Конспект Лекционных занятий по курсу: Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений для студентов 131000 бакалаврской подготовки по направлению «Нефтегазовое дело»
Скачать 3.42 Mb.
|
Некоторые флюидодинамические особенности нефтегазообразования и нефтегазонакопления в акваториях При существующей сравнительно слабой изученности нефтегазоносности акваторий для правильной оценки их потенциальных возможностей необходима дополнительно чисто «морская» информация. Как известно, обязательным условием образования нефтегазоносных бассейнов является развитие нисходящих тектонических движений, по скорости превышающих погружение смежных частей суши. Кроме того, в пластах горных пород, расположенных под дном водоемов, величины геостатического давления и температур отличаются от таковых в пластах, находящихся на суше. Наконец, геохимическая обстановка в проницаемых пластах, расположенных под дном акваторий, может быть иной, нежели в аналогичных пластах суши. Скорость развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления при прочих равных условиях находится в прямой зависимости от скорости нисходящих тектонических движений. Следовательно, в одном и том же комплексе осадков, погруженном под дно моря, должно накопиться больше углеводородов, чем в недрах смежной суши. При этом разница должна быть тем больше, чем больше разница в амплитудах погружения пород в пределах акватории и смежной суши. По мере погружения изолирующие свойства пластичных покрышек улучшаются и по этой причине рассеивание углеводородов из более погруженных залежей будет меньше по сравнению с залежами, находящимися на меньших глубинах, т. е. при всех прочих равных условиях залежи нефти и газа, расположенные под дном водных бассейнов, будут иметь большую сохранность, чем аналогичные залежи в недрах смежной суши. Поскольку по мере погружения впадин миграция седиментационных вод и вместе с ними углеводородов происходит от центра впадин к периферии, более погруженные структурные ловушки заполняются углеводородами в первую очередь и, как правило, бывают заполненными полностью, ибо только после их заполнения углеводороды будут мигрировать в другие ловушки, расположенные вверх по восстанию пластов (Максимов, 1964; Бурштар, Машков, 1963). Как известно, удерживающие свойства покрышек пропорциональны разности геостатического (ргст) и гидростатического ргд давлений. Для покрышки, расположенной над залежью, находящейся в недрах суши на отметке hабс, величина геостатического давления РТгст = 2,3 (0,1 hабс + 0,1 hпов) = 0,23 (hабс + hпов), где hпов – абсолютная отметка поверхности земли. Нормальное пластовое давление ргд = 0,1 (hабс + hпов). Следовательно, сжимающие усилия на покрышку РТсж = (0,23 ha6c + 0,23hпов) – 0,85 (0,1 ha6c + 0,lhпов) = 0,145 (ha6c + hпов). Для покрышки, расположенной на той же отметке под дном акватории, имеющей глубину а метров (рис. 1.1), геостатическое давление Ра гст = 0,23( ha6c – а) + 0,1а = 0,23 ha6c – 0,13a, Расж = 0,23 hабс – 0,13а – 0,085ha6c = 0,145ha6c – 0,13а. Следовательно, разность сжимающих усилий для покрышек, расположенных на одной и той же абсолютной отметке на суше и в акватории, будет РТсж – Расж = 0,145 (ha6c + hпов) – 0,145 ha6c + 0,13а = 0,145 hпов + 0,1. Таким образом, покрышка, расположенная в недрах суши, будет подвергаться сжимающему усилию больше по сравнению с покрышкой, находящейся на той же абсолютной отметке под дном акватории. При этом разница в давлении будет пропорциональна глубине акватории и абсолютной отметке поверхности суши.  Рис. 1.1. Сравнение геостатического давления в пластах, залегающих под дном акваторий, с пластами, расположенными в пределах суши; горизонты находятся на одинаковых абсолютных отметках Покрышки, находящиеся на некоторой глубине от дна водного бассейна, будут подвергаться большему сжимающему давлению, чем покрышки, расположенные на той же глубине от поверхности земли в пределах суши. Если учесть, что амплитуда погружения слоев под дном водных бассейнов больше глубины последних вследствие некоторой компенсации нисходящих движений накоплением осадков, то синхронные стратиграфические горизонты будут находиться на больших глубинах от дна акватории, чем от поверхности смежной суши. Поскольку изолирующие свойства покрышек зависят от величины сжимающих усилий, залежи нефти и газа, находящиеся под дном акваторий, должны сохраняться лучше по сравнению с залежами, приуроченными к тем же стратиграфическим горизонтам смежной суши. Повышение внутрипорового давления является одним из основных факторов, обусловливающих первичную миграцию углеводородов. Н. Б. Вассоевич (1967), Н. А. Еременко с соавторами (1968) и другие исследователи считают, что первичная миграция углеводородов в отложениях суши начинается при их погружении на глубину 1 500 м. Если считать, что основным условием первичной миграции углеводородов в глинистых осадках является сжимающее давление, то надо полагать, что этот процесс начинает развиваться при определенном сжимающем давлении. Можно предполагать, что чем дальше от берега, тем процесс нефтегазонакопления начнется раньше по сравнению со смежной сушей, и при лучшей сохранности залежей при всех прочих равных условиях может накопиться больше углеводородов. Общеизвестно влияние геохимической обстановки на сохранность газовых и нефтяных залежей и свойства находящихся в них нефтей (Карцев, 1963; Радченко, 1965). В нефтяных месторождениях суши до глубины 1 500 м возможно влияние процессов окисления нефтей и потери легких фракций. Иная обстановка существует в залежах под дном моря. Здесь восстановительные условия, как правило, существуют, начиная с первых же метров осадков. Мало того, поскольку морские бассейны являются областями разгрузки подземных вод, то в пределах этих бассейнов поступление вод в недра не происходит, образовавшаяся залежь не будет разрушаться поступающими водами. При этом, чем дальше вглубь бассейна, тем более застойным должен быть режим во всех проницаемых пластах. В самом деле, если даже принять точку зрения С. А. Шагоянца (1959) о том, что латерального движения вод в водоносных коллекторах под дном морей нет и вода движется лишь через водоупоры под влиянием разности давлений, то тогда следует полагать, что, чем дальше от берега вглубь морского бассейна, тем застойнее будут воды. Вероятнее всего, разность напоров, вызванная движением подземных вод через водоупоры в зонах повышенной их трещиноватости или в зонах разрывных нарушений, будет уменьшаться по направлению от берега вглубь бассейна, и, следовательно, застойность вод будет увеличиваться. Об этом могут свидетельствовать данные по морским нефтяным месторождениям Каспийского моря, вблизи Апшеронского полуострова (Самедов, Буряковский, 1966). Различия в истории геологического развития шельфов и смежных частей суши могут сказаться на условиях, влияющих на процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления. В пределах структурных впадин стабильного шельфа молодых складчатых областей существуют условия, благоприятные для сохранения ранее образовавшихся залежей нефти и газа и продолжения процессов аккумуляции в положительных структурных формах. Дифференцированные тектонические движения, протекающие во впадинах, могут приводить к переформированию ранее образованных залежей и образованию новых ловушек. Продолжавшиеся нисходящие движения постоянно способствуют непрерывному развитию процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления и улучшают условия для сохранения залежей от разрушения. Аналогичные условия существуют и в районах развития второго подтипа стабильного шельфа. По характеру расположения относительно шельфа структурные впадины можно дифференцировать на две группы: расположенные полностью в пределах шельфа и расположенные частично на суше, частично на шельфе. Условия нефтегазонакопления во впадинах, расположенных на шельфах, принципиально мало отличаются от условий, существующих в структурных впадинах такого же типа на суше. К сожалению, пока не разведана ни одна из таких впадин, поэтому судить о характере их нефтегазоносности невозможно. Надо полагать, что разведочные работы, которые начнутся в Венесуэльском заливе, а также в ряде впадин вблизи Калифорнии, прольют свет на условия нефтегазоносности впадин такого типа. Совершенно иные условия существуют во впадинах, расположенных частично на шельфе, частично на суше. В них на шельфах располагаются самые погруженные части впадин, где создаются наиболее благоприятные условия для заполнения ловушек углеводородами. Поэтому при наличии крупных ловушек образуются крупные месторождения, запасы которых значительно превышают запасы их частей, расположенных на суше (месторождения Апшеронского порога и Бакинского архипелага в Каспийском море, газовые месторождения в Британской части Северного моря, в заливе Кука и др.). Месторождение Нефтяные Камни, как известно, по своим масштабам превосходит любое месторождение Апшеронского п-ова. Запасы газа в месторождениях Северного моря во много раз превышают запасы месторождений Мидленда Англии. Весьма благоприятны для развития процессов нефтегазонакопления условия, существующие на мобильных шельфах, где нефтегазосодержащие горизонты располагаются в широком стратиграфическом диапазоне. Распределение нефтегазоносности в плане будет неодинаковым в мобильных шельфах трансгрессивного и регрессивного подтипов: в пределах первых более молодые нефтегазосодержащие толщи будут располагаться ближе к берегу, а более древние – мористее. Вероятно, такая картина может наблюдаться в Бассовом проливе. На регрессивных шельфах, мигрирующих в сторону моря, все более молодые толщи будут нефтегазоносными. Блестящим примером является шельф Луизианы (Мексиканский залив). Если опускание морских частей впадин происходит по многочисленным разломам, создаются ловушки тектонически экранированного типа. Как отмечалось, в морских бассейнах часто развиты структурные формы, не имеющие аналогов на суше. К их числу относятся материковый или континентальный склон, материковое подножие, рифовые долины, глубоководные желоба и абиссальные равнины. К сожалению, геологическое строение перечисленных структурных форм почти совершенно не известно. Поэтому можно высказать лишь предположение о существующих в них условиях для формирования залежей нефти и газа. Условия нефтегазообразования на континентальных склонах разных типов неодинаковы. В пределах стабильного склона условия, благоприятные для развития процессов нефтегазонакопления, могут существовать лишь на определенных участках и в случае выклинивания в сторону океана осадочных толщ (например, район плато Блейк к востоку от п-ова Флорида). Благоприятные условия нефтегазонакопления возможны в широких подводных каньонах, формировавшихся в течение длительного времени, в которых могла накопиться мощная (вероятно, не менее километра) толща осадков. Нефтегазообразование происходит и в пределах нестабильного континентального склона. По существу, это огромная моноклиналь, которая на протяжении длительного периода развития (вплоть до настоящего времени) испытывает неравномерное погружение. При этом часть моноклинали, расположенная ниже по падению, погружается быстрее. По мере миграции континентального склона в сторону моря участки более древнего склона будут находиться уже под континентальным шельфом. В этом случае наличие залежей нефти и газа в пределах современного континентального склона будет зависеть от быстроты миграции склона и, стало быть, от продолжительности его формирования. При длительном времени, достаточном для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, очевидно, возможно наличие залежей нефти (континентальный склон в районах дельт рек Нигер, Конго и Кванза). В случае сравнительно быстрого продвижения континентального склона можно ожидать наличия только месторождений газа, как это, вероятно, будет на континентальном склоне северной части Мексиканского залива. Когда прогибание впадин не успевает компенсироваться накоплением осадков, на континентальном склоне развиты толщи, формировавшиеся в условиях шельфа. Эти толщи приобретают наклон в сторону моря, в результате чего создаются благоприятные условия для нефтегазонакопления. При этом принципиально возможно образование новых типов ловушек: присбросовых и литологических, не считая тех, которые существовали до образования континентального склона на данном участке. Значительно сложнее определить возможные условия нефтегазонакопления на континентальном склоне смешанного типа. Очевидно, они будут подобны описанным выше, однако возможны и условия, приводящие к разрушению залежей: термическое воздействие магматических масс, разгерметизация ловушек при образовании трещин и различных секущих тел. Если вулканическая деятельность протекала в ранний этап формирования склона, то она может не оказывать отрицательного влияния на образование залежей, а, наоборот, создавать дополнительные ловушки для аккумуляции нефти и газа. В пределах континентального подножия в определенных случаях могут быть созданы условия, благоприятные для развития процессов нефтегазонакопления. Особо благоприятные условия создаются в районах стабильного континентального подножия, являющегося зоной длительного накопления осадков. Длительно существующие наклоны пластов в одном и том же направлении способствуют развитию нефтегазонакопления, а разломы – формированию региональных ловушек. В континентальном подножии трансгрессивного типа условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления благоприятны, поскольку геологическое строение его не отличается от строения континентального склона и шельфа. Мало того, нисходящие движения будут способствовать усилению развития этих процессов и большей сохранности залежей. Не всегда благоприятные условия нефтегазоносности могут быть в мобильных континентальных подножиях регрессивного подтипа, так как они развиваются на участках абиссальных равнин. Различны условия нефтегазоносности и в континентальном подножии смешанного типа, поскольку процессы вулканизма могут приводить к полному разрушению залежей или, наоборот, создавать дополнительные условия для образования ловушек. Условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в абиссальных элементах морского дна различны и зависят от их геологического строения и истории геологического развития. В абиссальных элементах, характеризующихся мощными толщами осадочных пород и, по существу, представляющих погруженные участки платформы (например, абиссальные участки Черного моря, Мексиканского залива), условия нефтегазообразования такие же, как и в подобных сооружениях на суше. Можно лишь предполагать, что ввиду погружения этих платформ условия сохранения залежей от разрушения здесь лучше, чем на платформах, испытывающих восходящие движения. Подобные условия существуют и в тех внутриокеанических поднятиях, которые сложены комплексом древних отложений (Бермудское поднятие). В пределах абиссальных частей морского дна нефтегазосодержащими могут оказаться и осадки, формирующиеся вблизи поднятий (в том числе и вулканических), в периферической части вблизи континентального склона («краевой вал» Б. С. Хизена), в рифтовых долинах Среднеокеанических хребтов. В надводном разрезе Курильских островов (Павлидис, 1968) над осадками верхнего мела, представленными чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями известняков, залегает толща палеоген-неогеновых отложений такого же состава мощностью 1 500 м. Выше следуют неогеновые отложения, состоящие из чередования магматических, вулканогенных и осадочных образований суммарной мощностью до 6 000 м. Безусловно, по мере удаления от берега в разрезе начинают преобладать тонкодисперсные осадки и, стало быть, образуется меньше пород-коллекторов. Однако благодаря развитию турбидитов, а также донных течений, среди абиссальных элементов могут формироваться породы, обладающие удовлетворительными коллекторскими свойствами, хотя их количество по разрезу и распространение по площади будет значительно меньшим, чем в более мелководных частях бассейнов. Среди карбонатных пород возможно развитие трещинных коллекторов. Можно предполагать, что процессы океанизации земной коры, развивающиеся в абиссальных равнинах, должны приводить к восходящей вертикальной миграции углеводородов. При наличии в верхней части разреза достаточно хороших ловушек и покрышек на этих участках возможно образование крупных скоплений углеводородов, особенно газообразных. Вероятно, такие скопления углеводородов будут малы по вертикали, но будут отличаться большой концентрацией. Наличие подобных скоплений углеводородов можно ожидать в наиболее погруженных частях котловины Южного Каспия, Черного моря, Мексиканского залива. В глубоководных желобах, выполненных толщей осадков, измеряемой километрами, объективно существуют условия для нефтегазообразования. Если в них благодаря периодическому развитию донных течений будут накапливаться средне- и крупнодисперсные осадки, то возможно и развитие процессов нефтегазонакопления. Сравнительно небольшая ширина таких желобов не исключает возможности образования залежей нефти или газа, во-первых, потому, что миграция, вероятно, происходит также и вдоль желоба, в сторону приподнятой периклинали, а, во-вторых, аккумуляция даже с такого небольшого пространства может приводить к образованию залежей нефти и газа. Это хорошо видно на примерах формирования залежей нефти в таких узких грабенах, как Суэцкий, Верхне-Рейнский. Можно предполагать, что если в подводной части Рейнского грабена, прослеживающегося до Осло, развиты молодые осадки, то эта часть будет перспективной в нефтегазоносном отношении. |
Похожие:
 | Назначение ооп бакалавриата, реализуемой вузом по направлению 131000 «Нефтегазовое дело» и профилю подготовки «Бурение нефтяных и... |  | Для бакалавров направлений 131000 «Нефтегазовое дело» профиля подготовки 131000. 05 «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта... |
| Учебно-методическое пособие предназначено для закрепления теоретических знаний, полученных студентами во время лекционных занятий... | | «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина» |
| ... | | Методическое пособие предназначено для бакалавров III курса института геологии и нефтегазовых технологий кфу по направлению 020700.... |
| Конспект лекций по курсу «Делопроизводство» составлен на основе базовой программы «Делопроизводство и документационное обеспечение... | | Методические указания предназначены для студентов экономического факультета по направлению подготовки 38. 03. 01 «Экономика» по профилю... |
| Для студентов, обучающихся по направлению 080100. 62 «Экономика», профиль «Финансы и кредит» (программа подготовки бакалавра). —... | | Методическое руководство к проведению лекционных и семинарских занятий по курсу |