CC BY
73
Изменение физических свойств флюида с глубиной
Нефть в обычном ее состоянии обладает крайне ограниченной способностью к движению. Латеральная миграция нефти, по-видимому, ограничена пределами ловушки, в которой и формируется месторождение. Вертикальная миграция нефти затруднена ее свойствами окисляться и терять подвижность при соприкосновении с пластовыми водами и газами, содержащими кислород. Кроме нефтеподводящих разломов, для формирования залежи обязательно наличие покрышки. Основную роль в формировании нефтяных месторождений играет региональная покрышка, при наличии которой проявляются и другие типы - зональные и локальные. Без региональной покрышки не могут формироваться ни крупные зоны неф-тенакопления, ни отдельные месторождения.
Региональными покрышками могут служить только определенные типы осадочных пород - глины и соли (ни магматические, ни метаморфические породы не могут быть покрышками). В глубинном резервуаре нефтефлю-ид, скорее всего, находится в газообразном состоянии. Нефтефлюид продвигается от глубинного резервуара по вертикальному каналу до тех пор, пока не встречает на своем пути покрышку, где и происходит его дезинтеграция на нефть, конденсат и газ. Иногда он изливается на поверхность, образуя битумные поля. В приповерхностных условиях, когда покрышка недостаточно надежная, нефть частично окисляется в этих породах, образуются асфальтитовые пробки и создаются условия для сохранения залежи.
На больших глубинах (порядка 7 км), при высокой температуре и давлении, покрышки, вероятно, теряют свои свойства и становятся проницаемыми для нефте-флюида.
Можно наметить несколько уровней глубин, на которых происходит изменение физического состояния нефти.
На больших глубинах, по пути миграции от глубинного резервуара к осадочному чехлу, флюид находится в специфическом, вероятно газообразном, состоянии и обладает очень высокой проникающей способностью. Первые нефтяные месторождения встречаются в осадочных отложениях на глубинах около 6,5 - 7 км. (Имеются указания о наличии залежей и на больших глубинах, но они могут рассматриваться как исключение) Примерно на этой глубине происходит дифференциация пород на коллекторы и покрышки. Критическая глубина, на которой происходит эта дифференциация, может несколько изменяться. Вероятно, эта глубина является тем рубежом, на котором появляются условия для превращения нефте-флюида в реальную нефть.
Для оценки состояния первичного флюида по мере его движения вверх до поверхности земли можно использовать косвенные признаки, а именно статистические данные по количественному распределению залежей разного флюидального состава на разных интервалах глубин. На больших глубинах (4,5 - 6 км) встречаются залежи преимущественно сложного флюидального состава - газоконденсатные и нефтегазоконденсатные, на средних глубинах (4,5 - 2,5 км) все типы месторождений (нефтяные, газовые, газоконденсатные, газонефтяные, нефтегазовые и газоконденсатные) представлены примерно в
А.А. Липаев, В.М. Гуревич, С.А. Липаев
ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА
Тепловые свойства горных пород нефтяных месторождений Татарстана. Справочник
Казань: Издательство Казанского математического общества.
2001. 205 с. В книге приведены систематизированные данные по тепловым свойствам: теплопроводности, температуропроводности и теплоемкости горных пород нефтяных месторождений Татарстана. Изложены методы определения этих характеристик. Рассмотрены зависимости тепловых свойств пород от минералого-петрог-рафического состава, температуры, давления, характера насыщения. Приведены уравнения корреляции между тепловыми и другими петрофизическими характеристиками горных пород. Рассмотрены также вопросы применения данных о тепловых свойствах пород в нефтепромысловой практике.
Для геологов, геофизиков, разработчиков нефтяных и битумных месторождений, специалистов, занимающихся геотермией. Справочник может быть использован также преподавателями и студентами ВУЗов.
равном количестве, а на малых глубинах (до 2,5 км) происходит окончательная дифференциация, и преобладают залежи преимущественно нефтяные или газовые. Более того, наблюдается постепенное ухудшение качества нефти (увеличение плотности, вязкости, парафинистости и т. д.) по мере уменьшения глубин ее залегания. И, наконец, в приповерхностных условиях нефть из жидкого состояния переходит в твердое.
Глубина являются одним из основных, но не единственным критерием изменения состояния флюида. Другим таким критерием являются особенности строения осадочного чехла.
Все месторождения находятся в осадочном чехле или, реже, на границе фундамента и осадочного чехла, где появляются первые покрышки. Нефтеносность фундамента изучалась на протяжении всей истории нефтегазопоисковых работ во всем мире. Было пробурено и испытано значительное число скважин, но на больших глубинах в толще фундамента промышленных скоплений нефти не установлено.
Одной из основных причин отсутствия крупных промышленных скоплений нефти в породах фундамента является отсутствие в них надежных покрышек. Те единичные залежи, которые выявлены в самой кровле фундамента, обычно перекрыты покрышками, залегающими в основании осадочного комплекса. Однако покрышки в
Георесурсы 1 [9], 2002 21
