ТЕМА 8 ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.

Условия формирования залежей нефти и газа – наличие пористых (около 10-20%) и проницаемых коллекторов (песчаников и пористых алевролитов, трещиноватых известняков и доломитов, тектонических зон дробления) и перекрывающих их непроницаемых покрышек (солей, глин, заглинизирован-ных песчаников, плотных известняков).

Углеводороды в верхней части залежи представлены газом, наже распо-ложена нефть, под ней вода. Газонефтяной и водонефтяной контакты могут иметь значительную отражающую способность в случае монолитных (не сло- истых залежей) с крупными поровыми каналами. В случае тонких поровых каналов вблизи ГНК и ВНК имается переходная зона, осложняющая отраже- Пористость коллекторов, насыщенных углеводородами, больше, чем

пористость водонасыщенных коллекторов, где происходит цементация и вторичное преобразование этих пород. Коллектор консервирует нефть. На границе нефти с вмещающими её породами и с водой углеводороды разру-шаются с образованием твёрдых асфальтовых битумов, запечатывающих нефть. За счёт бòльшей плотности и скорости заполненных водой по сравне-нию с… формируется перекрывающая ? большая отражающая способность границ. Кроме того, около ВНК иногда отлагаются карбонаты, выделяю-щиеся при прекращении движения растворов углеводородов в воде. Они создают корочку, также увеличивающую акустическую контрастность ВНК.

Акустические границы наблюдаются между породами с различной по-ристостью определяющие перепады акустической жесткости (σ ∙ V). По дан-ным ГИС их обнаруживают в случае перепада ρ методом кажущегося сопро-тивления (КС) или методом радиоактивнонго каротажа (РК) по линейным коэффициентам поглощения γ- излучения. Границы, разделяющие различ-ные флюиды, насыщающие коллектор (ГНК, ВНК) различаются по длине замедления нейтронов L_s , по времени жизни τ тепловых нейтронов и по коэффициенту теплопроводности λ. По этим данным можно построить петрофизическую модель залежи (рис. 8.1).

В области нефтяной залежи наблюдаются:

1. понижение σ на 0,05–0,15 г/см³ при газонасыщении и на 0,05 – 0,1

г/см³ при нефтенасыщении;

2. повышение ρ нефтеносных пластов до 100 раз по сравнению с ρ водо-

носных пластов, причём ρ _газ>ρ_нефт на десятки процентов;

3. понижение V в нефтеносных пластах по сравнению с водоносными на

0,5 – 0,75 км/с. В водонефтегазоносных пластах уменьшается отноше-

ние - V_s/V_р;

4. в нефтеносных пластах в 10 раз растёт поглощение упругих волн α и

понижается частота упругих колебаний отраженных волн на несколько

процентов;

Рис.8.1. Петрофизическая модель нефтегазовой залежи.1-газ; 2-нефть; 3-вода; 4-вмещаю-щие породы; 5- отражающая поверхность с максимальным поглощением упругой энергии.

5. изменение водородосодержания изменяет длину замедления нейтронов L_s,

а минерализация влаги – время жизни τ теплового нейтрона. Изменение плотности и пористости меняет коэффициенты поглощения гамма-излуче-ния µ;

6. в нефтяной залежи растёт поляризуемость η в 2-3 раза по сравнению с водонасыщенными коллекторами.

Все эти изменения физических параметров (рис 8.2.) создают:

1. отражающие границы (например, контакты солевых отложений с границей пористых нефтегазонасыщенных коллекторов);

2. смену ρ, что позволяет проследить эту же границу площадной электро-разведкой. Здесь меняется также и радиоактивность пород;

3. иногда поверхность залежи не прослеживается по отраженным волнам,

но такую же форму часто имеет поверхность фундамента и другие реперные отражающие границы разреза;

4. в своде антиклинали находится область разуплотнения пород на 0,15-0,25 г/см³ и связанное с ним уменьшение скорости до 0,5 км/с. Кроме того, замена воды на нефть в коллекторе снижает плотность ещё на 0,08 г/см³. Суммарный гравитационный эффект удаётся замерить при высокоточной гравиметричес-кой съёмке и получить признак залежи. Здесь же заметно понижается интен-сивность γ- излучения по сравнению с областями склонов антиклинали.

Таким образом над сводами антиклиналей имеется столбообразная об-ласть понижения плотности σ , скорости V и коэффициента поглощения упругих волн α, интенсивности гамма-излучения I _γ и повышения поляри-зуемости η.

5. над нефтяной залежью образуется ореол углеводородов в покрышке, возникший вследствие больших давлений в залежи и создавших также разуплотнение в породах покрышки, в которых немного уменьшается плотность и сильнее – скорость, а выше создаётся восстановительная обстановка и новообразования пирита и магнетита. Последнее на глубине в

Рис.8.2. Петрофизическая модель нефтегазоносной структуры ( По В.М. Берёзкину,

Ф.А. Алексееву, Дж. Ханту): 1 - порода фундамента; 2 - опорные петрофизические горизонты; 3-нефть; 4-запечатывающий слой; 5-участки повышенной поляризуемости или магнитности пород, обязанные восстанавливающему действию углеводородов; 6- ореол вторжения углеводородов; 7-зоны вертикальных петрофизических неоднородностей; 8-зона разуплотнения в сводовой части структуры. Стрелками показаны направления увеличения физических параметров.

сотни метров вызывает повышение поляризуемости и намагниченности пород много выше, чем в залежи. Выше зоны восстановительной обстановки

появляется зона восстановительной обстановки. Железо поступает в виде гидроокисла из осадочных пород, сера – из ангидридов и гипсов или из Н₂S? выделяющегося при метаморфизме битумов. Углеводороды обеспечивают восстановительный режим, необходимый для образования пирита. Магнетит-содержащие прослои образуются ниже верхней части разреза (ВЧР) на границе зоны окисления, связанной со свободной циркуляцией О₂ с зоной восстановления под уровнем грунтовых вод (УГВ) в условиях миграции углеводородов из глубины. Окислительно-восстановительный режим спо-собствует созданию магнетита с магнитной восприимчивостью

(100-200)∙10 ^-5 СИ;

6. над крыльями изометричной положительной структуры с залежью форми-руются кольцевые аномалии полей J_γ , V и σ, обрамляющие контур нефте- газоносности. Эти зоны сопровождаются положительными аномалиями ванадия и никеля.

Приведённая модель идеализирована. Реальная её форма определяется режимом осадконакопления, литологическим составом пород, типом ловушек, развитием разрывной тектоники.

Существует гипотетическая физико-геолого- генетическая модель залежи нефти и газа, основанная на предположении о неорганическом их происхождении и на способности современной геофизики проследить крупные миграционные потоки углеводородов ( рис. 8.3).

Рис.8.3. Гипотетическая физико-геолого- генетическая модель крупной залежи нефти и газа ( по А.С.Сафронову и др.) 1- залежь УВ; 2- водогазонефтяные контакты и зона вторичного минералообразования;3- ореол рассеяния УВ; 4- субвертикальные кольцеобразные зоны на флангах залежей; 5- неоднородность в верхней части разреза; 6- зоны разуплотнения, дробления и разрывов осадочной толщи; 7- мантийное вещество; 8- глубинные разломы земной коры; 9- зона активного воздействия мантийного вещества на субстрат; 10- зоны вторичной минерализации и изменения осадочных пород под воздействием активных флюидов; 11-12- « гранитный» и «базальтовый» слои; 13- первый региональный водоупор; 14- направление миграции флюидов.

На ряде нефтегазоносных провинций (Астраханской, Карачагонагской, Оренбургской, Тенгизской, Вуктыльской, Лаявожской , Тимано-Печорской

НГП и др.) не было обнаружено геофизических аномалий от субгоризонталь-ных потоков углеводорода. Вместе с тем были отмечены аномалии от глубинных субвертикальных потоков. Сторонники неорганического происхождения УВ считают, что они образуются в результате синтеза из углекислого газа воды и водорода глубинного происхождения при наличии катализаторов – чистого железа или магнетита. Для образования подобных скоплений углеводородов вблизи них должны располагаться глубинные флюидоподводящие разломы. Текущие по ним потоки перерабатывают породы вблизи них. Глубинные разломы подтверждаются сейсмическими, геоэлектрическими, магнитными и гравиметрическими аномалиями. Наличие на путях миграции флюидов восстановленного железа или магнетита подтверждается аномалиями магнитного поля. Зоны дробления,обогащённые минерализованными зонами, фиксируются на геологических разрезах. Поднятие плотного мантийного вещества с высокой скоростью в них подтверждается аномалиями силы тяжести и скоростей в геофизических разрезах.

Подобный разрез является гипотетическим, но он позволяет разрабаты-вать гипотезу неорганического происхождения нефти и газа.

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ

8.1. Особенности физических свойств залежи УВ и вышележащих пластов , позволяющие обнаружить залежь по данным ГИС.

8.2. Особенности формирования залежи УВ, влияющие на возможность их обнаружения полевыми геофизическими методами.

8.3. Геолого-геофизическое обоснование гипотезы неорганического происхождения УВ.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: