11. Гидрогеологические условия разрушения залежей углеводородов

Следует отметить, что разрушение залежей и их переформирование могут происходить и на элизионных этапах. Но все же наиболее активны эти процессы на инфильтрационных этапах гидрогеологической истории, когда в результате восходящих тектонических движений возможна перестройка структурного плана, появление разрывных нарушений, что ведет к изменению гидродинамических и гидрохимических условий и т.д. Это приводит к переформированию или разрушению скоплений углеводородов.

Разрушение залежей нефти и газа может быть механическим (гидравлическим), физико-химическим 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 (водонефтяной контакт) или ГВК (газоводяной контакт).

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 и и угла падения крыла ловушки. 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.

Механическое разрушение залежей углеводородов может быть связано с ослаблением удерживающей способности покрышки, обусловленным появлением зон трещиноватости, наличием гидрогеологических окон или появлением в результате тектонических движений проводящих разломов. В этом случае могут происходить перетоки флюидов из нижележащих отложений в вышележащие и переформирование залежей.

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. В нефтяных залежах за счет диффузии газов возможны их дегазация и увеличение плотности нефтей. Как отмечает Л.М.Зорькин (1989), уменьшение газового фактора и снижение давления насыщения в направлении от наиболее приподнятой части залежи к контуру установлены на многих месторождениях Северного Кавказа, Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Химическое разрушение нефтяных и газовых месторождений происходит в результате окисления углеводородов кислородом и содержащими кислород сульфатами, растворенными в пластовых водах.

Кислород проникает в продуктивные пласты вместе с инфильтрационными водами в зоне активного водообмена и выявлен в интервале глубин 0-600 м. Содержание кислорода в пластовых водах изменяется от сотых долей до 4-5 мг/л. Наибольшему воздействию этого окислителя подвергаются те залежи, которые расположены вблизи зоны инфильтрации. Процесс окисления кислородом тем активнее, чем более продолжителен инфильтрационный этап и интенсивнее водообмен.

Значительно большее по масштабам окисление углеводородов происходит за счет сульфатов, так как сульфаты распространены в большинстве подземных вод.

Окисление нефти и газа происходит главным образом на контакте с водой, поэтому, чем больше площадь поверхности ВНК или ГВК, тем более активно протекает этот процесс. Скорость окисления зависит от величины гидродинамического градиента, определяющего интенсивность водообмена и от количества сульфатов, поступающих в приконтурные воды. Имеющиеся данные о зонах ВНК свидетельствуют о том, что в результате биохимического окисления в залежах нефть теряет легкие фракции и сильно утяжеляется, возрастает цементация коллекторов, снижаются их пористость и проницаемость, в приконтактной зоне образуется слой асфальтоподобного битума. В конечном итоге в результате окисления нефтяная залежь может превратиться в залежь твердого битума.

12. Виды подземных вод по отношению к нефтегазовым залежам

ПВ МПИ по отношению к нефтяной залежи подразделяются на 2 типа:

1. ПВ находящиеся в одном коллекторе с нефтью

V_в=0,00964К_пр/μ(ρ_в-ρ_н)dh/dx – наклон нефтью контакта

h- высота, м

х – расстояние по горизонтали, м

V_в – скорость движения виды м/сут

μ – вязкость

К_пр – коэффициент какой то

ρ_в-плотность воды

ρ_н – плотность нефти

выделяются: подовшенные воды и контурные или краевые воды

2. ПВ движущиеся в ВГ не содержащие нефти

Выделяются: верхние ПВ и нижние ПВ

Нижние участки располагаются на крыльях структур и насыщают ПВ прямых синклинальные прогибы.

Вода создает излишний напор создает единую гидравлическую систему.

Аномальные свойства г/г структуры. Наличие углеводородных залежей обычно связано с г/г аномалиями 9гидрохим., гидродинам., гидрогеотерм. И др.)

13. Гидродинамические аномалии

Проявляются в виде локальных понижений и повышений напоров или давлений, пьезоминимумах и пьезомаксимумах, переточные преградные и фронтальные.

1. Переточные – переток по разрывным нарушениям (картинки слева)

а) проводящие по нарушениям. Пьезометры в плане имеют заметные контуры, к очагам разгрузки ВГ.

б) с литологическими окнами

в) с распыленной нагрузкой

вид гидроизопьез. Пьезометр в плане имеют замкнутые контуры, соответствуют очагам разгрузки ВГ.

2. Преградные (картинки справа)

а) тектонические нарушения

б) литологические экранирования

в) экран залежей нефти и газа

вид гидроизопьез. Пьезоминимумы в плане имеют незамкнутую форму и образуются частично в результате экранирования потока литологическими, тектоническими, газожидкостными преградами

3. Фронтальные

а) элизионные

б) инфильтрационные

в) смешанный

Вид гидроизопьез. Фронтальные пьезоминимум и максимум образуются за счет собственной морфологии пласта и отличаются отсутствием раннее рассмотренных преград.

14. Гидрогеохимические аномалии

Могут быть связаны с перетоком ПВ из одних пластов в другие или возникать в результате процессов протекающих в одном пласте.

В верхних горизонтах при перетоке из других образуются благодаря перемешиванию верхних вод с нижними и состав такой аномалии верхних вод будет приближаться к составу нижних.

При нормальном (гидрокарбонат, сульфат, Cl) гидрохимическом разрезе аномалии выражаются в повышении общей минерализации, хлоридности и понижении сульфатности воды.

Структура аномалии зависит от соотношения направления потока и расположения залежей.

15.Понятия нефтегазоносных провинции, бассейна, залежи

Нефтегазоносная провинция — это значительная по размерам и осадочному выполнению обособленная территория, приурочен­ная к крупнейшему или крупному тектоническому элементу (пли­те, синеклизе, антеклизе, авлакогену, краевому прогибу и т.п.) или к их группе, обладающая сходными чертами геологического строения и развития, единым характерным стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности, определенными геохимическими, лнтологофа- циальными и гидрогеологическими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции углеводородов. Нефтега­зоносная провинция, как правило, ограничивается бесперспектив­ными землями, а в ряде случаев отделяется от соседней провинции крупными разломами или зоной резкой смены возраста осадочно­го чехла.

Нефтегазоносный бассейн — Нефтегазоносная провинция - значительная по размерам и стратиграфическому объему осадочного выполнения обособленная территория, приуроченная к одной или группе смежных крупных геотектонических структур (антеклизе, синеклизе, авлакогену и т.п.), объединяющая ассоциацию смежных нефтегазоносных областей, обладающих сходными чертами геологического строения и развития, общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, близкими геохимическими, литолого-фациалъными и гидрогеологическими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции углеводородов.

Нефтегазоносные области (НГО) платформенных территорий, приуроченные обычно к крупному региональному тектоническому элементу, делятся на: 1) области сводовых поднятий, 2) области внутриплатформенных впадин изометрического строения, 3) области линейно вытянутых грабенообразных впадин - авлакогенов. Среди нефтегазоносных областей складчатых и переходных территорий выделяются области: а) предгорных впадин, б) внутрискладчатых (межгорных) впадин.

Нефтегазоносная область - входящая в состав провинции территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов (своду, мегавалу, ступени, впадине), характеризующихся общностью геологического строения и геологической истории развития, включая палеогеографические и литолого-фациалъные условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение крупных отрезков геологической истории. Иногда выделяется в ранге самостоятельной единицы при нефтегазогеологическом районировании.

Нефтегазоносный район - часть нефтегазоносной области, объединяющая ту или иную ассоциацию зон нефтегазонакопления и выделяющаяся или по геоструктурному, или по географическому признаку.

Залежь нефти и газа — это естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород.

Обычно под залежью нефти (газа) понимают промышленные скопления нефти (газа).Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела.

Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности.

Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности.

По составу углеводородного скопления залежи могут быть:

• нефтяные (с растворенным в нефти газом);

• газонефтяные — нефтяная залежь с газовой шапкой;

• газовые;

• газоконденсатные (2-фазовые и 1-фазовые).

16.Геодинамические обстановки формирования нефтегазоносныцх бассейнов

Нефтегазоносный осадочный бассейн – Это сравнительно крупные геологические осадочные образования, в которых реализуются процессы генерации, миграции, аккумуляции, консервации и разрушения углеводородов (УВ), приводящие к формированию, а иногда и к разрушению месторождений нефти и газа.

1. Осадочные бассейны континентального рифтогенезна, например: Африканский, байкальский суэльский, при затухающем процессе рифтогенеза: печерско-баренцевоморский, Московский, Днепровско-Донецкий, западно-сибирский, Волго-уральский (авлакогены и синиклизы).

2. Бассейны пассивных окраин.

3. Осадочные бассейны зоны субдукции – активные континентальные окраины и островные дуги, например: бассейны филиппинского моря, Эгейсийкое море, командорская котловина, предкавказкий бассейн, рейнский грабен, черноморский бассейн.

17.Основные типы нефтегазоводоносных бассейнов и их гидрогеологические особенности.

???

18.Подземные воды палеозойских нефтегазоводоносных бассейнов.

Палеозойские нефтегазоносные бассейны подземных вод относится к бассейнам 1 типа и располагается в пределах платформ с древним докембрийским фундаментом и частично захватывает прилегающие древние краевые прогибы, например, Волго-уральский, северо-каспийский, наложенным бассейном: Печерский, балтийский днепровского-донецкий, припятский, ангаро-ленский бассейн.

В аэрографическом отношении бассейны расположены в пределах равнин и древних предгорий, нефтегазоносность связана в основном с палеозойскими месторождениями и частично с мезозойские (в наложенных бассейнн).

Общие черты характерно однообразие химического и газового состава подземных вод, слабая газонасыщенность, преобладающие рассолы хлоридно-кальцевого состава и значительное развитие, и роль инфильтрационных процессов, вместе с тем особая подвижность подземных вод.

Хорошо изучен Волго-Уральский бассейн вниз по разрезу палеозойских месторождений повышенная минерализация от 16 до 270 г / л, повышенная содержание H и Br восточном и юго-восточном направлении и снижается сульфатность. Мощность зоны распределения хлоридно-кальцевого достигает 2 км, а площадь несколько тысяч квадратных км, газонасыщенность не велика, в составе газов в основном азот. В центральной части направление уклонов подземных вод совпадает с НВ контакта, скорость движения рассолов 10 см в год. Сведения о разгрузке подземных вод в выше лежащие горизонты на участках где формируется солёные купола. Газ и нефть тяготеют к востоку и юго-востоку бассейна района максимального пригибания.

В днепровского Донецком развита водонапорная система элизионного типа возникает избыточный напор за счёт заполнения самих коллекторов.

Для палеозойских бассейнов залежи нефти и газа окружены водой с относительно большой газонасыщенностью.

19.Подземные воды мезозойских нефтегазоводоносных бассейнов.

Мезозойские нефтегазоносные бассейны подземных вод в тектоническом отношении приурочены к плитам с молодым палеозойским фундаментом, а также прилегающим молодым краевым прогибам горных сооружений альпийского возраста.

В аэрографическом отношении эти бассейны находятся в пределах равнин и эпиконтинентальных участках морей, захватывает предгорье молодых высокогорных сооружений.

Нефтегазоносность связана преимущественно с мезозойскими месторождениями, например, пред карпацкий, пред черноморский, Азова-Кубанский, средне-каспийский, амударьинский, ферганский, авголотаужинский.

Для них характерно сочетания в разрезе инфильтрационных и элизионных систем, широкое развитие на ряду с рассолами относительно мало минеральных подземных вод, высокая газонасыщенность и резкая изменчивость химического и газового состава в плане и разрезе локальные проявления инверсий гидрохимической зональности.

Наиболее изученным и типичным является восточно-пред кавказкий нефтегазоносный бассейн который является западной части обширного средне каспийского бассейна. Границы на юге большой Кавказ на востоке уходит в каспийское море.

Основной нефтегазоносный комплекс — это юрский и меловые отложения в водоносном горизонте невыдержанны в разных частях бассейна, наиболее выдержаны является альпийские песчаники. Формирование ГГ условий большую роль играет выдержанная водоупорная толща Маяковской свиты, мощность до 1,5 км.

Этот водоупор делит бассейн на 2 части неоген-антропогенную и мезазойско-палеогеную.

В юго-восточном направлении прогнутом части бассейна располагается зона максимальных напоров, которая сопровождается максимальными значениями минерализации, хлоридности, газонасыщенности и температурой ПВ которые соответствуют элизионному характеру системы.

В южном и западном направлении гидрогеологические уклоны снижаются, минерализация и хлоридность. Признаки инфильтрационной системы.

Высокая газонасыщенность ПВ характерна для элизионных систем, но залежи нефти и газа встречаются в эллизионных так и в инфильтрационных системах.

Промежуточное положение между 1 и 2 типом бассейнов занимается крупнейший в мире западносибирский нефтегазоносный бассейн ПВ.