Файл: Кудряков, В. А. Гидрогеологические факторы, влияющие на формирование нефтяных и газовых месторождений обзор.pdf

миграция. В случае достаточно интенсивного процесса нефтегазооб­ разования, насыщенность вод углеводородами может приблизиться к предельной и,при последующей их миграция^ ловушках, располо­ женных на пути к зонам пьезоминимумов, произойдет фазовое обо­

собление углеводородов, особенно при наличии там ранее сформиро­ вавшихся углеводородных залежей.

Образовавшие на эяизионных этапах свободные скопления угле­ водородов сохраняют способность к миграции в виде струй и на ин-

фидьтрационных этапах. При слабом развития инфильтрационных про­ цессов а достаточно высоких скоростях всплывания свободных угле­ водородов возможно их неполное разрушение инфильтрационныма во­ дами и переформирование залежей в течение инфильтрационного этапа.

Таким образом, подземные воды не только являются миграцион­ ной средой, но и сами влияют на процессы нефтегазообразования и десорбции углеводородов из органических веществ пород. Приуро­

ченность же главных фаз нефтегазообразования к определенным эта­ пам литогенеза характерна лишь для элизионяых этапов эволюции геогидродинаыических систем.

Формирование залежей нефти и газа является результатом дей­ ствия многочисленных факторюв, в тем числе и гидрогеологического.

Это и создает предпосылки для создания гидрогеологической модели формирования нефтяных а газовых месторождений, основными поло­ жениями которой являются:

1) участие органического вещества стратисферы в нефтегазо-

образованяи и нефтегазонакоплении;

2)частичный переход органических веществ и углеводородов

вподземные воды;

3)преобразование органических веществ горных пород и под­

земных вод в углеводороды; 4) миграция углеводородов в водаорастворенном и однофазовом

газовом состояниях с постепенным изменением соотношения ролей указанных видов миграции в пользу второго при переходе от про­ цессов первичной миграции к процессам переформирования залежей;

5) связь нефтегазообразования и нефтенакопления с элизяон-

ными этапами развития геогидрофеотогический систем и приурочен­ ность нефтегазосборных участков к зонам пьезоминимумов;

6) зависимость сохранности залежей нефти и газа от современ­ ной и палеогидрогеологической обстановок.

- 31 -

Использование этой модели в практических целях будет способ­ ствовать уточнению перспектив нефтегаз® осности , правильной оцеа-

ке прогнозных запасов углеводородов я выбору направления поис­ ково-разведочных работ на нефть и га з .

Использование гядоогеодогядос^ой д о д о д

внвфтега зопоисдовздс в ед а х .

Сучетом опыта математической обработки геофизической инфор­

мации /4 4 ] и применения вероятностно-статистических методов в органической гидрогеохишш [ б ] , для диагностики нефтегазовос-

ности объекта использованы гидрохимико-органическаэ показатели,

обработанные на Э Ш по программе распознованая образов "гол ос” ,

составленной при участия А.В.Киршаа.

Результаты анализа органических веществ вод представляются

в виде набора характеристик с указанием продуктивности иля не­

продуктивности объекта, установленными в процессе бурения и испы­

Последовательность операции заключается в вычислении:

4)числа объектов I группы по каждому параметру, величина которого шале фонового;

5)отношения числа объектов I группы по каждому параметру,

величина которого ваше фонового, к числу объектов I группы по

каждому параметру (достоверность) о выдачей на печать;

6)суммы достоверности всех параметров;

7)суммы достоверностей по каждому объекту для параметров,

величина которых превышает фон;

-8) отношения суш и достоверностей по каждому объекту и для

- 32 -

9 ) числа объектов I группы, в которых результат голосования

выше 0 ,5 ;

10) отношения числа объектов I группы, в которых результат голосования выше 0 ,5 ,к числу объектов I группы (экзамен I) с вы­

дачей на печать;

При вводе исходной информации по известному объекту опера­

ции ограничиваются седьмой, хранящейся в памяти машины, я восьмой с выдачей на печать величины результата голосования для данного объекта. Экзаменом в этом случае является подтверждение дли отрицание перспектив нефтегазоносности данного объекта.

Фоновые значения каждого параметра могут быть использованы при оценке продуктивности нового объекта в производственных

условиях. По результатам голосования оценивается целесообразность продолжения поисково-разведочных работ на разведываемой площади и выделяются наиболее перспективные участки (по высоким значениям

изолиний результата голосования). Экзамены I и 2 ш есте с резуль­

татами голосования определяют надежность выдаваемых практических рекомендаций.

Результаты теста программы распознавания образов "голос"

для гидрохимико-органических показателей нефтегазоносности юрских отложений Бухаро-Хивинской области приведены в табл .З .

- 33 -

Другим важным инструментом познания особенностей размещения углеводородных скоплений является изучение гидродинамических аномалий. Под гидродинамическими аномалиями понимаются локальные изменения в конфигурации пьезометрической поверхности, связанные с дренированием водонапорных комплексов, экранированием подзем­ ного потока и изоляцией определенных участков водонапорной систе­ мы. Гидродинамические аномалии могут быть положительными (пьезо­ максимумы) и отрицательными (пьезоминимумы). Эти представления не вполне соответствуют понятиям АВПД и АНОД, употребляемым для ха­ рактеристики пластового, а не приведенного давления и для оценки гидравлического состоянияне только участков гидродинамических аномалий, но в ряде случаев и для водонапорной системы в целом.

Вопросы диагностики, классификации и интерпретации зон пьезоминимумов были рассмотрены достаточно детально [25] . На р и с.5 показаны типы пьезоминиыумов и конфигурации пьезометриче­ ских поверхностей. Роль пьезоминимумов в формировании углеводо­

родных скоплений и их поисковое значение установлены в целом ря­ де нефтегазоносных бассейнов / l 6 , 22,39 и д р .] .

- 34 -

-Р я с .5. Типы пьезоминимумов и конфигурации пьезометрических поверх­ ностей (по В.А.Кудрякову)

I - водоносные горизонты;' 2 - водоупоры; 3 - дизъшктивные нару­ шения; 4 - экранирующие зоны; 5 - приведенные гидроизопьезы;

6 - направления подземного потока

Типы пьезоминимумов: I - переточный, связанный с проводящим нару­ шением ( а ) , гидрогеологическим окном ( б ) , распыленной разгруз­ кой ( в ) ; Й - преградаый, экранированный тектонически ( а ) , литоло­

метрических поверхностей для пьезоминимумов переточного, преградного и Фронтального типов, с о ответственно (х Щ и (Ш)

- 35 -

Современное представление об аккумуляции нефти и газа из­

и литологическое выклинивание, 3 ) течение подземных вод, а точнее гидравлический уклон.

В зонах гидродинамических аномалий возникают так называемые

"гидравлические ловушки".

В широком понимания термина "ловушка" безусловно должен

быть заложен гидравлический фактор - любая ловушка нефти и газа

в принципе не монет не быть гидродинамической. Однако под соб­ ственно гидродинамической понимается .ловушка, формирование кото­

рой обусловлено пересечением поверхностью, параллельной пьезомет­ рической, незамкнутого структурного изгиба пластов.

Возможность сохранения углеводородных залежей в гидродинами­

ческих дозуж ах видна из наблюдаемых явлений наклона контактов вода-нефть и вода-газ в условиях .движения подземных вод [ 12,27,

33,40 и др.J .

Методическим приемом для обнаружения гидродинамических лову­

шек может быть составление карг схождения пьезометрической и структурной поверхностей, а при недостатке информации, что харак­ терно для новых районов,- сопоставление регионального наклона пьезометрической поверхности с рельефом одного из пластов, зале­ гающего конформно с возможно продуктивным.

рение в подземных водах, сорбцию породами и диффузию в атмосферу.

Модификация этого метода- f l j основана на экспериментальных дан­ ных об изменении содержания углеводородов в остаточном органиче­ ском веществе пород в зависимоета от палеоглубин залегания нефте­ газопроизводящей толщи.

Ориентировочные расчеты, выполненные для различных нефтега­ зоносных областей Узбекистана, показали, что большая часть по­ терь приходится на растворение углезодородов в подземных водах.

В связи с этим нами совместно с А.М.Акремходааевым предложена упрощенная формула расчета коэффициента аккумуляции углеводородов,

имеющая следующий вид:

- 36 -