Термобарические условия существования нефти и газа в земной коре

Выявленные скопления нефти и газа находятся в интервале глубин от нескольких десятков метров до 7000 м в условиях, нарастающих с глубиной температуры и давления, вызывающих изменение свойств флюидов и порождающих сложные фазовые состояния. Интервалу глубин нахождения нефти и газа соответствуют температуры от –5⁰С (для районов вечной мерзлоты) до +250⁰С.

Источником температуры является тепловой поток, идущий из верхней части мантии с глубин до 400 км. Величина этого потока (мккал/см² с) составляет для докембрийских платформ 0,90, для эпигерцинских – 1,25, для кайнозойских – до 1,75.Скорость нарастания температуры с глубиной – геотермический градиент – для отложений перекрывающих архейский фундамент бассейна равен в среднем 3,3⁰С/100 м, байкальский – 3,7, герцинский – 4,2.

Существующие в разрезе осадочной оболочки земной коры давления складываются из двух основных напряжений: геостатического и гидростатического.

1. Геостатическое давление создается весом пород. Соответственно величина геостатического давления определяется мощностью и плотностью пород, расположенных над точкой измерения давления.

Градиент геостатического давления при средней плотности осадочных пород 2,3 г/см³ составит 0,023 МПа/см² на 1 м мощности пород.

2. Гидростатическое давление создается весом воды, заключенной в проницаемом пласте или системе их. Гидростатическое давление в напорной (гидродинамической) системе называется пластовым. При сообщении водоносной системы с поверхностью величина пластового давления определяется весом столба воды от точки измерения давления до поверхности (Н). Измеренное таким путем давление, выраженное в МПа, при допущении плотности воды (d) 1 г/см³ принято называть условно гидростатическим или условно пластовым (р_у)

р_{у =} Н*1/100

Так как фактически плотность пластовой воды может достигать значения 1,23 г/см³, градиент давления может изменяться от 0,01 до 0,0123 МПа/м и соответственно будет изменяться и пластовое давление.

Поверхность, соединяющая точки выхода водоносного пласта на земной поверхности (области питания и разгрузки), образует пьезометрическую поверхность, наклон которой в целом, а также осложняющие ее пьезоминимумы и пьезомаксимумы определяют направление движения вод в пласте. Пьезометрическая поверхность выражается через приведенные давления, представляющие собой гидростатические давления, высчитанные от условно выбранной поверхности. Разность приведенных давлений между двумя точками пьезометрической поверхности характеризует водяной напор. Характерно, что эта разность, обусловливающая движение воды в пласте, может быть и при одинаковых пластовых давлениях.

Изучение фактических пластовых давлений, как в нефтегазоносных, так и в чисто водоносных бассейнах показало существование аномальных давлений, превышающих (реже не достигающих) расчетное гидростатическое (с учетом плотности воды) в 1,5-2 раза.

Природа аномальных давлений являлась объектом изучения ряда исследователей (А.К. Алиев, 1959; А.Е. Гуревич, 1969; М.К. Калинко, 1964; В.С. Мелик-Пашаев, 1956; Б.А. Тхостов, 1966; Г. Диккенсон, 1953; В. Рабей, М. Хабберт, 1959; А.И. Леворсен и др.).

Аномальные пластовые давления имеют несколько источников образования.

1. Разность плотностей воды и нефти (газа). За счет этой разности в нефтяной (газовой) залежи дополнительно к фактически гидростатическому давлению прибавляется давление, возникающее за счет силы выталкивания легкого тела (нефть, газ) из более тяжелого (вода), т. е. архимедовой силы. Это дополнительное, или избыточное, давление зависит от высоты газовой или нефтяной залежи и от разности плотностей воды и нефти или газа относительно воды.

Так, для газовой (метановой) залежи на глубине 1800 м с высотой 300 м избыточное давление составит 2,49 МПа.

2. Остаточное (унаследованное) гидростатическое давление, сохранившееся во флюиде подземного резервуара, испытавшего существенное поднятие, т. е. не успевшее рассосаться до давления, свойственного современной глубине залегания. Оно возникает в областях, испытывающих энергичное поднятие, и во флюидах с затрудненной циркуляцией вод. В складчатых областях возможно возникновение аномальных давлений в резервуарах, защемленных вследствие интенсивной складчатости (разлинзовывание резервуара, ограничение разрывами и т. п.).

3. Уплотнение глин, залегающих над природным резервуаром, которое сопровождается поступлением в резервуар выжимающихся из глин седиментационных вод. Возникает при больших мощностях (1-3 км) пластичных глин, большой скорости уплотнения их и при плохих коллекторских свойствах резервуара, что затрудняет отток седиментационных вод.

Для молодых отложений этот процесс имеет место в ряде месторождений Мексиканского залива, образующих зону, протягивающуюся на 1280 км (ширина 120 км) от Рио-Гранде к низовьям Миссисипи, где залежи нефти заключены в молодых песках (Дж. Диккенсон, 1953; П. Лаулин, 1954).

4. Сообщение природного резервуара с нижезалегающим резервуаром с большим пластовым давлением. Это сообщение может иметь место через разрывы, грязевулканические жерла, вдоль стенок соляных куполов и др. Подобный механизм увеличения давления достоверно установлен для нефтяного месторождения Челекен.

5. Дегидратация глинистых минералов и прежде всего монтмориллонита (превращение конституционной воды в гравитационную), сопровождающаяся внедрением воды в коллектор. Эффективность этого механизма увеличения пластового давления вызывает сомнение, так как дегидратация монтмориллонита сопровождается увеличением пористости и проницаемости.

Увеличение объема нефти при переходе под влиянием температуры ее высокомолекулярных соединений в легкие углеводороды (метанизация нефти) в запечатанном коллекторе.

Дата добавления: 2014-12-26