К оглавлению	УДК 553.98.061.33
	© А.Г. Арье, В.Л. Шустер, 1998

ВОЗМОЖНЫЙ МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЛОВУШКАХ ФУНДАМЕНТА

А.Г. Арье (ЦГЭ), В.Л. Шустер (ВНИГНИ)

Открытие за рубежом крупных месторождений нефти в образованиях фундамента стимулирует серьезный интерес к таким объектам в России, где до сих пор не открыты значительные по запасам нефтегазоскопления в фундаменте.

Наиболее дискуссионный и сложный вопрос в этой проблеме - генезис нефти и условия формирования залежей УВ в ловушках фундамента.

Исходя из анализа геодинамического режима недр ряд авторов [3] обосновывает новую геодинамическую модель нефтегазообразования в литосфере. В особых геодинамически напряженных и сильно прогретых зонах земной коры (на стыке литосферных плит - это зоны субдукции и рифтов) происходит относительно быстрое преобразование ОВ в УВ нефтяного ряда.

Как показывает мировой опыт [4], месторождения нефти и газа в фундаменте приурочены к известным поясам и полюсам нефтегазонакопления. На основе анализа геодинамического режима недр на территории России выделены подобные пояса и полюсы нефтегазонакопления [3]. Основным условием формирования и размещения скоплений нефти в породах фундамента является благоприятный геодинамический режим, при котором в непосредственной близости от последних залегают осадочные породы с большим количеством органики. Однако в геологической литературе отсутствуют работы, обосновывающие механизм и расчет параметров, необходимых для формирования залежей нефти в ловушках фундамента, в том числе и таких важных, как факторы, обеспечивающие миграцию, необходимую энергию и скорость движения микрообъемов (пузырьков), расстояние переноса (миграции) и др.

Целью предлагаемой публикации является обоснование механизма формирования залежей УВ в ловушках фундамента путем миграции флюидов из прилегающих к фундаменту горизонтально залегающих осадочных терригенных пород.

Для примера рассмотрим возможный механизм формирования одной из наиболее крупных в образованиях фундамента массивной залежи нефти Белый Тигр (Вьетнам). Залежь с геологическими запасами нефти ~ 500 млн. т приурочена к выступу фундамента площадью ~ 200 км², амплитудой >1500 м, ограниченному с запада и востока высокоамплитудными разломами (1500-1800 м) и разбитому на три крупных блока (северный, центральный и южный). Площадь Белый Тигр характеризуется существенной фациальной неоднородностью, значительным разнообразием фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород и резким колебанием дебитов скважин от 0 до 2000 т/сут.

По данным промысловой геологии, геофизических исследований скважин, керна все коллекторские интервалы насыщены нефтью. За 10 лет эксплуатации залежи нефти (добыто >50 млн. т) воды ни в одной скважине не обнаружено. Предполагается, что нижнее ограничение залежи связано с ухудшением ФЕС гранитоидов на глубине >4500 м, площадь залежи 70 км².

Для залежи в фундаменте нефтегазообразующими породами являются осадочные образования (глины, аргиллиты) олигоценового, возможно, и более древнего возраста, обрамляющие и горизонтально примыкающие к выступу фундамента. По расчетам вьетнамских геологов нефтеобразующий потенциал осадочных пород в ареале выступа фундамента (Белый Тигр) составляет несколько десятков миллиардов тонн.

Рассмотрим возможный механизм формирования залежи нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр, основываясь на позициях флюидодинамики медленных потоков.

Схема формирования представляется в следующем виде. Нефтегазоматеринскими являются терригенные отложения осадочного комплекса, толщина которого составляет ~300 м (значение достаточно условное, но близкое к реальному). В породах этого комплекса, помимо глинистых, выделяются слабопроницаемые пропластки алевролитов или тонкозернистых песчаников с проницаемостью 0,01 мкм², а иногда и более. Продукты деструкции рассеянного ОВ, сконцентрированного в глинистых осадках, за счет сжатия под действием геостатического давления поступают в пропластки псаммитовых разностей, приуроченных в основном к кровле осадочного плаща, в молекулярно-дискретном виде по механизму файлюации (Файлюация - молекулярно-дискретное движение жидкостей под действием градиента напора.) [2]. В поровом пространстве пород этих пропластков образуются первичные пузырьки УВ (микронефть) [1]. Затем образовавшиеся пузырьки мигрируют по отложениям условного коллектора к зонам, где образуются более крупные пузырьки. При этом не исключается, что по пути пузырьки сливаются друг с другом, укрупняются и сами становятся промежуточными центрами аккумуляции.

Однако существует и основная область аккумуляции и, следовательно, притяжения пузырьков. Это первоначальная залежь в отложениях фундамента. Действительно, дебиты скважин показывают, что трещинная проницаемость этих пород многократно выше 0,01 мкм² - значений, характерных для псаммитовых разностей нефтегазоматеринского осадочного чехла. Это обусловливает возникновение дренажа рассеянных УВ-скоплений из осадочных отложений в примыкающие к ним трещиноватые породы выступа фундамента. Дренаж реализуется капиллярными силами, вектор которых в соответствии с известной формулой Лапласа относительно давления поверхности фазового раздела направлен в сторону среды с большими радиусами поровых каналов или большей проницаемостью. Так, первые порции УВ-вещества, образовавшиеся в непосредственной близости от основного коллектора за счет капиллярного давления, "запускают" механизм пузырьковой аккумуляции, описанный в работе [1]. С помощью этого механизма аккумулируются все возникшие в процессе первичной миграции пузырьки или капельки микронефти с площади, очерченной радиусом от центра аккумуляции до точки геологического пространства нефтегазоматеринского пласта, где пузырек микронефти не в состоянии преодолеть начальный градиент фильтрации. Величину этой площади следует считать площадью нефтесбора.

Если количество УВ, произведенных пластом-генератором на этой площади, сопоставимо с объемом УВ в залежи, то можно считать, что предложенная концепция ее образования имеет право на существование. Следовательно, для обоснования справедливости последней необходимо выяснить:

1. какова возможная площадь нефтесбора или каков приведенный радиус этой площади;

2. каков генерационный потенциал пласта-генератора;

3. сопоставима ли расчетная величина приведенного радиуса нефтесбора с его реально возможной величиной.

Решение первой из названных задач реализуется следующим образом. Прежде всего, определяется начальный градиент фильтрации для отложений, в которых предполагается миграция УВ, т.е. в псаммитовых пропластках осадочных пород. Эта процедура позволяет определить, на каком расстоянии от центра аккумуляции окажется недостаточно энергии поверхностных сил аккумулированного объема УВ для вовлечения в миграцию новых порций УВ. Понятно, что такая ситуация возникает при выполнении равенства

где J - градиент давления, развиваемый поверхностными силами аккумулированного объема УВ; J₀ - начальный градиент фильтрации.

Для того чтобы первичный пузырек УВ мигрировал к центру аккумуляции, необходимо выполнение условия J > J₀, где J₀ характеризует взаимодействие поровой воды и породы, так как для продвижения такому пузырьку требуется переместить с траектории своего пути равный объем поровой воды.

По определению  где Р - давление, которое развивают поверхностные силы центра аккумуляции на поверхности первичного пузырька микронефти, равной  на расстоянии L от границы залежи; r - радиус такого пузырька. Понятно, что, где  - давление на пузырек в момент, когда он слился с аккумулированным объемом, т.е. перестал существовать.

Следовательно,

где F- сила, действующая на пузырек.

Но в соответствии с работой [1] сила взаимодействия между двумя пузырьками радиусами r и R, при r<R, составляет:

где - коэффициент межфазового натяжения на границе нефти и воды.

Подставляя полученные выражения в равенство (1), будем иметь

где J₀ - начальный градиент фильтрации, выраженный в единицах градиента давления. Если выразить его в единицах напора, формула (4) приобретает вид

где - плотность пластовой воды; g- ускорение свободного падения. Расчетные параметры, входящие в формулу (5), выбираются из следующих соображений:

1. Коэффициент поверхностного натяжения на границе нефть - вода составляет в среднем 30*10^-3 Н/м.

2. Приведенный радиус залежи рассчитывается по формуле

где S - площадь залежи, реально измеренная в породах фундамента и равная для данного месторождения 70 км², поэтому искомая величина составляет 4,7*10³ м.

3. L характеризует максимально возможный радиус площади нефтесбора, и поскольку, как видно из (5), ее численное значение зависит от начального градиента фильтрации, для целей предпринимаемого расчета необходимо ориентироваться на минимальное значение этого параметра. Из работы [2] следует, что

где k - коэффициент проницаемости, выраженный в дарси.

Опыт показывает, что проницаемость отдельных пропластков терригенных толщ на рассматриваемых глубинах или трещинная проницаемость этих толщ редко выходит за пределы 1 мкм², но тем не менее иногда может достигать этого значения. Им и определяется начальный градиент фильтрации в значении 10'⁴ м/м.

4. Расчет, проведенный в работе [1], показывает, что минимальное значение радиуса пузырька микронефти не превышает 5*10^{-9 м.}

Подставляя названные значения в формулу (5), с учетом того, что, будем иметь

Приведенный расчет показывает, что радиус площади нефтесбора для месторождения Белый Тигр не должен превышать полученного значения, т.е. 32 км.

Ответ на второй из поставленных вопросов о величине генерационного потенциала нефтепроизводящих пород находится следующим путем.

По результатам проведенных исследований можно принять, что толщина пласта-генератора олигоценового возраста не превышает 300 м, а современное содержание ОВ в нем (С_орг) составляет 1-2 %, в среднем 1,5 %, или 34,5 кг/м³. Следовательно, в соответствии с принципами химической кинетики [2] исходное количество этого вещества (Г) в пласте к моменту начала генерации можно рассчитать из тех соображений, что

где- количество прореагировавшего ОВ, равное в соответствии с той же работой

где- константа скорости реакции; t - время деструкции органики в породе; е - основание натурального логарифма.

Подстановка (8) в (7) дает

откуда

Период деструкции ОВ определяется временем формирования залежи в фундаменте и составляет ~ 23 млн. лет (принимаем, что время формирования залежи нефти в фундаменте раннемиоценовое).

Константа реакции вычислена с помощью уравнения Аррениуса

где А - предэкспоненциальный множитель, равный в среднем 3,16*10¹¹ с^-1 [5]; Е - энергия активации реакции деструкции, равная в среднем 45 ккал/моль [5]; R - универсальная газовая постоянная (~2 кал/(моль*К); Т - абсолютная температура пласта (350 К).

Расчет при заданных значенияхпараметров показывает, что

Используя полученные данные, легко определить исходное содержание органического вещества Г по формуле (10)

тогда количество прореагировавшего вещества из формул (7) или (8) составит

Полученные значения позволяют оценить генерационный потенциал толщи G по формуле [2]

где m - толщина пласта-генератора; С₀ - растворимость УВ в пластовых условиях, принятая равной 0,1 %; W- объем поровой воды, выделившийся из пласта-генератора в процессе его уплотнения; W_T - объем транзитной поровой воды, отжатый из подстилающих отложений и прошедший транзитом через пласт-генератор по механизму файлюационного (молекулярно-дискретного) течения.

Предполагается, что пористость осадочных отложений в процессах диагенеза и катагенеза сократилась от 40 до 10 %, а пласт-генератор подстилается терригенными образованиями толщиной не менее 1000 м.

Из сказанного следует, что

 и

и тогда при условии, что С₀ = 1 кг/м³,

Третья задача о сопоставимости необходимого по генерационному потенциалу и достигаемого в рамках механизма пузырьковой миграции значений радиусов площади нефтесбора решается следующим образом.

Очевидно, что необходимая для формирования запасов месторождения ~ 500 млн. т при заданном генерационном потенциале площадь нефтесбора должна составить не менее

где V - геологические запасы месторождения.

Подставляя известные значения в формулу (13), получаем

откуда в соответствии с (6)

Следует отметить, что в расчете не учтено то обстоятельство, что на площади залегания месторождения генерация УВ отсутствовала или если и была, то крайне незначительна. Это привело к некоторому занижению расчетной величины в пределах первых процентов погрешности оценки.

Таким образом, радиус площади возможного нефтесбора (32 км), рассчитанный по формуле (5), близок к необходимому радиусу (29,6 км), рассчитанному по формуле (13).

Приведенные расчеты показывают, что залежь в трещиноватых образованиях выступа фундамента может сформироваться путем коалесценции первоначальных пузырьков (капель) УВ, произведенных толщей осадочных терригенных пород, прилегающих к этому выступу.

При этом площадь сбора УВ для данных условий имеет условный радиус ~30 км, а основной причиной аккумуляции залежей являются силы поверхностного натяжения на границах флюидных фаз, как это показано в работе [1].

Литература

1. Арье А.Г. Роль межфазовых взаимодействий в процессе вторичной миграции нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1996. - № 2.

2. Арье А.Г. Генерация и первичная миграция углеводородов в глинистых нефтегазоматеринских толщах // Геология нефти и газа. - 1996. - № 7.

3. Гаврилов В.П. Пояса нефтегазонакопления, их типы и геодинамические условия образования. Тез. 27-го МГК. - М.: Наука, 1984.

4. Шустер В.Л., Такаев Ю.Г. Мировой опыт изучения нефтегазоносности кристаллического фундамента - М.: ЗАО "Геоинформмарк", 1997.

5. Ungere P. State of the art of research in Kinetic modelling of oil formation and expalsion // Jomal of EAOG. - 1990. - Vol. 16, №1-3.

Abstract

The article describes a new mechanism of hydrocarbon pools formation in the basement traps by the way of fluid migration from horizontally occurred sedimentary terrigene formations adjacent to the basement rocks. Using as an example the White Tiger field, basing on the concepts of fluid-dynamics of slow fluids, main indices of this process were first estimated: potential oil drainage area, generating potential of the stratum. A correlation of calculated values with true ones is shown. Hydrocarbon accumulation in the basement rocks is caused by the surface tension forces at the boundaries of fluid phases.