viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

     Ю.В. Афанасьев, (СамГТУ)

 

 

 

Проблема формирования залежей УВ представляет и практический, и теоретический интерес. Анализируя условия генерации и аккумуляции УВ, М.И.Суббота и А.Ф.Романюк (1967) отмечают “каким образом эмигрировавшие в коллекторы рассеянные УВ концентрируются и образуют залежи нефти, до сих пор недостаточно известно”.

Г.В.Рудаков (1967), анализируя эту проблему с позиций равновесной термодинамики существующих представлений об образовании скоплений жидких УВ в ходе их миграции совместно с водой в растворенном и диспергированном состояниях, пришел к заключению о принципиальной его неосуществимости посредством совокупности известных физико-химических процессов (истинная и коллоидная растворимость, диспергация и сегрегация флюидов, всплывание, коалесценция, смачивание, адсорбция) и сделал вывод, что “существующие физические представления рассмотренных явлений диспергации и коалесценции в пористой среде исключают возможность селективной концентрации УВ в земной коре в процессе миграции в диспергированном состоянии” и “единственно возможной миграцией УВ в жидкой фазе на большие расстояния является струйная поперечная миграция, которая может осуществляться по проемам разломов и нарушений в условиях существующих больших градиентов давления”.

Однако пока не установлено ни одного факта такого рода миграции и разведка ориентирована на поиск перспективных ловушек, а не фонтанирующих разломов. Более того, приводятся многочисленные примеры залежей, сформировавшихся в песчаных пластах, приуроченных к сводам поднятий, замещающихся на крыльях и периклиналях глинами (Аширов К.Б., 1987). Действительно, к настоящему времени механизмы миграции и аккумуляции выяснены еще недостаточно. Но достоверно известно, что вне ловушек сегрегация отсутствует и скопления УВ не существуют, а при естественном или техногенном нарушении ограничений они разрушаются. Накопленный эмпирический материал, характеризующий особенности, отличающие продуктивные ловушки от непродуктивных, позволяет вскрыть на теоретическом уровне механизм формирования скоплений. Наибольший интерес в этом отношении представляет слоистая неоднородность, прослеженная многими исследователями и проявляющаяся в закономерных вариациях по разрезу фильтрационно-емкостных свойств, вторичной цементации новообразованными минералами и твердым битумом, содержаний микроэлементов, плотности нефти и др.

Для статистического анализа степени слоистой неоднородности терригенного пласта Д1 на крупнейших месторождениях Татарии и Башкирии был введен ряд показателей (средняя мощность эффективного песчаникового прослоя, коэффициенты расчлененности и песчанистости), в совокупности достаточно определенно характеризующих свойства эксплуатационного объекта (Семин Е.И., 1959). Были обработаны и обобщены геофизические данные, полученные более чем по 3400 скважинам, вскрывшим горизонт в пределах Ромашкинского, Бавлинского, Туймазинского, Серафимовского и Шкаповского месторождений. Установлено, что на Ромашкинском месторождении коэффициент песчанистости 0,67, на остальных – в среднем 0,84. Это означает, что мощность расчленяющих непроницаемых прослоев на Ромашкинском месторождении заметно больше, чем на других, а также то, что суммарная эффективная мощность пласта больше неэффективной. Эти результаты, по-видимому, свидетельствуют также о гидродинамической связанности пласта.

Другим важным результатом является относительная близость значений средней мощности эффективных песчаниковых прослоев: на Ромашкинском месторождении – 5,6; Туймазинском – 5,0; Бавлинском – 6,8; Серафимовском – 5,45; Шкаповском – 6,9 м. Предполагая обусловленность высокой плотности неэффективных прослоев глинистостью, можно прийти к выводу о связи слоистости с ритмичностью осадконакопления на территории Татарии и Башкирии во время формирования пашийской свиты.

Исходя из предпосылок о периодической смене условий осадконакопления и обусловленной ею периодичностью распределения пористости в осадочных отложениях, исследовано распределение пористости по разрезу (иными словами, слоистой неоднородности) в продуктивных карбонатных отложениях турнейского яруса Бавлинского (375 определений по 37 скважинам), Ромашкинского (127 определений по 37 скважинам) и Ново-Елховского (81 определение по 9 скважинам) месторождений (Алишаев М.Г., Хайрединов Н.Ш., 1965). Эти представления обосновал А.Б.Вистелиус (1963) и на основе статистического анализа распределения пористости пришел к выводу о существовании процесса, проявляющегося в формировании ее периодичности по разрезу. В зависимости от частоты в этом процессе “фазовой дифференциации” выделены макро-, мезо- и микроритмы. Анализ ритмов 1-м диапазона исследователи осуществили с помощью откорректированной к условиям задачи методики, использовавшейся ранее для изучения ритмичности терригенных отложений. Графики зависимости средней пористости, вычисленной для 0,5-м интервалов разреза, от глубины (от кровли турнейского яруса) носят подобный волнообразный характер, на котором прослеживаются три волны асимметричной формы 1-м диапазона с уменьшающейся по глубине длиной и амплитудой (длина 6; 4,5 и 4 м для Бавлинского месторождения). Более 95 % значений пористости находятся в диапазоне 10-15 %. На волны 1-м диапазона наложены волны большей частоты – дециметрового диапазона. Спектр среднеквадратичных отклонений вычисленных значений пористости имеет такую же волнообразную форму. Исходя из подобия форм кривых, упомянутые авторы делают вывод о единстве геотектонического режима осадконакопления в кондурчинское время в пределах Южного купола Татарского свода. Хорошая корреляция микроритмов пористости, по их мнению, свидетельствует о дифференциации на большой площади и пластовом характере. Небольшие вариации длины и амплитуды волн, а также средней пористости пород в отдельных месторождениях соотносятся с палеогеографической индивидуальностью.

При изучении условий формирования месторождений УВ в продуктивных отложениях Среднего Поволжья на фоне зональной литофациальной неоднородности выявлена наложенная слоистая неоднородность в форме относительно регулярно расположенных по разрезу плотных пропластков мощностью до нескольких метров с минеральнобитумной цементацией (Аширов К.Б., 1959).

При анализе нефтеотдачи по залежи пласта Б2 Зольненского месторождения установлено, что характер обводненности и степень выработанности запасов нефти оп­ределяются преимущественно неоднородным строением продуктивного пласта (Садрисламов М.М., 1959; Колганов В.И., 1961). Неоднородность состоит в его расчлененности слабопроницаемыми пропластками. Коэффициент расчлененности равен 2,05; песчанистости – 0,9; мощность эффективного песчаникового прослоя – 8,1 м. Пласт Б2 представлен в основном в различной степени окатанными слабосцементированными кварцевыми песчаниками, в которых преобладают фракции 0,15-0,25 и 0,05-0,15 мм. Пористость эффективных прослоев 18-28 %, проницаемость 0,5-5,0 мкм2.

По материалам геофизических исследований скважин, пробуренных в обводненной части пласта Б2 Зольненского месторождения, М.М.Сад­рисламовым в нижней половине пласта, в его кровле, а в некоторых случаях и в средней части выделены интервалы, характеризующиеся пониженными значениями амплитуд аномалий ПС и повышенными удельного сопротивления (от 10 до 1300 Омм). Наличие таких интервалов в обводненном пласте обнаруживается также методом радиоактивного каротажа (НГК-46). При применении стандартной методики интерпретации материалов геофизических исследований скважин такие интервалы принято относить к плотным глинистым. Однако высокое удельное сопротивление и низкая по данным гранулометрических анализов глинистость (< 4 %) побудили автора искать причину значительных изменений в иных особенностях продуктивного пласта. Путем сопоставления каротажных диаграмм с керновым материалом установлено, что обводненный продуктивный пласт представляет собой переслаивающиеся водо- и нефтенасыщенные интервалы с повышенными удельными сопротивлениями против нефтенасыщенных. Выполненный анализ полученного фактического материала позволил установить, что основной причиной изменений параметров является наличие в пласте Б2 дискретно распределенного по разрезу черного плотного битуминозного песчаника. Количество битума изменяется в очень широких пределах, что и обусловливает вариации удельного сопротивления песчаника. Наличие прослоев плотного битуминозного песчаника наблюдается во всех скважинах, что зафиксировано при описании большого объема керна, выполненного промысловыми геологами. В песчанике с удельным сопротивлением 180 Омм битум лишь частично и неравномерно заполняет поры и трещины породы. Песчаник с удельным сопротивлением 1200 Омм черного цвета, плотный, хрупкий (легко разрушается при сдавливании пальцами). Поры в нем полностью заполнены черным с металлическим блеском битумом. Наряду с черным битумом на зернах породы имеются примазки ярко-коричневой нефти. Зерна сцементированы битуминозным, участками пиритизированным цементом, что и обусловливает хрупкость породы. Такой песчаник на диаграмме гамма-каротажа характеризуется повышенным -излучением. Мощность битуминозных интервалов, согласно приведенным автором данным, составляет 2-5 м. Кроме того, отмечается, что битумонасыщенные прослои обнаруживаются по керну не только в пределах продуктивного пласта, но и за контуром нефтеносности, и ниже современного водонефтяного раздела. При опробовании таких прослоев, рекомендованных на основании отобранного керна, поступает лишь минерализованная вода, что свидетельствует об отсутствии подвижных УВ-флюидов и насыщенности пород твердым битумом.

Люминисцентно-битуминологическими исследованиями керна черного песчаника, отобранного при бурении ряда скважин, показано, что содержание ОВ варьирует в интервале 1,92-4,13 % на 1 г породы. В ОВ битума 89,5-93,7 %, нерастворимого ОВ 10,5-6,3 %. В битуме содержание смол и асфальтенов превышает 70 %. Отмечается, что подобный битуминозный песчаник был отобран из продуктивных пластов угленосного горизонта и ряда других месторождений Куйбышевской области, а также пластов различных горизонтов Башкирии (Колганов В.И., 1959).

Прослои плотных битуминозных черных песчаников мощностью 2-4 м, характеризующихся повышенным электрическим сопротивлением, обнаружены в пашийском горизонте многих площадей Ромашкинского и бобриковском горизонте Новоелховского месторождений (Регуш В.А., 1967). Образцы битуминозных пород отобраны из переходной, первоначальной, а также выше и ниже современного водонефтяного контакта, т.е. в древних зонах. Кроме того, подчеркивается, что прослои битуминозных песчаников мощностью 2-4 м отмечаются во всех нефтенасыщенных пластах продуктивного разреза до кровли залежи. По гранулометрическому и минералогическому составам породы-коллекторы (пористость 15-35 %) относятся к средне- и мелкозернистым кварцевым песча­никам или крупнозернистым алевролитам. Битуминозные песчаники от темно-бурого до черного цвета хорошо отсортированы, слабо или хорошо окатаны, характеризуются рыхлой и локально плотной упаковкой, плоскими, реже выпукло-­вогнутыми контактами, что свидетельствует, по Б.А.Лебедеву (1992), об их принадлежности к зоне умеренного уплотнения или близости к ней и отсутствием либо небольшим количеством регенерационного кварцевого или пойкилитового карбонатного цемента. Алевролиты имеют темно-коричневый цвет, обусловленный присутствием неподвижного битума соответствующего цвета. По морфологии выделены две формы битума: пленочный и сгустковый. Первый полностью или частично обволакивает зерна кварца, заполняет поры, скрепляет зерна, закупоривает большую часть проводящих каналов, снижая пористость более чем вдвое, а проницаемость на два порядка. Сгустковый битум не имеет определенной формы и контактирует локально с поверхностью кварцевых зерен. Битум часто разбит трещинами, что свидетельствует о его твердом состоянии и определенной кристалличности. Исследователи считают, что различия между этими двумя видами битума формальные и определяются лишь характером связи с поверхностью частиц породы. С позиций происхождения различные морфологические типы битумов едины. Это подтверждается данными битуминологического (компонентного) и элементного исследований. Во всех изученных образцах битуминозных пород битум содержит масла, смолы и асфальтены в различных отношениях. В среднем содержание масел и асфальтенов достигает 42 %, а смол – 16 %. Отношение С/Н немногим более 8. По цвету и количеству хлороформенного, петролейно-эфирного и спиртобензольного экстрактов и характеру щелочной вытяжки исследователи пришли к выводу об однотипности вещества битумов и общности механизмов их формирования. Сравнительно высокое содержание гетероатомов (O + N + S) от 7,62 до 10,47 % считают свидетельством окислительных процессов как на современном, так и древнем водонефтяных контактах. Аналогичным элементным и компонентным составом характеризуются битумы пород палеозоя (Аширов К.Б., 1965; Гольдберг И.С.,1973; Холодов В.Н. и др.,1961). Таким образом, выяснилось, что слоистая неоднородность продуктивных разрезов обусловлена наличием плотных битуминозных прослоев и не связана с осадконакоплением.

Ряд исследователей обнаруженное явление объясняют процессами на водонефтяных контактах в ходе формирования залежей. В.А.Регуш такое представление обосновывает тем, что подошва битуминозных песчаников на северо-западе и юго-востоке Ромашкинского месторождения расположена на одном уровне, т.е. выдержана по простиранию.

В наиболее детальной форме эта связь выражена Р.С.Сахибгареевым. “Приход дискретных порций УВ в ловушки знаменуется стабилизацией соответствующих им водонефтяных контактов, что сопровождается существенным растворением минералов цемента и скелетной части коллекторских пород под воздействием продуктов окисления УВ” [4]. Мощность зоны растворения в существенно кварцевых песчаниках около 5 м и выделяется по пигментации коллекторских пород битумом окислительной природы. Мобилизованные при растворении компоненты в зависимости от амплитуды ловушки либо выносятся за ее пределы, либо образуют под зоной растворения зону цементации. Формируется слоистая неоднородность.

Простейшая элементарная фор­ма неоднородности выявлена на Гаевской площади Калининградской зоны нефтенакопления [4]. Нефтяная залежь вскрыта в сводовой части куполовидного поднятия и приурочена к среднекембрийским, сравнительно однородным мелкозернистым кварцевым песчаникам. В своде ловушки толщина нефтенасыщенного песчаника достигает 5 м, пористость варьирует от 5 до 8 %, плотность – от 2,35 до 2,45 г/см3. Ниже по разрезу наблюдается песчаник толщиной 2,5 м, пористостью 15 % и плотностью 2,18-2,20 г/см3, стенки пор которого выполнены твердым черным битумом, вследствие чего порода имеет характерную темную окраску. Еще ниже фиксируется водонасыщенный светло-серый песчаник толщиной 2 м с аналогичными параметрами. Ниже зоны разуплотнения четко выделяется зона цементации, сложенная плотным кварцитоподобным пиритизированным песчаником толщиной 0,6 м, пористостью 1 % и плотностью до 2,6 г/см3. Зона цементации через небольшую “переходную” зону с изменяющимися параметрами “плавно” переходит также в водонасыщенную “нейтральную” зону, параметры которой аналогичны параметрам нефтенасыщенной части. На наш взгляд, это явление, которое с позиций разработки залежей принято называть неоднородностью, с позиций его существа есть упорядоченность. Выступающая под “маской” неоднородности упорядоченность установлена и на месторождениях других регионов.

На основании анализа представительного как по объему, так и информативности материала, характеризующего распределение состава и свойств нефти и вторичного битуминозного карбонатного цемента по разрезу однородного мощного (более 25 м) пласта БВ8, выдержанного по всей площади Самотлорского месторождения, Ю.В.Щепеткин и другие (1974) пришли к выводу “о наличии не менее двух фаз в формировании рассматриваемой залежи”.

Газоконденсатная с нефтяной оторочкой залежь пласта А4 Лебяжинского месторождения (Самарская область) приурочена к западной части Кулешовской тектонической зоны. По кровле пласта структура выражена пологой брахиантиклиналью широтного простирания, осложненной двумя куполами. По материалам пробной эксплуатации и геофизических исследований в продуктивном разрезе, сложенном разнообразными известняками с прослоями доломитов, прослежены “два почти горизонтальных слоя высокой уплотненности” [1, 2]. Один из них (абсолютная отметка -1582…-1586 м) разобщает газо- и нефтенасыщенный разрезы, а второй (-1590…-1594 м) – нефте- и водонасыщенный. В газонасыщенном разрезе установлено остаточное нефтенасыщение. При литолого-петрографических исследованиях в газонасыщенном разрезе выявлены еще два уплотненных пропластка в интервалах 1564-1568 и 1572-1576 м (Цивинская Л.В., 1984).

Пористость была определена по 372 образцам с использованием кривых распределения средневзвешенных значений по эффективной мощности и составила 17,9 для нефтяной и 20,6 % для газовой частей [1].

Пористость уплотненных пропластков снижается до 1-3 % за счет полной или частичной цементации твердым битумом и вторичным кальцитом (Цивинская Л.В., 1984). В этих пропластках отмечены микротрещиноватость, стилолитизация, а в подошве – окремнение, пиритизация и сульфатизация. Исходя из тех же представлений, что и Р.С.Сахибгареев [4], Л.В.Цивинская выделяет в формировании рассматриваемой залежи четыре этапа дискретного поступления УВ в ловушку.

Однако модели прерывистого и непрерывно-прерывистого формирования [4] не раскрывают механизм, определяющий становление регулярной слоистой неоднородности (упорядоченности) в пластах и массивах с нелинейно изменяющимся от кровли к подошве объемом.

В последние годы для объяснения процессов нафтидогенеза в нефтегазоносных бассейнах А.Э.Конторович и другие (1988, 2000, 2002) использовали принципы самоорганизации – упорядочения в открытых системах вдали от состояния равновесия. Открытой системой является всякая продуктивная ловушка, контактирующая как с источником вещества и энергии, так и со стоком [3].

С этих позиций упорядочение в продуктивной ловушке Гаевского месторождения можно представить следующим образом. В ходе аккумуляции мигрирующих продуктов катагенеза рассеянного ОВ в полостном пространстве коллектора в интервале от кровли до подошвы зоны цементации (2295,0-2305,1 м) формируется однородный флюид с ограниченной растворимостью компонентов (Крупаткин И.Л., 1958). Вследствие кинетических и диффузионных ограничений, накладываемых вмещающей средой, флюид по степени концентрации оказывается глубоко в метастабильной области. При достижении неравновесной критической точки, определяющейся при данных термобарических условиях только концентрацией, однофазный флюид теряет устойчивость и расслаивается с образованием двух жидких фаз: водной и УВ-фазы (Афанасьев Ю.В., 2003). По окончании расслоения в коллекторе формируются две зоны: продуктивная (локализация УВ-фазы – интервал 2295-2300 м) и переходная (локализация водной фазы – интервал 2300,0-2305,1 м). Полярные гетероатомные компоненты адсорбируются преимущественно на границе раздела фаз (интервал 2300,0-2302,5 м), так как их концентрация не достигает критического значения (Сазонов В.П., 1968). В пористой среде граница раздела фаз принимает не плоскую, двухмерную форму (мениск), а пространственную, трехмерную.

В переходной зоне вследствие концентрирования при расслоении, а также образования в результате биохимического окисления УВ, агрессивных по отношению к породе компонентов (кислоты, перекиси и др.), развивается выщелачивание, проявляющееся в коррозии породообразующих минералов. Мобилизованные при этом компоненты перемещаются к подошве переходной зоны и переотлагаются. Формируются подзоны разуплотнения и цементации.

В ходе дальнейшей геологической истории продуктивной ловушки УВ-фаза преобразуется в современную нефть (Брод И.О. и др., 1957; Гольдберг И.С. и др., 1981), а полярные гетероатомные высокомолекулярные соединения – в пленочный твердый битум окислительного ряда и/или ряда карбонизации (Лебедев Б.А., 1992), что было отмечено Р.С.Сахибгареевым [4].

Формирование залежи пласта А4 Лебяжинского месторождения, судя по числу характерных уплотненных прослоев с минерально-битумной цементацией, следует рассматривать как последовательную четырехкратную трансляцию совокупности процессов аккумуляции и двухфазного расслоения в интервалах 1555-1572; 1568-1582; 1576-1590; 1586-1600 м. Особенности залежи связаны, во-первых, с формированием в прослоях мощностью до 4 м не пленочного, а консолидированного твердого битума с содержанием до 5-30 % к породе, а, во-вторых, с газоконденсатным типом залежи, что обусловлено последующим расслоением УВ-фазы (Крупаткин И.Л., 1958). В ловушке реализуется трехфазное состояние, которое является предшественником будущей залежи. В результате ката- и гипергенного преобразования фаз (Гольдберг И.С., Лебедев Б.А., 1981) формируется газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой.

Таким образом, продуктивная ловушка – открытая упорядоченная система порода – флюид; расслоение флюида с ограниченной растворимостью компонентов – стартовый механизм упорядочения; залежь нефти и газа – превращенная форма обособившихся при расслоении УВ-фаз.

 

ЛИТЕРАТУРА
1. Аширов К.Б. О целесообразности раздельной разработки газовой и нефтяной частей залежи Лебяжинского месторождения / К.Б.Аширов, В.И.Кирин, О.М.Печорин и др. // Газовое дело. – 1969. – № 8.
2. Горбатова А.Н. Геологические условия и особенности разработки газоконденсатной залежи с нефтяной оторочкой пласта А4 башкирского яруса Лебяжинского месторождения / А.Н.Горбатова, А.А.Новиков, А.Ф.Шарапова // Тр. Гипровостокнефти. – 1973. – Вып. 17.
3. Лоскутов А.Ю. Введение в синергетику / А.Ю.Лоскутов, А.С.Михайлов. – М.: Наука, 1990.
4. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. – М.: Недра, 1989.

 


©  Ю.В. Афанасьев, Журнал "Геология Нефти и Газа", 2-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru