Гидродинамически экранированные залежи

На основе антиклинально-гравитационной гипотезы формирования залежей нефти и газа где нефть и газ, находясь в пластах пористых водонасыщенных пород-коллекторов, постепенно вытес­няются вверх по направлению пласта и кон­центрируются в антиклинальных складках или в наиболее при­поднятых участках пласта открыто более 40 тыс. известных в мире залежей нефти и газа.

водонасыщенные породы: глины, нефть, газ, песчаник

Рис.3.4. Антиклинально-гравитационная концепция

аккумуляции углеводородов

На небольших и средних глубинах открыто немало месторождений нефти и газа, формирование которых противоречит этой гипотезе. Залежи этих месторождений экранируются не плотными породами, а водоносными про­ницаемыми пластами, пористость которых меняется в широком диапазоне, иногда до­стигая 25 %иболее. Расположе­ны залежи не в антиклиналях и зонах выклинивания, а в совсем других структурах и часто в антиподах антиклиналей — синклиналях. Залежи этого типа выяв­лены в Поволжье, Краснодарском крае, Средней Азии, Западной и Восточной Сибири, Канаде, США, Западной Европе (рис. 3.5).

Залежи располагаются в крупнопористых или среднепористых песчаниках, экранируются во­доносными проницаемыми мелко - пористыми п е счаниками

Среди залежей во впадинах имеются настоящие гиганты. На­пример, месторождение Дип-Бэзин (Канада) содержит около 12*10¹² м³ газа, занимая нижнюю часть Западно-Канадского бассейна. Месторождение Сан-Хуан (США) расположе­но на дне одноименной впадины и содер­жит большую часть запасов газа всего ре­гиона Скалистых гор. Для этих месторож­дений-гигантов характерно, что экранами для них служат водоносные песчаники с более высокой пористостью и проницаемостью, чем газосодержащие породы. При этом ка­кие-либо литологические и тектонические барьеры между водоносными и газоносными породами отсутствуют.

Рис. 3.5. Разрезы капиллярно-экранированных нефтяных ме­сторождений:

Лесное в Краснодар­ском крае (вверху) и Демское в Башкирии (вни з у).

Все месторождения, не «вписывающие­ся» в антиклинально-гравитационную концеп­цию, четко подразделяются на две группы.

Первая представлена месторождениями с залежами нефти и газа, содержащимися в более крупнопористых породах, чем породы-экраны, а вторая объединяет месторождения с залежами в относительно мелко­пористых породах, экранами для которых служат крупнопористые водоносные пласты. Природа таких месторож­дений объясняется с помощью представления о капил­лярности. Любой природ­ный нефтегазоносный резервуар представ­ляет собой пористую многофазную систему с изменчивыми во времени и пространстве свойствами. В таких систе­мах основная роль в распределении жид­костей и газов принадлежит разнообразным капиллярным явлениям. Находясь в пористой водонасыщенной среде, частицы нефти и газа подвергаются воздействию не только архи­медовых сил, но и множества физико-хи­мических факторов, как стимулирующих ми­грацию углеводородов, так и противобор­ствующих ей, т е. способствующих нефтегазонакоплению. В общем случае для образо­вания залежи нефти или газа полное сочета­ние атрибутов антиклинально-гравитацион­ной концепции (куполовидный изгиб прони­цаемого пласта, перекрытого плотной поро­дой-покрышкой, или его выклинивание вверх) вовсе не обязательно. Достаточно, чтобы силы, препятствующие миграции углеводопродов превосходили силы, вызывающие, их не перемещение по ласту, к которым, в частности относится гидростатическая сила выталкивания. Тогда залежь может сформирваться на участке пористого проницаемого пласта с любой структурной и литологической характеристикой.

Основное сопротивление миграции нефти и газа обеспечивает капиллярное дав­ление. По закону Юнга-Лапласа, величи­на давления, возникающего в пористой среде на границе воды и углеводородов, про­порциональна произведению коэффициента межфазного поверхностного натяжения на радиус кривизны поры. При этом, если по­верхность пор смачивается пластовой водой, капиллярное давление на границе воды и уг­леводородов положительно, в гидрофобной же среде оно отрицательно.

В реальных условиях широко распро­странены как гидрофильные, так и гидро­фобные песчаные породы-коллекторы. Об­щеизвестно, что жидкости и газы самопро­извольно стремятся обрести такое положение и форму, которые соответствуют мини­муму поверхностной энергии. Поэтому в гид­рофильной породе нефти и газу энергети­чески выгоднее находиться в сравнительно крупных порах, а воде — в мелких, куда углеводороды «не пускает» капиллярное дав­ление.

Обратная картина наблюдается в гид­рофобной среде, где нефть и газ удержи­ваются капиллярными силами в относитель­но мелких порах, а вода занимает крупные. Именно по этому принципу и сформирова­лись упомянутые выше нефтяные и газовые скопления. Они отнесены к типу ка­пиллярно-экранированных залежей, который на основе поверхностно-молекулярных свойств пород-коллекторов подразделен на гидрофильный и гидрофобный класс.

В отличие от атрибутов антиклинально-гравитационной концепции, капиллярные эк­раны представить себе не так-то просто. При формировании залежей гидрофильного класса силы плавучести заставляют нефть и газ продвигаться вверх по водонасыщенному пласту, к своду антиклинальной структуры. Реальные коллекторные пласты характери­зуются неоднородностью пористости, про­ницаемости и других свойств. Однороден пласт только на малом участке, и углеводо­роды задерживаются, встречая на своем пути породу с относительно мелкими порами. Так начинается формирование залежи. Когда ее объем достигнет определенной величины, при которой архимедова сила превысит силу, обусловленную капиллярным давлением, из­быток углеводородов начнет проникать че­рез капиллярный барьер как через предо­хранительный клапан. При дальнейшей миг­рации эти излишки могут достичь свода ан­тиклинального поднятия или задержаться следующим капиллярным барьером, так что процесс повторится.

Сложнее механизм аккумуляции угле­водородов в залежах гидрофобного класса. В отличие от гидрофильных они часто ок­ружены со всех сторон крупнопористыми водоносными породами. Залежь сохраняется за счет того, что поверхностными силами в каждой поре удерживается некоторый объем нефти или газа. Для концентрации в гидрофобных ловушках больших объемов углеводородов большое значение приобрета­ет сейсмичность района. Именно в пред­горных районах с повышенной сейсмич­ностью и обнаружены такие гиганты, как Дип-Бэзин и Сан-Хуан (рис 3.6). К та­кому классу можно отнести уникальное Даулетобад-Донмезское газовое месторожде­ние, открытое в зоне повышенной сейсмич­ности на юге Туркмении.

Предрасположенность крупных углеводородных скоплений гидрофобного класса к сейсмически актив­ным зонам обусловлена тем, что при земле­трясениях в гидрофобных капиллярных ка­налах возникает электрическое поле, вызы­вающее электрокапиллярные силы, способ­ные затягивать углеводороды в глубину гид­рофобных тел, что способствует более пол­ному захвату нефти и газа. Знаменатель­но, что в предгорных районах гидрофоб­ные песчаные породы встречаются чаще, чем на платформах. В первую очередь, это обус­ловлено низким содержанием или даже от­сутствием кварца в песчаных породах пред­горий. Кварц в обычных пластовых условиях гидрофилен, и его концентрация в породе определяет ее смачиваемость.

Песчаники, водоносные крупно-, газоносные мелко пористые, глины

Рис. 3.6. Схематнческне разрезы капиллярно-экраннрованных газовых ме­сторождений: Дип-Бэзин в Канаде и Сан-Хуан в США. Экранами для залежей газа в мелкопористых песчаниках служат крупнопористые водонос­ные песчаники

Капиллярно-экранированные залежи метастабильны и в сравнении с тради­ционными более чувствительны к различным геологическим метаморфозам. Например, они чутко реагируют на изменение геотер­мического режима. Это обусловлено тем, что межфазное натяжение сильно зависит от температуры. Так, при изменении температу­ры от 70 до 20 °С в системе метан-вода оно возрастает с 3,5 10² до 7,5 10² Н/м, что влечет за собой увеличение капилляр­ного давления более чем вдвое При темпе­ратуре около 100 ^оС межфазное натяжение резко снижается, хотя полностью и не исчезает. Подавляющее большинство известных нефтяных и газовых залежей выявлено в диа­пазоне от 15 до 150 ^о С. Интересна роль ка­пиллярных процессов в размещении и формировании залежей по краям этого диапазо­на Обычно минимальные пластовые тем­пературы характерны для месторождений, открытых под толщей многолетней мерзло­ты. Залежи с максимальными температу­рами находятся на больших глубинах или в зонах с повышенным тепловым потоком из земных недр.

Дата добавления: 2015-08-18