Углеводородов

Физические свойства залежей нефти, газа и вмещающих пород определяются условиями и особенностями осадконакопления, образования залежи, свойствами пород, термодинамическими условиями залегания и другими факторами. Но, прежде всего, они определяются соответ­ствующими свойствами пород-коллекторов (рис. 8.1).

Рис. 8.1. Распределения физических свойств пород в пределах

нефтегазоносных струк­тур

/ — залежь нефти и газа; // — запечатывающий слой; /// — ореол вторжения; IV — зона разуплотнения пород в своде структуры; V — субвертикальиые зоны разнонапряженных состоя­ний пород; VI — опорные границы между породами с различными физическими свойствами; VII — фунда­мент; «+» и «—» показано повышение или понижение физических па­раметров пород залежи по отношению к законтурной части

Характеризуясь большим разнообразием, в целом коллекторы подразделяются на две большие группы: песчано-алевритовые (терригенные), представленные песчаниками, алевритами, алевролитами; и карбонатные, сложенные трещинными известняками и доломитами. Песчано-алевролитовые коллекторы имеют среднее значение пористости 15-20 %. Карбонатные коллекторы имеют меньшие пористость (в среднем 10-15 %) и проницаемость. Количество остаточной воды в порах колеблется от 5 до 65 %. Значения коэффициентов нефтегазонасыщенности достигают 0,5-0,7 и более.

На физические свойства пород-коллекторов как карбонат­ных, так и терригенных большое влияние оказывают вторичные процессы: уплот­нение, вторичная цементация, возникновение минеральных новообразований в поровом пространстве и трещинах. Образующиеся при этом гидроокислы железа, каль­цит, пирит, гипс, кварц, аутогенные глинистые минералы ухудшают коллекторские свойства пород, изменяя тем самым их физические свойства.

В то же время нефть характеризуется консервирующими свойствами, вслед­ствие чего она затормаживает, а в ряде случаев полностью прекращает процессы аутогенного минералообразования, происходящего в водонасыщенной части. В ре­зультате этого в области залежи пористость и проницаемость, как правило, сохра­няются высокими, что приводит к значительному различию физических свойств залежи и водоносной части коллектора.

Если нефть поступает в ловушку порциями, то в области залежи может наблюдаться горизонтально слоистое изменение коллекторских свойств (ухудшение сверху вниз), а, следовательно, и физических свойств. Нефть и газ, отличаясь по своим фи­зическим свойствам от пластовых вод коллекторов, обусловливают различие в фи­зических свойствах залежи и вмещающих пород.

Плотность. Для залежей нефти и газа определяется в основном плотностью пород-коллекторов, которая в свою очередь зависит от их пористости и в меньшей степени от минерального состава.

Нефть и газ способствуют уменьшению плотности в объеме залежи по отношению к водоносной части коллектора. В соответствии с этим величина эффективной плотности σ _эф является отри­цательной. Значение σ _эф определяется двумя факторами: различием плотностей нефти или газа и законтурной воды, заполняющей поры, а также степенью преобразований коллектора. Для нефтяных месторождений величина эффективной плотности находится в пределах 0,05-0,10 г/см³, а для газовых – 0,05-0,15 г/см³. Наибольшие изменения плотности и пористости характерны для глубин до 3 км.

Запечатывающий слой. В области контактов залежей нефти и газа ВНК образуется запечатывающий слой. В запе­чатывающем слое увеличиваются плотность пород на 0,2-0,6 г/см³ и скорость сейсмических волн и электрическое сопро­тивление. Магнитные свойства пород коллектора в запечатывающем слое мало отли­чаются от магнитных свойств аналогичных пород в области залежи.

В пористых средах ВНК представляет собой не четкую поверхность, с толщиной стремящейся к нулевому значению, а зону со значительной толщиной иногда достигающей десятков метров. Толщина зоны ВНК зависит от многих факторов природной среды: состава и свойств нефти, литологии пористого пространства, коллекторских свойств пласта, состава и свойств подземных вод, термодинамических условий в пласте, времени образования залежи и других факторов.

В зоне ВНК идут два противоположные процессы: растворение горных пород и выпадение осадков. Это приводит в верхней зоне залежи к разуплотнению горных пород, а в нижней к цементации.

Так в процессе формирования и разрушения нефтяной залежи происходит стабилизация водо-нефтяного контакта, выражающаяся в пиритизации пород. Нефть взаимодействует с минералами горных пород, химическими элементами и газами, находящимися в подземных водах. Одним из значимых процессов является анаэробное окисление нефти и переход её в мальту, а затем в асфальт. Другим процессом является выпадение в осадок карбоната кальция, кальцита, сульфатов железа, кремнезема, урана, ванадия и других элементов и веществ. Образуются так называемые стилолитовые швы.

Таким образом, в зоне ВНК снизу-вверх наблюдается постепенное увеличение нефтенасыщенности и уменьшение водонасыщенности коллектора. Но даже в самой верхней зоне ВНК будет присутствовать остаточная вода, а нижняя зона может быть полностью непроницаема. Такая особенность формирования ВНК должна быть учитываема при эксплуатации залежи и очевидны трудности в определении и принятии уровня ВНК, что необходимо для подсчета запасов углеводородов и разработки технологии эксплуатации залежи.

В статическом состоянии залежи форма ВНК будет представлять поверхность, горизонтальную или наклонную в связи с движением подземных вод. В динамическом состоянии залежи в связи с её разработкой, форма ВНК может принимать различные поверхности: от плоских до выпуклых, вогнутых и волнистых. Это зависит от многочисленных факторов: структуры пористого пространства и давлений, устанавливающихся в пространстве эксплуатируемого пласта и непрерывно меняющихся с течением времени его эксплуатации.

Ореол вторжения (зона АВПД). Появление ореола вторжения или возникновение аномально высо­кого пластового давления (АВПД, т. е. давления, превышающего на 10-20 % нормальное гидростатическое давление) сопровождается увеличением пористости глинистых пород-покрышек. Результаты исследований изменения физических свойств глинистых толщ-покрышек над месторождениями с АВПД в Западном Апшероне показали, что под действием сверхвысокого пластового давления в залежи при вертикальной миграции флюидов давление передается в перекрывающие глинистые толщи: при этом в них оно часто бывает выше, чем в самой залежи.

Физические свойства глинистых пород в ореоле вторжения изменяются следую­щим образом: увеличивается пористость, уменьшается плотность, повышается битумо-и газонасыщенность. Скорость сейсмических волн уменьшается. Электрическое сопро­тивление может уменьшаться, но может и увеличиваться. В локальных глинистых перекрытиях внутри самой залежи также наблюдается изменение физических свойств пород, аналогичное изменению этих свойств в глинистой толще покрышки.

Максимальные аномалии физических свойств характерны для сводовых частей структур; к ним приурочено наибольшее разуплотнение глинистых пород по сравне­нию с крыльевыми участками.

Влияние залежи с АВПД наблюдается не только в пределах перекрывающих глинистых толщ-покрышек и глинистых прослоев внутри залежи, но и в кол­лекторах самой залежи, с чем связано увеличение их пористости. В целом характер влияния АВПД на физические свойства глинистых пород неодинаков в различных зонах и зависит от ряда особенностей, в том числе от минерального состава и воз­раста глин, скорости осадконакопления, геотермической обстановки.

Разуплотнение пород в сводах структур. В настоящее время накоплен обширный материал, свидетельствующий о наличии литолого-фациальных изменений пород в пределах отдельных структур.

В преобладающем числе случаев наблюдается уменьшение плотности пород от крыльев к своду. Это явление названо послойной зональностью. Разуплотнение пород в сводовых частях отмечается как для отдельных слоев, так и для ряда слоев, при этом охватываются значительные объемы осадочной толщи. Величина разуплотнения различна. Так, для структур Татарии уменьшение плот­ности карбонатных пород составляет 0,06-0,19; Азербайджана и С.Кавказа 0,15-0,25 г/см³. Разуплотнение приводит к уменьшению скоро­стей сейсмических волн, аномалиям пониженного электрического сопротив­ления горных пород. Магнитные свойства пород выше залежи зависят от окисли­тельно-восстановительной активности среды, которая подразделяется на две зоны.

В зоне восстановления (нижняя зона) железистые соединения частично переходят в более растворимые двухвалентные формы, которые могут выноситься к краям области над залежью и вне ее. Окисные и гидроокисные формы железа частично восстанавливаются до сульфидов, в основном пирита. Первичный магнетит под воздей­ствием сероводорода переходит в другие формы и частично выносится. Все это при­водит к уменьшению магнитной восприимчивости пород. Величина уменьшения её в среднем может составлять (40-60)- 10^-5 ед. СИ, а в отдельных случаях и более.

В зоне окисления (верхняя зона) железо находится в трехвалентном состоянии, что снижает его мигрирующие свойства, в том числе первичного магнетита. Здесь также происходит накопление гематита и ильменита различного генезиса. Кроме того, возможно появление вторичного магнетита под влиянием углеводородов, мигрирующих из залежи. Все это приводит к увеличению магнитной восприимчивости пород зоны окисления от 20 до 200-10^-5 ед. СИ по сравнению с породами вне области над залежью. Подобное распределение может обусловить магнитные аномалии над продуктивными структурами: положительные, отрицательные и знако­переменные.

Зоны субвертикальных неоднородностей пород. В крыльевых частях структур установлено наличие зон аномально-высоких и низких напряжений горных пород, выражающееся, в увеличении и уменьшении плотности, пористости и скорости упругих волн пород по сравнению со сводовой частью.

Вынос радиоактивных веществ приводит к появлению «кольцевых» аномалий гамма-излучения. В сейсмическом поле наблюдаются совокупности положительных и отрицательных аномалий по поглощению.

Дата добавления: 2015-08-18