Родовища нафти та газу, Гідрогеологія нафти та газу
Герасимова Ж.А.
Основи гідрогеології. Новосибірськ, вид-во Наука Сибірське відділення, 1982р.
Процеси формування та розсіювання вуглеводнів відбуваються у середовищі, невід'ємним компонентом якої є вода. Ролі води в освіті, накопиченні, збереженні та руйнуванні нафтогазових родовищ присвячені роботи геологів-нафтовиків та гідрогеологів (М. А. Альтовського, І. 0. Брода, Н. Б. Вассоєвича,; І. М. Губкіна, А. А. Карцева, В. Н. Корценштейна, В. А. Кротової: А. Леворсена, А. М. Овчиннікова, В. А. Соколова, В. А. Суліна, Г. М. Сухарєва, А. А. Трофімука, М .К. Хабберта та багато інших).
У наше завдання не входить аналіз гіпотез походження нафти і газу. Їх, по крайнього заходу, три (рис. 6.9), крім численних модифікацій. Найбільш обґрунтовану органічну гіпотезу підтримує переважна більшість геологів-нафтовиків та гідрогеологів. Неорганічна (Н. А. Кудрявцев, В. А. Кротова та ін.) та «гідрогеологічна» (М. Є. Альтовський) гіпотези розроблені слабше. Однак якої б концепції не слідувати, у кожній з них важливе значення приділяється водній міграції вуглеводнів.
Незважаючи на малу розчинність нафти у воді, речовини її складові та речовини, з яких вона утворюється (протонафта), переносяться лише у двох станах — водорозчиненому або зваженому у воді (вільному). Що ж до газу, його міграція без участі води малоймовірна, хоча повністю виключати струминну (вільну) міграцію не можна.
Якщо утворення покладів нафти і газу відбувається в рухомому водному середовищі, що забезпечує міграцію та акумуляцію вуглеводнів, то для збереження таких родовищ необхідні умови застійності. Ступінь рухливості води за своїм впливом на формування та руйнуваннянафтогазових родовищ є, мабуть, головним серед інших геологічних факторів, оскільки вона інтегрує тектонічну активність, геологічну будову, літологічні особливості, термодинамічні умови та їхню зміну в часі.
І. М. Губкін (1975), який класично обґрунтував органічну гіпотезу походження нафти, показав, що формування та руйнування нафтогазових родовищ, що відбувається у водному середовищі, є єдиним багатоступеневим природоісторичним процесом, тісно пов'язаним з літогенезом і тектогенезом.
Їм виділено чотири стадії цього процесу: 1) накопичення вихідної органічної речовини в осадових відкладах та утворення вуглеводнів у ході його перетворення; 2) переміщення їх з нафтоматеринських товщ у колектори та наступна міграція по пласту-колектору (бічна міграція) або за розривними порушеннями та тріщинами (вертикальна міграція); 3) акумуляція нафти та газу за наявності сприятливих структурних та літологічних умов на шляху міграції та утворення родовищ; 4) перерозподіл чи руйнація покладів за зміни геологічних умов. Розглянемо ці стадії з урахуванням сучасних даних з позиції органічної гіпотези.
Накопичення вихідної органічної речовини та утворення вуглеводнів.
На стадії седиментогенезу закладаються первинна концентрація, вихідний тип і хімічний склад органічної речовини осадових порід і вод, що насичують їх. Зараз добре доведено можливість утворення нафтових вуглеводнів з розсіяної органічної речовини опадів, переважно глин, що утворюють товщі, що виробляють нафту. Після поховання внаслідок впливу води, біохімічних і фізико-хімічних процесів відбувається перетворення органічної речовини: спочатку приактивну участь мікроорганізмів (стадія діагенезу), потім під впливом тиску, температури та геологічного часу (стадія катагенезу). Велике значення у своїй має наявність як ємності, а й екрану нафто-, водо- і газонепроникних порід (глинистих, соляних тощо. буд.), що викликає так звану гидрогеологическую закритість [Кротоваг 1957; Карцев, 1972].
Органічною речовиною, як показали А.Е. Конторович і С. Г. Неручов (1971), генерується нафти більше (15-20% від загальної кількості), ніж газу (всього 3-4%), але газ має більш високу розчинність, переходячи навіть у нафту, що генерується, не кажучи вже про значні масштаби його розчинення у водній фазі. З вуглеводневих газів завжди переважає метан. Розчинність вуглеводнів зростає із зменшенням молекулярної маси: для нафтенових вуглеводнів вона вища, ніж у метанових, а в ароматичних-більше, ніж нафтенових. Зі зростанням тиску та температури вона підвищується. Помітно вплив та ступеня мінералізації - з її збільшенням розчинність падає.
У різних підземних водоносних системах співвідношення мас розчинених вуглеводнів і підземних вод варіює від 1: 100 до 1: 1000, що дає підставу В. Н. Корценштейну (1976, с. 205) вважати освіту нафтогазових родовищ «одним із приватних проявів загального процесу вод».
Переміщення вуглеводнів у колектори вивчено головним чином прикладі газоподібних вуглеводнів. Їхню еміграцію з нафтовиробних товщ викликають геостатичний тиск (тобто ущільнення опадів), капілярні, молекулярні, гравітаційні та гідравлічні сили. Видавлювана вода з розчиненими вуглеводнями прямує в область найменших тисків до покрівлі пласта і від занурених ділянок басейнів до піднятих. Цьому процесусприяє зниження температури: коли вона змінюється від 50 до 25 ° С, з 1 м 3 води може виділитися 20 г рідких метанових вуглеводнів; при зниженні її від 100 до 25 ° С вже близько 100 г, а в окремих випадках до 900 г [Бурштар, 1973]. Капілярні сили сприяють витіснення нафти і газу водою з капілярних пір в більші порожнечі (за рахунок великих величин поверхневого натягу води і кращої здатності, що її змочує). Гравітаційний фактор міграції [Гуревич та ін., 1972] відповідно до густини води в колекторі призводить до поділу рухомих компонентів. Гідравлічний фактор проявляється при фільтрації у надкапілярних порах; рух води спрямовано з областей великих тисків області п'єзомінімумів.
Звичайно, якась кількість вуглеводнів надходить у підземні води при інфільтрації за рахунок наземної рослинності та ґрунтового покриву, а частково - в результаті вилуговування з порід, що вміщають [Карцев, 1972]. Вуглеводні можуть не тільки проступати в підземні води, але і виникати в них (скажімо, при декарбоксилюванні карбонових кислот та амінів).
Тим не менш, основна їх маса (потім формує поклади нафти та газу) переміщається в елізійний етап руху підземних вод (див. гл. 7). В результаті тектонічних зрушень відбувається регіональне прогинання, на тлі якого окремі ділянки зазнають відносного підняття (або відставання у прогинанні). Вода, що вичавлюється разом з інфільтрогенними водами рухається до цих піднять і розвантажується, виділяючи з водного розчину вуглеводні та інші органічні сполуки в породи-колектори. Так формуються нафтогазоносні почти та формації, а за наявності пасток — нафтогазові родовища. Площі замкнутих або не повністю замкнутих западин, різних поформі, розмірам, будови та історії геологічного розвитку та характеризуються наявністю регіонально нафтогазоносних горизонтів з нафтовими або газовими родовищами називаються нафтогазоносними басейнами.
Найбільшу міграційну здатність має вуглеводневий газ метанового складу, найменшою — важкі вуглеводні. Серед нафт найвища міграційна здатність у легкої нафти.
Акумуляція нафти та газу. Переміщення нафти та газу в пастку здійснюється завдяки явищам фільтрації та спливу, підпорядковане значення має дифузія.
Фільтрація, що здійснюється за законом Дарсі або з деяким відхиленням від нього, є одним з основних видів механічного перенесення нафти і газу в тріщинувато-пористому середовищі під дією градієнта тиску. Її можна виразити рівнянням:
де Q - кількість рідини (см3), що проходить в одиницю часу через шар породи довжиною h (см) з поперечним перерізом S (см 2); К - коефіцієнт проникності породи (дарсі); µ- в'язкість рідини (сантипуази); Р1 - Р2-різниця тисків (кГс/см 2).
Для початку фільтрації необхідний деякий початковий градієнт напірний. Він залежить від проникності породи (фільтрація можлива при русі великих мас газу та нафти в пористих піщаних або карбонатних колекторах) та перепаду тисків. При Рпл = Ргідр, де Рпл - пластовий тиск у водоносному горизонті і Ргідр - нормальний гідростатичний тиск у товщі порід, градієнт перепаду тиску (Р1-Р2) h зберігає постійне значення-близько 100 кГс/см 2 на 1 км [Соколів, 1966] .
Рух нафти і газу по пласту відбувається і під дією сил спливу вуглеводнів у водонасиченій породі Fа ж гідравлічної сили води, що рухається Fгідр і визначається співвідношенням нахилів п'єзометричної та структурноїповерхні у пласті. При односпрямованому нахилі структурної та п'єзометричної поверхні нафта та газ потрапляють у такі самі ситуації: 1) Fгідр > Fа - вони переносяться вниз пластом потоком води; 2) Fгідр Рнас газ мігрує у водорозчиненому стані (рис. 6.10). Спочатку утворюються нафтові поклади в нижче розташованих пастках, а газ - у піднятих. Також випадки трапляються у Передкавказзі та Західному Сибіру.
Все сказане стосувалося утворення покладів у структурних пастках склепінного типу при латеральній міграції. Однак нафтогазові поклади виникають також у літологічних, тектонічних екранованих, гідродинамічних та інших пасток, коли у формуванні покладів особливо важлива вертикальна міграція вуглеводнів (за зонами розломів, через насичені водою глини та піски при великих перепадах тиску тощо).
До родовищ, сформованих у результаті вертикальної міграції, відносяться, наприклад, нафтогазові поклади зовнішньої зони Предкарпатського прогину, що має блокову будову. Зупинимося лише на тектонічно екранованих пастках, де роль водної міграції проявляється найвиразніше.
Поклади, присвячені таким пасткам, часто розташовуються на занурених ділянках монокліналей. Вони відомі в багатьох нафтогазоносних провінціях, іноді на їхню частку припадає переважна частина запасів нафти та газу (наприклад, у Східно-Венесуельському та Віденському басейнах, провінції Голф-Кост та ін.). Скидання виконують роль екранів на шляху міграції вуглеводнів від осі прогину до бортів з наступним
перерозподілом по розрізу.
Нафтогазові родовища зазвичай тяжіють до зон древніх та сучасних розвантажень або розташовуються поблизу них (рис. 6.11). Така закономірність характерна для низки нафтогазовихбасейнів, зокрема для Волго-Уральської та Західно-Сибірської провінцій. При локальному характері зон розвантаження поклади можуть розташуватися концентрично по відношенню до осередків розвантаження, як це притаманно Заглі-Дарвазинського газоносного району Туркменії і Красноленинского склепіння Західного Сибіру (див. гл. 7).
Вертикальна міграція вуглеводнів, що часто поєднується з латеральною, призводить до утворення вторинних покладів нафти і газу, як у лежачих, так і бічних породах, а у разі виходу на поверхню — розсіяння покладів. Побічні поклади відзначаються у породах будь-якого матеріального складу, зокрема у тріщинуватих магматичних чи метаморфічних утвореннях. До останніх належать, наприклад, родовища нафти у гранітах Західної Венесуели, Марокко, Канзасу (США).
Руйнування покладів нафти та газу під впливом підземних вод протікає як без хімічної деструкції вуглеводнів, і з допомогою хімічного їх знищення. У першому випадку правильніше говорити про переформування покладів [Гуревич та ін., 1972], оскільки вуглеводні, що залишають пастку в процесі еміграції, здатні концентруватися в нові поклади. У другому — руйнуються як поклади, а й вуглеводні, т. е. має місце хімічне руйнація покладів.
Переформування покладів водами, що рухаються, відбувається переважно механічним (гідравлічним) і фізико-хімічним (в результаті розчинення) шляхом.
Механічне вплив починається з утворення нахилу нефте-або газоводяного контакту. Як показав М. До. Хабберт, повної нерухомості покладу відповідає горизонтальне становище цього контакту. Нахил визначає напрям руху підземних вод. Якщо нахил нафтогазового контакту крутіший за кут падіння крила покладу, то відбувається переформуванняпоклади води, що рухається - нафта і газ з часом вимиваються повністю.
Умовою збереження покладу від розмиву є нерівність [Карцев, 1972]