Физико-геологические модели залежей углеводородов

Классической физико-геологической моделью месторождения углеводородов (ФГМ УВ) является модель месторождения, связанного с антиклинальными структурами платформенного плана (рис. 7.17).

Согласно этой модели в ее составе можно выделить 7 различных аномалиеобразующих факторов, обусловленных различными геологическими факторами:

■ влиянием залежи УВ,

■ влиянием запечатывающего слоя,

■ влиянием ореола вторжения УВ,

■ влиянием разуплотнения горных пород в сводах структур,

■ влиянием геометрии опорных границ,

■ влиянием геометрии вещественного состава фундамента.

Набор этих факторов влияет на пространственное распределение плотностных свойств горных пород и, соответственно, на структуру поля силы тяжести.

* ■ •
	' ±о
	±1)
II	±а
	,±р
• * • • • • '	■±л

Зона восстановления '.*.".*r*

- \^<ъ-.: о. • • oV. •• о:.VoV.: о;; •

 

Рис. 7.17. Схема распределения физических свойств пород в пределах нефтегазоносных структур платформенного типа (по В.М. Березкину):

I-залежь нефти и газа; II - запечатывающий слой; III- ореол вторжения; IV- зона разуплотнения пород в зоне структуры; V - субвертикальные зоны неоднородностей (разнонапряженных состояний); VI - опорные границы между породами с различными физическими свойствами; VII - фундамент; 1 - граница между зонами окисления и восстановления; 2 - состояние физических свойств пород (относительно пород законтурной части залежи; а - плотность; v - скорость; р - удельное электрическое сопротивление; а - коэффициент поглощения; %- магнитная восприимчивость пород.

Природа аномалиеобразующих факторов в обобщенной физико-геологической модели (ФГМ) сводится к следующему:

Залежь нефти и газа. Аномальные свойства залежи зависят от особенностей физических свойств нефти и газа и особенностей строения пород коллектора. Физические свойства пород коллектора меняются под влиянием вторичных процессов уплотнения, цементации, минералообразования в поровом пространстве и в трещинах. Нефть же, обладая консервирующими свойствами, затормаживает, а иногда и полностью прекращает процессы аутигенного минералообразования, которые могли бы происходить при наличии воды в порах. Из-за этого скелет породы в водоносной части станет более жестким, чем в области залежи, что приводит к различию физических свойств. В то же время консервирующие свойства нефти сохраняют коллекторские свойства пород без каких-то особых изменений. Значение эффективной плотности залежи показано в табл. 2.2.

Запечатывающий слой. Запечатывающий слой образуется в области контактов углеводородов с водой. В этой области происходят процессы растворения минералов, образование кальцита, кварца, пирита и других минералов. Под действием этих процессов уменьшается пористость и увеличивается плотность пород. Все это приводит к образованию слоя закрывающего или запечатывающего залежь. Мощность такого слоя от нескольких метров до сотен метров. Плотность слоя по сравнению с плотностью пород области залежи увеличивается на 0,20—0,40 г/см³, а иногда доходит и до 0,60г/см³

Ореол вторжения углеводородов. Под действием различных процессов при затрудненной миграции флюидов в пластах образуется зона аномально высокого пластового давления (АВПД) — на 10—20% выше нормального гидростатического давления. Под влиянием АВПД в нижней части глинистой толщи-покрышки появляется ореол вторжения углеводородов.

В ореоле вторжения углеводородов увеличивается пористость, уменьшается плотность, повышается нефтегазонасыщенностъ. Такие же изменения физических свойств могут происходить и в локальных глинистых отложениях внутри залежи, увеличивается пористость и пород-коллекторов залежи углеводородов.

Разуплотнение пород в сводах структур. В пределах отдельных структур наблюдается увеличение песчанистости терригенных пород по направлению от крыльев структуры к ее своду, т. е. эти породы становятся грубее. В случае карбонатных отложений известняки больше всего залегают на сводах структур, а доломиты — на крыльях. Такие литолого-фациальные изменения пород могут привести к изменению плотностных свойств пород в горизонтальном направлении, в частности в большинстве случаев плотность пород уменьшается от крыльев структуры к ее своду. Это явление впервые было выявлено Б. А. Андреевым. Оно получило название послойной латеральной зональности.

Изменение плотности может достигать значительных величин, например, для структур Татарии оно равно 0,06—0,19 г/см³ (3.М. Слепак), для структур Азербайджана и Северного Кавказа — 0,15-0.25 г/см³ (И.О. Цимельзон) и др.

5. Субвертикальные трубчатые зоны неоднородностей пород. Эти зоны
располагаются по периметру залежей углеводородов в крыльевых частях структур,
испытывающих наибольшее статическое напряжение, с деформациями растяжения и сжатия.
Они характеризуются аномально высокими и низкими напряжениями горных пород, которые
приводят к увеличению и уменьшению пористости и плотности пород. Например, при
растяжении породы дробятся, повышается их трещиноватость и пористость, что приводит к
уменьшению их плотности.

Особенностью этих зон является то, что они протягиваются по всему разрезу и отличаются повышенной проницаемостью из-за наличия трещин. По ним происходит перенос вод с различными элементами, повышенный перенос углеводородов при наличии залежей. Под действием процессов, происходящих в них, могут нарушаться первоначальные магнитные свойства пород.

Эти зоны проявляются в гравитационных и магнитных полях изрезанностью кривых, небольшими положительными и отрицательными аномалиями.

6. Опорные границы. К ним относятся выдержанные в горизонтальном направлении
границы осадочной толщи, разделяющие породы с разными физическими свойствами. Их
может быть в разрезе много (до 10—15), но основных из них несколько. Перепад плотностей
на них может доходить до 0,3—0,5 г/см³. Эти границы являются гравиактивными и аномалии
от нефтегазовых залежей иногда наблюдаются на фоне аномалии от структуры.

7. Фундамент. Основными факторами, определяющими величину и особенности
измеряемых на дневной поверхности элементов гравитационных полей, являются влияния
поверхностей фундамента и неоднородностей его внутреннего строения. Осложняют
наблюдаемые поля различные зоны нарушений и разломов в фундаменте, прослеживаемые в

осадочной толще. Унаследованность структур терригенных образований усиливает гравитационный эффект.

По данным Каруса Е.В., Березкина В.М. с соавторами (1986) в разрезе над месторождением формируются три различные по характеристике геохимические зоны: нижняя, непосредственно связанная с локализацией нефтегазоносного пласта-коллектора, средняя, охватывающая область над месторождением до подошвы верхнего регионального водоупора (граница зоны аэрации) и верхняя, имеющая распространение от свободной поверхности до границы зоны аэрации. Главные особенности данных зон состоят в различии окислительно-восстановительных потенциалов пород. В частности, две нижние геохимические зоны отличаются восстановительной обстановкой из-за насыщения пород легкой фракцией углеводородов, обладающих, как известно, мощными восстановительными свойствами. При этом восстановительные свойства среды убывают вверх по разрезу. Верхняя зона характеризуется преимущественно окислительной обстановкой вследствие проникновения в разрез хорошего окислителя - атмосферного кислорода. На границе зоны аэрации при этом возникает окислительно-восстановительный барьер. В условиях Западной Сибири стратиграфическое положение данного барьера сопоставляется с подошвой глинистых отложений ганькинской свиты. Очевидно, что этот вариант вертикальной геохимической зональности должен иметь и латеральный аналог, т.е. над месторождением должна иметь место пространственная геохимическая и связанная с ней петрофизическая зональность. В настоящее время установлено, что в области нефтегазовых залежей, в среднем, наблюдается следующая естественная дифференциация пород по физическим свойствам: понижение плотности пород для газовых залежей на 0,1-0,25 г/см³, для нефти - на 0,1 - 0,15 г/см³; повышение суммарного электрического сопротивления пород от нескольких десятков до (400 - 500)%; повышение поляризуемости пород до 15% при среднем фоне ц_к=2 - 3%; повышение скорости продольных волн в сейсморазведке до 20 - 30%; увеличение поглощения (ослабление) сейсмических волн до десяти и более раз.

Эти особенности залежей нефти и газа приводят к созданию в околозалежном пространстве аномалий различных физических полей. Выделение таких аномалий по физическим полям, наблюдаемым вдали от залежи (на дневной поверхности или в скважине), и составляет основу проблемы нефтепрогноза по геофизическим данным. Из-за слабой контрастности физических свойств, малых размеров залежи и большой глубины залегания (часто 1,5-3 км) аномальные эффекты на линии наблюдения проявляются слабо. Задача осложняется ещё и тем, что наряду с аномалиями от залежей часто наблюдаются другие, похожие аномалии, обусловленные литолого-фациальными замещениями пород, особенностями тектоники, изменением минерализации подземных вод и др. Эти аномалии -помехи затрудняют выделение искомого эффекта от залежей и делают результаты отдельных геофизических методов в большинстве случаев неоднозначными. Тем не менее применение специализированных методик обработки и интерпретации позволяет выделить аномалии, пространственно приуроченные к залежам углеводородов.

Естественные радиоактивные элементы U, Th, K и продукты их распада характеризуются различной реакцией на изменение физико-химических параметров среды, в частности, величин рН - Еh. В верхней геохимической зоне месторождения уран в окислительных условиях образует стабильный уранил-ионный комплекс (UO2)²⁺, хорошо растворимый в воде и легко подвижный. При сопряжении окислительной и восстановительной обстановок возникает геохимический барьер, на котором происходит осаждение урана и его соединений. Наблюдается вынос урана из внутриконтурной области и накопление его во внешней части. При этом торий, как менее подвижный элемент, концентрируется непосредственно в зоне влияния углеводородной залежи (рис. 7.18).

Обобщение имеющихся петрофизических данных (В.П. Меркулов, 2002) позволяет сделать следующие выводы:

1. Магнитная восприимчивость и радиоактивные свойства пород нефтегазоносных месторождений юго-восточной части Западно-Сибирской плиты характеризуется

относительно малыми значениями. Наиболее магнитными и радиоактивными являются глинистые отложения, а наименее - песчаники.

 

 

/\

Рис. 7.18. Радиогеохимическая модель нефтегазовой залежи.

2. В пределах юрских нефтегазоносных отложений изменение петромагнитных и
радиоактивных характеристик пород происходит зональным образом, с постепенным
уменьшением в направлении свода структуры.

3. Влияние залежи углеводородов на петромагнитные и радиоактивные параметры
пород, вмещающих залежь углеводородов, сводится к систематическому уменьшению
средней магнитной восприимчивости и радиоактивности осадков в зоне миграционного
следа, увеличению величины и дисперсии магнитных свойств в верхней части разреза с
перераспределением радиоактивных (U, Th, K) элементов.

4. Видоизменение магнитных и радиоактивных параметров пород не зависит от
условий локализации залежей углеводородов, литотипов горных пород и принадлежности их
к стратиграфическим комплексам. В пространстве над залежью формируется своеобразный
петрофизический "столб" слабоизмененных в петромагнитном и радиоактивном отношении
пород с характерным перераспределением концентраций естественных радионуклидов,
который должен находить отображение в магнитных и радиогеохимических полях при
условии выполнения съемок достаточно высокой точности.