Тепловой эффект формирования залежей нефти и газа

Е.И.Тараненко, Р.С.Безбородое, М.Ю.Хакимов

(Российский университет дружбы народов)

«Геология нефти и газа»,- 2000.-№ 2.-с. 56-58

По данным многочисленных геотермических исследований нефтегазоносных бассейнов установлена четкая связь между нефтяными и газовыми залежами, с одной стороны, и локальными возмущениями теплового поля — с другой. Эти возмущения приводят к образованию положительных аномалий температуры, геотермических градиентов и тепловых потоков над залежами. Установлено, что тепловые аномалии отчетливо проявляются в самих залежах и над  ними, прослеживаясь с постепенным затуханием вплоть до приповерхностных слоев. На выделении таких аномалий основана геотермическая группа прямых методов поисков залежей нефти и газа.

Замеры показывают: температура в залежах может на 10-20 °С превышать региональный фон; от свода залежи к ее подошве температура может увеличиваться на 25 °С; в приповерхностных слоях над залежами температура имеет превышение над фоном до 2 °С. Отмечено также, что газовые залежи сопровождаются более резкими положительными аномалиями, чем нефтяные.

Теоретические разработки, призванные объяснить механизм образования температурных аномалий, развиваются по нескольким направлениям. Рассматриваются модели экранирования и фокусирования нефтяными залежами глубинных тепловых потоков, модели генерации тепла за счет различных окислительно-восстановительных процессов в залежах и выделения тепла при распаде радиоактивных элементов, повышенные концентрации которых нередко отмечаются в подошве нефтяных залежей.

При углубленном рассмотрении проблемы становится очевидным, что ни одна из предложенных моделей формирования тепловых аномалий вблизи залежей не выдерживает критического анализа. Так, температурная аномалия за счет вертикального перетока нагретой нефти из глубины должна рассеяться за геологически короткое время — десятки тысяч лет (Осадчий В.Г. и др., 1979). Формирование температурной аномалии в сводах поднятий за счет конвективных ячеек в залежах одни авторы принимают (Сардаров С.С, Суетнов В.В., 975; Лялько В.И. и др., 1979), другие — отрицают (Гуревич А.Е., 1969; Мехтиев Ш.Ф. и др., 1971). Связь тепловых аномалий с нефтеносностью по модели конвективных ячеек представляется  маловероятной, поскольку, во-первых, этот механизм должен срабатывать не только в залежах, но и в "пустых" ловушках и, во-вторых, эта модель противоречит массовым обнаружениям положительных температурных аномалий не в сводах поднятий, а на водонефтяных контактах [5].

Оценивая роль окислительно-восстановительных процессов в нефтяных залежах, большинство исследователей приходит к выводу, что вклад этих процессов в тепловое поле не превышает 1-2 %. Наконец, говоря о влиянии радиогенного тепла на формирование тепловых аномалий в залежах, следует подчеркнуть, что эти аномалии отмечаются даже в тех случаях, когда в подошвенных водах в значимых количествах отсутствуют радиоактивные элементы.

Анализ имеющейся информации позволяет утверждать, что наиболее обоснованной представляется все же идея о генерации тепла в залежи, но к этой идее следует подойти с новых позиций. Изложим модельные представления и расчеты,  свидетельствующие о возможности выделения больших количеств энергии при формировании залежей нефти и газа за счет фазовых переходов в системах  вода—нефть и вода— газ.

Фундаментальной предпосылкой рассматриваемого механизма является представление о миграции нефти и газа от производящей толщи до первичной залежи в водорастворенной форме. Эта форма миграции в настоящее время считается наиболее предпочтительной, поскольку она в большей степени, чем другие, удовлетворяет условиям дальней (десятки и сотни километров) латеральной миграции микронефти.

Принятие водорастворенной формы микронефти означает, что каждую ее молекулу (в случае истинного раствора) или группу молекул (в случае ультраколлоидного раствора) следует рассматривать как гидратированную частицу (аквакомплекс), устойчиво существующую в определенном интервале температур и давлений. Как теоретические положения, так и практические наблюдения показывают, что устойчивость большинства растворов уменьшается по мере снижения  температуры и давления. Следовательно, при движении раствора по коллектору к области разгрузки элизионного потока (пьезоминимуму) рано или поздно молекула микронефти попадает в поле неустойчивости и выделяется из раствора, образуя самостоятельную фазу — собственно нефть.

Принципиальная сущность фазовых переходов в рассматриваемой модели заключается во временном существовании микронефти в момент распада раствора в виде мономеров, т.е. отдельных негидратированных молекул. Выделившиеся гидрофобные молекулы вскоре коалесцируют, образуя капли фазовообособленной нефти, которые всплывают и формируют первичную залежь в ближайшей ловушке. Конденсирование молекул микронефти сопровождается выделением тепла, удельная величина которого равна удельной теплоте парообразования. Следовательно, зная теплоту парообразования различных УВ, можно в первом приближении определить количество выделившегося тепла и прирост температуры

Аналогичная ситуация сохраняется для воды гидратных оболочек. В момент распада раствора переход воды из структурно-энергетического состояния гидратной оболочки в структурно-энергетическое состояние свободной (гравитационной) воды неизбежно должно пройти через этап деструктурированной (мономерной) воды, которую условно можно назвать "жидким паром". И в этом случае конденсирование новой фазы воды должно сопровождаться выделением энергии.

Таким образом, образование нефтяной залежи представляет собой сложный процесс конденсирования вещества, который согласно термодинамическим законам должен протекать с выделением энергии. Для оценки этого эффекта были проведены расчеты тепла, выделившегося при конденсировании 1 млн т нефти в кварцевом песчанике с пористостью 20 % (значения теплоты испарения и теплоемкости брались из справочников и приведены для температуры 100°С, наиболее близкой для большинства первичных залежей).

Теплота испарения жидких алканов увеличиваются по мере роста молекулярной массы и в среднем составляет около 310 кДж/кг. Для цикланов среднее значение теплоты испарения принято 370 кДж/кг, для аренов — 365 кДж/кг.

Рассмотрим пример образования нефти, которая содержит 60 % алканов, 20 % цикланов и 20 % аренов. В этом случае теплота парообразования составит 3,29·105 Дж/кг, а тепловой эффект за счет формирования 1 млн т (109 кг) нефти - 3,29·1014 Дж.

Для облегчения задачи принимаем, что залежь сформировалась весьма быстро и тепло в значительной мере сохранилось в залежи. Таким образом, можно рассчитать температурный эффект. Принимаем, что средняя удельная теплоемкость нефти плотностью 860 кг/м3 составляет 1,78·103 Дж/(кг ·K), тогда теплоемкость 1 млн. т нефти составит 1,78·1012 Дж/К.

Одна   тонна   нефти    плотностью 860 кг/м3 (в пластовых условиях) занимает объем   1,16  м3.  При  пористости 20   %   объем  твердой  фазы   составит 4,64 м3. Минеральный скелет представлен кварцем плотностью 2650 кг/м3 и удельной теплоемкостью 840 Дж/(кг·К). Общая теплоемкость коллектора в объеме залежи достигнет ~ 10,33·1012 Дж/К. Суммарная теплоемкость залежи (нефть+ коллектор) составит ~ 12 ·1012 Дж/К Рассчетный экзоэффект образования нефти равен 3,2·1014 Дж, отсюда прирост температуры составит ~ 27,5 °С.

Таким образом, если нефтеобразование произойдет достаточно быстро, то температура залежи может подняться со 100 до ~ 125-127 °С.

В действительности тепловой эффект может быть значительно выше, если принять во внимание тепло конденсации воды, входившей ранее в состав гидратных оболочек молекул микронефти. В литературе отсутствуют оценки объемов воды, гидратирующей молекулы  микронефти, поэтому условно примем, что при образовании 1 млн т нефти высвобождается 0,1 млн т мономерной воды.

Теплота парообразования воды — 2,257·106 Дж/кг. Следовательно, при конденсации 108 кг пара выделится энергии 2,257·1014 Дж. Удельная теплоемкость воды при 100 °С равна 4,188·103Дж/(кг·К). Теплоемкость 108 кг воды составляет 4,188·1011 Дж/К.

В песчанике с пористостью 20 % на 1 м3 воды приходится 4 м3 твердой фазы с теплоемкостью в объеме, занятом регенерирванной водой, ~8,82-1011 Дж/К. Суммарная теплоемкость воды и коллектора составляет около 1,3·1012 Дж/К, отсюда прирост температуры 173,6 °С. Таким образом, тепловой эффект конденсации воды значительно (на два порядка) превосходит теплогенерацию за счет конденсации нефти.

В действительности зона реакции "размазана" по значительно большему объему, который включает в себя, во-первых, участки выделения нефти в свободную фазу на подступах к залежи и, во-вторых, собственно нефтяную залежь. Рассчитанный прирост температуры в объеме залежи и подошвенного слоя опресненной воды достигает всего 41,7 °С.

Если при формировании нефтяной залежи выделилось в 2 раза больше воды (0,2 млн. т), то общий прирост температуры составит уже 53,3 °С, причем "чистый" прирост температуры в объеме возрожденной воды (173 °С) сохраняется постоянным независимо от объема регенерированной воды.

Расчеты для песчаника с пористостью 15 % при тех же остальных параметрах (1 млн. т нефти и 0,1 млн. т воды) дали температурный эффект в 30,3 °С, а для 0,2 млн. т воды — 38,5 °С. Таким образом, с уменьшением пористости тепловой эффект снижается в связи с ростом объема твердой фазы. Однако температурный эффект по-прежнему достаточно высок и достигает трех-четырех десятков градусов Цельсия.

Нетрудно заметить, что полученные нами температурные аномалии весьма близки (с учетом времени диссипации тепла) наблюденным, особенно в регионах с относительно недавним неф-теобразованием   (Восточное Предкавказье, Западная Сибирь).

Учитывая, что на газоводяных контактах также наблюдаются положительные температурные аномалии [5], мы вправе предположить, что формирование газовых залежей также сопровождается тепловым эффектом конденсирования, к которому относится выделение тепла при конденсации воды, входившей в состав гидратных оболочек газа, и выделением тепла при адиабатическом сжатии газа, сопровождающем формирование залежей. Мы не производили соответствующих расчетов, однако грубая прикидка показывает, что только одна конденсация воды может обеспечить значительный прирост температуры.

Полагая, что в стандартных условиях в 1 м3 содержится 44,6 молей метана (~ 2,7·1025 молекул) и что для гидратации одной молекулы метана необходимо до 16 молекул воды [1], получаем, что при выделении 1 м3 метана через мономерное состояние пройдут 4,3-1026 молекул воды общей массой 12,85 кг, что соответствует тепловому эффекту 3·107 Дж. Образование залежи газа объемом 1 млрд. (109) м3 даст около 3·1016 Дж, что на два порядка больше теплового эффекта образования 1 млн. т нефти.

Нас не должна смущать такая огромная величина тепловыделения, поскольку этот процесс "размазан" на значительной территории  и, следовательно, выделение тепла происходит не в ловушке. Газовыделение из водного раствора происходит при региональном воздымании осадочной  толщи и раскрытии глубинных водонапорных комплексов. Образование газовых залежей чаще всего происходит по механизму струйной миграции, которая "уводит" газ из нагретых зон. Этим объясняется наличие умеренных температурных аномалий на ГВК.

В подтверждение предложенной модели сошлемся на работу [4], в которой рассматриваются особенности строения залежи пласта БВ8 на Самотлорском нефтяном месторождении. При исследовании залежи в ней установлены два ВНК: современный, в подошве залежи, и палеоВНК внутри залежи. Очевидно, что формирование нефтяной залежи в пласте БВ8 происходило в ходе двух самостоятельных фаз поступления нефти в ловушку. Оба ВНК выделяются повышенной плотностью нефти и более высоким содержанием цемента. При перепаде глубин в 100 м температура в своде поднятия составила 68-69 °С, на палеоВНК — 71-74 °С, на современном ВНК — 75-81 °С. Таким образом, за время между фазами поступления первая нефть успела охладиться на 4-7 °С.

Рассмотренный пример четко указывает на генерацию тепла в подошве залежи за счет конденсации молекул, коллоидных частиц и капель нефти вблизи ВНК. Это может быть в том случае, если распад водонефтяного раствора происходит в непосредственой близости от ловушки. Последнее предположение тем более вероятно, что все антиклинальные ловушки тектонически напряжены, осложнены зонами повышенной трещиноватости, по которым происходит "стравливание" пластовых давлений во время землетрясений и мантийных приливов. Перепады давлений приводят к разрушению структурных связей в аквакомплексах, их распаду и выделению нефти в свободную фазу. При этом какая-то часть микронефти в виде металлоорганических комплексов и водорастворимых низкомолекулярных органических веществ остается в подошвенных водах. Во многих работах отмечается наличие в подошвенных  водах  нефтяных  залежей повышенных концентраций широкой гаммы металлов, включая аномально высокие содержания радия, причем четко наблюдается рост содержания металлов по направлению к ВНК [3]. Вместе с тем проводящие разломы не должны рассекать ловушку, поскольку в этом случае ловушка теряет свое предназначение.

Еще одним подтверждением предложенной нами модели служат многочисленные находки пресной или опресненной воды в подошвах нефтяных и особенно газовых залежей. По мнению авторов работы [2] перенос молекул воды осуществляется в виде раствора в нефти и газе до залежи, где при снижении температуры часть воды выделяется из растворов, конденсируется и стекает к подошвам залежей. Поскольку скорость перемещения при этом должна быть очень велика (чтобы не было рассеивания выпадающей конденсатогенной воды), авторы данной статьи полагают, что образование пресных подошвенных вод может происходить, скорее всего, при быстрой миграции по разлому глубинной нефти (газа). Очевидно, что в этом случае генерация тепла должна происходить в объеме всей залежи.

В предлагаемой нами модели газ мигрирует вместе с гидратной оболочкой, которая  распадается при снижении пластового давления вблизи ловушки. При этом газ формирует залежь, а пресная вода накапливается в ее подошве.

Наиболее слабым местом рассматриваемой нами модели формирования залежей нефти и газа является тесная привязка зон фазовых переходов к ловушкам. Получается, что переход нефти  из раствора в свободную фазу осуществляется буквально в подошве залежи.

Совершенно очевидно, что, помимо рассмотренных аномалийных эффектов, в рамках предлагаемого механизма формирования залежей нефти и газа могут быть найдены объяснения таких феноменов, как растворение минерального скелета коллектора в объеме залежи и цементирование коллектора на ВНК. В самом деле, распад микронефти неизбежно ведет к формированию низкомолекулярных карбоновых кислот, которые растворяют карбонатные породы в залежах. Кроме того, исходя из общих представлений распад гидратных оболочек должен сопровождаться диссоциацией молекул воды и образованием повышенных концентраций протонов и гидроксил-ионов. Это неизбежно должно сказываться на формировании локальных очагов растворения и новообразования минералов твердой фазы. В частности, изучение гранулярных коллекторов с помощью сканирующего электронного микроскопа нередко показывает в одном и том же образце проявления как растворения кварцевых зерен, так и их регенерации. Эта проблема требует дальнейшего изучения.

Изложенный материал позволяет более конкретно представить сущность фазового перехода нефти из раствора в гомогенную фазу при замыкании первично-миграционного потока.

Литература

  1. Блох A.M. Структура воды и геологические процессы. — М.: Недра, 1969.
  2. Карцев А.А., Никаноров A.M. Нефтегазопромысловая гидрогеология. — М.: Недра, 1983.
  3. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. — М.: Недра,1976.
  4. Щепеткин Ю.В., Нестеров И.И., Рыльков А.В. Особенности формирования нефтяной залежи пласта БВ8 Самотлорского месторождения // Геология нефти и газа. —  1974. — № 11. — С. 37-41.
  5. Щепеткин Ю.В. Температурный режим нефтяных и газовых залежей Западной Сибири//Тр. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень. - 1981. - Вып. 166. -С. 100-114.

Авторы: 

Тематические разделы: