|
УДК 553.98.061.7 |
Термодинамические покрышки залежей нефти и газа
В.М. ДОБРЫНИН (МИНГ)
В нефтяной геологии известно несколько типов горных пород-покрышек залежей нефти и газа, имеющих региональное развитие, - терригенные (глинистые породы), хемогенные (соли), криогенные (многолетнемерзлые породы) и смешанного генезиса [6]. Покрышки первых двух типов наиболее распространены, и наличие их в разрезе - один из важнейших поисковых признаков на нефть и газ. Другие типы покрышек не имеют большого практического значения.
В настоящей статье утверждается, что при изменении определенных термодинамических условий, в которых находятся горные породы, роль региональных покрышек могут выполнять плотные, микротрещиноватые горные породы, например известняки. Всплыванию нефти или газа в этом случае препятствует отрицательный термодинамический градиент давления поровых вод (ТДГ). Этот градиент возникает в гидродинамически слабо сообщающихся порах в результате неравномерного теплового сжатия пластовой воды при понижении температуры пород.
Как известно, плотные породы в условиях естественного залегания часто подвержены трещинообразованию и поэтому обычно не рассматриваются в качестве возможных покрышек. Между тем в мощных толщах карбонатных пород часто находят залежи нефти даже при отсутствии традиционных покрышек.
Рассмотрим физическую сторону процесса образования ТДГ в плотных породах. Возьмем наиболее яркий случай - древний осадочный бассейн с преимущественно элизионным водонапорным режимом. Разрез такого бассейна сложен преимущественно плотными породами, тепловой режим установился. Давление пластовых вод в коллекторах и поровых вод во вмещающих плотных породах гидростатическое и определяется высотой столба минерализованной воды:
где 
- средневзвешенная плотность
минерализованной воды до глубины h, 
- глубина статического
уровня вод.
При понижении среднегодовой температуры в течение длительного периода снижается температура горных пород. Вода, заполняющая поры коллекторов и плотных низкопроницаемых пород, сжимается, ее поровое давление уменьшается. Причем, поскольку коэффициент теплового расширения (сжатия) воды увеличивается с ростом температуры, снижение порового давления в более глубокозалегеющих горизонтах будет большим. В пластах-коллекторах эта разница давлений быстро выравнивается за счет высокой проницаемости породы. В низкопроницаемых же пластах образуется перепад давлений, направленный вниз от менее нагретых участков пород к более нагретым, который определяется изменением основных термодинамических величин (р, V, Т).
Если предположить в идеальном случае, что поры плотных пород полностью гидравлически изолированы друг от друга, то при понижении температуры на DT давление в таких порах снизится на Dp[3],
где 
- коэффициенты теплового
расширения соответственно поровой воды и минералов твердой фазы породы (среднее
значение в интервале DT); 
- коэффициенты
сжимаемости соответственно пор, воды и твердой фазы породы.
Обработка экспериментальных данных по изучению сжимаемости пресной воды [1] позволяет получить следующее эмпирическое уравнение для определения коэффициента теплового расширения воды в интервале температур 5 °С<=Т<=200 °С:
Для большинства осадочных
пород характерны неравенства: 
и 
[3]. Тогда для приближенных вычислений уравнение (2)
можно упростить:
Поровое давление на глубине h с учетом уравнений (1) и (4) будет равно:
Знак перед вторым слагаемым определяется знаком DT: плюс при повышении и минус при понижении температуры.
Изменение температуры
пород DT на глубине h при
похолодании климата можно оценить путем решения уравнения теплопроводности с
учетом конвективного переноса тепла нисходящей фильтрацией флюидов. Такая
оценка была сделана. Она показывает, что в идеализированном однородном
карбонатном разрезе через 1 млн. лет после устойчивого похолодания на
поверхности температура в недрах до глубины 3-5 тыс. м практически
стабилизируется. Этот режим можно назвать квазистационарным. При наличии
нисходящей фильтрации пластовых вод геотермический градиент также уменьшается
за счет конвективного переноса воды из менее нагретых слоев в более нагретые.
Скорость конвективного переноса 10-3 м/год. Кривизна зависимостей 
небольшая, и для
приближенного определения Т зависимость 
в интервале 0-4000 м можно считать линейной.
Если с учетом перечисленного принять, что изменение температуры с глубиной в однородном разрезе линейно и определяется средним геотермическим градиентом и среднегодовой температурой поверхности, то изменение температуры DT на глубине h, возникающее через 1 млн. лет после похолодания, будет
где 
и 
- соответственно начальная и современная
среднегодовые температуры; Г1 и Г2- начальный и
современный средний геотермический градиенты в разрезе.
Подставив значение DT в уравнение (5), получим
На рис. 1
изображены кривые 
, полученные с
помощью уравнения (7). В этих расчетах принято 
. Поскольку тепловой поток за 1 млн. лет - период,
необходимый для приближенной стабилизации теплового поля, - в пределах древних
платформ существенно измениться не может, колебания геотермического градиента
по площади бассейна будут отражать интенсивность конвективного переноса тепла
за счет отрицательного ТДГ и величины вертикальной проницаемости осадочной
толщи.
Аналитическое выражение градиента поровых вод получим дифференцированием уравнения (7):
где 
- соответственно гидростатический
и отрицательный ТДГ.
Второе слагаемое в уравнении (8) характеризует уменьшение градиента нормального гидростатического давления за счет термодинамического эффекта сжатия воды в замкнутых пустотах. Это отрицательный ТДГ. Его действие приводит к возникновению нисходящей фильтрации флюидов, уравновешивает действие избыточного давления УВ и тем самым придает плотным породам свойства покрышки.
Как следует из уравнения (8), при прочих равных условиях наименьшее значение отрицательного градиента будет при Г1-Г2=0, т. е. в случае, когда тепловой поток, создаваемый конвективным переносом тепла за счет нисходящей фильтрации флюидов, мал в сравнении с основным тепловым потоком и геотермический градиент практически не меняется в течение исследуемого интервала времени.
Как видно на рис. 1, в однородном карбонатном разрезе с начальным
геотермическим градиентом Г1=2,5*10-2 °С/м через 1 млн.
лет после понижения среднегодовой температуры на 5 °С только за счет
теплопроводности пород при Г1-Г2=0 установится
минимальный ТДГ 
=
-0.65*10-3 МПа/м. Это будет соответствовать зонам минимальной
вертикальной проницаемости осадочной толщи. При изменении геотермического градиента
в связи с нисходящей фильтрацией в карбонатном разрезе на величину Г1-Г2=0,5*10-2
°С/м, что характерно для Русской платформы, 
=-2*10-3МПа/м. Это, вероятно, зона
наибольшей вертикальной проницаемости толщи. И при Г1-Г2=0,25*10-2
°С/м среднее значение 
=-1,3*10-3 МПа/м. Полученные для
климатических условий Русской платформы значения ТДГ по абсолютной величине
более чем на порядок ниже положительных ТДГ, наблюдаемых по геофизическим
данным в глинистых породах в зонах АВПД [4]. Это значит, что фильтрация воды
под действием ТДГ может происходить лишь в более крупных порах или трещинах,
размер которых существенно больше самых крупных пор в глинистых покрышках.
Таким образом, отрицательный ТДГ имеет весьма небольшую абсолютную величину, которую трудно измерить в одной точке. Однако имеется большой статистический материал, позволяющий судить о его величине.
На рис 2 изображены изменения плотности подземных вод и пластового давления от глубины в различных районах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [2]. Эти данные свидетельствуют о том, что подавляющее большинство точек на графиках давлений располагается между кривыми условного гидростатического давления и нормального гидростатического давления, вычисленного с учетом минерализации пластовых вод. Причем до глубины 2000 м в интервале залегания плотных карбонатных отложений значения пластового давления совпадают со значениями условного гидростатического давления, а в Куйбышевской и Оренбургской областях они ниже. Очень важно, что кривые имеют разный угол наклона, т. е. разный гидростатический градиент давлений.
При статистической обработке результатов изменение положения статических уровней воды или изменение альтитуд устьев скважин может привести лишь к увеличению разброса точек на графике или в крайнем случае к параллельному смещению наблюдаемой кривой относительно кривой нормального гидростатического давления. Это означает, что наблюдаемый вертикальный градиент пластовых давлений может измениться только под действием гидравлической силы, которая должна характеризоваться градиентом.
Если за среднее значение
гидростатического градиента (см. рис. 2), наблюдаемого в
настоящее время в разрезах до глубины 2000 м, принять 
= 10*10-3
МПа/м, то его отклонение от среднего градиента нормального гидростатического
давления столба минерализованной воды 
= 11,5* 10-3 МПа/м при 
=1,15 т/м3 (до глубины
2000 м) будет равно средней величине отрицательного ТДГ:
Эта цифра близка к той, которую мы получили ранее теоретически (см. рис. 2), задаваясь понижением среднегодовой температуры на 5 °С и геотермического градиента на 0,25* 10-2 °С/м.
На рис. 3 показано изменение пластовых давлений с глубиной по различным площадям и месторождениям Непско-Ботуобинской антеклизы. Кривые наблюдаемых пластовых давлений сопоставлены с кривыми нормальных гидростатических давлений, рассчитанных с учетом изменения минерализации пластовых вод с глубиной.
В терригенных отложениях
рифей-вендского возраста Непско-Ботуобинской антеклизы, свободных от
многолетнемерзлых пород (рис. 3, а), градиент наблюдаемых
пластовых давлений составляет 9,5*10-3 МПа/м, а нормального
пластового давления (при 
= 1,11*103 кг/м3)
-11,2*10-3 МПа/м.
Поскольку пластовые и поровые давления в древних осадочных бассейнах обычно уравновешены, согласно уравнению (9) средний ТДГ в низкопроницаемых разностях пород будет
В тех же отложениях в зонах распространения многолетнемерзлых пород этот градиент увеличивается (рис. 3, б)
В карбонатно-галогенной толще разреза также наблюдается отрицательный ТДГ. Однако картина здесь усложняется из-за повышенных давлений в межсолевых доломитах и доломитизированных трещинно-кавернозных известняках осинского горизонта. Коллекторы в этом горизонте характеризуются высокой степенью гидродинамической изолированности мощными пластами соли. Повышенное пластовое давление в осинском горизонте объясняется, вероятно, уменьшением объема пор в результате выпадения кристаллической соли из рассолов и проникновением соли в трещины и каверны.
Во всех других горизонтах карбонатно-галогенной толщи наблюдается отрицательный ТДГ (рис. 3, б),
На рис. 4
изображена схема, поясняющая экранирующую роль термодинамической покрышки,
образовавшейся в плотной микротрещиноватой породе. Если в первом приближении
пренебречь влиянием капиллярных сил в микротрещинах, то в месте пересечения
кровли пласта микротрещиной избыточное давление 
от залежи нефти должно быть уравновешено
перепадом давления 
,
создаваемым в трещине ТДГ: 
,
или, поскольку 
, откуда необходимую толщину термодинамической
покрышки 
, способную
сохранить залежь толщиной 
, можно найти из условия
На рис. 5 представлена кривая распределения нефтенасыщенных эффективных толщин по 25 залежам нефти в карбонатных коллекторах Куйбышевской, Оренбургской, Пермской областей и Башкирской АССР. Высота этажа нефтеносности в них, как правило, небольшая и при вычислении избыточного давления эти залежи можно рассматривать как пластовые. Как видно из рис. 5, 64 % изученных залежей имеют толщину нефтенасыщенных пластов-коллекторов от 5 до 10 м при средней величине 7,5 м. В этих пластах покрышками являются, как правило, плотные микротрещиноватые известняки. В немногочисленных залежах с большей толщиной пласта (например, Ишимбаевское месторождение) покрышки более совершенные и представлены солями или глинистыми породами.
Если принять плотность
пластовой воды 
=1,15
т/м3, а плотность нефти 
=0,85 т/м3, то при среднем значении
термодинамического градиента давления поровой воды в покрышке 
=1,3*10-3
МПа/м толщину покрышки, способную удержать залежь нефти толщиной 7,5 м, можно
определить из уравнения (9)
При толщине залежи 
=10 м и минимальном
термодинамическом градиенте 
требуемая толщина покрышки достигает 50 м.
На рис. 6 приведен пример термодинамической покрышки для нефтяной залежи (1091-1095 м) в турнейских известняках Ульяновской площади в Татарии. Выше нефтяного пласта находится низкоомный водоносный пласт (1078-1082 м). Толщина уплотненных известняков между этими пластами около 9 м, что соответствует толщине необходимой покрышки, вычисленной для этой залежи по уравнению (9).
Этаж газоносности на северном
блоке Среднеботуобинского месторождения составляет 50 м. Газ находится в кровле
венд-рифейского терригенного комплекса, покрышкой служат плотные кембрийские
известняки и доломиты. Если в уравнении (9) плотность газа 
, то требуемая толщина покрышки
для такой газовой залежи составит 
. Средняя суммарная толщина карбонатных пород до
подошвы соли на этом месторождении составляет около 400 м, что соответствует
предъявляемым требованиям к гидродинамической покрышке для данного этажа
газоносности.
Таким образом, плотные низкопроницаемые карбонатные пласты с общей пористостью менее 4-5 % в определенных термодинамических условиях могут служить покрышками для небольших залежей нефти. Эти породы по данным ГИС выделяются высокими значениями удельного кажущегося сопротивления на больших зондах и на экранированных зондах, высокими показаниями нейтронного гамма-метода, номинальным диаметром скважины по кавернограмме, минимальным интервальным временем прохождения упругих волн.
В заключение необходимо отметить, что термодинамическая покрышка - явление «временное», обусловленное понижением температуры пород, и связывается с устойчивым глобальным похолоданием климата. Достоверно изученное устойчивое похолодание на Русской платформе возникло 100 млн. лет назад, т. е. в середине мела. Климат более отдаленных эпох изучен значительно хуже. Однако имеющиеся данные позволяют предположить, что периоды похолодания и потепления сменяли друг друга. Если в период длительного похолодания в породах образуется отрицательный ТДГ и возникает нисходящая миграция флюидов, то в период длительного потепления ТДГ меняет знак и способствует усилению восходящей их миграции.
Таким образом, изолирующие свойства термодинамической покрышки обусловлены силовым воздействием ТДГ, действие которого в период похолодания противоположно градиенту избыточного давления УВ. Поэтому термодинамические покрышки в отличие от традиционных литологических препятствуют всплыванию УВ, но ускоряют вертикальную нисходящую миграцию их, усиливающуюся в зонах повышенной вертикальной проницаемости осадочного чехла, т. е. в зонах повышенной тектонической активности фундамента. Здесь происходит наиболее интенсивный перенос УВ в разрезе.
Поскольку ТДГ в породах-коллекторах резко уменьшается за счет увеличения сжимаемости пор, мигрирующие УВ могут скапливаться в соответствующих ловушках по пути миграции.
Все эти особенности изменения направления миграции флюидов и образования покрышек нового типа должны накладывать существенный отпечаток на процессы, связанные с нефтегазообразованием в земной коре.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Вуколович М.П., Ривкин С.Л., Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М., Стандарт, 1969.
2. Гидрогеологические условия формирования и размещения нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской области. Под ред. Е.А. Барс и М.Н. Зайдельсона. М., Недра, 1973.
3. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.
4. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. М., Недра, 1978.
5. Добрынин В.М., Серебряков В.А., Парфененко Н.В. Влияние термодинамического градиента давления поровых вод на геотермические градиенты и минерализацию вод в нефтегазоносных бассейнах.- Нефть и газ, 1986, № 9.
6. Прозорович Г.Э. Покрышки залежей нефти и газа. М., Недра, 1972.
Рис. 1. Теоретические кривые изменения давления поровых вод в однородном карбонатном разрезе под влиянием отрицательного ТДГ, возникающего при снижении среднегодовой температуры на 5°С в течение 1 млн. лет.
Кривые: 1 - расчетного нормального гидростатического давления пластовых вод для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, 2 - изменения давления поровых вод с глубиной при Г1-Г2=0, 3 - то же при Г1 -Г2=0,25*10-2 ºС/м, 4 - то же, при Г1 -Г2=0,5*10-2 ºС/м
Рис. 2. Изменение плотности подземных вод и пластового давления с глубиной для различных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (по данным [2]).
а, ж - Пермская область; б, з - Башкирская АССР; в, и - Татарская АССР; г, к - Куйбышевская и Оренбургская области; д, л - Саратовская область; е,м - Волгоградская область; 1 - воды каменноугольных отложений; 2 - то же, девонских отложений; 3 - характерные значения плотности минерализованной воды для выбранного интервала глубин, т/м3 ; 4 - кривая нормального гидростатического давления; 5- то же, средних значений давлений (верхняя) и кривая условного гидростатического давления
Рис. 3. Сопоставление намеренных и нормальных гидростатических пластовых давлений в отложениях Непско-Ботуобинской антеклиэы:
а - терригенные рифей-вендские отложения в зоне отсутствия многолетнемерзлых пород (Атовское - Верхнечонское поднятия); б - то же, в зоне развития многолетнемерзлых пород (Пеледуйское - Вилюйско-Джербинское поднятия); в - карбонатно-галогенные кембрийские отложения в зоне отсутствия многолетнемерзлых пород; г - то же, в зоне развития многолетнемерзлых пород; 1 - толщина многолетнемерзлых пород; 2 - кривая гидростатического давления; 3 - то же, пластовых давлений
Рис. 4. Схема, поясняющая экранирующую роль термодинамической покрышки, образовавшейся в плотной микротрещиноватой породе:
1 - плотные микротрещиноватые породы-покрышки; 2 - пласт-кол лектор нефти
Рис. 5. Кривая распределения нефтенасыщенных эффективных толщин по 25 залежам нефти в карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции
Рис. 6. Пример термодинамической покрышки для нефтянойзалежи (Ульяновская площадь, турнейский ярус):
1 - глины; 2 - известняки; 3 – покрышка