Навигация
ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
110759
знаков
5
таблиц
14
изображений
3. ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
Формирование коллекторов нефти и газа в осадочных и вулканогенных породах определяется теми геологическими и геохимическими процессами, которые формируют или преобразуют структуру и минеральную часть пород, создавая емкостное пространство. До недавнего времени основными геологическими факторами, обеспечивающими высокие коллекторские свойства пород, считались благоприятные палеогеографические условия, при которых могли формироваться песчаные тела и рыхлые карбонатные массивы (рифы), а прогнозирование коллекторов осуществлялось с помощью палеогеографических реконструкций.
В связи с увеличением глубины бурения при поисково-разведочных работах, помимо фациального анализа, широкую популярность получил катагенетический подход к познанию изменчивости физических свойств пород. Тенденция изменения коллекторских свойств пород по мере увеличения глубины залегания рассматривается обычно как процесс, связанный с погружением осадочных толщ, их уплотнением и преобразованием. Однако накопленный к настоящему времени большой фактический материал по пространственной изменчивости коллекторов в различных нефтегазоносных районах свидетельствует о том, что ни фациальный анализ продуктивных толщ, ни региональная катагенетическая зональность не могут достаточно полно объяснить существующую неравномерность емкостных свойств пород. Более убедительные результаты, в частности при объяснении неоднородности фильтрационных свойств, получены при привлечении данных о трещиноватости горных пород, которые, однако, не дают четкого представления о емкости резервуара, хотя определяющая роль трещиноватости в фильтрации флюидов в любых скальных породах не вызывает сомнения.
Для понимания процесса формирования полезной емкости коллекторов рассмотрим некоторые факты, полученные за последние годы при изучении различных типов коллекторов нефти и газа.
Многими работами последних лет достаточно убедительно показано, что основная полезная емкость коллекторов (терригенных и карбонатных) представляет собой поры, каверны и системы трещин вторичного эпигенетического происхождения. Определяющая роль вторичной пористости гранулярных коллекторов впервые установлена на примере продуктивных песчаников нижнего карбона Волго-Уральского региона. Здесь прогнозировалась возможность обнаружения вторично-поровых коллекторов на большой глубине. Этот прогноз подтвердился и в других нефтегазоносных районах.
Так, в Днепровско-Донецкой впадине на глубине 4-6 км залежи нефти, газа и конденсата в нижнекаменноугольных отложениях встречены в песчаниках, основная емкость которых представляет собой вторичные поры и каверны, образованные в результате растворения цемента и коррозии обломочных зерен. Аналогичные явления были обнаружены на ряде газоконденсатных месторождений Восточно-Кубанской впадины, приуроченных к мезозойским песчаникам, залегающим в условиях температур до 170 °С, в песчаниках докембрия Башкирии и в других районах.
На глубине 1000-1200 м комплекс аутигенных минералов (кварц, пирит, анкерит, кальцит, барит, ангидрит, кварц-II, гипс), образующихся перед заполнением пласта нефтью, на большей глубине дополнился такими минералами, как каолинит, диккит, группой железистых карбонатов, более разнообразным комплексом сульфидов, углеродистыми минералами группы керита и антраксолита. Причем многими исследователями отмечаются более локальное развитие такого типа коллекторов и их приуроченность к разрывным нарушениям.
Среди аутигенных минералов вторично-поровых коллекторов Днепровско-Донецкой впадины особое внимание обращает на себя диккит, который широко развит и встречен в парагенезисе с анкеритом, баритом, сульфидами свинца, цинка, железа, ртути и углеродистыми веществами. Этот парагенезис типичен для многих месторождений и рудопроявлений ртути, встречающихся в приштоковых зонах соляных куполов центральной и восточной частей Днепровско-Донецкой впадины и месторождений Донбасса (Никитовское, Дружковско-Константиновское и др.). По данным, эта ассоциация минералов характерна для ртутных месторождений телетермального типа киноварно-диккитовой рудной формации, локализующихся в породах алюмосиликатного состава. В пределах Донбасса и Днепровско-Донецкой впадины месторождения этого типа контролируются зонами глубинных разломов и встречаются чаще всего в участках их пересечений.
Более ярко эпигенетический характер формирования вторичных пористости и каверн наблюдается в карбонатных коллекторах нефти. Впервые вторичное происхождение пустот в карбонатных коллекторах вне связи с поверхностными процессами установлено на примере месторождений Волго-Уральского региона. Ею было показано, что внедрение нефти в карбонатную толщу сопровождается не только образованием пустот (каверны, вторичные поры, трещины), которые она насыщает, но и вторичным преобразованием пород - перекристаллизацией кальцита, доломитизацией, ангидритизацией и заполнением трещин карбонатами и сульфатами. Впервые было обращено внимание на то, что процессы, связанные с сокращением порового пространства, характерны для периферийных фрагментов залежи и участков, располагающихся за ее пределами. Явления выщелачивания и вторичных преобразований объясняется действием агрессивных флюидов, сопровождавших нефть. Отмечались также заполненные нефтью трещины, которые, по ее мнению, возникают в результате гидроразрыва при внедрении нефтефлюидов.
Независимо от этих исследований и практически одновременно к таким же выводам пришли геологи-рудники, изучающие процессы миграции рудообразующих флюидных систем. При рассмотрении механизма образования рудных скоплений в ходе гидротермального процесса были выявлены убедительные доказательства образования вторичных пустот в породах при воздействии на них собственно флюидов. Различают два вида таких емкостей. Один из них образуется механическим путем при разрывах напорными флюидами, другой развивается физико-химическим путем - в процессах выщелачивания и замещения. Оба вида пустот хорошо известны в карбонатных коллекторах нефти.
Ярким примером приуроченности залежей нефти к вторичной емкости в карбонатных коллекторах могут служить месторождения Припятской впадины. Все выявленные здесь залежи контролируются зонами субширотных разломов. Тектонически экранированные залежи локализуются в карбонатных породах, которые наряду с солью и эффузивами составляют основную часть продуктивного разреза верхнего девона.
Во многих работах, описывающих структуры порового пространства коллекторов в Припятской впадине, показано, что основной емкостью нефти являются вторичные поры и каверны выщелачивания, которые соединены трещинами в единую систему. Преобладающие нефтеносные породы - доломитизированные известняки и метасоматические доломиты с реликтовой органогенной структурой. Для всех изученных месторождений характерны процессы вторичной ангидритизации по трещинам и порам, а также фрагментарное и зональное замещение ангидритом первичной минеральной матрицы карбонатных пород. В трещинах и порах выявлен большой комплекс эпигенетических минералов, представленных сульфидами (пирит, марказит, халькопирит, галенит, арсенопирит, клейофан). Отмечаются также флюорит, барит, анатаз, магнетит, кальцит, кварц и др. Здесь установлено, что породы с улучшенными коллекторскими свойствами приурочены к разрывным нарушениям - зонам повышенной проницаемости. Приводятся материалы, доказывающие, что растворяющая способность внедрившихся флюидов была настолько значительной, что обусловила образование метасоматических брекчий и сокращение мощности стратиграфических подразделений вблизи этих зон разломов, которые служат основными проводниками растворов.
Пример карбонатного коллектора, емкостные возможности которого определило воздействие внедряющихся глубинных флюидов, - Тенгизское месторождение в Казахстане. Здесь агрессивные газы, в составе которых на сероводород и углекислоту приходится иногда более 20 %, способствуют растворению карбонатов каменноугольного и нижнепермского комплексов и даже требуют специального оборудования для проведения буровых работ. Массив контролируется разломами, а проницаемость разрывных нарушений до поверхности подтверждается геохимической съемкой. Воды четвертичных отложений над месторождением характеризуются высоким содержанием гелия. При повторных геохимических наблюдениях над месторождением обнаруживаются временные вариации содержаний углеводородов и гелия на площадях аномалий, свидетельствующие о том, что месторождение "дышит", т.е. разгрузка глубинных флюидов происходит и в настоящее время. Многими исследователями в керне скважин над залежью отмечены процессы вторичной ангидритизации и окварцевания, а в верхней части залежи, высота которой более 1200 м, обилие твердых углеродистых минералов (кериты, антраксолиты) и сульфидов, а также повышенная радиоактивность. Последняя проявляется и в четвертичных отложениях в зоне наиболее проницаемых разрывных нарушений. Все эти явления указывают на то, что закарстованность коллекторов связана не столько с их фациальными особенностями (рифовый массив), сколько с современным гидротермальным процессом.
Аналогичное гидротермальное карстообразование при формировании коллекторов наблюдается и на Оренбургском месторождении. По данным, развитие закарстованных зон контролируется разломами. Ассоциации аутигенных минералов свидетельствуют о наложенных гидротермальных процессах.
О том, что рассолы и газы, сопровождающие нефтяные месторождения, во многом сходны с гидротермальными рудоносными растворами глубинной природы, высказывалось многими исследователями. В пределах нефтегазоносных территорий следы гидротермальной деятельности встречаются повсеместно.
Например, в Днепровско-Донецкой впадине результаты гидротермальной деятельности установлены на 22 соляно-купольных структурах, располагающихся в зонах глубинных разломов и местах их пересечений. Здесь зафиксированы проявления полиметаллов, меди, ртути, золота, редкоземельных элементов, флюорита, магнетита и др. Породы в приштоковых зонах носят типичные черты околорудных изменений. Развитие этой минерализации связывается с периодами тектономагматической активизации Днепровско-Донецкой впадины и сопредельных структур в мезозойское и кайнозойское время.
Разгрузка глубинных флюидов до уровня приповерхностных вод в настоящее время подтверждается гелиевой съемкой, позволяющей установить проницаемость глубинных разломов. К некоторым из этих зон приурочены месторождения газа с повышенным содержанием паров ртути.
На примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна А.Е.Розин показало, что химизм, изменчивость и газовый состав нефтяных вод, а также взаимодействие их с вмещающими породами свидетельствуют об интенсивной гидротермальной деятельности.
Гидротермальная природа явлений, связанных с формированием вторично-поровых коллекторов и самих залежей углеводородов, их приуроченность к разломам позволяют понять многие факты, которые трудно объяснить с других позиций. Так, в свете изложенного материала представляется естественным залегание нефти в серпентинитах месторождений Кубы; залежи нефти в эоценовых андезито-базальтовых туфах Грузии, являющихся хорошими коллекторами в местах их проработки гидротермальными растворами с развитием зон хлоритизации и цеолитизации и образованием вторичных пустот, которые вместе с трещиноватостью обеспечивают высокие притоки нефти в скважинах (Самгори, Ниноцминда и другие месторождения); продуктивность кремнисто-глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири в зонах внедрения высоконапорных кислых флюидов, гидротермальная природа которых недавно подтверждена химико-минералогическими исследованиями.
Особенно интересны коллекторы, формирующиеся в кристаллических породах фундамента древних платформ. В настоящее время известно уже много фактов нефтегазоносности фундамента в разных нефтегазоносных районах. На наш взгляд, важно то, что зоны дезинтеграции кристаллических пород, приуроченные к разломам, представляют собой участки интенсивной гидротермальной проработки пород и изменений их вещественного состава с образованием дополнительной емкости, которая наряду с трещинами создает коллекторы для скопления воды, нефти и газа. Особенно четко это установлено на Татарском своде в глубоких скважинах, вскрывших фундамент на 2-3 км от его поверхности. По данным на глубоких горизонтах фундамента (тектонических швах) проявляются наложенные гидротермальные преобразования кристаллических пород. Последние характеризуются высокими коллекторскими свойствами. Установлены и сами флюиды - рассолы, насыщенные газами разного состава, в том числе и углеводородами.
Если до недавнего времени считалось, что залежи нефти в фундаменте могут быть встречены лишь в верхней его части, в зоне дезинтеграции кристаллических массивов - коре выветривания, сформированной в допалеозойское время, то глубокое бурение фундамента на Татарском своде, а также результаты по сверхглубокой Кольской скважине и глубокого бурения за рубежом показали, что зоны дезинтеграции и гидротермальной проработки пород создают вторичную порово-трещинную емкость на различных гипсометрических уровнях и могут представлять интерес как объект поисков залежей углеводородов.
Пример таких коллекторов в породах кристаллического фундамента детально изучен на месторождении Белый Тигр на шельфе Вьетнама. Здесь получены промышленные притоки нефти из пород фундамента, трактовавшегося как кора выветривания. При минералого-петрографическом изучении пород выявились четкая зональность вторичных преобразований гранитов, зоны каолинизации, цеолитизации с образованием вторичных пустот. Установлены рудные минералы - самородное серебро, цинковая медь, а также барит, пирит, новообразованный кварц и альбит, что указывает на привнес рудных и других элементов глубинными флюидами. Интересно, что присутствие самородных рудных элементов характерно для гидротермальных систем, богатых углеводородами.
Однако в настоящее время масштабы гидротермальной деятельности еще недооцениваются в полной мере. Сравнительно недавно мощные гидротермальные процессы были обнаружены на дне океанов в зонах разломов и срединно-океанических хребтах, что привело к существенному пересмотру многих представлений об океаническом осадконакоплении, образовании рудных концентраций на дне океанов, тепловом режиме вод, глубинном источнике солей. На континентах деятельность современных гидротерм не менее активна, а разгрузка глубинных флюидов происходит не в водную массу, как в океанах, а в толщи осадочных пород по наиболее проницаемым участкам глубинных разломов, нередко достигая поверхности. Разгрузка глубинных флюидов определяет повышенный геотермический режим нефтегазоносных территорий, привнес большого числа глубинных элементов, создавая концентрации руд (полиметаллов, урана, ванадия, никеля и многих других несвойственных осадочным толщам элементов в нефтях, битумах, углях).
Углеводородные соединения, так же как углекислый газ, азот, сероводород, фтористый водород, вода и растворенные в ней соли, представляются единой флюидной системой, разгружающейся из глубинных сфер Земли по проницаемым системам зон разломов и отражающей процессы развития глубинных слоев Земли, дегазацию ее недр, перераспределение элементов. Эти процессы определяют формирование многих полезных ископаемых.
Понимание гидротермальной природы пластовых флюидов нефтегазоносных территорий имеет большое значение для совершенствования поисково-разведочных работ на нефть и газ. Важным становится изучение глубинных разломов, вулканизма, сейсмичности, геотермического режима, современной динамики разрывных нарушений и зон разгрузки флюидов. Это связано с применением новых геофизических и геохимических методов, пересмотром методических подходов в сейсмических, гравиметрических, магнитометрических и электроразведочных исследованиях.
Похожие работы
... 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 ...
... , интересных с точки зрения нефтенасыщенности, в разрезе скважины нет. В связи с тем, что расстояние до нефтесборной сети более 5км., скважина подлежит консервации. Пример проведения гидродинамических исследований Скважина № 1478 Приразломного месторождение Интервал испытания: 2716-2753,6 м Дата испытания: 17 ноября 1995 г Пласт БС16-18 Условия испытания: Испытание проведено в обсаженном ...
... в то время мелководного морского бассейна. Подсвита представляет собой региональный нефтегазоносный горизонт Ю1, являющийся основным продуктивным объектом практически на всех месторождениях Томской области. В объеме горизонта на территории исследования выделяются пласты Ю11, Ю12, Ю1М и Ю13, каждый из которых продуктивен в той или иной скважине. Мощность подсвиты составляет около 65–70 м. Пласт ...
... %, не более 0,5 1 1 0,5 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 0,05 0,05 0,06 Давление насыщенных паров, Па (мм.рт.ст), не более (500) 66,7 66,7 66,7 69,1 В четвертом столбце приведены показатели степени подготовки нефти на Барсуковском месторождении. Из таблицы 4.1 видно, что качество подготовки нефти на Барсуковском нефтяном месторождении соответствует ГОСТу ...
0 комментариев