К оглавлению

УДК 553.98:556.3:532.5

Гидрогеодинамическая обусловленность нефтегазоносности

Г.П. ЛЫСЕНИН (КФ ВНИИгаза), Ю.А. ЕЖОВ (ИГГ УНЦ АН СССР)

Гидродинамические условия - важнейший фактор формирования, пространственного распределения, сохранения и разрушения залежей нефти и газа. Последние генетически и гидравлически связаны с контролирующими их водонапорными системами и могут длительно существовать лишь в определенной гидрогеодинамической обстановке.

По особенностям распределения пластовых давлений в подземной гидросфере выделяются три гидродинамические зоны (сверху вниз): гидростатических, переходных и литостатических давлений [4-7]. В верхней зоне давления обусловлены гидростатическим напором подземных вод. В нижней зоне они создаются главным образом массой водонасыщенных горных пород. Средней зоне свойственны давления, переходные по величине от гидростатических к литостатическим, характеризующие интервал разреза, в котором релаксируется энергия, привносимая восходящим потоком газожидких флюидов из нижней зоны.

Считавшиеся поначалу характерной особенностью альпийских областей сверхгидростатические давления (СГСД) выявлены теперь в подавляющем большинстве осадочных бассейнов, включая древние платформы. За последние 10-15 лет СГСД открыты в Прикаспийской впадине, Западной Сибири, Тимано-Печорском бассейне, на Балтийском щите и во многих других регионах. Можно полагать, что зоны переходных и литостатических давлений имеют планетарное распространение. Неизбежность формирования этих зон в любой точке Земли на определенных глубинах убедительно показал С.Н. Иванов [6].

Следует различать планетарные зоны СГСД и локальные проявления АВПД. Последние формируются на фоне гидростатических давлений в замкнутых резервуарах, в ореолах вторжения над крупными залежами, особенно газовыми, и существуют геологически очень короткое время.

Рассмотрим главные особенности выделенных зон (рис. 1).

Зона гидростатических давлений - гидростатозона (ГСЗ) характеризуется нисходящими и латеральными потоками подземных вод, а при определенных тектонических и литологических условиях и восходящим движением. По степени динамичности вод и их связи с земной поверхностью в ГСЗ выделяются три подзоны: активного, затрудненного и весьма затрудненного водообмена, которые Ф.А. Макаренко и Н.К. Игнатович (1937-1947 гг.) рассматривали в ранге самостоятельных зон верхней части подземной гидросферы. В ГСЗ температура и минерализация вод увеличиваются с глубиной. Рост минерализации обычно сопровождается переходом гидрохимических типов от гидрокарбонатно-натриевого через сульфатно-натриевый и хлормагниевый к хлоркальциевому [4].

Уже в 30-40-х годах было установлено, что наиболее благоприятные условия для существования залежей УВ создаются в подзоне весьма затрудненного водообмена, характеризующейся восстановительной обстановкой и содержащей огромные статические запасы пластовых рассолов, движение которых, как правило, проявляется лишь в геологическом времени. По мере увеличения вверх по разрезу гидродинамической активности условия сохранности залежей ухудшаются, происходит все более интенсивное их рассеяние, физическое, химическое и биохимическое разрушение.

Зона переходных давлений - мезозона (МЗ) имеет особое гидрогеологическое и нефтегазогеологическое значение. Давление в ней неравномерно уменьшается снизу вверх от сублитостатического до гидростатического. Подавляющее большинство случаев фиксации в водоносных частях разреза СГСД с градиентами 1,3-2,3 МПа/100 м связано именно с МЗ.

Физическую сущность возникновения МЗ впервые исследовал С.Н. Иванов [6, 7], использовав для этого особенности разрушения водонасыщенных горных пород при одно-, двухосном и всестороннем сжатии. При свободном оттоке флюидов из сжимаемых и упрочающихся отложений происходит закрытие трещин, каналов и пор. Поэтому в земной коре на определенных глубинах, зависящих от прочностных свойств пород, возникает в значительной мере непроницаемая зона уплотнения. Предложен способ оценки предельной глубины существования открытых трещин, т. е. глубины залегания поверхности МЗ [6]. Глубина верхней границы МЗ (или мощность ГСЗ) от 0,5 до 2,5 км в слабоуплотненных мезозойско-кайнозойских осадках областей альпийского тектогенеза и 6-7 км и более в метаморфизованных породах древних платформ и горно-складчатых поясов [5]. Мощность МЗ зависит от литологических и геоструктурных особенностей территории и колеблется от сотен до нескольких тысяч метров.

МЗ может охватывать породы любого состава, но нередко ее поверхность приурочена к регионально выдержанным глинистым и хемогенным толщам, в которых облегчено создание гидродинамического барьера. После достижения минимальных значений трещиноватости и пористости происходит увеличение этих параметров с глубиной вследствие прогрессирующего разуплотнения отложений под влиянием быстро растущего пластового давления (см. рис. 1). Поэтому следует говорить не о сохранении коллекторских свойств на больших глубинах, а об их возрождении в зонах СГСД. Пористость и трещиноватость возрастает как в породах-коллекторах, так и в слабопроницаемых отложениях, в том числе в уплотненных глинах.

В МЗ господствует восходящее движение флюидов. Подчиненную роль играет латеральное движение, сосредоточенное в отдельных проницаемых интервалах и в зонах разломов вблизи транзитных путей восходящих потоков. Благодаря пульсационности вторжения флюидов давление в МЗ резко возрастает в импульсную фазу, а в спокойную значительно и неравномерно снижается в результате релаксации [9].

К переходной зоне обычно приурочена химическая инверсия вод. Их типы сменяются сверху вниз от хлоркальциевого через хлормагниевый и сульфатно-натриевый до гидрокарбонатно-натриевого с одновременным уменьшением минерализации [4].

Температура в МЗ нарастает с глубиной более быстрыми темпами, чем в ГСЗ. У границы с нижней зоной должен быть излом геотермограммы (см. рис. 1), объясняющийся охлаждением недр вследствие адиабатического процесса при спаде давления флюидов, поступающих снизу [7].

Зона литостатических давлений - литостатозона (ЛСЗ) характеризуется градиентами давления 2,3-2,6 МПа/100 м и более. Давления, свойственные ЛСЗ, зафиксированы в Предкавказье, Таджикской депрессии, Предкарпатском прогибе, Верхнеиндской, Примексиканской впадинах, на Канадской платформе, Балтийском щите и в других регионах.

Для ЛСЗ типичны восходящие потоки газожидких флюидов. Воды имеют гидрокарбонатный облик при весьма низкой минерализации. Отражением сосредоточенных восходящих (чаще всего пульсационных) прорывов высоконапорных флюидов из ЛСЗ через МЗ в ГСЗ, вплоть до выхода на земную поверхность, является грязевой, газонефтяной и гидровулканизм.

В ЛСЗ происходит дальнейшее увеличение температуры с глубиной, однако темпы ее нарастания меньше, чем в ГСЗ, а тем более в МЗ.

Характерная особенность ЛСЗ - разуплотнение пород под воздействием чрезвычайно высокого порового давления и естественного гидравлического разрыва. Пористость и степень трещиноватости могут достигать здесь значений, свойственных ГСЗ [6]. Скорее всего, в ЛСЗ невозможно выделение коллекторских и флюидоупорных толщ в традиционном понимании; участки максимального разуплотнения и повышенной проницаемости могут быть приурочены к породам любого состава и иметь различную пространственную ориентировку.

Поскольку сверхвысокие давления нередко встречаются на продуктивных структурах, у многих исследователей сложилось представление об СГСД как, безусловно, благоприятном факторе нефтегазоносности. При этом не делалось различия между СГСД планетарно развитыми в МЗ и ЛСЗ, и АВПД, локализованными внутри ГСЗ.

Между тем накапливается все больше фактов об уменьшении запасов и частом отсутствии залежей нефти и газа в зонах СГСД даже при благоприятных структурных и литолого-фациальных условиях. В связи с этим рассмотрим основные факторы, определяющие возможность формирования и сохранения залежей в обстановке СГСД.

Уже само преобладание восходящих потоков флюидов и нарушенность потенциальных покрышек в ЛСЗ не благоприятствуют обособлению и существованию углеводородных залежей. Сходные условия имеются и в нижней части МЗ. Любое флюидное скопление, находящееся под сверхвысоким давлением, может сохраняться только при достаточно хороших удерживающих способностях породы-покрышки и лишь до того момента, пока давление в ловушке не достигнет некоторой критической величины, вызывающей гидроразрыв перекрывающих пород и миграцию флюида вверх по разрезу, в область меньших давлений. Оценить прямыми наблюдениями это критическое давление (давление естественного гидроразрыва, давление раскрытия и образования трещин) невозможно. Но представление о нем дают данные об искусственном гидроразрыве пластов.

Практика показывает, что чаще всего давление гидроразрыва на 20-50 % меньше полного горного (литостатического) давления. Это объясняется в первую очередь наличием в породах макро- и микротрещин, сомкнувшихся под воздействием литостатической нагрузки; для их раскрытия требуется меньшее усилие.

П. Пилкингтон [11], анализируя несколько уравнений для определения градиента давления гидроразрыва, показал, что все они идентичны и отличаются только коэффициентами. Давление разрыва выражается формулой

где р_р, р_г и р_пл - соответственно давления разрыва, горное и пластовое; k - коэффициент напряжения, определяемый различными способами. По Б. Итэну (1969 г.), это коэффициент бокового распора, равный , где- коэффициент Пуассона.

Из приведенного уравнения следует, что независимо от значения коэффициента бокового распора (и, значит, типа пород) давление гидроразрыва равно пластовому при достижении последним величины литостатического, давление разрыва приближается к литостатическому при предельном (близком к 0,5) значении . Следовательно, литостатическое давление с некоторой долей условности можно считать критическим для сохранения флюидных скоплений под нетрещиноватыми эластичными породами - экранами. В идеальном случае, когда высота углеводородных залежей не лимитируется малой высотой ловушек, а покрышки представлены пластичными глинами или хемогенными отложениями, избыточное давление не должно превышать литостатическое.

Таким образом, наилучшие гидродинамические условия существования газовых и нефтяных скоплений создаются в ГСЗ, где избыточные давления, равные давлению разрыва, могут быть достигнуты только в очень высоких залежах. В МЗ, ниже толщи предельно уплотненных нетрещиноватых пород, критическое давление достигается даже в невысоких залежах, причем допустимая высота их уменьшается с глубиной (рис. 2). В ЛСЗ всегда имеются условия для естественного гидроразрыва, в связи с чем существование залежей здесь практически невозможно.

Значит, на любой площади должна быть предельная глубина существования углеводородных скоплений, определяемая гидродинамическим фактором и соответствующая верхней границе ЛСЗ. Высказываются различные мнения о «глубинном ограничителе» нефтегазоносности. В качестве такового называют температуру деструкции нефти, повышенную растворимость газов в воде при СГСД и низкой минерализации, ухудшение коллекторских свойств пород и т. д. Несомненно, гидродинамический фактор - важнейший «глубинный ограничитель», и это необходимо учитывать при оценке перспектив погруженных частей разреза на нефть и газ.

Фоновые СГСД в водоносных интервалах разреза следует считать неблагоприятными для существования углеводородных залежей; отрицательное действие этого фактора проявляется тем сильней, чем больше превышение пластового давления над гидростатическим. К аналогичным выводам приходят и другие авторы [1]. В.В. Колодий [8] показал, что все гигантские нефтяные месторождения мира приурочены к резервуарам с градиентом давления до 1,25, а крупные (кроме одного) - до 1,4 МПа/100 м; при градиенте до 1,6-1,7 МПа/100 м могут встречаться средние, а более 1,7 - только мелкие залежи. В Предкарпатском прогибе около 70 % промышленных скоплений нефти связаны с резервуарами, в которых градиент не превышает 1,2 МПа/100 м. В Примексиканской впадине более 90 % промышленных нефтяных и газовых залежей находятся в интервалах разреза с градиентом давления до 1,2, а 9 % - до 1,65 МПа/100 м; при градиентах 1,65-1,85 МПа/100 м спорадически встречаются только небольшие скопления, а при большем СГСД залежи вообще отсутствуют. Аналогичные данные имеются и по другим бассейнам. Эти материалы прямо говорят о приуроченности подавляющего большинства месторождений к ГСЗ (градиенты 1,2-1,25 МПа/100 м могут создаваться подземными рассолами) и резком снижении перспектив нефтегазоносности в МЗ. Сказанное косвенно подтверждается и другими данными [2, 3, 10]. Например, в работе [3] указывается, что из 223 крупных газовых месторождений мира лишь 10 находятся в интервале глубин 4,5-6 км и одно глубже 6 км; все глубокорасположенные залежи обнаружены в солеродных бассейнах и содержатся в предельно минерализованных водах.

Характерно, что в залежах, расположенных в МЗ, при прочих равных условиях создаются более высокие избыточные давления, чем в ГСЗ. Без учета больших фоновых давлений это может привести к ошибочной оценке размеров залежи и ее запасов. Так, на одном из месторождений Азербайджана встречена залежь, избыточное давление в которой превышало гидростатическое на 16,7 МПа (при глубине около 2,6 км), а дебит скважины достигал 1 млн. м³/сут газа. Высокая оценка, данная по результатам испытаний, не оправдалась: газовое скопление оказалось весьма ограниченным, давление в нем после года эксплуатации упало с 42 до 24 МПа, а запасы составили всего 1 млрд. м³ [1]. В таких случаях кажущаяся аномальность давлений в залежах и статических устьевых давлений объясняется не огромным этажом газоносности, а общим резким повышением пластового давления, на фоне которого существуют залежи (рис. 3).

Таким образом, фоновые СГСД неблагоприятны для существования углеводородных скоплений и не свидетельствуют о высоких перспективах нефтегазоносности. Положительными показателями могут служить только локальные АВПД, возникающие в ореолах вторжения, формирующихся над залежами с высокими избыточными давлениями. Наилучшая гидродинамическая обстановка для существования залежей создается в нижней части ГСЗ, в подзоне весьма затрудненного водообмена. В мезозоне условия формирования и сохранения залежей неуклонно ухудшаются с глубиной; для МЗ наиболее типичны небольшие высоконапорные углеводородные скопления. ЛСЗ характеризуется крайне неблагоприятной гидродинамической обстановкой, практически исключающей существование залежей. Ее следует рассматривать прежде всего как источник водорастворенных газов и термальной энергии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев А.И., Джафаров Р.Р. К вопросу проявления аномально высоких пластовых давлений (АВПД).- В кн.: Аномально высокие пластовые давления и методы прогноза АВПД в процессе бурения. Л., 1977, с. 128-142.

2. Артамонова Т.П. Условия залегания и результаты поисков глубоких и сверхглубоких залежей нефти и газа в СССР.- В кн.: Закономерности размещения и критерии прогноза глубоких и сверхглубоких залежей нефти и газа. Л., 1982, с. 22-40.

3. Баркан Е.С., Якуцени В.П. Перспективы газоносности больших глубин.- Сов. геология, 1981, № 4, с. 6-15.

4. Ежов Ю.А. Закономерности распространения химической инверсии в подземной гидросфере.- Сов. геология, 1981, № 1, с. 106-112.

5. Ежов Ю.А., Вдовин Ю.П. К вопросу о вертикальной гидродинамической зональности земной коры.- Сов. геология, 1970, № 8,с. 66-76.

6. Иванов С.Н. Предельная глубина открытых трещин и гидродинамическая зональность земной коры.- Ежегодник Ин-та геол. и геохим. УФ АН СССР, 1969, Свердловск, 1970, с. 212-233.

7. Иванов С.Н. О причинах образования гидротермальных рудных месторождений.- В кн.: Закономерности размещения полезных ископаемых, т. 9. М., 1970, с. 20-47.

8. Колодий В.В. Сверхгидростатические пластовые давления и нефтегазоносность.- Сов. геология, 1981, № 6, с. 21-30.

9. Кропоткин П.Н., Валяев Б.M. Аномально высокие пластовые давления, их природа и значение.- В кн.: Аномально высокие пластовые давления и методы прогноза АВПД в процессе бурения. Л., 1977, с. 70-77.

10. Мирончев Ю.П., Ломако П.М., Печников В.В. Современные тенденции развития геологоразведочных работ на газ. Обзор ВНИИЭгазпром, Сер. Важ. науч.-тех. пробл. газ пром-сти.М., 1982, вып. 4, с. 50.

11. Пилкингтон П.И. Оценки градиента разрыва пластов для бассейнов третичного возраста.- Инженер-нефтяник, 1978, № 5, с. 58-64.

Рис. 1. Принципиальная схема вертикальной зональности подземной гидросферы.

Гидрогеодинамические зоны: 1 - гидростатических давлений (подзоны: IА - активного водообмена, IБ - затрудненного водообмена, IB - весьма затрудненного водообмена), II - переходных давлений, III - литостатических давлений; давления: Ругс - условное гидростатическое, Рлс - литостатическое, Рф - усредненное фактическое

Рис. 2. Схема уменьшения максимально возможных высот углеводородных залежей в зоне переходных давлений. Давление естественного гидроразрыва принято равным литостатическому.

d₁ -d₃ - залежи; h₁ - h₃ - их предельные высоты; К -предельная глубина существования залежей. Ост. усл. обозн. см. на рис. 1

Рис. 3. Зависимость высоты залежи от характера распределения фоновых пластовых давлений в условиях гидростатических давлений (а), в условиях давлений, переходных от гидростатических к литостатическим (б).

На обоих графиках верхние точки залежей находятся на одинаковой глубине, максимальные избыточные и статические устьевые давления в них равны. Ри - избыточное давление в залежи; Ру - статическое устьевое давление. Ост. усл. обозн. см. на рис. 1, 2