Общегидрогеологические показатели

ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ

ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

РОЛЬ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В ФОРМИРОВАНИИ И РАЗРУШЕНИИ

Миграции УВ в водорастворенном состоянии. Возможность водной эмиграции углеводородных газов определяется их хорошей растворимостью. Экспериментально установлен широкий диапазон изменения растворимости природных газов в зависимости от минерализации, температуры и давления. Так, растворимость метана в дистиллированной воде изменяется от 0,05 м³/м³ при давлении 1 МПа и нулевой температуре до 50,3 м³/м^{3 при давлении 188,8 МПа и 2800} С и до 135,2 м³/м³ при 354⁰ С и том же давлении. Минерализация значительно снижает растворимость углеводородных газов: при 250⁰ С, давлении 107,8 МПа и минерализации 280 г/л растворимость метана снижается до 6,5 м³/м³.

РОЛЬ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В РАЗРУШЕНИИ

ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Разрушение залежей нефти и газа может быть механическим, физическим, физико-химическим, химическим и биохимическим. Благодаря рассеянию УВ из залежей вокруг последних образуется специфическое геохимическое поле, характеризующееся аномальными концентрациями отдельных компонентов залежи или продуктов их взаимодействия с веществом вмещающих пород и вод.

Механическое разрушение залежи обусловлено вымыванием нефти или газа из ловушки подземными водами вследствие возрастания гидравлических уклонов или изменения емкости и конфигурации ловушки, а также фильтрацией нефти и газа через ловушку. Основное условие сохранности залежи - неравенство q<a, где q - угол наклона ВНК (ГВК), a - угол падения крыла ловушки в тыловой по отношению к потоку воды части залежи (рис. 26).

Во многих нефтегазоносных бассейнах пластовое давление растет с глубиной, что способствует механическому разрушению залежей. Существование сосредоточенной разгрузки, достигающей дневной поверхности, подтверждается многочисленными нефтегазопроявлениями во всех известных нефтегазоносных регионах.

Физико-химическое разрушение залежей происходит путем растворения УВ в подземных водах и их диффузии. При этом нефтяные залежи дегазируются, что сопровождается увеличением плотности нефтей.

Химическое разрушение залежей происходит путем окисления УВ кислородом и сульфатами подземных вод и тесно связано с биохимическим разрушением - “поеданием” УВ бактериями.

В группу общегидрогеологических показателей обычно включают следующие характеристики: тип бассейна (или его части), его размеры и объем осадочных пород; особенности водоносных комплексов, их выдержанность и коллекторские свойства; надежность региональных водоупоров; характер распределения по площади и разрезу гидрохимических, газовых и температурных параметров; положение региона или локального участка в пределах бассейна и др.

Перспективы нефтегазоносности бассейнов возрастают с увеличением площади бассейна и объема слагающих бассейн осадочных толщ. Необходимое условие нефтеносности бассейна - достаточная глубина погружения осадочных пород. В настоящее время большинством исследователей (Н.Б.Вассоевич, С.Г.Неручев, В.П.Савченко, А.А.Карцев и др.) за минимальные глубины погружения, необходимые для осуществления процессов нефтеобразования, принимаются глубины в среднем 1500-2000 м. В зависимости от типа ОВ и возраста пород, температурных условий эта глубина может варьировать. Минимальная граница погружения пород для образования промышленных газовых месторождений снижается - в среднем 300-800 м и даже меньше. Гидрогеологические бассейны небольших размеров (1-5 тыс. км² и менее), если даже они и заполнены мощной осадочной толщей, характеризуются меньшими перспективами нефтегазоносности, так как в них обычно недостаточна по размерам “нефтегазосборная площадь” и облегчены условия для разрушения УВ инфильтрационными водами.

Важным критерием нефтегазоносности бассейнов или их частей является присутствие водоупоров. Длительная сохранность нефтегазовых залежей обеспечивается наличием региональных водоупоров значительной мощности. Такими водоупорами служат мощные толщи соленосных, гипсоангидритовых, глинистых, глинисто-карбонатных и других изолирующих пород, например, в Волго-Уральском нефтегазоносном мегабассейне -кунгурская гипсоангидритовая (до 500-1000 м) толща, в Западно-Сибирском мегабассейне - мощная (до 50-1000 м) глинистая турон-нижнеолигоценовая толща, на Северном Кавказе - глинистые породы майкопской свиты мощностью 500-1000 м и т.д.

Дата добавления: 2014-01-07