Месторождения нефти и газа

Герасимова Ж.А.

Основы гидрогеологии. Новосибирск, изд-во Наука Сибирское отделение,1982г.

Процессы формирования и рассеяния углеводородов совершатся в среде, неотъемлемым компонентом которой является вода. Роли воды в образовании,, накоплении, сохранении и разрушении нефтегазовых месторождений посвящены работы геологов-нефтяников и гидрогеологов (М. А. Альтовского, И. 0. Брода, Н. Б. Вассоевича,; И. М. Губкина, А. А. Карцева, В. Н. Корценштейна, В. А. Кротовой,: А. Леворсена, А. М. Овчинникова, В. А. Соколова, В. А. Сулина, Г. М. Сухарева, А. А. Трофимука, М. К. Хабберта и мн. др.).

В нашу задачу не входит разбор гипотез происхождения нефти и газа. Их, по крайней мере, три (рис. 6.9), не считая многочисленных модификаций. Наиболее обоснованную органическую гипотезу поддерживает подавляющее большинство геологов-нефтяников и гидрогеологов. Неорганическая (Н. А. Кудрявцев, В. А. Кротова и др.) и «гидрогеологическая» (М. Е. Альтовский) гипотезы разработаны слабее. Однако какой бы концепции не следовать, в каждой из них важное значение отводится водной миграции углеводородов.

Несмотря на малую растворимость нефти в воде, вещества ее составляющие, и вещества, из которых она образуется (протонефть), переносятся лишь в двух состояниях — водорастворенном или взвешенном в воде (свободном). Что касается газа, то его миграция без участия воды маловероятна, хотя полностью исключать струйную (свободную) миграцию нельзя.

Если образование залежей нефти и газа происходит в подвижной водной среде, обеспечивающей миграцию и аккумуляцию углеводородов, то для сохранения таких месторождений необходимы условия застойности. Степень подвижности воды по своему влиянию на формирование и разрушение нефтегазовых месторождений является, пожалуй, главным среди других геологических факторов, поскольку она интегрирует тектоническую активность, геологическое строение, литологические особенности, термодинамические условия и их изменение во времени.

И. М. Губкин (1975), который классически обосновал органическую гипотезу происхождения нефти, показал, что формирование и разрушение нефтегазовых месторождений, происходящее в водной среде, представляет единый многоступенчатый естественноисторический процесс, тесно связанный с литогенезом и тектогенезом.

Им выделено четырё стадий этого процесса: 1) накопление исходного органического вещества в осадочных отложениях и образование углеводородов в ходе его преобразования; 2) перемещение их из нефтематеринских толщ в коллекторы и последующая миграция по пласту-коллектору (боковая миграция) или по разрывным нарушениям и трещинам (вертикальная миграция); 3) аккумуляция нефти и газа при наличии благоприятных структурных и литологических условий на пути миграции и образование месторождений; 4) перераспределение или разрушение залежей при изменении геологических условий. Рассмотрим эти стадии на основе современных данных с позиции органической гипотезы.

Накопление исходного органического вещества и образование углеводородов.

На стадии седиментогенеза закладываются первичная концентрация, исходный тип и химический состав органического вещества осадочных пород и насыщающих их вод. Сейчас хорошо доказана возможность образования нефтяных углеводородов из рассеянного органического вещества осадков, преимущественно глин, образующих нефтепроизводящие толщи. После захоронения в итоге воздействия воды, биохимических и физико-химических процессов происходит преобразование органического вещества: вначале при активном участии микроорганизмов (стадия диагенеза), затем под влиянием давления, температуры и геологического времени (стадия катагенеза). Большое значение при этом имеет наличие не только емкости, но и экрана нефте-, водо- и газонепроницаемых пород (глинистых, соляных и т. д.), что и вызывает так называемую гидрогеологическую закрытость [Кротоваг 1957; Карцев, 1972].

Органическим веществом, как показали А.Э. Конторович и С. Г. Неручев (1971), генерируется нефти больше (15—20% от общего количества), чем газа (всего 3—4%), но газ имеет более высокую растворимость, переходя даже в генерируемую нефть, не говоря уже о значительных масштабах его растворения в водной фазе. Из углеводородных газов всегда преобладает метан. Растворимость углеводородов возрастает с уменьшением молекулярной массы: для нафтеновых углеводородов она выше, чем у метановых, а у ароматических—больше, чем нафтеновых. С ростом давления и температуры она повышается. Заметно влияние и степени минерализации — с ее увеличением растворимость падает.

Для различных нефтегазоносных бассейнов и отдельных нефтегазоносных толщ содержание углеводородных газов в подземных водах сильно колеблется (табл. 6.6), оно увеличивается с глубиной. В ряде случаев концентрация метана в водах настолько значительна (тысячи см3/л), что является особой формой газовых месторождений. Например, в Японии подобное скопление газов эксплуатируется.

Основную долю водорастворенных органических веществ (до 80-90%) составляют летучие соединения, жирные кислоты, эфиры, спирты,ароматические углеводороды, амины и др. По данным В. М. Швеца (1973), содержание органических веществ в подземных водах зависит от типа вод, в которых они растворены, и расстояния до нефтегазовых залежей (табл. 6.7). Влияет также глубина и температура. Скажем, при 200С растворяется 1,865 г/кг, при 300°С — 146 г/кг. Наличие кислот, мылов, парафинов и т. п. повышает растворимость жидких углеводородов. Аналогично действуют и алюмосиликатные катализаторы.

В различных подземных водоносных системах соотношение масс растворенных углеводородов и подземных вод варьирует от 1: 100 до 1: 1000, что дает основание В. Н. Корценштейну (1976, с. 205) считать образование нефтегазовых месторождений «одним из частных проявлений общего процесса формирования подземных вод».

Перемещение углеводородов в коллекторы изучено главным образом на примере газообразных углеводородов. Их эмиграцию из нефтепроизводящих толщ вызывают геостатическое давление (т.е. уплотнение осадков), капиллярные, молекулярные, гравитационные и гидравлические силы. Выжимаемая вода с растворенными углеводородами направляется в область наименьших давлений-к кровле пласта и от погруженных участков бассейнов к приподнятым. Этому процессу благоприятствует снижение температуры: когда она изменяется от 50 до 25°С, из 1 м3 воды может выделиться 20 г жидких метановых углеводородов; при снижении ее от 100 до 25°С — уже около 100 г, а в отдельных случаях до 900 г [Бурштар, 1973]. Капиллярные силы способствуют вытеснению нефти и газа водой из капиллярных пор в более крупные пустоты (за счет больших величин поверхностного натяжения воды и лучшей смачивающей ее способности). Гравитационный фактор миграции [Гуревич и др., 1972] в соответствии с плотностью воды в коллекторе приводит к разделению подвижных компонентов. Гидравлический фактор проявляется при фильтрации в сверхкапиллярных порах; движение воды направлено из областей больших давлений в области пьезоминимумов.

Конечно, какое-то количество углеводородов поступает в подземные воды при инфильтрации за счет наземной растительности и почвенного покрова, а частично — в результате выщелачивания из вмещающих пород [Карцев, 1972]. Углеводороды могут не только проступать в подземные воды, но и возникать в них (скажем, при декарбоксилировании карбоновых кислот и аминов).

Тем не менее, основная их масса (затем формирующая залежи нефти и газа) перемещается в элизионный этап движения подземных вод (см. гл. 7). В результате тектонических подвижек происходит региональное прогибание, на фоне которого отдельные участки испытывают относительное поднятие (или отставание в прогибании). Выжимаемая вода вместе с инфильтрогенными водами движется к этим поднятиям и разгружается, выделяя из водного раствора углеводороды и другие органические соединения в породы-коллекторы. Так формируются нефтегазоносные свиты и формации, а при наличии ловушек — нефтегазовые месторождения. Площади замкнутых или не полностью замкнутых впадин, различных по форме, размерам, строению и истории геологического развития и характеризующихся наличием регионально нефтегазоносных горизонтов с нефтяными или газовыми месторождениями называются нефтегазоносными бассейнами.

Н. М. Кругликов насчитывает, по крайней мере, пять основных причин, вызывающих выделение газа из насыщенных вод [Гуревич и др., 1972]: 1) восходящее движение подземных вод; 2) подъем водоносных толщ, содержащих газонасыщенные воды, обусловленный тектоническими факторами; 3) снижение регионального базиса разгрузки подземных вод; 4) движение потока газонасыщенных вод через температурную зону в которой растворимость углеводородных газов минимальна (для метана ее прёделы 70-90°С); 5) смешение газонасыщенных вод различной минерализации, т. е. процесс высаливания. Этот исследователь пришел к выводу, что при низком содержании органичёских веществ (1-2%) наиболее вероятно движение углеводородов в воде как на элизионных, так и на начальных стадиях инфильтрационного этапов. При критической газонасыщенности пород (содержание органических веществ более 3—10%, что в природных условиях наблюдается не так уж часто) эмиграция газа возможна в свободном (струйном) состоянии. Для представления о масштабах водного перемещения сошлемся на пример Западно-Кубанского бассейна. При уплотнении глин юрского комплекса с начала валанжина до современного периода здёсь было выжато около 10,5 трлн. м3 воды [Бурштар, 1973], что во много раз превышает среднегодовой сток р. Волги, составляющий 235 млрд. м3.

Наибольшей миграционной способностью обладает углеводородный газ метанового состава, наименьшей — тяжелые углеводороды. Среди нефтей самая высокая миграционная способность у легкой нефти.

Аккумуляция нефти и газа. Перемещение нефти и газа в ловушку осуществляется благодаря явлениям фильтрации и всплывания, подчиненное значение имеет диффузия.

Фильтрация, осуществляемая по закону Дарси или с некоторым отклонением от него, является одним из основных видов механического переноса нефти и газа в трещиновато-пористой среде под действием градиента давления. Ее можно выразить уравнением:

Q = Kпр S (P1-P2) ,

µh

где Q - количество жидкости (см3), проходящей в единицу времени через слой породы длиной h (см) с поперечным сечением S (см2); К — коэффициент проницаемости породы (дарси); µ— вязкость жидкости (сантипуазы); Р1 - Р2 -разница давлений (кГс/см2).

Для начала фильтрации необходим некоторый начальный напорный градиент. Он зависит от проницаемости породы (фильтрация возможна при движении больших масс газа и нефти в пористых песчаных или карбонатных коллекторах) и перепада давлений. При Рпл = Ргидр, где Рпл — пластовое давление в водоносном горизонте и Ргидр — нормальное гидростатическое давление в толще пород, градиент перепада давления (Р1-Р2) h сохраняет постоянное значение—около 100 кГс/см2 на 1 км [Соколов, 1966].

Движение нефти и газа по пласту происходит и под действием сил всплывания углеводородов в водонасыщенной породе Fа ж гидравлической силы движущейся воды Fгидр и опрёделяется соотношением наклонов пьезометрической и структурной поверхности в пласте. При однонаправленном наклоне структурной и пьезометрической поверхности нефть и газ попадают в такие же ситуации: 1) Fгидр > Fа - они переносятся вниз по пласту потоком воды; 2) Fгидр < Fа — всплывают вверх по пласту; 3) Fгидр = Fа находятся в неподвижном состоянии. В случае разнонаправленных наклонов пьезометрической и структурной поверхностей нефть и газ мигрируют вверх по восстанию пласта.

Аккумуляция нефти и газа в залежах происходит либо путей дифференциального улавливания, либо по гравитационному принципу.

В первом случае углеводороды, движущиеся в пласте вместе с водой, при встрече ловушек, расположенных на разных гипсометрических уровнях, распределяются следующим образом. Газ заполняет первые ловушки по пути миграции, вытесняя воду и нефть в ловушки, расположенные гипсометрически выше. Примером могут быть нефтегазовые залежи Предуралья и Мангышлака.

При гравитационном разделении большую роль играет соотношение начального пластового давления Рпл и давления насыщения Рнас. Если Рпл < Рнас -происходит выделение газа и образуются чисто газовые залежи и газовые шапки, но при Рпл > Рнас газ мигрирует в водорастворенном состоянии (рис. 6.10). Вначале образуются нефтяные залежи в ниже расположенных ловушках, а газ - в приподнятых. Также случаи встречаются в Предкавказье и Западной Сибири.

Все сказанное касалось образования залежей в структурных ловушках сводового типа при латеральной миграции. Однако нефтегазовые залежи возникают также в литологических, тектонических экранированных, гидродинамических и других ловушках, когда в формировании залежей особо важна вертикальная миграция углеводородов (по зонам разломов, через насыщенные водой глины и пески при больших перепадах давления и т. д.).

К месторождениям, сформированным в результате вертикальной миграции, относятся, например, нефтегазовые залежи внешней зоны Предкарпатского прогиба, имеющей блоковое строение. Остановимся лишь на тектонически экранированных ловушках, где роль водной миграции проявляется наиболее отчетливо.

Залежи, приуроченные к таким ловушкам, часто располагаются на погруженных участках моноклиналей. Они известны во многих нефтегазоносных провинциях, иногда на их долю приходится подавляющая часть запасов нефти и газа (например, в Восточно-Венесуэльском и Венском бассейнах, провинции Голф-Кост и др.). Сбросы выполняют роль экранов на пути миграции углеводородов от оси прогиба к бортам с последующим

перераспределением по разрезу.

Нефтегазовые месторождения обычно тяготеют к зонам древних и современных разгрузок или располагаются вблизи них (рис. 6.11). Такая закономерность характерна для ряда нефтегазовых бассейнов, в частности для Волго-Уральской и Западно-Сибирской провинций. При локальном характере зон разгрузки залежи могут расположиться концентрически по отношению к очагам разгрузки, как это характерно для Загли-Дарвазинского газоносного района в Туркмении и Красноленинского свода в Западной Сибири (см. гл. 7).

Вертикальная миграция углеводородов, часто сочетающаяся с латеральной, приводит к образованию вторичных залежей нефти и газа, как в вышележащих, так и боковых породах, а в случае выхода на поверхность — рассеянию залежей. Вторичные залежи отмечаются в породах любого вещественного состава, в том числе в трещиноватых магматических или метаморфических образованиях. К последним относятся, например, месторождения нефти в гранитах Западной Венесуэлы, Марокко, Канзаса (США).

Разрушение залежей нефти и газа под действием подземных вод протекает как без химической деструкции углеводородов, так и за счет химического их уничтожения. В первом случае правильнее говорить о переформировании залежей [Гуревич и др., 1972], поскольку углеводороды,покидающие ловушку в процессе эмиграции, способны концентрироваться в новые залежи. Во втором — разрушаются не только залежи, но и углеводороды, т. е. имеет место химическое разрушение залежей.

Переформирование залежей движущимися водами происходит преимущественно механическим (гидравлическим) и физико-химическим (в результате растворения) путем.

Механическое воздействие начинается с образования наклона нефте-или газоводяного контакта. Как показал М. К. Хабберт, полной неподвижности залежи соответствует горизонтальное положение этого контакта. Наклон же определяет направление движения подземных вод. Если наклон нефтегазоводяного контакта круче угла падения крыла залежи, то происходит переформирование залежи движущейся воды — нефть и газ со врёменем вымываются полностью.

Условием сохранения залежи от размыва является неравенство [Карцев, 1972]

Θ<α, (6.2)

где Θ - угол падения пласта на крыле залежи; α - угол наклона нефтегазоводяного контакта.

Формула (6.2) пригодна лишь для ловушек сводового типа (рис. 6.12). Гидравлическому размыву сильнее подвержены нефтяные залежи, нежели газовые. При гидравлическом градиенте 0,005÷0,01 и угле падения на крыльях менее 1° [Карцев, 1972] нефть будет вымываться даже из пологих ловушек. Газовые залежи более устойчивы, они могут удерживаться любыми ловушками при обычно встречающихся в нефтегазоносных комплексах гидравлических градиентах.

Растворению подвержены газовые залежи, нефтяные же преимущественно дегазируются. Прорыв и последующая диффузия газов имеют место в кровле продуктивного пласта за счет различия плотностей воды и газа. При повышении гидростатического давления, не компенсируемого соответственным ростом газонасыщенности вод, метан залежей будет растворяться в пластовых водах, и залежь может совершенно исчезнуть. Растворимость метана резко возрастает с увёличением температуры.

Химическое разрушение происходит в случае изменения термобарических условий, путем окисления углеводородов кислородом и сульфатами (окислительное разрушение) или их уничтожения микроорганизмами (биохимическое разрушение). Роль воды в обоих случаях очень велика.

Процессы окисления происходят в основном/на контакте с движущимися водами. Их скорость увеличивается с ростом площади поверхности нефтегазоводяного контакта по отношению к объему залежи. Быстрее протекает разрушение «плавающих» залежей и залежей с вклинивающимися промежуточными водами, чем залежей, имеющих только краевые воды. Как следствие окисления нефтяных залежей на контакте их с водой образуется слой (пленка) тяжелых нефтей и асфалътоподобных веществ устойчивых к изменению давления. Окисленная часть залежи как бы запечатывает оставшуюся нефть, предохраняя ее от дальнейшего окисления пластовой водой. Неполное окисление углеводородов приводит к перерождению нефти, что характерно для нефтяных залежей Северо-Домановичского, Каменского и других месторождений Припятского прогиба. Окисление газовых залежей происходит в более ограниченных масштабах, чем нефтяных. Здесь никаких защитных пленок не образуется, залежь обогащается углекислотой, которая растворяется в пластовых водах. В результате газовая залежь полностью разрушается.

Окисление углеводородов водорастворенным кислородом отмечается на участках поступления инфильтрогенных вод (до глубин 600 м, возможно, и более). Интенсивность разрушения зависит от скорости движения и глубины проникновения подземных вод, обогащенных сульфатами и органическими веществами. Такая картина разрушения наблюдается на газовом месторождении Газли в Узбёкистане. Масштабы и количественную оценку окисления нефтегазовых залёжей мы рассмотрим (раздел 7.4).

Биохимическое разрушение заключается в «поедании» углеводородов бактериями. Последние используют для жизнедеятельности органическое вещество, выделяя серу и сероводород. При этом увеличивается содержание тяжелых углеводородов в нефтях. Бактерии-десульфаторы не могут развиваться при температурах более 80°С, минерализаций более 200 г/л и величине рН менее 5, поэтому в глубоких горизонтах этот вид разрушения залежей отсутствует. При образовании тектонических нарушений и поступлении инфильтрогенных вод в глубокие горизонты там возобновляются процессы биохимического разрушения залежей. Косвенно о скорости протекания подобных процессов можно судить по интенсивности современного заражения бактериями нефтяных и газовых залежей Мангышлака и Западной Сибири за счет закачки поверхностных вод для поддержания пластового давления. Разрушение протекает быстро, качество нефти ухудшается.

На протяжении геологического времени отмечается изменение состава нефтей и газов за счет окисления и перехода легких нефтей в тяжелые и битумы. При движении по разломам нефть может достигнуть земной поверхности, окислиться, превратиться в битум, как это произошло на Атабасском месторождении битумных песков в Канаде. Если на пути движения нефти встретятся ловушки, то могут появиться вторичные залежи нефти и газа в вышезалегающих горизонтах. Примером тому — залежи нефти в отложениях мелового возраста на Мангышлаке. Однако для полного разрушения залежей особенно крупных, типа Газли, необходимо несколько миллионов лет.

Авторы: 

Тематические разделы: