Аккумуляция углеводородов в трехслойных природных резервуарах

Размещено на http://www.allbest.ru/

АККУМУЛЯЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ в трехслойных природных резервуарах Е.Б. РИЛЕ (ИПНГ РАН)

Теория трехслойного строения природных резервуаров (ПР) была разработана В.Д. Ильиным и другими исследователями [1, 6, 7, 8, 9] в 70-80-х годах прошлого столетия. Согласно этой теории между традиционными элементами природных резервуаров - покрышкой и коллектором - существует промежуточный слой - ложная покрышка, в отличие от которой покрышку, действительно экранирующую залежь, идентифицируют как истинную (рис. 1а). Истинными покрышками (ИП) являются пласты, непроницаемые для углеводородов (УВ), не выклинивающиеся, не замещающиеся на слабопроницаемые породы над коллекторами в пределах локальных объектов. В любых структурных условиях ИП не имеют признаков нефтегазонасыщенности.

ЛП представляют собой совокупности слабопроницаемых пластов, залегающих над пластом-коллектором и под ИП. Их может и не быть в разрезе - частный случай, при котором толщина ложной покрышки равна 0. Обычно пласты, составляющие ЛП, обладают низкой, но не нулевой, эффективной пористостью и проницаемостью. В породах ЛП встречаются нефте-газопроявления.

Понятия «ловушка УВ» и «антиклинальная структура» не являются синонимами. Если амплитуда локальной антиклинали меньше толщины ЛП, ловушки, а следовательно, и залежи, в этой структуре не образуется (рис. 1б). Высота ловушки считается не от свода до нижней замкнутой изогипсы по кровле коллектора, а от свода по кровле коллектора до нижней замкнутой изогипсы по подошве ИП. Рассчитанные таким образом объемы ловушек в пределах НГП при нормальных пластовых давлениях заполнены на 100 %. Критическая седловина находится на нижней замкнутой изогипсе по подошве ИП, на критическом направлении.

Рис. 1. Экранирование залежи УВ согласно представлениям о трехслойном строении природных резервуаров:

а - образование ловушки в антиклинальной структуре при ее амплитуде (А) больше толщины ЛП (Т). Высота залежи УВ равна разности между амплитудой и толщиной ЛП; б - при А меньше толщины ЛП ловушка и, следовательно, залежь УВ не образуются.

Однако роль ЛП в процессах генерации, миграции и аккумуляции УВ далеко не исчерпывается тем, что они уменьшают объем полезного объема структур. По мнению профессора В.Д. Ильина, именно по породам ЛП, под подошвой ИП, происходит основная миграция УВ. Эта идея получила дальнейшее развитие в результате совместного применения теории трехслойных резервуаров и принципа дифференциального улавливания при исследовании заполнения УВ локальных антиклиналей.

Согласно принципу дифференциального улавливания (С.П. Максимов, В.П. Савченко, В. Гассоу) углеводороды в процессе струйной миграции заполняют встретившийся ряд последовательно расположенных ловушек следующим образом: вначале аккумулируется газ, затем нефть с газом, затем нефть, самые верхние ловушки могут оказаться пустыми из-за нехватки УВ (рис. 2).

Рис. 2. Схема дифференциального улавливания углеводородов при традиционном понимании ПР как двуслойных систем (по С.П. Максимову, 1954 г. с дополнениями). Условные обозначения см. на рис. 1.

Водоносные структуры располагаются на значительном удалении от источников УВ. Однако во многих регионах антиклинали с водоносным коллектором встречаются не только на дальних перифериях путей миграции УВ, но и среди продуктивных структур без видимой закономерности. Причина этого, как правило, в небольших амплитудах этих антиклиналей по сравнению с толщиной ЛП, или в нарушениях ИП на этих участках.

Рассмотрим действие принципа дифференциального улавливания УВ в трехслойных системах ПР. Мигрируя по ЛП под подошвой ИП, УВ достигают свода антиклинали и начинают накапливаться в верхних слоях ЛП, постепенно занимая всю толщину ЛП над коллектором. Затем УВ занимают и весь экранированный ИП объем коллектора до критической седловины по подошве ИП и начинают перетекать по ЛП в следующую ловушку. В пределах нефтегазоносных провинций все существующие ловушки УВ заполнены до уровня критической седловины, так что контакты УВ-вода в них соответствуют уровню нижней замкнутой изогипсы по подошве ИП.

Рассмотрим гипотетическую систему (вал) из семи локальных антиклиналей, вверх по которой движется поток мигрирующих УВ (рис. 3). Критические седловины ловушек располагаются на верхних периклиналях структур, погружения на обоих крыльях вала более глубокие. Амплитуды структур от 20 до 80 м (указаны над структурами), природный резервуар представлен карбонатным коллектором, ЛП, состоящей из плотных глинистых карбонатов, и глинистой ИП. Толщина ЛП составляет 30 м.

По принципу дифференциального улавливания сначала будут занимать ловушку более легкие УВ, а по направлению миграции будет происходить их утяжеление. Предположим, что в первую и вторую структуры попали УВ-газы. Но амплитуда этих структур 20 и 30 м - меньше или равна толщине ЛП, то есть эти структуры не содержат ловушек, и коллектор в них остался водоносным, все поступившие в структуры газы заняли только экранированный ИП объем пород ЛП. Это значит, что если не учитывать трехслойное строение ПР и наличие ЛП, то эти первые структуры будут восприниматься просто как водоносные. И только после двух водоносных структур будет начинаться ряд залежей УВ. В третьей структуре, амплитуда которой 40 м - больше толщины ЛП, также образовалась газовая залежь, а выше по восстанию слоев, в четвертой, пятой и шестой структурах, - последовательно залежи легких и тяжелых нефтей. В последней, седьмой, структуре с амплитудой 20 м, что меньше толщины ЛП, коллектор остался водоносным, а верхняя часть ЛП заполнилась тяжелой нефтью.

Рис. 3. Схема заполнения УВ системы ловушек в трехслойных ПР по принципу дифференциального улавливания (условные обозначения см. на рис. 1).

Если мы будем исследовать состав и фазовое состояние флюидов в залежах этой системе структур, основываясь на двуслойном строении ПР, то есть анализируя флюиды только в коллекторах, мы обнаружим следующую последовательность: вода - вода - газ - легкая нефть - тяжелая нефть - вода. Это довольно бессмысленный и незакономерный ряд. Но если мы используем представления о трехслойном строении ПР и учтем состав флюидов в породах ЛП, под истинной покрышкой, то будем иметь полную последовательность УВ - от газов до тяжелых нефтей. Таким образом, изучение флюидов, заполняющих породы ЛП, совершенно меняет представления о составе мигрировавшего потока флюидов - оно позволяет более достоверно узнать реальный состав древних мигрировавших УВ.

Безусловно, это очень условная и приблизительная схема. В реальной геологической обстановке, на наш взгляд, миграция УВ никогда не идет таким единым потоком. Одновременно происходит субвертикальная и латеральная миграция из нескольких вступивших в главную зону нефтеобразования или погруженных еще глубже нефтегазоматеринских пород, а также субвертикальная и латеральная миграция из подкоровых очагов дегазации Земли. Обосновывается только сам принцип участия ЛП в заполнении ловушек и важность исследования флюидов этого слоя ПР. К сожалению, флюиды, содержащиеся в породах ЛП, совсем не изучены, за исключением случаев, когда внутри мощной ЛП имеются линзы или маломощные прослои с удовлетворительными коллекторскими свойствами, давшие небольшие притоки УВ.

Сформированные залежи УВ подвергаются переформированию под влиянием множества процессов, в том числе и под воздействием новых порций УВ, так как процессы генерации и миграции УВ в земной коре происходили многократно и продолжают происходить в настоящее время. Огромное количество месторождений имеет сложную историю. все чаще в них отмечаются признаки современного подтока УВ. Таковы, например, нефтегазоконденсатные месторождения южной части Волго-Уральской НГП (Копанское, Бердянское, Чкаловское и др.), в том числе гигантское Оренбургское месторождение.

Рассмотрим возможный вариант такого переформирования залежей на примере нашей гипотетической системы ловушек. Предположим, что состав более позднего поступающего в ловушки потока УВ преимущественно газовый (рис. 4). Газ в ЛП двух первых структур, в которых коллектор водоносен (из-за небольшой амплитуды структур, меньшей толщины ЛП), очевидно, будет смешиваться с вновь поступающими газами, в результате чего изменит свой состав, возможно, будет частично вытесняться и присоединяться к потоку. Так же и в третьей структуре, причем газ в коллекторе претерпит большие преобразования, чем газ в ЛП. В четвертой и пятой структурах, в которых были сформированы залежи легких и тяжелых нефтей, новые газы начинают вытеснять нефть из коллекторов и частично растворять ее. Состав поступающих газов уже не таков, каким он был при достижении газовым потоком первой структуры системы, - самые легкие газы остались в первых ловушках, к потоку примешались вытесненные древние газы. На этом уровне системы газы, скорее всего, незначительно могут проникать в породы ЛП, занятые легкими и тяжелыми нефтями. Возможно, некоторая часть газа смогла пробиться сквозь породы ЛП, заполненные нефтью, частично вытесняя и растворяя ее, и сконцентрироваться в своде структуры в виде небольшой газовой шапки. В ЛП пятой ловушки тяжелые нефти превратились в легкие.

Шестая, самая высокоамплитудная структура, которая была заполнена тяжелой нефтью, вероятно, изменилась следующим образом: в коллекторе сформировалась залежь легких нефтей с газовой шапкой, а в породах ЛП осталась тяжелая нефть, возможно в нижней части измененная на среднюю. Седьмая структура с небольшой амплитудой, тяжелой нефтью в породах ЛП и водоносным коллектором, скорее всего, осталась почти без изменения.

Рис. 4. Прогноз переформирования древних залежей УВ в системе ловушек при поступлении новых порций УВ (преимущественно газов) во время более поздних циклов генерации и миграции (условные обозначения см. на рис. 1).

залежь углеводород природный резервуар

Таким образом, в породах ЛП частично, а в наиболее отдаленных от источников УВ ловушках, почти целиком, сохраняются древние флюиды, сформировавшие залежи во время древних циклов генерации и миграции УВ. Исследуя их, можно получить ценную информацию об истории формирования и переформирования месторождений.

Приблизительно, таким образом, предположительно происходили процессы переформирования основной визейско-артинской залежи Оренбургского месторождения [2, 3 и др.]. После образования положительной структуры визейско-артинские карбонатные сложные коллекторы Оренбургского вала были заполнены нефтью. Позже произошли следующие циклы активной миграции горячих глубинных углеводородных флюидов, несущих в своем составе высокие концентрации газов, причем не только углеводородных, но и сероводорода, углекислого газа, а также гелия, высокие концентрации летучих форм меркаптановой серы, пары воды и высокие концентрации твердых парафинов с аномально высокой для региона температурой их плавления (59-63 єС и даже 130 єС) [5]. Эти поднимающиеся снизу агрессивные флюиды вступали в контакт с находящимися в залежи палеонефтями. Палеонефти растворялись в этой вновь поступавшей агрессивной смеси горячих кислых газов. Освободившись от тяжелых кислых газов, горячие флюиды поднимались вверх по разрезу, разгружались под покрышкой и растворяли легкие дериваты палеонефтей с генерацией смеси углеводородных газов, конденсатов и легких нефтей. Этот процесс переформирования продолжается и в настоящее время [5].

Изучив состав и структуру отложений, перекрывающих карбонатные коллекторы основной залежи Оренбургского месторождения, а также ПР каменноугольно-нижнепермских отложений на прилегающих территориях, мы установили, что ИП резервуара являются ангидриты верхней части филипповского горизонта и соли иреньского горизонта кунгура. ЛП - толща переслаивания ангидритов и плотных карбонатов верхов артинского яруса и низов филипповского горизонта толщиной 30-100м. В верхней части этой толщи залегает пласт «плойчатых доломитов», содержащий прослои коллекторов с эффективной толщиной 5,5 м. В коллекторах заключена газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, имеющая с основной залежью одинаковый ВНК. ГНК филипповской залежи на 50-70 м выше, чем ГНК основной залежи, так что на периферийных участках месторождения нефть залегает выше газа. Газы этих двух залежей имеют резко различный состав - филипповский газ содержит в восемь раз больше тяжелых УВ, в два раза - стабильного конденсата, в полтора раза - сероводорода, в четыре раза меньше азота. Из этих фактов следует, что гидродинамическая связь между филипповской и основной залежами Оренбургского месторождения затруднена, но все же существует. Можно считать, что маломощный филипповский коллектор заключен внутри ЛП, в верхней ее части, и в нем, как и во всей ЛП, сохранились более древние флюиды. Детальные геохимические сравнительные исследования флюидов обеих залежей могут добавить новые штрихи к изучению истории Оренбургского месторождения, а также других более мелких месторождений этого региона, имеющих длительную и сложную историю развития.

Таким образом, совместное применение теории трехслойного строения природных резервуаров и принципа дифференциального улавливания УВ открывает совершенно новые возможности в исследовании истории формирования месторождений, а также позволяет сделать следующие выводы.

1) Латеральная миграция УВ происходит, главным образом, под подошвой истинной покрышки внутри ложной.

2) Заполнение локальных антиклиналей начинается со сводовой части антиклинали - с пород ЛП. Первыми заполняются породы ЛП, а затем заполняется экранированный истинной покрышкой объем коллектора. Если амплитуда антиклинали меньше толщины ЛП, то коллектор остается водоносным.

3) При поступлении новых порций УВ в уже заполненные структуры более легкие УВ вытесняют имеющиеся уже в ловушке древние УВ в первую очередь из коллекторов, а в породах ЛП сохраняются более древние флюиды, исследование которых позволит более достоверно восстанавливать историю формирования месторождений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Локальный прогноз нефтегазоносности на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре: Методические рекомендации / В.Д. Ильин и др. - М.: ВНИГНИ, 1982.

2. Ляпустина И.Н., Петерсилье В.И., Ларская Е.С. Результаты геохимических исследований остаточной нефти в газовой залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. - 1980. - №5. - С. 45-48.

3. Максимов С.П., Ларская Е.С., Хаханова И.Н. О формировании Оренбургского газоконденсатного месторождения // Геология нефти и газа. - 1976. № 11. - С. 11-22.

5. Подкорытов Н.Г., Риле Е.Б., Фугенфирова С.М., Левшунова С.П. Геологическое строение и современные процессы переформирования флюидальной системы крупной нефтяной залежи на востоке Оренбургского вала // Геология и направления поисков нефти и газа. - М.: - 2003. - С. 59-71.

6. Прогноз нефтегазоносности локальных объектов на основе выявления ловушек в трехчленном резервуаре: Методические указания / В.Д. Ильин и др. - М.: ВНИГНИ, 1986.

7. Риле Е.Б., Валиева Д.И. Структуры и ловушки - степень заполнения углеводородами // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010..- № 7.

8. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. - М.: Недра, 1967.

9. Хитров А.М, Ильин В.Д., Савинкин П.Т. Выделение, картирование и прогноз нефтегазоносности ловушек в трехчленном резервуаре: Методическое руководство. - М.: МПР РФ, Министерство энергетики РФ, ВНИГНИ, 2002.

Размещено на Allbest.ru