Гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа. (Лекция 9)

1. Лекция IX Гидрогеологические условия формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа

Водные растворы играют ведущую роль
в формировании, сохранении и
разрушении залежей нефти и газа, так
как все эти процессы происходят в
подземной гидросфере.

2.

• Под первичной миграцией обычно понимают
перемещение нефти и газа из
нефтегазогенерирующих толщ, сложенных
слабопроницаемыми, преимущественно глинистыми
осадками, в пласт-коллектор (песчаники, известняки).
Первичная миграция происходит в
эксфильтрационных геогидродинамических системах
при компрессии глинистых толщ и перетоке
элизионных вод и растворенных в них углеводородов
в пласты-коллекторы.
• Под вторичной миграцией понимается перемещение
нефти и газа по коллекторским пластам с
последующим образованием их залежей.
2

3.

• Пьезомаксимумы рассматриваются как зоны
нефтегазообразования, а пьезоминимумы,
характеризующиеся отставанием в накоплении
пород, меньшей мощностью осадочных отложений, в
сторону которых направлена миграция флюидов,
относятся к зонам нефтегазонакопления.
3

4.

• При достижении предела насыщенности вод, газ
начинает выделяться в свободную фазу (при
Рнас≥Рпл). Поступающий в коллектор газ в виде
струи свободного газа в последующем может
мигрировать по коллектору до ближайшей ловушки в
форме свободных струйных потоков (струйная
миграция).
• При подъеме территории, росте локальных структур
пластовое давление может снижаться, а это
вызывает интенсивное выделение растворенных
газов в свободную фазу, что и приводит к
формированию залежей в ловушках.
4

5. Рис. 24 – Схема зависимости между наклоном нефтеводяного контакта и пьезометрической поверхностью (по А.И.Леворсену, с изменениями) 1 – газ;

Рис. 24 – Схема зависимости между наклоном нефтеводяного
контакта и пьезометрической поверхностью (по
А.И.Леворсену, с изменениями)
1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – направление движения воды
Разрушение залежей нефти и
газа может быть механическим
(гидравлическим), физикохимическим и биохимическим.
Механическое разрушение
залежи происходит в результате
вымывания нефти и газа из
ловушки подземными водами во
взвешенном состоянии.
Основной фактор
гидравлического разрушения
залежей нефти и газа –
изменение гидродинамического
градиента в пласте, приводящее
к появлению наклона ВНК или
ГВК.
5

6.

По М.Хаберту, зависимость наклона ВНК или ГНК от
гидравлического уклона описывается уравнением:
в
i
t q
в н( г)
где
θ – угол между поверхностью нефтеводяного
(или
газоводяного) контакта и горизонтальной
поверхностью;
i – гидравлический уклон, равный отношению h/l;
ρв, ρн, ρг – плотности воды, нефти или газа.
Ориентировочно для нефтяных залежей
tgθ=(2–10)i, для газовых залежей tgθ=(1–1,5)i
6

7. Рис. 25 – Схема условий сохранения (а) и разрушения (б) нефтяной залежи при механическом действии вод (по А.А.Карцеву)

Нефтяные залежи значительно
менее устойчивы против
гидравлического разрушения,
чем газовые. Условия
сохранения или разрушения
залежей нефти и газа в
ловушках сводового типа
определяются соотношением
угла наклона ВНК или ГВК θ и
угла падения крыла ловушки α.
Если наклон нефтеводяного
или газоводяного контакта
круче угла падения крыла
сводовой ловушки, то нефть и
газ вымываются из нее и
залежь исчезает, если меньше,
то залежь сохраняется.
7

8.

Физико-химическому разрушению подвержены
газовые залежи и газовые шапки нефтяных
месторождений. При погружении пород и росте
пластового давления, некомпенсируемом ростом
газонасыщенности вод, газ (метан) будет
растворяться, и газовая залежь постепенно может
исчезнуть. Наиболее интенсивно процесс
растворения метана происходит на глубинах, где
температура превышает 100-1200С.
8

9.

Химическое разрушение нефтяных и газовых
месторождений происходит в результате окисления
углеводородов кислородом и содержащими кислород
сульфатами, растворенными в пластовых водах.
Примером влияния окислительных процессов на
инфильтрационном этапе гидрогеологической
истории является нижнемеловой комплекс ЗападноКанадского бассейна (Л.И.Морозов, 1980).
9

10. Рис. 26 – Схематическая гидрохимическая карта нижнемеловых отложений Западно-Канадского нефтегазоносного бассейна (по Л.И.Морозову)

1, 2 – залежи углеводородов: 1 –
битумы, 2 – нефти (I – Атабаска,
II – Пис-Ривер, III – Уобаска, IV –
Колд-Лейк, V – Пембина, VI –
Ллойдминстер, VII – Джоаркам,
VIII – Фен-Биг-Валли, IX –
Беллшилл-Лейк, X – Вайнрайт, XI
– Саффилд); 3 – направление
движения инфильтрационных
вод; 4 – предполагаемое
направление движения
элизионных вод; 5 – область
питания инфильтрационных вод;
6 – выходы кристаллического
фундамента; 7 – линии равной
минерализации вод, г/л; 8 –
глубина залегания фундамента,
км; 9 – в числителе – удельный
вес нефти, г/см3; в знаменателе
– содержание серы, вес.%;
справа – глубина, м
10

11. Контрольные вопросы:

1. С какими (по генезису) водными растворами
связаны процессы первичной миграции и
аккумуляции УВ в земной коре?
2. В чем заключается вторичная миграция УВ, и где
она происходит?
3. От чего зависит наклон ВНК и ГВК?
4. В чем заключается физико-химическое
разрушение залежей газа?
5. О чем свидетельствуют данные о составе и
плотности нефтей Западно-Канадского
нефтегазоносного бассейна?
11