Файл: Зингер А.С. Ореолы рассеяния нефтяных и газовых залежей.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.06.2024
Просмотров: 112
Скачиваний: 1
вых вод и газов, вскрытых в любой точке этой структуры» будет указывать на возможное присутствие залежей, тогда как скважина, попавшая за контур газонефтяной залежи, может ничего не дать, если в ее разрезе не оказалось нефтепроявлений.
С другой стороны, если структура |
не имеет залежи нефти |
и горючих газов, то состав пластовых |
вод и газов в большин |
стве случаев укажет на отсутствие такой залежи. М. А. Гатальский писал: «При разведке многих структур хорошо изу ченные пластовые воды и газы в одной разведочной скважине могут дать значительно более надежный материал для суж дения о перспективности структуры в целом, чем несколько таких скважин, проведенных без опробования пластовых вод и газов, как это практикуется в настоящее время».
Таким образом, М. А. Гатальский допускает возможность распространения сферы влияния залежи на окружающие под земные воды в пределах всей структуры.
Широкую известность получили также первые исследова ния Е. Е. Беляковой (1956) по определению нефтепоискового значения подземных вод и растворенных в воде газов на тер ритории Самаро-Камского междуречья Волго-Уральской об ласти и Б. Б. Митгарц (1956) в Фергане.
Основные закономерности распределения компонентов со левого, газового составов и общей газонасыщенности подзем ных вод по мере удаления от залежей нефти и газа, по ре зультатам исследований Е. Е. Беляковой, сводятся к следую щему:
1. Минерализация подземных вод гидрогеологически за крытых структур и горизонтов не меняется по мере удаления от залежей. Содержание аммония достигает максимума в приконтурной зоне.
В водах гидрогеологически менее закрытых структур и го ризонтов степень минерализации и содержание брома в ре гиональном плане закономерно снижаются по мере удаления от контура. Содержание сульфатов вначале растет, а затем снижается при одновременном уменьшении общей минерали зации вод. Содержание метаборной кислоты закономерно снижается, а йода — колеблется в широких пределах и обна руживает зависимость от степени минерализации вод, удален ности от контура нефтеносности и от вещественного состава пород.
2. Газонасыщенность подземных вод нефтяных и газовых залежей не зависит от минерализации вод и в интервале ог
14
О до 10 км определяется степенью газонасыщенности нефти или размером газовой залежи.
3. Общая упругость газов, растворенных в водах гидрогео логически закрытых структур, относительно плавно снижается по мере удаления от контура нефтеносности. Градиент упру гости наиболее высок в приконтурной зоне (интервал 0— 0,5 км). Потеря упругости здесь составляет 40%; на расстоя нии 10 км потеря общей упругости газа равна 70%.
4. Для таких компонентов подземных вод, .как сероводо род, углекислый газ, безаргонный азот и нафтеновые кислоты, появление которых, по мнению Е. Е. Беляковой, связано со сложными окислительно-восстановительными .процессами, идущими в системе вода—порода—нефть—газ в присутствии микроорганизмов, устанавливаются очень большие ореолы рассеяния, исчисляющиеся многими километрами по прости ранию пласта (до 30 км) и первыми сотнями метров — по вертикальному разрезу.
Представление Е. Е. Беляковой, касающееся масштабов ореольного рассеяния .нефтяных и газонефтяных залежей па леозоя Куйбышевского Поволжья, характера распределения газовых компонентов между нефтью и пластовыми водами, были уточнены и значительно дополнены в результате система тических исследований, проводимых на этой территории лабораторией гидрогеологии КуйбышевНИИНП под ру ководством М. И. Зайдельсона. Наиболее полно указанные вопросы анализировались в работах А. И. Чистовского (1963, 1965).
На примере ряда месторождений Куйбышевской и Орен бургской областей А. И. Чистовский (1963) отмечает законо мерное снижение содержания углеводородов в водах по мере удаления от залежей, а также отсутствие заметных количеств углеводородов тяжелее метана на заведомо ненефтеносных площадях, что доказывает определяющую роль нефтяных за лежей в .накоплении ,в водах тяжелых углеводородов. Полагая, что из залежей нефти и газа углеводороды поступают в окру жающие их подземные воды в результате диффузии и исполь зуя формулу П. Л. Антонова для определения концентраций газа на различных расстояниях от источника в условиях не стационарного диффузионного потока, А. И. Чистовский рас считал количественную сторону этого процесса. Расчеты диф фузионного потока газов из залежей и фактические данные распределения их в законтурных водах показывают, что влия ние нефтяных и газовых залежей может улавливаться на рас-
15
стоянии не больше 4—5 км в отложениях терригенного дево на, 2—3 км — в отложениях карбона и перми.
Влияние залежи по разрезу определяется главным образом диффузионной проницаемостью разделяющих пород. В кар бонатных отложениях влияние может проявляться на десятки и сотни метров, в терригенных отложениях при наличии пере стаивания песчаников с плотными глинами и алевролитами
влучшем случае на десятки метров.
Вусловиях движения пластовых вод, отмечает А. И. Чиетовский, форма и величина ореола рассеяния, а также коли чество углеводородов, поступающих из нефти в воду, опреде ляются не временем формирования залежи, а ее размерами, скоростью движения вод и расположением залежи по отно
шению к потоку. Соответствующие расчеты, проведенные А. И. Чистовским для условий движения подземных вод со
скоростью 10 см/тол, при Д =10~-6 |
см2/сек, для нефтяной |
зале |
жи размерами 3X3 км, показали, |
что слой воды мощностью |
|
7—10 м может насытиться газом в среднем «а 70—80% |
(т. е. |
упругость водорастворенных газов будет составлять 70—80%
от давления |
насыщения |
нефти). При скорости движения 1 м |
|
в год пласт |
мощностью |
7—10 м насытится газом |
в лучшем |
случае на 20—25%. |
|
|
|
Конкретный анализ |
по определению формы |
ореольного |
рассеяния позволил А. И. Чистовскому придти к выводу, что
«в условиях движения |
пластовых вод влияние залежи прояв |
||||||||
ляется неравномерно. |
Со стороны движения вод ореол |
рас |
|||||||
сеяния |
углеводородов |
меньше, |
чем с |
противоположной |
сто |
||||
роны». |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В более |
поздних работах А. И. Чистовекого (1965) |
были |
|||||||
продолжены |
исследования |
закономерностей |
распределения |
||||||
газовых |
компонентов |
между |
нефтью |
к |
пластовыми |
вода |
|||
ми на территории Куйбышевской области. Анализируя |
рас |
||||||||
пределение |
парциальных |
упругостей |
газовых |
компонентов |
|||||
в нефти |
(газе) и воде, А. И. Чистовекий |
установил, что пар |
циальная упругость метана и более тяжелых углеводородов в нефтях, как правило, значительно выше, чем в водах. Лишь непосредственно на контакте нефть—вода парциальные уп ругости метана и более тяжелых углеводородов в водах могут равняться парциальным упругостям и нефти.
При удалении от контура нефтеносности (газоносности) парциальные упругости метана и более тяжелых углеводоро дов в воде уменьшаются. Уменьшение парциальных упругос тей углеводородов при удалении от контура нефтегазоносное™
16
в |
водах перми и карбона |
происходит значительно быстрее, чем |
в |
водах девона. Причина |
этого в различной геохимической и |
гидродинамической обстановке.
Анализируя распределение азота в нефтях и водах, А. И. Чистовский отмечает, что близкие значения парциальных упругостей в нефти и воде наблюдаются только непосред ственно в зоне контакта нефть — вода.
На основании установленных закономерностей А. И. Чистовским сделаны совершенно правильные выводы о направлен ности процессов перераспределения газовых компонентов в нефтях (газах) и окружающих их водах и процессов взаимно го изменения газовых составляющих этих флюидов.
В том же методическом плане, как это было сделано Е. Е. Беляковой для Самаро-Камского междуречья, были про ведены исследования Б. Б. Митгарц для территории Ферган ской нефтегазоносной области. Однако конкретные результа ты масштабов ореольного влияния залежей Б. Б. Митгарц не приводит. Ее основной вывод в этом отношении сформули рован следующим образоім: «Величина радиусов распростране ния специфических компонентов от углеводородного скопле ния зависит от подвижности и стойкости тех или иных компо нентов и активности циркуляции подземных вод. Она различна для районов с разным геологическим строением. Наблюдения показали, что в платформенных областях эта величина боль ше, чем в складчатых.
Установление же |
конкретных |
величин ореолов рассеяния |
||
для определенных компонентов |
требует |
накопления |
и сопо |
|
ставления большого |
количества |
данных |
по различным |
нефте |
носным районам. В настоящее время эта работа, по сути дела, еще только начата».
Положения, близкие ранее рассмотренным, развивались H . Н. Ростовцевым и Е. Е. Беляковой в 1958 г. в докладе на XX Международном геологическом конгрессе. Авторы также отмечали, что при диффузии газов от контура нефтяных и га зовых залежей упругость углеводородных газов, растворенных в воде, более или менее равномерно падает. Общая упругость растворенных газов в контурных водах палеозоя Волго-Ураль- ской области резко снижается лишь в приконтурной зоне, на . расстоянии 0,25—0,70 км от .контура залежи, вследствие рез кого снижения концентрации тяжелых углеводородов и от части метана. Далее 0,7 км от контура нефтеносности упру гость тяжелых углеводородов снижается постепенно. Расстоя
ние, на котором прослеживается |
повышенная упругость |
тяже- |
|
2 Заказ 1886 |
I |
"_ |
„ і / |
Гео. п у б л и ч к и * и » у ч и о - т в х н и . е ь а я
б и б л и о т е к а С С С Р Э К З Е М П Г " "
Ч И Т А Л Ь Н О Г О о • "/
лых углеводородов, зависит от размера залежи и упругости этих газов в нефти.
Упругость метана почти постоянна в водах 'горизонтов хо рошо закрытых структур и постепенно снижается в водах горизонтов менее закрытых поднятий. Общая упругость рас творенных в воде газов по мере удаления от контура газовой залежи снижается постепенно, без резкого перепада упругости
в приконтурной |
части. |
|
|
От нефтяных залежей девонских отложений |
падение уп |
||
ругости тяжелых углеводородов равно 0,5 ат на |
1 км, |
мета |
|
на — 2 ат на 1 |
км. Перепад упругости метана по мере |
удале |
|
ния от газовой |
залежи в пермских отложениях на |
расстоянии |
3 км составляет 3 ат на 1 км. Таким образом, по мнению дан |
|
ных |
авторов, путем изучения изменений упругости растворен |
ных |
газов можно наметить направление потока диффузии га |
за, а тем самым |
и положение |
нефтяных и газовых залежей. |
Критические |
замечания |
по результатам исследований |
Е. Е. Беляковой |
и H. Н. Ростовцева, касающиеся масштабов |
ореольного рассеяния залежей нефти и газа и вытекающих от сюда представлений о методике их поисков, сделаны М. С. Гуревичем (1958), который отмечает, что вопрос об исполь зовании растворенных газов для обнаружения отдельных месторождений чрезвычайно сложен. Причем «основное за труднение заключается в недостаточной изученности условий пластовой диффузии газа из месторождений и отсутствии дан ных, характеризующих последовательность убывания упруго сти газа по мере удаления от залежи». Отсюда М. С. Гуревич совершенно справедливо приходит к выводу о дискуссионности предложений, касающихся обоснования расстояний для за
ложения скважин при поисках залежей |
нефти и газа. Вопрос |
||
о |
расстоянии |
между нефтепоисковыми |
скважинами, пишет |
М. |
С. Гуревич, |
при котором возможно |
выявление месторож |
дений по составу и упругости диффундирующего из них газа, не ясен.
Имеющиеся скудные фактические данные об изменении упругости растворенных газов по мере удаления от контура
газонефтеносности недостаточны для |
решения |
этого |
вопроса, |
и высказанные в этом отношении соображения |
весьма |
спорны. |
|
Так, например, H. Н. Ростовцев (1950) |
рекомендует проводить |
поиски месторождений газа и нефти методом растворенных газов при условии заложения нефтепоисковых скважин на расстоянии 200 км друг от друга и даже более.
Важные в поисковом отношении положения, касающиеся
18