Роль подземных вод в формировании и разрушении залежей нефти и газа

Кафедра общей и прикладной геофизики

Реферат по гидрогеологии на тему:

Роль подземных вод в формировании и разрушении залежей нефти и газа

Выполнил:

студент группы 3152

Ионов Александр

Проверил:

Джамалов Р. Г.

Дубна, 2004

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ

Подземные воды нефтегазоносных бассейнов различаются по условиям происхождения, залегания и движения. Весьма часто генезис подземных вод определяет их условия залегания, а условия залегания (морфология скопления вод) определяют их условия движения. Однако не менее часто условия происхождения, залегания и движения вод не зависят друг от друга.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ

Наиболее крупная гидрогеологическая структура — гидрогеологический бассейн — скопление подземных вод, приуроченное к крупным тектоническим элементам земной коры. И. К. Зайцев (1974 г.) гидрогеологические бассейны разделил на два класса: артезианские структуры и гидрогеологические массивы. Среди артезианских структур им выделены: 1) артезианские бассейны (различного рода впадины), 2) артезианские своды (антеклизы и своды), 3) адартезианские бассейны (близки к артезианским, но отличаются от них широким распространением пластово-трещинных и трещинно-жильных вод), 4) вулканогенные суббассейны (скопление преимущественно покрово-порово-трещинных вод). Среди гидрогеологических массивов выделены: 1) адмассипы, сложенные метаморфизованными осадочными и вулканогенными породами, и 2) вулканогенные супермассивы, образованные мощными толщами лав и их туфов, наложенных на другие гидрогеологические структуры (покрово-трещинно-поровые воды).

Крупным недостатком указанной схемы является отнесение к арте­зианским всех бассейнов подземных вод, приуроченных к осадочным отложениям различного рода впадин, без учета особенностей их гидродинамики и генезиса подземных вод. Это заставило нефтяников-гидрогеологов искать новые подходы к решению вопросов гидрогеологической систематики.

В нефтяной геологии в качестве основных единиц нефтегеологического районирования приняты нефтегазоносный бассейн и нефтегазоносные провинция, область. При выделении нефтегазоносных бассейнов основными являются условия генерации УВ, а при выделении провинций и областей — единство условий нефтегазонакопления. Однако и в том и другом случае ведущий фактор при нефтегазогеологическом районировании — тектонический. Выделение нефтегазоносных бассейнов и нефтегазоносных провинций — это два различных, но не исключающих друг друга принципа нефтегеологического районирования. Выбор одного из этих принципов определяется конкретными задачами той или иной работы. При гидрогеологической систематизации «бассейновый» принцип предпочтителен, так как бассейны пластовых вод и нефтегазоносные бассейны приурочены к одним и тем же крупным, длительно развивающимся отрицательным элементам тектонических структур, заполненных осадоч­ными породами. Н. Б. Вассоевич (1970 г.) нефтегазоносный бассейн назвал нефтегазоносным осадочным бассейном, и это понятие было более узким, чем понятие «осадочно-породный бассейн», так как не всякий осадочно-породный бассейн может быть нефтегазоносным.

М.И. Суббота, А.Ф. Романюк и Я.А. Ходжакулиев выделили четыре типа гидрогеологических бассейнов: 1) осадочно-породные депрессионные (бассейны артезианские и нефтегазоносные), 2) осадочно-породные горно-складчатые, 3) глыбово-массивные (гидрогеологические структуры щитов) и 4) океанические. Гидрогеологические бассейны имеют разную площадь: от нескольких тысяч до нескольких миллионов квадратных километров. Естественно, гидрогеологическая характеристика и условия нефтегазоносности разных по размерам бассейнов не одинаковы. По площади бассейны подразделяются на следующие группы (млн. км2):1— гигантские (>1), 2— крупные (0,3—1), 3—средние (0.05-0,3), 4— мелкие (<0,05).

В рассмотренных классификациях гидрогеологических структур в качестве классификационного признака взята морфология скопления вод. Однако при разработке гидрогеологической таксономии следует учесть и другие важные характеристики гидрогеологических структур: морфологию скопления вод, т. е. форму их нахождения в литосфере, условия движения подземных под (гидродинамические условия или природа энергетического потенциала) и генетическую природу подземных вод.

При всем многообразии геологических форм нахождения подземных вод в литосфере гидрогеологические бассейны по условиям залегания (морфологии скопления вол) в принципе можно разделить на два основных типа: бассейны пластовых под и гидрогеологические массивы трещинных и жильно-трещинных вод.

Бассейны трещинных и жильно-трещинных вод располагаются и пределах кристаллических щитов и горно-складчатых областей. Трещинная водоносность наблюдается и в кристаллическом фундаменте бассейнов пластовых вод, особенно в древней коре выветривания фундамента. В покровных отложениях щитов нередко развиты порово-пластовые воды. Залежи нефти и газа ассоциируются с бассейнами пластовых вол, поэтому на характеристике последних остановимся более подробно. Правда, встречаются залежи УВ и в фундаменте таких бассейнов, в его верхней трещиноватой части, однако генетически они едины с пластовыми залежами.

Пол бассейном пластовых вод понимается скопление вод, приуроченное преимущественно к осадочным породам, заполняющим отрицательные тектонические элементы земной коры (синеклизы, впадины, прогибы). Бассейн пластовых вод состоит из проницаемых водоносных пластов, объединяемых в горизонты, комплексы и этажи с напорными водами, разделенных водоупорами. В верхней части разреза бассейн пластовых вод венчается суббассейном безнапорных грунтовых вод. Ложем бассейна служат породы фундамента. Трещинные подземные воды, приуроченные к верхней трещиноватой части фундамента, по генетической природе близки к контактирующим с ними пластовым водам.

В нефтегазовой гидрогеологии широко используется термин «природная водонапорная система». При всех терминологических различиях под природной водонапорной системой подразумевается водоносный пласт или совокупность водоносных (гидрогеологических) горизонтов или комплексов, содержащих напорные воды и приуроченных к определенным геологическим структурам. Так, природная водонапорная система может быть содержанием отдельного бассейна пластовых вод или системы бассейнов крупного сегмента земной коры. Например, водонапорная система Прикаспийской впадины или водонапорная система Восточно-Европейской платформы. В том и другом случае подразумеваются совокупности напорных горизонтов или комплексов подземных вод определенных тектонических элементов земной коры. Водонапорная система может характеризовать и стратиграфический интервал разреза. Например, водонапорная система мезозойско-кайнозойских отложений Прикаспийской впадины. Таким образом, природная водонапорная система может иметь разный объем — от пласта до серии пластов, а по площади — от гидрогеологического района до бассейна или группы сопряженных бассейнов. Поэтому при использовании термина «природная водонапорная система» необходима конкретизация объекта.

По условиям формирования гидродинамического потенциала при­родные водонапорные системы существенно различаются. Можно выделить две принципиально различные гидродинамические (геогидродинамические) системы: безнапорных (грунтовых) и напорных (преимущественно пластовых) вод. По природе энергетического потенциала геогидродинамические системы напорных вод подразделяются на инфильтрационные и эксфильтрационные.

В инфильтрационных водонапорных системах напор создается за счет инфильтрации атмосферных и поверхностных вод. Природа энергетического потенциала гидростатическая, и соответственно системы этого типа также называются гидростатическими. Для таких систем пластовое давление р определяется формулой где Н — пьезометрический напор;γ — плотность жидкости; g — ускорение силы тяжести.

В эксфильтрационных водонапорных системах напор в водоносных пластах создается за счет фильтрационного удаления жидкости из одних пластов (или их частей) в другие пласты (или их части) без пополнения запасов из внешних областей питания. Эксфильтрационные водонапорные системы подразделяются на элизионные лито-статические (геостатические), геодинамические и термогидродинамические (термогидратационные).

В элизионных литостатических водонапорных системах напор создается вследствие выжимания вод из уплотняющихся осадков и пород в коллекторы и частично за счет уплотнения самих коллекторов с выжиманием вод из одних частей в другие. В результате процесса уплотнения образуется избыточное количество жидкости Qизб. Приращение давления происходит в соответствии с законом , где ∆р—приращение давления; β — коэффициент сжимаемости жидкости; V0 — общий объем жидкости в водо­напорной системе.

Следовательно, в элизионной литостатической водонапорной системе .

Наибольшее количество жидкости отжимается из зон максимальной мощности осадков, т. е. из наиболее погруженных частей впадин. Системы эти закрытые: либо сообщения с земной поверхностью совсем нет, либо напор создается в зонах разгрузки. Вследствие этого в элизионных литостатических системах пластовое давление, как правило, выше условного гидростатического. И это превышение тем больше, чем больше степень закрытости системы.

В элизионных геодинамических водонапорных системах источником гидростатической энергии является геодинамическое давление; тектоническое сжатие приводит к возникновению высокой пластовой энергии. Такие системы встречаются преимущественно в областях интенсивной складчатости и повышенной сейсмичности. В складчатых областях и предгорных прогибах пластовое давление часто превышает условное гидростатическое в 1,8—2 раза.

В элизионных термогидродинамических водонапорных системах природа энергетического потенциала обусловлена высвобождением жидкости в процессе термической дегидратации минералов.

Природные "водонапорные системы гидрогеологических бассейнов различаются и по происхождению подземных вод: инфильтрационные природные водонапорные системы содержат инфильтрационные водные растворы, литостатические элизионные — седиментогенные (талассогенные) водные растворы преимущественно морского генезиса, в термогидродинамических и геодинамических водонапорных системах значительную роль начинают играть литогенные и возрожденные водные растворы.

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН КАК ЧАСТЬ БАССЕЙНА ПЛАСТОВЫХ ВОД

В бассейнах пластовых вод наблюдается сложное сочетание различных геогидродинамических систем с генетически разными классами подземных вод. Каждый бассейн пластовых вод венчается геогидродинамической системой безнапорных (грунтовых) вод. Глубже по разрезу бассейна пластовых вод довольно часто залегают безнапорные пластовые воды (со свободным зеркалом подземных вод). Наконец, среди напорных вод прослеживается сложное сочетание инфильтрационных и эксфильтрационных водонапорных систем. Вполне допустимо, что даже в пределах одного и того же гидрогеологического горизонта или комплекса во внутренних частях бассейна развита эксфильтрационная водонапорная система, а в обрамлениях бассейна — инфильтрационная. Вследствие этого не так просто ограничить водонапорную систему нефтегазоносного бассейна в гидрогеологическом бассейне — бассейне пластовых вод.

И.О. Брод и его последователи считали, что нефтегазоносный бассейн является частью артезианского бассейна. Они исключали из него краевые зоны бассейна и прежде всего области инфильтрационного питания и прилегающие зоны «активного водообмена», где условия для сохранения УВ неблагоприятны. Интуитивно чувствуя исключительную роль подземных вод в онтогенезе нефти и газа, И.О. Брод тем не менее не смог определить водонапорную систему нефтегазоносного бассейна — к тому времени сведений о природных водонапорных системах было явно недостаточно для решения этого сложного вопроса.

Недостатком информации можно объяснить и появление впоследствии внутренне противоречивого понятия «нефтегазоносный артезианский бассейн». В классическом понимании артезианский бассейн представляет собой комплекс водоносных пластов, слагающих различного рода прогибы (впадины, синеклизы и т.д.) с внешней областью питания. Для таких бассейнов характерны воды инфильтрационного генезиса, а природа гидродинамического потенциала — гидростатическая. По мере разбуривания нижних этажей нефтегазоносных бассейнов все чаще стали вскрывать эксфильтрационные водонапорные системы с иными природой гидродинамического потенциала и генезисом подземных вод (литостатические, геодинамические и термогидратационные элизионные водонапорные системы). Ряд гидрогеологов такие водонапорные системы стали относить также к артезианским бассейнам, тем самым существенно расширив понятие «артезианский бассейн».

Так как и бассейны пластовых вод и нефтегазоносные бассейны приурочены к осадочно-породным бассейнам, последние являются для них родовым понятием. Для нефтегазоносного бассейна основной характеристикой служит онтогенез нефти и газа — генерация УВ, формирование и консервация их залежей. Практически все осадочные толщи содержат рассеянное ОВ, которое в благоприятных условиях генерирует УВ. Эти благоприятные условия сохраняются там, где осадочные породы хорошо изолированы от воздействия поверхностных факторов, иначе говоря, в зоне распространения эксфильтрационных водонапорных систем. Очевидно, формирующийся осадочно-породный бассейн будет полностью соответствовать нефтегазоносному с эксфильтрационной водонапорной системой. Если процесс осадконакопления прерван и осадочно-породный бассейн выведен на дневную поверхность, то в краевых его частях и в покровных отложениях начнут формироваться инфильтрационные водонапорные системы, которые неблагоприятны для онтогенеза нефти и газа. Следовательно, границами нефтегазоносного бассейна следует считать границу между эксфильтрационными и инфильтрационными режимами в пределах водонапорных систем бассейна.

Однако в последнее время получены данные, что и к водонапорным системам с инфильтрационным режимом могут быть приурочены залежи УВ. что позволяет расширить объем нефтегазоносных бассейнов в пределах пластовых водонапорных систем.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ СТАДИЙНОСТЬ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ

Бассейн пластовых вод с эксфильтрационной водонапорной системой первоначально начинает развиваться в пределах бассейна седиментации. Па этом этапе границы бассейна пластовых вод с эксфильтрационной водонапорной системой и нефтегазоносного бассейна. совпадают. Н эпохи перерывов в осадконакоплении при наступлении континентального режима в краевых частях и в верхних горизонтах осадочно-породного бассейна начинает формироваться инфильтрационная водонапорная система. В небольших по площади и маломощных осадочно-породных бассейнах инфильтрационный режим достаточно быстро распространяется на всю площадь и глубину бассейна пластовых вод, в крупных бассейнах эксфильтрационный режим сохраняется длительное время.

Глубина и скорость проникновения инфильтрационных вод в недра осадочно-породного бассейна определяются фациальными особенностями пластов-коллекторов, гипсометрическим положением областей инфильтрационного питания, степенью тектонической нарушенности слагающих бассейн пород и другими геологическими условиями. Глубоким разведочным бурением во внутренних частях почти всех нефтегазоносных бассейнов Российской Федерации установлены древние седиментогенные воды с той или иной долей литогенных вод, а сами водонапорные системы находятся на эксфильтрационных этапах развития. Глобальная направлен­ность развития гидрогеологических структур осадочных бассейнов от эксфильтрационных к инфильтрационным системам неизбежна для любых тектонических элементов земной коры. Различна лишь интенсивность процесса: чем крупнее и глубже осадочный бассейн, тем длительнее процесс перестройки его водонапорной системы.

В направленном развитии водонапорной системы нефтегазоносного бассейна выделяют три этапа.

Первый этап — зарождение гидрогеологической структуры. Огромное геохимическое разнообразие глубинных подземных вод в осадочных породах закладывается в бассейне осадконакопления на стадии седиментогенеза, а их дальнейший облик определяется особенностями литогенеза пород. Так, воды, захороняемые вместе с осадками в пресноводных бассейнах, как правило, характеризуются невысокой минерализацией. Наоборот, для солеродных бассейнов характерны высокоминерализованные растворы. Взаимосвязь между особенностями геохимического облика глубинных подземных вод и пород в процессе литогенеза прослеживается во всех литогенетических зонах. Поэтому продуктом литогенеза являются не только нефть и газ, но и глубинные подземные воды. На стадии седиментогенеза еще в донных илах начинается преобразование седиментационных вод, илов, ОВ и эмиграция продуктов их преобразования.

Второй этап — дифференциация твердой и жидкой фаз, миграция флюидов и формирование залежей УВ. Если в донных илах содержание воды достигает 90%, то в метаморфических сланцах оно снижается до 1%. Следовательно, процессы литогенеза связаны пре­имущественно с удалением флюидной фазы — воды, нефти и газа. Поистине доминантой литогенеза является дифференциация жидкой и твердой фаз. В процессе этой дифференциации твердая (породы) и флюидная (вода, нефть, газ) фазы постоянно изменяются, воздействуя друг на друга.

Второй этап распадается на три подэтапа. На первом подэтапе происходит эмиграция седиментационных вод (на стадии диагенеза в интервале глубин до 600—800 м осадок теряет до 75% воды) и генерация биогенных газов — формируются месторождения биогенных природных газов. Второй подэтап характеризуется «рождением» литогенных, органогенных, возрожденных вод и вод отжатия, генерацией жир­ных газов и нефтей, формированием преимущественно нефтяных и газоконденсатных месторождений. Второй подэтап приурочен к глуби­нам 1—6 км и температурному интервалу 85 — 125° С. В этих условиях набухающие глинистые минералы превращаются в ненабухающие, что сопровождается высвобождением воды в объеме 14—15% от общего объема породы. Все это приводит к изменению химического состава глубинных подземных вод и к инверсии в гидрохимическом разрезе подземной гидросферы. На третьем подэтапе формируются преимущественно литогенные и возрожденные воды, но объем вновь образовавшихся вод незначителен. Из УВ генерируется преимущественно метан, и формируются метановые месторождения нижней газовой зоны.

Рассмотренные подэтапы дифференциации твердой и жидкой фаз связаны со стадиями литогенеза: первый подэтап приходится на стадии диагенеза, раннего и среднего протокатагенеза, второй — на стадии позднего протокатагенеза и мезокатагенеза, третий — на стадии позднего мезокатагенеза и апокатагенеза.

Третий этап — инфильтрационное развитие гидрогеологической структуры, переформирование и разрушение залежей УВ.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ ЦЕЛЯХ

МЕТОДЫ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКОГО ОПРОБОВАНИЯ

При подготовке для гидрогеологического опробования скважина основной -объект исследований подземных вод нефтегазоносных районов — должна быть обсажена колонной, интервалы, подлежащие опробованию, перфорированы. Затем снижением в колонне уровня жидкости, заполняющей се перед перфорацией до устья, вызывают приток пластовых флюидов. Скважина считается подготовленной к исследованиям, если технические воды призабойной зоны и колонны заменены пластовыми. Для объективной оценки анализа фактического материала необходимо дать характеристику проведенных работ по подготовке скважины к исследованиям, указать объем откачанной жидкости, изменение плотности, представить сведения о восстановлении уровня воды, указать период нахождения скважины в покое после освоения.

Уровень воды в скважинах замеряют от поверхности земли, плоскости ротора или верха фланца кондуктора. При высоких газовых факторах необходимо привести данные по газонасыщенности вод в связи с возможным выделением свободной газовой фазы в виде пузырьков.

Плотность пластовых вод входит во многие формулы при гидрогеологических расчетах. Особенно большое значение плотность имеет при расчетах приведенного давления и установлении гидродинамической составляющей перепада напоров. В практике гидрогеологических работ плотность воды устанавливают в полевых условиях ареометрами, а более точно в лабораторных условиях — пикнометрами. Весьма важно указать температуру воды, при которой определялась плотность. Приближенно плотность можно определить по минерализации поды.

Отбор глубинных проб воды занимает важное место при гидрогеологическом опробовании. Изучение газонасыщенности подземных вод в пластовых условиях возможно лишь посредством отбора проб специальными глубинными пробоотборникам. Последние герметично закрываются на нужной глубине в момент отбора проб, т.е. при давлении, близком к пластовому. На дневной поверхности газ выделяется в свободную фазу и переводится в специальные емкости. Для более глубокой дегазации, особенно при малой газонасыщенности, пробоотборник подогревают. Однако этот способ малоэффективен при высокой концентрации в воде кислых газов (сероводорода, углекислоты), основная часть которых остается в растворенном состоянии в воде глубинной пробы. Эти недостатки обычного метода отбора глубинных проб устраняют применением других методик и специальных приборов. В камерах последних определяемый кислый компонент пластовых вод химически связывается насыщенными растворами углекислого кадмия (для сероводорода) и гидроксидом бария (для углекислого газа).

Наряду с методом отбора глубинных проб, обычно применяемых при высокой газонасыщенности пластовых вод, существуют и другие методы извлечения растворенных газов из слабогазонасыщенных вод. В этих случаях применяют термодегазаторы различной конструкции.

Отбор проб на химический анализ наиболее целесообразно производить глубинными пробоотборниками либо с устья скважины в условиях интенсивного самоизлива.

Измерения температуры в скважинах чаще всего проводят ртутными максимальными термометрами, выдерживаемыми 30 мин. Реже применяют электрические термометры. Однако довольно часто абсолютные величины температур, замеренные электрическими термометрами в большом диапазоне глубин (2—5 км), заметно расходятся с результатами замеров ртутными максимальными термометрами: расхождения в интервале указанных глубин достигают 10—20° С. Геотермические исследования в скважинах предусматривают достижение в них температурного равновесия между колонной, заполненной водой или глинистым раствором, и породами заколонного пространства. Такое равновесие устанавливается за 10—20 дней.

Вязкость пластовых вод определяют в лабораторных условиях. Для итого необходимо отобрать специальные глубинные пробы пластовых вод с указанием их температуры, минерализации, пластового давления, содержания в них растворенных газов и их состава.

МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ МАТЕРИАЛОВ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Обработка фактических материалов по замерам уровни воды в скважине (или напора а случае переливающих скважин) предусматривает построение графика зависимости нарастания уровня от времени. Кривая восстановлений уровня может иметь крутой четкий перегиб, после чего она становится параллельной оси времени, или медленно выполаживается.. При быстром восстановлен ни статического уровня достаточно сделать небольшое число замеров, чтобы убедиться в статическом его положении. При медленном установлении уровня время наблюдения увеличивается. Данные об абсолютных отметках статических уровней подземных под изучаемого района являются основой для построения схем изопьез.

Обработку фактических материалов по газонасыщенности пластовых вод проводят на основе полученных с помощью пробоотборников данных исследования. Пользуясь соответствующими формулами, коэффициентами и номограммами и других авторов, необходимо пересчитать объем газа на сухое состояние, нормальные условия и на 1 л пластовой поды. Лишь после этого можно оперировать этими данными для сопоставления газонасыщенности различных проб воды друг с другом и для расчетов упругости растворенных газов.

Наиболее простой способ определения упругости, который может быть применен при низком давлении насыщения (до 5 МПа), основан на законе Генри: , где V — объем газа и 1 л пластовой волы, приведенный к температуре- 40 С и атмосферному давлению; kp — коэффициент растворимости газа и воде при пластовых условиях; р — упругость растворенного газа. При сложном составе растворенных газов определяют парциальную упругость каждого из газов, а общую упругость находят как сумму парциальных упругостей.

Если давление насыщения выше предела применимости закона Генри, упругость газа определяют (с учетом температуры и минерализации) на основе графика. При сложном составе растворенных газов следует пользоваться расчетами упругости, основанными на фазовом равновесии сложных систем. Важный элемент систематизации данных по газонасыщенности подземных вод — составление различных графиков и карт. При большом количестве данных состав газов наносят на график-треугольник. Для выявления закономерностей в пределах одного гид­рогеологического комплекса строят графики-профили состава газов или карты состава растворенных газов. Важным параметром пластовых вод является давление насыщения (упругости) газов. Данные по упругости газов обобщаются на графиках, наглядно показывающих соотношение давления насыщения и гидростатического (пластового) давления. Так же строятся карты упругости газов или карты коэффициента насыщенности (рг — давление насыщения газа, рв — гидростатическое давление).

Систематизация и обработка результатов изучения химического состава подземных вод имеет целью установить взаимосвязь химического состава воды с литолого-фациальными особенностями водовмещающих пород, гидродинамическими условиями региона и залежами УВ. Наиболее распространенные способы систематизации и обработки химических анализов воды это построение гидрохимических графиков и составление гидрохимических профилей и карт. Наибольший интерес представляют карты изменения общей минерализации, а также содержания отдельных компонентов, таких, как хлор, бром, йод, сульфат-ион и др.

На практике гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов систематизацию, анализ и обработку результатов геотермических наблюдений производят прежде всего по следующим направлениям:

построение графиков изменения температуры с глубиной по исследованным скважинам;

составление геотермических профилей, на которых отображено распределение изотерм на различных глубинах;

составление карт или схем изотерм поверхности различных гори­зонтов;

составление карт изотерм по срезам на различных глубинах;

построение обобщенного графика изменения температуры с глубиной для района в целом.

РОЛЬ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В ФОРМИРОВАНИИ И РАЗРУШЕНИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Ведущая роль подземных вод в процессах миграции УВ и формирования их залежей признается большинством исследователей. Еще в первых работах М. Менна (1913 г.), Дж. Ряча (1921, 1923 гг.) и других исследователей были изложены представления об образовании залежей УВ в результате выделения газов из подземных вод и всплывания капелек нефти. В последнее время изучением гидрогеологических условии формирования залежей нефти и газа занимались многие исследователи. Наиболее полно изучены вопросы миграции и гидрогеологические условия формирования залежей газа.

УСЛОВИЯ МИГРАЦИИ НЕФТИ И ГАЗА В ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ СТРУКТУРАХ

Изучением вопросов миграции углеводородных газов и нефти занимались многие советские и зарубежные исследователи. Известны различные классификации процессов миграции нефти и газа. Выделяют миграцию вертикальную и латеральную, или пластовою, первичную и вторичную. Под первичной миграцией понимают перемещение нефти и газа из нефтегазоматеринских (преимущественно из слабопроницаемых, тонкодисперсных пород в прилегающие коллекторы, а под вторичной — перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей.

Проблема первичной миграции (эмиграции] УВ из нефтегазоматеринских. преимущественно глинистых толщ, является наиболее сложной в общей проблеме генезиса УВ и формирования скоплений. Многие исследователи миграцию УВ связывают с подземными водами. Реальность водной формы миграции УВ становится особенно ясной если учесть, что нефть, газ и глубинные подземные воды — неизбежные продукты литогенеза, общего процесса, при котором происходит дифференциация твердой и жидкой (флюидной) фаз.

Здесь важно иметь в виду два обстоятельства: первое ѕ на каждой стадии литогенеза генерируется определенная ассоциация УВ и формируются (рождаются) определенного типа подземные воды; второе ѕ в процессе литогенеза эмиграция нефти, газа и воды протекает синхронно, на что указывает однотипность изменения пористости глин и песчано-алевритовых пород и содержания в них битумойдов с глубиной.

Представляется возможным выделить три крупных этапа диффе­ренциации твердой и жидкой фаз.

Первый этап приурочен к стадии диагенеза и раннего протокатагенеза к интервалу глубин до 1200 1500 м. На этом этапе генерируются биохимические газы, а из осадков удаляются воды, унаследованные от бассейна седиментации, с глубиной возрастает роль физически и химически связанных вод. Совместно с отжимаемыми водами в водорастворённом состоянии эмигрируют значительные объемы углеводородных газов Однако благодаря малой газоемкости вод и интенсивной генерации газов возможна их свободная миграция.

Второй этап приходится на интервал позднего протокатагенеэа и мезокатагенеза, когда генерируются жирные газы и нефти и удаляются физически и химически связанные воды. Повышенная и высокая температура, большое внутрипоровое давление И особые свойства этих вод способствуют выносу боль­ших масс жидких УВ, жирных и сухих газов в виде водных растворов. Кроме истинных растворов важную роль в эмиграции УВ на этом этапе играют газоконденсатные растворы, эмульсии нефти в воде.

Третий этап дифференциации твердой и жидкой фаз приходится на стадии позднего меэокатагенеза и апо-катагенеза, когда идет генерация сухого метанового газа, а из пород удаляются химические связанные воды; в составе газов с глубиной возрастает доля углекислоты. Наличие пресных литогенных вод, высоких температуры и давления способствует выносу УВ в виде истинных водных растворов Однако объем литогенных вод незначителен, и определенная часть газа эмигрирует в свободном состоянии.

Миграции УВ в водорастворенном состоянии. Возможность водной эмиграции углеводородных газов определяется их хорошей растворимостью. Экспериментально установлен широкий диапазон изменения растворимости природных газов в зависимости от минерализации, температуры и давления. Так, растворимость метана и дистиллированной поде изменяется от 0,05 м3/м3 при давлении 1 МПа и нулевой температуре до 50,3 м3/м3 при давлении 188,8 МПа и 280° С и до 135.2 м3/м3 при 354° С и том же давлении. Минерализация значительно снижает растворимость углеводородных газов: при 250°С, давлении 107,8 МПа и минерализации 280 г/л растворимость метана снижается до 6.5 м3/м3.

Фактическая газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах. Хорошо изучена газонасыщенность подземных вод до глубин 3 — 4 км, где она обычно составляет 1—5 м3/м3 реже более. С глубиной возрастают температура и давление и, следовательно, увеличивается гаэоемкость подземных вод. Минерализация снижает растворимость газов, однако с глубин 3 — 4 км и менее появляются маломинерализованные щелочные воды, что резко сказывается на газоемкости вод. Особенно высокой газонасыщенностью характеризуются подземные воды зон АВПД с низкой минерализацией. Видно, что с ростом давления раствори­мость углеводородных газов в подземных водах становится уникальной.

Данные о высокой газонасыщенности вод глубоких зон нефтегазоносных бассейнов получены и зарубежными исследователями. Так, газонасыщенность вод в скв. 1 площади Эдна-Делкабр, пробуренной па побережье Мексиканского залива (США), на глубине 3800 м составила 9,3 м3/м3. При исследовании глубинной пробы воды из нефтеносного горизонта на побережье Мексиканского залива установлена газонасыщенность под в 27 м3/м3. Наконец, из скважины, пробуренной на глубину 6000 м близ Батон-Ружа в Луизиане (США), получен приток воды с газонасыщенкостью 92,8 м3/м3.

Значительное повышение растворимости УВ в подземных водах с ростом давлении весьма важно для объяснения процессов эмиграции УВ, так как главным агентом первичной миграции являются норовые растворы материнских пород. Но поровые растворы испытывают не гидростатическое, а горное давление. Благодари высокому поровому давлению газоемкость подземных вод становится значительной уже на малых глубинах и существенно возрастает в зоне мезокатагенеза. Повышению внутрипорового давления способствуют процессы литогенеза, генерация жидких и газообразных УВ, более быстрый рост горного давления по сравнению с оттоком норовых вод Высокое поровое давление приводит, с одной стороны, к поглощению поровыми кодами огромных объемов УВ, и с другой - к микрораз­рывам горных пород, к образованию системы микро- и макротрещин, по которым флюид (нефть, газ, вода) струйно мигрирует в коллектор.

Наряду с высоким поровым давлением существенное влияние на вынос УВ из материнских толщ оказывают химически и физически связанные воды, переходящие в свободную фазу в процессе литогенеза. Связанная вода при выходе из поля воздействия поверхностных сил характеризуется повышенными агрессивностью и растворяющей способностью. Структура отжимаемой воды, отличаясь от той, которая была ей свойственна в связанном состоянии, в то же время отличается от структуры свободной воды. В таком состоянии отжимаемая вода находится при фильтрации по капиллярной (субкапиллярной) системе уплотняющихся глинистых пород. Для оценки роли снизанной воды в эмиграции УВ рассмотрена растворяющая способность воды в связи с изменением ее полярности. Как известно, в области низкой температуры (10 — 400С) вода является популярным растворителем с очень высокой диэлектрической постоянной. В области высоких температур полярность воды невелика. Так, при температуре 280 —300° С диэлектрическая постоянная воды <20.

Снижение полярности воды с ростом температуры способствует растворимости неполярных органических соединений. Поверхностные силы минеральных частиц, как и температура, но еще более интенсивно снижают полярность связанной воды, тем самым существенно повышают растворимость УВ. Таким образом, поровые воды способны растворять огромные объемы жидких и газообразных УВ и тем самым обеспечивать их вынос из материнских пород. Так как процессы генерации и эмиграции УВ неразрывны, для жидких компонентов важно совпадение зоны интенсивного нефтеобразования с зоной выхода в свободную фазу больших объемов химически и физически связанных вод.

Растворимость УВ в воде с ростом минерализации снижается почти на порядок. Но связанные воды мало минерализованные, и минерализация их тем меньше, чем прочнее связь вода — порода. Следовательно, в процессе литогенеза прогрессивно снижается минерализация поровых вод и возрастает их способность расширять УВ.

С ростом температуры повышается растворимость УВ. Но роль температуры проявляется не только в повышении растворимости УВ, но и в снижении адсорбционной емкости пород. Установлено, что при 374° С взаимная растворимость УВ и воды становится неограниченной: образуется однородный водогазонефтяной раствор — флюиды находится в надкритическом или близком к нему состоянии. Существенное повышение растворимости УВ с ростом давления и при снижении полярности воды делает реальным допущение, что состояние взаимной растворимости в системе поровая вода «УВ наступает при более низкой температуре и, следовательно, на относительно небольших глубинах. Все это позволяет очень высоко оценивать роль водной эмиграции жидких и газообразных УВ в широком интервале глубин.

Миграция нефти