большую высоту залежи по сравнению с возможной высотой h0 в гидростатической обстановке. Таким образом, при нисходящем движении пластовых вод даже небольшое обогащение породы-коллектора более тонкозернистым материалом (глиной) создает экраны, ниже которых скапливаются залежи. В гидростатических условиях эти же экраны могут не удержать значительные скопления нефти.

При движении вод вверх по восстанию пласта (линии с индексом «2» на рис. 2) влияние гидродинамики отрицательное — она сокращает удерживающую способность экранов, под которыми могут скопиться залежи высотой

т. е. меньше, чем в гидростатической обстановке, не говоря уже о случае нисходящего потока вод.

Принципиально аналогичные условия могут существовать не только при литологическом, но и тектоническом или стратиграфическом несогласном экранировании продуктивного пласта, лишь бы экран не был «абсолютным».

Рассмотренные залежи, образованные в результате экранирования пород-коллекторов, в которых удерживающая способность экранов усилена (или обусловлена) гидродинамической обстановкой, широко распространены в природе. Многие залежи, которые обычно считаются литологически экранированными, тектонически экранированными или стратиграфическими, могут существовать только при сочетании экранирования с нисходящим движением подземных вод. В последнее время многие геологи пришли к аналогичному выводу на основе фактического материала по строению и закономерностям размещения конкретных залежей. Автор статьи считает, что подобные залежи гораздо важнее смещенных залежей с наклонным контактом, с которыми обычно ассоциируется понятие о «гидродинамических ловушках» на основе известных работ М. К. Хабберта, В. П. Савченко и др.

В северной Фергане на Нарынской моноклинали в III пласте палеогена выявлена залежь нефти, которая охватывает несколько антиклинальных структур, синклинальные прогибы между ними и зону моноклинального падения пласта [1]. Литологическое ограничение залежи установлено только с востока, тогда как в головной части залежи, на севере, пласт не претерпевает существенных изменений.

Залежь приурочена к участку резкого нисходящего потока пластовых вод с севера, от выходов пласта в предгорьях Ферганского хребта, на юг, к внутренней зоне бассейна. Видимо, гидродинамический фактор оказал влияние также и на залежи IX пласта, развитые только на южных крыльях (где поток вод нисходящий) антиклиналей этого района.

Рис. 3. Схема литолого-фациального строения и нефтеносности пласта ДIII Бавлинского и Новобавлинского месторождений.

А — Бавлинская структура; Б — Новобавлинская структура. 1 — песчаник; 2 — нефтеносный песчаник; 3 — глинистый алевролит и аргиллит; 4 —скважины, в которых получена нефть из пласта ДIII 5 - страто'изогипсы по реперу «верхний известняк»; 6 — направление погружения пьезометрической поверхности вод терригенного девонского комплекса.

В центральных районах Урало-Поволжья, в пластах ДIII и ДIV терригенного девона, открыто много литологически экранированных залежей [4]. Они приурочены к тем участкам песчаных пластов, которые выше по восстанию локально замещаются глинистыми алевролитами и аргиллитами. Характерно, что эти залежи выявлены только на южном и юго-восточном склоне Татарского свода или на южных крыльях локальных поднятий, осложняющих склон свода. Если учесть, что пьезометрическая поверхность вод терригенного девона имеет уклон в южном и юго-восточном направлениях, то отмеченная особенность размещения залежей закономерна. Южный наклон слоев совпадает с направлением движения пластовых вод, что благоприятствует усилению нефтеудерживающих свойств местных литологических экранов.

Именно таково строение залежей пласта дIV Белебеевского и Стахановского месторождений, описанных в работе [4]. Очень характерны залежи пласта ДIII Бавлинского и Новобавлинского месторождений (рис. 3), детально изученных эксплуатационным бурением. Они располагаются на южных крыльях соответствующих структур и с севера (в сводовых частях структур) экранированы зонами замещения песчаников глинистыми алевролитами.

Эти плохо проницаемые породы не захватывают северных крыльев структур, где породы пласта представлены песчаниками. Казалось бы, участки А и Б на северных крыльях структур по своим условиям ничем не отличаются от нефтеносных участков на южных крыльях: головная часть пласта литологически экранирована, ловушки замкнуты (как в силу структурного изгиба слоев, так и в результате вогнутой формы границы литологического экрана), однако нефти в них не обнаружено. Южные и северные крылья этих структур отличаются только своей ориентировкой относительно наклона пьезометрической поверхности вод терригенного девона.

Расположение южных крыльев в зоне нисходящего потока подземных вод благоприятствует сохранению залежей; на северных крыльях вода движется вверх по восстанию пород — эти условия приводят к снижению нефтеудерживающих свойств экранов.

Многие примеры положительного действия нисходящего движения подземных вод в зонах тектонических нарушений приведены в работе [6].

Для стратиграфических залежей аналогичные условия можно вывести из описаний некоторых зарубежных месторождений [10].

Таким образом, для поисков различных экранированных (полузамкнутых) залежей наиболее благоприятными являются те участки, где падение слоев совпадает с погружением пьезометрической поверхности вод. Напротив, участки, где слои погружаются навстречу наклону пьезометрической поверхности, являются менее благоприятными. Эти положения должны учитываться как при оценке перспектив нефтегазоносности крупных регионов, так и при проведении буровых работ.

Изложенные представления систематизированы на рис. 4, где левую часть можно рассматривать как схему классификации гидродинамических залежей.

Среди гидродинамических залежей выделены три группы: а — собственно гидродинамические; б — экранно-гидродинамические; в — сводово-гидродинамические. В группе сводово-гидродинамических залежей выделяется всего один вид залежей с наклоном ВНК от замка сводовой ловушки. Однако здесь следует особо различать залежи, содержащие однофазные углеводороды, и нефтегазовые залежи. В последних нефтяная оторочка может полностью удерживаться за счет гидродинамических сил, тогда как газовая часть залежи занимает собственно сводовую ловушку.

Рис. 4. Влияние гидродинамической обстановки на залежи нефти и газа (левая часть может рассматриваться как схема классификации гидродинамических залежей).

Залежи: I — собственно гидродинамические, Iа —структурных носов и террас с однонаправленным наклоном контакта углеводород-вода.

16 — на моноклиналях с изогнутой поверхностью контакта углеводород-вода при наличии U-образного изгиба пьезометрической поверхности вод, открытого вниз по падению слоев, Iв — смешанные, где накопление углеводородов обусловлено как незамкнутым изгибом слоев, так и изогнутой формой поверхности контакта с водой; II — экранно-гидродинамические. IIа — литолого-гидродинамические. II6 — стратиграфо-гидродинамические, IIв — тектоно-гидродинамические; III — сводово-гидродинамические. 1, 2 (см. условн. обозн. рис. 1,а, б).

Стрелкой показано направление движения подземных вод.

Проведенное исследование и предлагаемая классификация, не исчерпывают всего

разнообразия природных сочетаний геологических условий и гидродинамической обстановки, которые приводят к накоплению и сохранению залежей. Изложенный материал свидетельствует об исключительно важной роли и необходимости учета гидродинамических условий продуктивных пластов при поисках нефти и газа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Ахмедов X. О поисках литологических залежей нефти на Нарынской моноклинали (Северная Фергана). В сб.: «Геология и нефтегазоносность районов Средней Азии». Труды МИНХ и ГП, вып. 78, М., «Недра», 1969.
  2. Бакиров А.А., Васильев В.Г., Вассоевич Н.Б. и др. Вопросы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений на VII Всемирном нефтяном конгрессе. «Геология нефти и газа», 1967, № 11.
  3. Гаттенбергер Ю. П. Влияние изменений плотности нефти на положение водонефтяного контакта и смещение залежей. «Геология нефти и газа», 1972, № 9.
  4. Гаттенбергер Ю. П., Халимов Э.М. Литологические залежи нефти в девонских отложениях Урало-Поволжья. «Геология нефти», 1958, № 8.
  5. Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений. Материалы VII Международного нефтяного конгресса. Под редакцией акад. А.А. Трофимука. М., «Недра», 1970.
  6. Михайлов И.М. Оценка перспектив нефтегазоносности локальных поднятий по данным гидродинамики. В сб.: «Гидрогеологические критерии оценки перспектив нефтегазоносности Русской платформы». Минск, «Наука и техника», 1971.
  7. Савченко В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей. «Нефтяное хозяйство», 1952, № 12.
  8. Савченко В.П. Условия формирования залежей газа и нефти при их струйной миграции в водонасыщенных породах. Труды ВНИИ, вып. 14, М. Гостоптехиздат, 1958.
  9. Xабберт М.К- Гидродинамические условия формирования нефтяных месторождений. Перевод с англ. М., ГосИНТИ, 1958.
  10. Хилл Дж.А., Колбери В.А., Наит Дж.В. Снижение расходов на поиски нефти при помощи гидродинамических, оценок. В сб.: «Экономика разведки и разработки нефтяных месторождений США». М., «Недра», 1967.

Авторы: 

Тематические разделы: