Основные гидрогеологические критерии нефтегазоносности.

⇐ ПредыдущаяСтр 13 из 13

Подземные воды играют важную роль в процессах формирования промышленных залежей нефти и газа. Поэтому знание гидрогеологических закономерностей, безусловно, позволяет более эффективно проводить работы по открытию, разведке и разработке залежей нефти и газа.

Основные цели и задачи гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов могут быть изложены в виде следующих теоретических положений, являющихся основой нефтегазовой гидрогеологии.

Формирование нефтяных и газовых залежей является одним из частных проявлений общего процесса формирования подземных вод в общепланетарном аспекте. Анализ соотношения между всей массой подземных вод и массой нефти и газа не противоречит этому положению. Ничтожное количество углеводородов по сравнению с колоссальным объемом подземных вод пластовых водонапорных систем свидетельствует о том, что в природе сравнительно редко складываются благоприятные условия для реализации имеющихся потенциальных возможностей образования промышленных скоплений углеводородов. При этом многое зависит от геолого-структурных, геохимических, а также литолого-фациальных условий формирования как водо-вмещающих комплексов, так и подземных вод.

Формирование нефтяных и газовых месторождений определяется общими закономерностями формирования подземных вод. Последние являются той обязательной средой, без участия которых в природе не образуется промышленных скоплений углеводородов, выделяющихся при определенных условиях из фоновых подземных вод, заполняющих трещинно-поровое пространство пород. Наличие в природе «сухих» залежей нефти и газа, как будто не связанных с подземными водами, может рассматриваться в качестве одного из возможных этапов их формирования. Предполагается, что в прошлом эти залежи генетически были прямым или косвенным образом связаны с фоновыми подземными водами.

Важнейшие особенности нефтяных и газовых залежей (форма, размеры, положение в пространстве, давление, температура) и изменение их как в геологическом времени, так и в процессе эксплуатации (режим разработки залежей) обусловлены взаимодействием этих залежей с подземными водами продуктивных горизонтов, а также горизонтов, гидравлически связанных с ними. Это следует всегда иметь в виду, пытаясь понять сложнейшую модель природы нефтяных и газовых залежей, их наиболее важные параметры.

Обычно считают, что на форму, размеры и положение в пространстве нефтяных и газовых залежей главное внимание оказывают тектонический и литологический факторы. Однако фоновые подземные воды непосредственно влияют на перераспределение залежей путем миграции нефти и газа, высоту этажа газоносности, величину наклона контактов «вода — нефть» и «вода — газ», а также на интенсивность подземного окисления углеводородов.

Залежи углеводородов, возникнув на определенном этапе развития водонапорной системы, в свою очередь оказывают воздействие на контактирующие с ними подземные воды, обогащая их нафтеновыми и другими органическими кислотами, тяжелыми углеводородами, метаном и рядом специфических микрокомпонентов.

Разработка научно обоснованных методов поисков и разведки залежей углеводородов, изучение их важнейших особенностей с целью рациональной эксплуатации, а также установление условий их формирования требуют возможно более полного изучения процессов формирования подземных вод продуктивных горизонтов, а также горизонтов, прямо или косвенно связанных с ними на протяжении длительного геологического времени. Иными словами, необходимо возможно полнее изучать среду, в которой формируются залежи углеводородов и которая предопределяет их основные параметры.

Гидрогеологические закономерности нефтегазоносных районов могут быть наиболее полно установлены при изучении всей водонапорной системы, включающей области питания, стока и разгрузки.

Перечисленные теоретические положения, лежащие в основе методики гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов, предусматривают всестороннее изучение водонапорной системы.

На данном уровне развития наших знаний и техники глубокого бурения на нефть и газ можно считать, что наиболее важными гидрогеологическими параметрами являются: а) напоры подземных вод (закономерность распределения, направление и скорость движения подземных вод); б) гидрохимические показатели (растворенные ионно-солевые комплексы, их взаимосвязь со скоплениями углеводородов, с литолого-фациальными особенностями водовмещающих пород и гидродинамикой);в) газовый состав и газонасыщение подземных вод; г) температурные условия.

Получить достоверные фактические данные по перечисленным параметрам — первостепенная задача гидрогеологов в области методики изучения нефтегазоносных районов. Не менее важны интерпретация установленных фактов и внедрение результатов исследования в практику работ разведочных организаций для наиболее эффективного их использования.

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.

Этот вопрос сравнительно сложен и требует тщательного анализа всего гидрогеологического материала. Однако любому исследователю и производственнику вполне доступны такого рода анализ и интерпретация результатов гидрогеологических исследований. Кратко об истории этого вопроса.

По мере накапливания фактических данных по гидрогеологии нефтегазоносных районов уже давно предпринимались многочисленные попытки использовать эти результаты для оценки перспектив нефтегазоносности. Весьма важная проблема предсказания наличия или отсутствия в недрах залежей углеводородов по особенностям подземных вод временами казалась близкой к разрешению. Однако получение новых фактов непрестанно отодвигало ее однозначное решение.

Детальное изучение водонапорной системы, как было показано выше, позволяет решить множество важных вопросов, представляющих научный и практический интерес. Однако по своей масштабности в первую очередь к ним относится оценка перспектив нефтегазоносности.

В проблеме оценки перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим критериям можно выделить ряд вопросов, соответствующих этапам ее развития в поступательном порядке. Так, на первом этапе оценка перспектив нефтегазоносности проводилась по гидрохимическим критериям. В дальнейшем основную роль стала играть газонасыщенность подземных вод. Наконец, в последние годы наряду с перечисленными факторами установлена необходимость комплексного учета влияния различных параметров водонапорной системы на динамику формирования залежей углеводородов. Кроме того, очень широкое развитие в течение двух последних десятилетий получили также методы оценки перспектив нефтегазоносности по содержанию в подземных водах органического вещества. Одно время казалось, что именно здесь ключ к решению этой важнейшей задачи нефтегазовой гидрогеологии.

Нужно полагать, что в формировании запасов; вод нефтяных месторождений принимают участие воды разнообразного происхождения.

В зависимости от геологического строения месторождения и его геологической истории водные ресурсы его формируются главным образом или за счет погребенных вод седиментации или за счет аккумуляции в нем поверхностных вод.

Известное участие в бразовании вод нефтяных месторождений, несомненно, принимает и вода организмов, выделяющаяся при разложении органических остатков. Все эти воды разнообразного происхождения имеют и разнообразный химический состав. Так, состав вод седиментации находится в тесной зависимости от состава вод бассейна седиментации.

Имеющийся материал позволяет дать известную схему процессов, унифицирующих состав вод нефтяных месторождений.

Установление основных типов природных вод как земной поверхности, так и земных недр, и выяснение условий их образования и залегания в недрах позволяют нам подойти к рассмотрению условий образования и классификации вод нефтяных месторождений.

По существу эта задача в общем плане нами уже решена. Необходима только некоторая систематизация и детализация материалов. Воды нефтяных месторождений ассоциированы с нефтью. Место пребывания их в природе определяется местонахождением нефти. Промышленные скопления нефти привязаны к закрытым геологическим структурам, недра которых изолированы от дневной поверхности. Этим определяется природная обстановка нахождения нефти и вод нефтяных месторождений и придает водам нефтяных месторождений их специфический облик.

Чем более раскрыта структура, содержащая нефть, чем сильнее проявляется воздействие земной поверхности на недра нефтяного месторождения, тем беднее месторождение нефтью, тем обычно тяжелее, смолистее становится нефть.

То же происходит и с водами. Чем более изолированы воды от дневной поверхности, тем более приближаются они по составу к предельным типам глубинного концентрирования вод. Чем большую связь имеют воды нефтеносных недр с земной поверхностью, тем дальше идет процесс опреснения вод, тем ближе их состав к составу вод земной поверхности.

Глубинная обстановка хлоркальциевого типа вод, континентальная обстановка гидрокарбонатнонатриевого типа вод — основные обстановки существования вод нефтяных месторождений.

Морская обстановка хлормагниевого типа и континентальная обстановка сульфатнонатриевого типа — частные обстановки нахождения вод нефтяных месторождений: верхние участки нефтяного месторождения, в зависимости от степени раскрытости разреза, охватываются континентальной обстановкой сульфатнонатриевого типа и морской — хлормагниевого типа. Здесь, в зависимости от местных геолого-географических условий, могут быть представлены любые группы вод. В условиях средних широт — это обычные гидрокарбонатные кальциевые воды сульфатнонатриевого типа.

По мере углубления в недра идет преобразование вод от гидрокарбонатной группы через сульфатные и хлоридные. Сульфатнонатриевый тип вод в условиях раскрытости структур сохраняется. Обычно в верхних участках зоны затрудненного водообмена имеет место переход сульфатнонатриевого типа в хлормагниевый тип в условиях резкой засоленности разреза месторождений (например, Бугуруслан). Воды нефтяных месторождений в зоне затрудненного водообмена и даже в нижних участках зоны свободного водообмена испытывают процессы десульфирования. В условиях малой сульфатности разреза сульфатнонатриевый тип вод переходите гидрокарбонатнонатриевый. По мере углубления в недра гидрокарбонатная группа вод сульфатнонатриевого типа преобразуется в хлоридную группу.

На больших глубинах гидрокарбонатнонатриевый тип вод лерестает существовать. Появляется хлормагниевый тип вод, как промежуточная ступень преобразования вод в конечный глубинный хлоркалыщевый тип; или же гидрокарбонатнонатриевый тип непосредственно переходит в тип хлоркальциевый.

Вот основные условия образования вод нефтяных месторождений.

Солевой состав вод, как показатель нефтеносности. Рассмотрение условий образования природных вод и, в частности вод нефтяных месторождений, позволило установить основные генетические типы этих вод.

В частности, нами было показано, что гидрокарбонатнонатриевый и хлоркальциевый типы вод особенно распространены в недрах нефтяных месторождений. Следовательно, наличие в недрах этих типов вод могло бы служить в качестве благоприятного показателя возможной нефтеносности недр.

Высокая минерализация вод, принадлежность их к резко выраженной хлоридной группе, значительное содержание хлоридов щелочных земель, незначительное содержание или полное отсутствие сульфатов в водах, наряду с содержанием в них иода, нафтеновых кислот, брома, бора, делают подобный состав вод благоприятным показателем нефтеносности в случае нахождения его в недрах.

Наличие в недрах хлоркальциевых вод высокой минерализации, но с значительно выраженной сульфатностью и не содержащих иода или нафтеновых кислот, характеризует лишь высокую закрытость недр. Сама по себе закрытость недр является, конечно, необходимым условием формирования нефтяных месторождений. Но наличие в недрах нефти в промышленных количествах должно, кроме того, определяться возможностью нефтеобразования в данных геологических условиях и присутствием в разрезе пород, характеризующихся хорошими коллекторскими свойствами.

Констатация минерачьных источников хлоркальциевого типа должна всегда привлекать к себе внимание геологов-нефтяников. Но само собой разумеется, наличие подобных источников далеко не всегда говорит о безоговорочной промышленной нефтеносности недр. Особенно подозрительны случаи нахождения вод хлоркальциевого типа, но весьма слабой минерализации.ставящей эти воды в один ряд с пресными водами. В большинстве случаев подобный состав вод определяется исключительно погрешностями анализа.

Среди выявленных гидрогеохимических критериев газонефтеносности следует выделить два наиболее общих, представляющих значительный практический интерес. Прежде всего установлено, что состав растворенного газа для нефтегазоносных областей преимущественно углеводородный. Вторым является вывод о том, что для регионов, характеризующихся весьма малыми промышленными запасами или их отсутствием, состав растворенных газов пластовых вод преимущественно азотный или азотно-кислый.

27. Пористость горных пород, методы ее определения.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин и т.д.).не заполненных твёрдым веществом. Пористость определяет способность породы вмещать в себя нефть (газ и воду).

По происхождению поры и другие пустоты в породе подразделяются на: 1) первичные, образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К ним относятся пустоты между зёрнами и частицами породы, промежутки между плоскостями наслоения, пустоты, образовавшиеся после разложения организмов. Первичная пористость обычно наблюдается в песках, песчаниках, конгломератах, глинах и т.д.

2} вторичные, образующиеся в сформировавшихся породах в результате диагенеза. К ним относятся поры растворения, трещины, возникшие в связи с сокращением породы (например, вследствие доломитизации), трещины и пустоты, связанные с-кристаллизацией, трещины, вызванные тектоническими явлениями, трещины и пустоты, связанные с эрозионными процессами. Вторичная пористость обычно наблюдается в карбонатных породах (известняках, доломитах и др.).

Первичная пористость характеризуется более или менее закономерным распределением в породах, и варьируют в зависимости от их фациальной изменчивости. Вторичная пористость характеризуется локальным развитием и обычно колеблется в широких пределах; в её распределении обычно трудно установить какую-либо закономерность. Эти особенности распределения пористости отражаются и на содержании нефти в породах. Пористость - это отношение объёма пор образца породы (V_n); к видимому объёму этого образца (V_o), выраженное в процентах: Κп = (V_n/Vo) * 100%,

где Кп - пористость породы в %.

Пористость зависит от взаимного расположения и укладки зёрен, формы зёрен и степени их окатанности, степени отсортированности частиц, слагающих породу, наличия цементирующего материала и т.д. В природных условиях пористость обычно колеблется в значительных пределах, так как зёрна породы имеют самые различные очертания, в связи, с чем более крупные поры могут быть заполнены мелкими зернами породы или цементирующим веществом.

В зависимости от величины пор (по И.М. Губкину) различают:

1) рверхкапиллярные поры (диаметр более 0,508 мм), в которых жидкость является
активной Сможет свободно передвигаться;

2) капиллярные поры (диаметр 0,508 - 0,0002 мм), в которых также происходит
движение жидкости и газов;

3) субкапиллярные поры (диаметр менее 0,0002 мм), в которых действие
молекулярных сил настолько велико, что жидкость в них при наблюдающихся перепадах
давления перемещаться не может;

движения жидкостей не может быть также в капиллярных порах, окружённых субкапиллярными пустотами, а также в капиллярных порах, в которых существующие градиенты давлении не могут преодолеть молекулярные силы.

Выделяют: 1) общую (абсолютную, физическую или полную) пористость, характеризующуюся разностью между объёмом образца и объёмом составляющих его зёрен.2) открытую пористость, или пористость насыщения, включающую все собравшиеся между собой поры, в которые проникает данная жидкость (газ) при данном давлении (вакууме).

Таким образом, полная пористость включает объём всех пустот, а открытая пористость содержит лишь объём свободных, связанных между собой пор, по которым может передвигаться жидкость.

Определение пористости производят либо путём лабораторного анализа взятого образца породы (керна), либо на основании промыслово-геофизических исследований в скважине.

Большой точностью обладает метод определения пористости нефтяного пласта по данным сопротивления пород в водонасыщенной части пласта, так как между удельным сопротивлением и пористостью породы существуем определённая связь при прочих равных условиях (постоянной минерализации пластовой воды, однородности коллектора). Связь эта выражается в том.что с увеличением пористости коллектора увеличивается количество содержащейся в нём минерализованной воды и соответственно уменьшается его сопротивление.

Вычисленные значения пористости в водонасыщенной части пласта можно перенести и на нефтенасыщенную часть пласта при условии идентичности этих частей разреза.

Различают: 1) Абсолютную пористость (полную, общую) - все пустоты горной породы независимо от их формы, величины и взаимного расположения;

2) Открытую пористость(насыщенную)-— совокупность сообщающихся между собой пустот;

3) Эффективную пористость - совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации;

4) Закрытую пористость - совокупность пустот горной породы, не сообщающихся между собой (закрытая пористость определяется как разность между абсолютной и открытой пористостью).

По морфологическим признакам различают межзерновую пористость, морфология которой определяется пространственными соотношениями обломочных, карбонатных и др. зёрен, глинистых и др. чешуек и т.д., и трещинную пористость. Трещинная пористость колеблется в пределах 0,01 — 1% и, как правило, на несколько порядков меньше пористости межзерновой. В чисто трещинных коллекторах, где межзерновая пористость ничтожна, пористость трещинная определяет суммарную ёмкость горной породы.

По генезису различают пористость первичную, обусловленную особенностями осадконакопления и постепенно уменьшающуюся в ходе развития осадочной породы, и пористость вторичную, связанную с наложенными эпигенетическими процессами, сопровождающимися выносом вещества. Особенно велика вторичная пористость выщелачивания в карбонатных породах, возникающая при карстообразовании.

Пористость различных типов горных пород колеблется от долей процента до 40% и более. Пористость глинистых пород, как общая, так и открытая, зависит прежде всего от глубины их погружения. Пористость открытая на глубинах погружения в несколько сот метров равна 25 -35%. а на глубинах более 3 - 4км обычно составляет первые проценты, иногда доли процента. Скорость уменьшения пористости с глубиной зависит от состава глинистых пород, скоростей прогибания, особенностей строения разрезов и т.д. Закономерности изменения пористости глинистых пород хорошо изучены и позволяют определять глубины максимального палеопогружения осадочных толщ с точностью до 100 - 200м.

Пористость обломочных пород также закономерно уменьшается с глубиной, но эти закономерности гораздо сложнее: этапы медленного снижения пористости сменяются скачками, когда в интервале глубин всего 100-200м пористость падает на 5 -6% и более. Кроме того, пористость обломочных пород сильно зависит от содержания в них цемента; например, при содержании карбонатного цемента 25 -30% открытая пористость составляет первые проценты даже на самых малых глубинах.

Пористость карбонатных пород зависит главным образом от первичных их особенностей: ораногенные и обломочные известняки обычно обладают значительно большей пористостью. Закономерности падения пористости карбонатных пород с глубиной сложны и плохо изучены. При уменьшении межзерновой пористости возрастает способность пород к растрескиванию. Поэтому в целом при возрастании глубин погружения доля трещинной пористости увеличивается.

Для определения пористости используются различные лабораторные методы исследования образцов горных пород, гидродинамические методы исследования пластов, а также методы промысловой геофизики.

28. Залежи нефти как объект промышленной разработки. Геометризация залежей. Классификация залежей.

Согласно существующим представлениям, режимом нефтяных залежей называется доминирующая сила пластовой энергии, проявляющаяся в процессе разработки. Все известные нам режимы (водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный) характеризуются определенной закономерностью. Наиболее характерной является зависимость газового фактора (F) от коэффициента нефтеизвлечения (h), а также изменение диапазона компонентного состава газа нефтяных залежей. Режимы могут проявляться как в отдельности, так и в смешанном виде (в сочетании с другими режимами). Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, в залежах нефти, имеющих смешанный режим, изменение газового фактора происходит в соответствии с преобладающим режимом, проявляющимся в процессе разработки

Режимы разработки залежей:

Упругий, при котором в качестве единственного источника энергии используется энергия упругого расширения воды, нефти и горных пород.

Водонапорный, при котором используется только энергия гидростатического напора краевых вод. Нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. При водонапорном режиме давление воды действует на нефть снизу.

Газонапорный, при котором используется энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке (режим газовой шапки). Нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии. При газонапорном режиме газ создает давление на нефть сверху.

Режим растворенного газа, при котором основным источником энергии является энергия выделяющегося и расширяющегося газа. Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. Нефть продвигается к пласту под действием энергии расширяющегося газа.

Гравитационный режим - нефть из пласта продвигается к забою под действием гравитационных сил (сил тяжести). При гравитационном режиме отсутствует напор краевых вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки м/р.

На разрабатываемых залежах какой либо из указанных режимов разработки в чистом виде встречается редко. Обычно режимы сосуществуют в различных комбинациях.

Геометризация формы

Под формой нефтяной или газовой залежи следует понимать не только форму поверхностей пласта (кровли и подошвы) и поверхности ВНК, ограничивающих залежь в пространстве, но и ее внутреннее строение. Это обусловлено тем, что в большинстве случаев продуктивный пласт не является монолитным, а сложен прослоями коллекторов, разделенных между собой непроницаемыми разделами. Поэтому в задачу геометризации формы залежи входит не только характеристика «внешней» формы залежи, но и изучение ее внутреннего строения.

Геометризация «внешней» формы залежи позволяет показать на плане размеры и конфигурацию залежи, положение ВНК или ВГК, положение контуров нефтеносности илигазоносности. Как правило, все эти задачи решаются путем [построения различных структурных карт и карт поверхности ВНК или ВГК. В тех случаях, когда залежь приурочена к сильно нарушенным структурам или к зонам стратиграфических несогласий, построить эти карты довольно сложно. В таких случаях необходимо дополнительно строить карты, характеризующие форму поверхностей стратиграфического среза или разрыва. Общая характеристика «внешней» формы залежи при наличии таких условий может быть получена только путем сопряжения различных поверхностей. В отдельных случаях характеристика «внешней» формы залежи получается более наглядной при проектировании ее на наклонную или вертикальную плоскость.

Классификация залежей

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 914; Мы поможем в написании вашей работы!
Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 4 5 6 7 8 9 10 11 1213

Мы поможем в написании ваших работ!