Формирование - нефтяные газовые залежи
Cтраница 3
Коэффициентами нефтегазо - и водонасыщенности называются отношения соответственно объемов нефти, газа и воды, содержащихся в поровом пространстве породы, к объему пор. Необходимо отметить, что в процессе формирования нефтяных и газовых залежей происходит неполное вытеснение воды углеводородным флюидом из перового пространства породы-коллектора. Часть воды удерживается в пористой среде поверхностно-молекулярными и капиллярными силами; эта вода носит название остаточной. [31]
Верхняя граница емкости пустот и проницаемости при 100 % - ной водонасыщенности коллекторов, являющаяся одновременно нижней границей нефтегазонасыщенности, может служить косвенным показателем условий формирования нефтяных и газовых залежей, а также поэтапной степени эпигенеза. Малые значения емкости пустот и проницаемости, по-видимому, должны свидетельствовать о том, что формирование нефтяных и газовых залежей происходило и завершалось под влиянием огромных внешних давлений, а большие значения их - об ограниченности внешних сил. Величина этих сил, как нам представляется, поддается расчету. [32]
Среди физических процессов наряду с процессами, которые приводили к образованию залежей, выделяются: исчезновение ловушки под влиянием тектонических движений, исчезновение ловушки вследствие вскрытия нефтегазосодержащих пород процессами эрЬзии, рассечение залежи проводящими тектоническими разрывами, выходящими на поверхность, и осложнение месторождений внедрением масс каменной соли, глин или магматических пород. Таким образом, физические процессы, которые, как указывалось выше, являются основным агентом, обусловливающим процессы миграции и формирования нефтяных и газовых залежей, могут приводить как к полному, так и к частичному разрушению залежей. Например, тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки, тогда данная залежь будет разрушена, а нефть и газ будут или мигрировать в новую ловушку, или разрушены. Если в течение продолжительного времени крупные территории длительное время подвергаются восходящим движениям, то естественно, что нефтегазосодержащие породы будут выведены на поверхность и частично или полностью уничтожены. [33]
Среди физических процессов наряду с процессами, которые приводили к образованию залежей, выделяются два главных: исчезновение ловушки под влиянием тектонических движений и исчезновение ловушки вследствие вскрытия нефтегазосодержащих пдрод процессами эрозии. Таким образом, тектонические движения, которые, как указывалось выше, являются основным агентом, обусловливающим процессы миграции и формирования нефтяных и газовых залежей, приводят и к разрушению залежей. Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки, тогда данная залежь будет разрушена, а нефть и газ будут мигрировать в новую ловушку. Если в течение продолжительного времени крупные территории длительное время подвергаются восходящим движениям, то естественно, что нефтегазосодержащие породы будут выведены на поверхность и уничтожены. [34]
Ввиду ограниченного применения растворов на нефтяной основе, для определения содержания погребенной воды в коллекторах нефти и газа в лабораторной практике часто пользуются двумя косвенными методами: методом центрифугирования и капиллярным методом. При этом предполагается, что капиллярный метод с применением приборов, аналогичных прибору, изображенному на рис. 10, моделирует условия формирования нефтяных и газовых залежей. Постулируя это представление, сторонники капиллярного метода рассматривают его в качестве эталона для сравнения с иными косвенными методами, в частности с методом центрифугирования. Так, при использовании метода центрифугирования, который привлекает быстротой определений, подбирают режим таким образом, чтобы результаты определения остаточной воды в керне совпадали с результатами определения ее на капиллярной установке. Оба эти метода были разработаны А. Ф. Лебедевым и применены им при изучении движения почвенных и грунтовых вод. Для определения остаточной водонасыщенности образец керна сначала экстрагируют и сушат до постоянной массы. Затем насыщают его водой, которую вытесняют капиллярным методом или с помощью центрифуги. При этом наибольшая потеря массы образца происходит в течение первых 6 мин. [35]
Возможность миграции нефти и газа по видимым нарушениям сплошности пород ни у кого не вызывает сомнений. Но вместе с тем имеются многочисленные факты, говорящие за то, что надвиги и даже сбросы могут играть роль экранов при формировании нефтяных и газовых залежей. В конкретных геологических условиях изучаемых районов следует установить действительную роль таких нарушений в миграции нефти и газа. [36]
 |
Зависимость величины пористости от укладки зерен. [37] |
В породах-коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится остаточная вода, которая не извлекается из пористой среды при движении в ней нефти и газа. Остаточная вода удерживается в пористой среде поверхностно-молекулярными и капиллярными силами. Формирование нефтяных и газовых залежей происходит путем вытеснения из пористых пород воды нефтью и газом. При этом вода частично остается в порах породы, где ее содержание будет тем больше, чем меньше диаметр пор. Остаточная водонасыщенность пластовых коллекторов нефти и газа привлекает внимание геологов, геофизиков и промысловых работников в связи с подсчетом запасов нефти и газа и решением вопросов разработки залежей. [38]
Таким образом, на элизионных этапах гидрогеологической истории зоны прогибания и накопления осадков ( палеопьезомаксимумьт) могут рассматриваться как зоны нефтегазообразования, где происходит генерация углеводородов. А области относительных поднятий, где давление значительно меньше и куда в силу этого направлено движение подземных вод ( палеопьезоминимумы), могут рассматриваться как зоны нефтегазонакопления. Здесь и происходит формирование нефтяных и газовых залежей, выделение из водного раствора нефтяных углеводоподов и других опганических соединений. [39]
В одних толщах скопления нефти и газа, которые могли бы представлять какой-либо практический интерес, наблюдаются в весьма значительных масштабах, в других довольно большой мощности - они совершенно или почти совсем отсутствуют. Это в лучшем случае объясняют следующим образом: нефть на пути движения по разломам из глубины аккумулируется во встреченных ею пластах-коллекторах, проходя мимо пород, не имеющих коллекторских свойств. Такое объяснение, конечно, не может быть принято в качестве сколько-нибудь серьезного аргумента в трактовке нефтегазонакопления в недрах земной коры, потому что рассмотрение фактов, относящихся к условиям формирования нефтяных и газовых залежей, показывает значительно более сложную картину размещения нефтяных и газовых скоплений. [40]
 |
График зависимости проницаемости k терригенных пород от глубины залегания Н. [41] |
Однако это не лишает их частного характера, поскольку они относятся исключительно к водоносным породам. Как уже отмечалось, вторичные процессы в нефтегазонасыщенных породах менее результативны в смысле влияния их на емкость пустот и проницаемость пород из-за малого количества погребенной воды в последних и отсутствия ее миграции. Поэтому степень влияния вторичных ( эпигенетических) процессов на коллекторские свойства пород зависит не только, а в некоторых случаях, по-видимому, не столько от глубины залегания, сколько от продолжительности геологического периода формирования нефтяных и газовых залежей. [42]
Установлены основные закономерности и в значительной мере выявлены процессы и факторы изменения нефтей в литосфере. Выявлены общие закономерности пространственного распределения зон нефтегазонакопления и связь их с геоструктурными и фациально-литологическими характеристиками изучаемых территорий. В числе недостаточно изученных продолжают оставаться вопросы о факторах преобразования исходного органического вещества, о геолого-геохимических критериях диагностики нефтематерипских толщ, о механизме, факторах, времени миграции жидкостей и газов из субкапиллярных пор материнских осадков, видах и факторах миграции при формировании нефтяных и газовых залежей, о геолого-геохимических условиях существования и разрушения залежей нефти и газа. [43]
По типу диагенетических новообразований цемент в осадочных породах подразделяют на аутохтонный, образованный из материала без привноса извне, и аллохтонный, образованный из привнесенного материала. По составу цемент может быть самым различным, но наиболее распространены все же карбонатный и кремнистый цементы. Основным посредником в цементации пород служит вода, которая в одних случаях участвует в перераспределении кластического материала, в других выполняет роль носителя растворенных веществ. Поэтому степень диагенетических изменений песчаников при прочих равных условиях зависит от объема содержащейся или перемещающейся в них воды. При малых количествах воды указанные изменения менее ощутимы, чем при больших. Этим в основном и объясняется то обстоятельство, что в пределах нефтеносной и газоносной частей вторичные отложения в песчаниках часто меньше, а ко л лекторские свойства лучше, нежели в водоносной части. В связи с этим огромное значение приобретает и палеогидрогеологическая обстановка после осадконакопления. При переносе больших масс воды через коллектор в зависимости от ее минерализации и термодинамических условий может происходить цементация или выщелачивание пород и, таким образом, ухудшение или улучшение их коллекторских свойств. Следовательно, общие рассуждения о палеогидрогеологической обстановке до формирования нефтяных и газовых залежей без привлечения многообразной дополнительной информации не могут дать однозначного ответа на вопрос о том, какие коллекторские свойства пород могут быть на различных глубинах. [44]
Страницы: 1 2 3