![](/user_photo/_userpic.png)
книги / Нефтегазовая гидрогеология
..pdfнах, рассматриваемые на фоне особенностей геоло гического развития. Исхо дя из того, что геотермичес кие параметры в осадочном бассейне зависят от глуби ны залегания фундамента, времени его консолидации, а также времени заверше ния основного прогибания и осадконакопления в бас сейне, выделены четыре группы регионов, для ко торых характерны общие закономерности в распре делении температур, отра женные на типовых графи ках зависимости температу ры поверхности фундамен та от глубины его залега ния. Полученные зависи мости используются для воссоздания палеотемпера тур конкретного осадочно го бассейна, а также конк ретной осадочной толщи к концу ее формирования.
А. М. Н иканоров и
Э.
дили палеогидрогеотермические и палеогидрогеохимические реконструкции по материалам состава газово-жидких
включений. Сведения о их составе позволяют судить о темпера туре и минерализации водных растворов. Однако следует учиты вать, что нередко диапазон изменения как минерализации, так и температуры вод при образовании газово-жидких включений бывает очень велик. Это снижает эффективность использования данного метода.
Существуют и другие методы определения палеотемпературы: метод И. И. Амосова, базирующийся на зависимости отражающей способности витринита от температуры; метод В. Дислера, осно ванный на определении температуры древних водных растворов по составу травертинов, и т.д.
§ 5. ПАЛЕОГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВА НИЯ ПРИ ПОИСКАХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Процессы генерации и аккумуляции УВ в осадочных бассейнах земной коры контролируются комплексом геологических и палеогидрогеологических факторов. На элизионных этапах гидрогеоло гической истории в природных водонапорных системах геостатического типа под действием неравномерного прогибания и уплот нения осадков движение флюидов происходит с относительно не большими скоростями при низкой окисляющей активности ли тосферных вод. Компрессия осадков, сопровождающаяся элизионным водообменом, обусловливает эмиграцию УВ из нефтега зопроизводящих толщ и поступление их в коллекторы. Восстано вительный характер водных растворов препятствует химической деструкции УВ и способствует продолжению процессов их генера ции. На инфильтрационных этапах в результате инфильтрации атмогенных вод в нефтегазоводоносные толщи в последних про исходит деструкция УВ или переформирование залежей как след ствие изменения структурного плана и гидродинамических усло вий. Поэтому при сравнительной оценке перспектив нефтегазоносности необходимо учитывать интенсивность водообмена на всех этапах. Интенсивность элизионного водообмена особенно важно учитывать после времени формирования ловушки. В этом случае, чем больше величина ПИЭВ, тем выше следует оценивать перс пективы нефтегазоносности изучаемого комплекса. Необходимо также учитывать абсолютную и относительную длительность ин фильтрационных этапов в гидрогеологической истории района или комплекса после образования залежей, а также показатель интен сивности инфильтрационного водообмена на этапах, следовавших за временем образования залежей.
В качестве ориентировочного критерия для сравнения различ ных районов может служить коэффициент, представляющий со бой отношение суммы времени элизионных этапов к сумме вре мени инфильтрационных этапов в истории изучаемого комплекса осадков. Чем продолжительнее элизионные и более кратковременны инфильтрационные этапы, тем этот коэффициент больше по сво ему числовому значению, а следовательно, и более благоприятны (при прочих равных факторах) условия для формирования и кон сервации залежей нефти и газа.
При оценке перспектив нефтегазоносности существенное зна чение имеет определение масштабов разгрузки вод во времени. Это позволяет судить о гидрогеологической раскрытости недр, воз
можной утечке УВ из нефтегазоводоносных комплексов, о пере формировании залежей, а также о степени сохранности залежей нефти и газа на различных этапах гидрогеологической истории.
Палеогидрогеодинамические реконструкции на элизионных этапах гидрогеологической истории позволяют воссоздавать про странственное положение зон генерации и аккумуляции нефти и газов. При этом в осадочном бассейне области прогибания и на копления осадков (палеопьезомаксимумы) рассматриваются как зоны нефтегазообразования, в которых происходит генерация УВ, а области относительных поднятий, где давление ниже и куда вслед ствие этого направлено движение флюидов (палеопьезоминиму мы), относятся к зонам нефтегазонакопления.
Воссоздание гидрогеодинамических условий для каждого этапа развития комплекса на основе периодизации гидрогеологической истории позволяет установить унаследованность пространствен ного положения зон нефтегазообразования и нефтегазонакопле ния или определить их смещение в плане и во времени.
Палеогидрогеологические реконструкции, являясь составной частью комплекса геологических и гидрогеологических исследова ний осадочных бассейнов, дают возможность сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности отдельных частей изучаемой тер ритории (акватории). Такой подход был осуществлен, например, Ю. В. Самсоновым, С. Б. Вагиным и др. (1986) при оценке перс пектив нефтегазоносности вендско-кембрийских отложений в пре делах юга Сибирской платформы. Этими исследователями выпол нен анализ развития палеоструктурного плана и на его основе ре конструировано изменение палеогидрогеодинамических условий в непско-тирском нефтегазоносном комплексе. В пределах рас пространения пластов-коллекторов выделены территории различ ной степени перспективности: первой, второй, третьей, а также малоперспективные и бесперспективные (рис. 53). При этом к перспективным территориям первой степени отнесены области полного совпадения замкнутых контуров положительных совре менных и палеоструктур, унаследование развивавшихся в течение элизионного этапа и не расформировавшихся в послекембрийское время на инфильтрационном этапе. Это области устойчивых пье зоминимумов. К перспективным территориям второй степени от несены промежуточные зоны между областями устойчивых палео пьезоминимумов и палеопьезомаксимумов. Перспективные тер ритории третьей степени выделены в зонах устойчивого литоген ного режима на элизионных этапах. Они соответствуют участкам унаследовано развивавшихся палеопьезомаксимумов, не испытав ших на инфильтрационных этапах существенного влияния гипер
генных процессов. Малоперспективные территории совпадают с участками значительных структурных перестроек и примыкают непосредственно к бесперспективным. Бесперспективные участки приурочены к зонам интенсивного древнего инфильтрационного водообмена и принадлежат окраинным частям платформы.
Рис. 53. Карта перспектив нефтегаэоносности непско-тирского комплекса по палеотектоническим и палеогидродинамическим критериям (по 10. 6 . Самсонову, С. Б. Вагану, С. А. Миллер, Л. Н. Фомичевой).
Границы: 1 - современного распространения отложений, 2 - распространения плас тов коллекторов; перспективные территории: 3 - первой сиепени, 4 - второй степе ни, 5 - третьей степени, б - малоперспективные, 7 - бесперспективные, 8 - место рождения нефти и газа; 9 - скважины
Основные этапы палеогидрогеологических исследований при поисках скоплений УВ представлены в табл. 16.
Таблица 16
Схема палеогцдрогеологических реконструкций при поисках залежей УВ
Основные этапы |
Выявление |
Качественная |
Количественная |
исследований |
условий формиро |
оценка |
оценка |
|
вания и сохране |
перспектив |
перспектив |
|
ния залежей |
нефтегазо |
нефтегазо |
|
нефти и газа |
носное™ |
носное™ |
Периодизация |
Определение |
Определение |
|
гидрогеологичес |
гидрогеологичес |
соотношения |
|
кой истории |
ких циклов, |
продолжительнос |
«-» |
|
длительности |
ти элизионных и |
|
|
элизионных и |
инфильтрацион- |
|
|
инфильтрацион- |
ныхэтапов |
|
|
ных этапов |
гидрогеологичес |
|
|
|
ких циклов |
|
Палеогидрогео- |
Выделение типов |
Выделение |
Расчет |
динамические |
природных |
палеопьезо |
ПИЭВ, ПИИВ |
реконструкции |
водонапорных |
максимумов |
|
|
систем и анализ |
и палеопьезо |
|
|
их развития в |
минимумов на |
|
|
осадочном |
элизионных этапах. |
|
|
бассейне |
Восстановление |
|
|
|
условий миграции |
|
|
|
флюидов на |
|
|
|
элизионных и |
|
|
|
инфильтрационных |
|
|
|
этапах. Оценка |
|
|
|
масштабов |
|
|
|
разгрузки вод |
|
Палеогидрогео- |
Определение изме |
Определение |
Определение |
химические |
нения минерализа |
соотношения |
содержания |
реконструкции |
ции, состава вод, |
седиментогенных |
в водах УВ |
|
водорастворенных |
и инфильтрацион |
и окислителей |
|
газов и т.д. |
ных вод в водо |
|
|
|
носных комплексах |
|
Палеогидрогео- |
Определение |
Прогнозирование |
|
термические |
изменения |
фазового |
|
реконструкции |
температуры, |
состояния УВ |
|
|
геотермического |
|
|
|
градиента и т.д. |
|
|
|
|
Продолжение таб. 16 |
|
Основные этапы |
Выявление |
Качественная |
Количественная |
исследований |
условий формиро |
оценка |
оценка |
|
вания и сохране |
перспектив |
перспектив |
|
ния залежей |
нефтегазо |
нефтегазо |
|
нефти и газа |
носное™ |
носное™ |
Обобщение |
|
Соотношение зон |
Расчет |
палеогидро- |
«-» |
нефтегазообразова- |
балансов |
геологических |
ния и нефтегазо- |
нефтегазообразо- |
|
данных и выводы |
|
накопления |
вания и иефте- |
|
|
(во времени |
газоразрушения |
и пространстве). Оценка перспектив иефтегазоносности, выделение территорий различной степени перспективности. Рекомендации объектов для поисково-разведоч ных работ
Глава X
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ МИГРАЦИИ, АККУМУЛЯЦИИ, КОНСЕРВАЦИИ И ДЕСТРУКЦИИ
НЕФТИ И ГАЗА
Процессы генерации, миграции, аккумуляции, рассеяния и де струкции УВ от начала до конца происходят в среде, весьма важ ным компонентом которой являются литосферные водные раство ры. Роль последних как фактора, созидающего и разрушающего скопления нефти и газа, чрезвычайно велика и иногда может счи таться решающей. Продукты разрушения скоплений нефти и газа становятся компонентами литосферных водных растворов. При их взаимодействии с другими ингредиентами последних может про исходить деструкция и самого вещества УВ (а также некоторых других газов, образующих скопления, например, сероводорода). Иногда гидрогеологические (гидрогеодинамические) условия при обретают главенствующее значение в процессах аккумуляции не фти и газа. В таких случаях говорят о гидродинамических ловуш ках и гидродинамически экранированных залежах нефти и газа.
§ /. УСЛОВИЯ МИГРАЦИИ И АККУМУЛЯЦИИ НЕФТИ И ГАЗА
При рассмотрении гидрогеологических условий миграции и аккумуляции нефти и газа следует выделять активную и пассив ную роль этих условий, точнее литосферных растворов, в данных процессах. Пассивная роль гидрогеологических условий заключа ется в том, что литосферные водные растворы являются средой, в которой протекают процессы миграции и аккумуляции УВ и дру гих веществ. Надо, однако, отметить, что рассматривать среду пас сивной можно только условно, так как она может действовать и в качестве, например, химического реагента. Активная роль гидро геологических условий в нефтегазонакоплении заключается в том, что литосферные воды (растворы) выступают как транспортирую щий агент (иногда удерживающий), определяющий миграцию не фти и газа, а следовательно, и их аккумуляцию.
В табл. 17 приведены взгляды разных авторов на роль вод в миграции УВ.
Таблица 17
Представления о механизме миграции УВ в водонасыщенных толщах пород
(по С. П. Максимову, Н. А. Еременко, В. Ф. Симоненко, 1988 г., с изменениями)
Авторы |
Состояние |
Энергия, |
Механизм |
|
вещества |
обусловливающая |
первичной |
|
|
миграцию |
аккумуляции |
Г. И. Адамс, 1903 г. |
Истинные |
Гравитационная |
Выделение |
И. О. Брод, |
растворы в |
при седиментацион- |
в свободную |
Н. А. Еременко, |
седименто- |
ном уплотнении |
фазу при |
1947 г.; |
генных |
|
изменении |
B. А. Соколов, 1947 г. |
водах |
|
термобарической |
Н. Б. Вассоевич, |
|
|
и гидрохимичес |
1954 г.; |
|
|
кой обстановок |
У. Б. Рассел, 1958 г. |
|
|
|
А. А. Карцев, 1963 г. |
|
|
|
Л.А. Польстер,
Е.И. Парнов и др., 1967 г.;
А.Е. Гуревич, 1969 г. C. Г. Неручев, 1969 г.
А.Э. Конторович, 1970 г.;
И.В. Высоцкий, 1984 г.
Э. Бейкер, 1959 г. |
Коллоидные |
Гравитационная, |
То же |
|
растворы |
молекулярная |
|
|
в седимен- |
|
|
|
тогенных |
|
|
|
водах |
|
|
К. Э. Уивер, 1960 г.; |
Растворы |
Тепловая |
То же |
М. С. Пауэрс, 1967 г.; |
в возрожден |
|
|
Дж. Берет, 1969 г.; |
ных крис- |
|
|
А.А. Карцев, 1971 г.; таллогидрат-
Р.А. Прайс, 1976 г. ных водах
А. Г. Каретников, |
Раствор в |
Поверхностных сил |
Гидрохимическое |
Г. Ю. Валуконис, |
полислое |
минеральных |
экранирование |
1973 г.; |
связанной |
систем |
|
А. М. Блох, 1969 г. |
воды |
|
|
|
|
|
Продолжение таб. 17 |
|
Авторы |
Состояние |
Энергия, |
Механизм |
|
|
|
вещества |
обусловливающая |
первичной |
|
|
|
миграцию |
аккумуляции |
В. Ф. Симоненко, |
Истинный |
Тепловая, |
Структурные |
|
1973 г.; |
раствор |
гравитационная |
изменения |
|
А. А. Карцев, 1979 г. |
во временно |
и поверхностных |
воды, |
|
|
|
модифици |
сил минеральных |
перепад давления |
|
|
рованной |
систем |
(ситовой эффект) |
|
|
воде |
|
|
Дж. М. Мунн, 1909 г.; |
Водо |
Поверхностных сил |
Эффект |
|
Дж. Рич, 1921 г.; |
нефтяные |
минеральных систем |
гравитации, |
|
И. М. Губкин, 1937 г.; |
эмульсии |
|
всплывание |
|
Ван-Тайл и др., |
|
|
к водоупору |
|
1948 г.; |
|
|
|
|
А. А. Трофимук, |
|
|
|
|
В. С. Вышемирский, |
|
|
|
|
А. Э. Конторович, |
|
|
|
|
1977 г. |
|
|
|
|
А. Мак-Кой, |
В свободной |
Гравитационная, |
То же |
|
Р. Росс-Кейт,1934 г.; |
фазе вместе |
поверхностных сил |
|
|
П. А. Дикки, 1975 г.; |
с водой |
минеральных систем |
|
|
К. Магара, |
1978 г.; |
|
|
|
X. Тагучи, |
1983 г.; |
|
|
|
Л. Н. Капченко, 1983 г.;
А. А. Карцев, 1986 г.
Практически всеобщее признание сейчас имеет представление о седиментогенности (талассогенности) литосферных водных ра створов, образующих среду нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Причем к седиментогенным растворам примыкают так же литогенные, возникающие главным образом при дегвдрации глинистых минералов.
В качестве вместилищ представляются в основном эксфильтрационные гидрогеодинамические системы, включая также термодегидратационные системы, в которых создание напора в водо носных коллекторах обусловливается преимущественно проявле нием дегидратационных вод выделяющихся из минералов под вли янием повышенной температуры (100-150°С).
Значительно сложнее обстоит дело с проблемой активной, т.е. транспортирующей функции водных растворов при миграции УВ. Активная транспортирующая роль водных растворов проявляется
при миграции УВ в виде растворов, эмульсий и, наконец, в соста ве двухили трехфазного потока, где главной фазой и (или) опре деляющим фактором потока являются водные массы вследствие преобладания над другими жидкими и газовыми фазами в бассей не.
Нет оснований считать водорастворенную форму миграции, особенно для нефтяных УВ, единственной или даже основной формой переноса. Количество нефтяных УВ, выносимое в раство ренном состоянии водами в коллекторы, весьма велико, но все же недостаточное для того, чтобы на его счет отнести образование всех известных, еще не открытых и ранее исчезнувших залежей нефти.
Следует обратить внимание на специфическое значение воз рожденных из дегидратирующихся глинистых минералов вод, дан ные по которым имеются в работах В. Ф. Симоненко, А. М. Блоха, У. Джонса, Дж. Перри, Дж. Хауэра и др. Данные В. Ф. Симоненко и некоторых других исследователей свидетельствуют о том, что вода, высвобождающаяся при перестройке структуры глинистых минералов, обладает аномально высокой растворяющей способ ностью, в том числе по отношению к неполярным органическим соединениям, и может «эвакуировать» из нефтепроизводящих по род значительное количество нефтяных УВ. Вода указанного гене зиса появляется в существенных объемах при погружении осадоч ных толщ уже на глубину 2 — 3 км. Количество ее, как показыва ют подсчеты, таково, что на целый порядок может превосходить имеющиеся объемы пористого пространства коллекторов.
Состав УВ в так называемых аквабитумоидах (т.е. веществах, извлекаемых органическими растворителями из воды), изученный А. Э. Конторовичем, как оказалось, весьма схож с составом не фти. Этот факт имеет принципиальное значение для выяснения роли водных форм миграции нефти. Обнаружение в пластовых водах также нафтеновых и метановых УВ при соотношениях меж ду тремя основными их классами, аналогичных наблюдаемым в нефти, служит подтверждением высказанных ранее прогнозов об открытии этих веществ в водах. Правда, не ясны физико-химичес кие формы всех этих веществ в водах. Но форма нахождения (ис тинный, коллоидный растворы, эмульсия) имеет для миграции второстепенное значение.
Таким образом, с учетом рада рассмотренных выше фактов и представлений можно считать, что первичная миграция нефтяных УВ (и тем более простейших — метана, этана) вместе с водными растворами имеет масштабы, достаточные для формирования в некоторых случаях промышленных скоплений.