Технические науки/10. Горное дело

к.х.н. Борисевич Ю.П., к.б.н. Хохлова Н.Ю

Самарский государственный технический университет, Россия

СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СТРОЕНИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Исторически сложилось так, что существовало две аксиомы возникновения углеводородных (УВ) месторождений: скорость возникновения залежей очень мала и несопоставима с темпами отбора нефти и газа; скорость возникновения залежей УВ высока и сопоставима с темпами отбора нефти и газа. Первая аксиома возникла как следствие органического происхождения нефти, предложенной М.В. Ломоносовым, и основывалась на представлении о генерации нефти как о процессе, связанном с отжиманием воды и углеводородов при погружении и возрастающем уплотнении осадочных пород, содержащих органическое вещество, с глубиной. Вторая возникла как следствие теории Д. И. Менделеева и основывается на представлении о генерации нефти, как о процессе, связанном с химическими реакциями карбидов металлов, находящихся в земной коре, и водяными парам поднимающимися из недр земли.

В настоящее время принято основываться на второй аксиоме, но существуют факты, не укладывающиеся в ее рамки.

Даже в самых развитых странах средний конечный коэффициент нефтеотдачи прочно застыл на уровне 38 – 42 %.

Простое уплотнение сетки скважин на месторождениях, находящихся на последней стадии эксплуатации, даёт эффект больше чем все вторичные и третичные методы воздействия на пласт вместе взятые. В процессе разработки приходится неоднократно переутверждать запасы (в разы). Например, на Ромашкинском месторождении запасы пополняются на 1,5 – 2 млнт.т./год.

Скважины, находящиеся друг от друга в нескольких десятках метров и перфорированные в одном интервале, могут давать совершенно разную продукцию. Так на ряде месторождений Западной Сибири (С-Губкинское, Верхнеколикеганское и др.) неоднократно наблюдали резкое и внезапное изменение состава нефти от скважины к скважине.

Также признан факт нахождения промышленной нефти выше газа при отсутствии экранов; подтверждено наличие в разрезе продуктивных толщ зон повышенной дренируемости; установлено присутствие в керновом материале несвойственных минералов; доказано существование в продуктивных толщах зон с повышенной абразивностью; найдены в продуктивных толщах зоны с повышенным содержанием тяжелых металлов; обнаружены периодические скачки в средней скорости проходки при проведении буровых работ с постоянной нагрузкой на долото при вскрытии продуктивных толщ.

До сих пор при составлении проекта разработки каждое месторождение рассматривается как уникальное. Например уникальное явление наблюдалось на Ромашкинском месторождении (60 лет в эксплуатации): ряд старых скважин давал с небольшим дебитом тяжелую густую нефть (лёгкие фракции были отобраны в первую очередь), внезапно эти скважины стали давать лёгкую нефть с хорошими дебитами. Подобные явления наблюдаются и на Старогрозненском, Октябрьском промыслах.

А также были обнаружение нефти вне осадочных пород: на гигантском месторождении «Белый Тигр» (Вьетнам) залежь расположена в гранитах; в современных илах Охотского моря обнаружены газогидраты, содержащие 2 трлн.м³ газа (возраст ила не превышает 1 млн. лет). Значит, скорость поступления газа превышала 2 млн. м³/год. В ряде рифовых впадин мирового океана (например, Калифорнийского залива) в высокотемпературных гидротермах установлены проявления нефти. чей возраст не превышает 4 – 5 тыс. лет.

Исследования, проведённые на Таллинском месторождении З-Сибири показали, что скорость перемещения флюида от скважины к скважине достигает 6 км/сутки, а скорость вертикальной миграции в Терско-Сунженском регионе составляет величину порядка 1 м/сутки.

На сегодняшний день пришлось признать, что залежь углеводородов является открытой диссипативной системой, способной к самовосстановлению, как по механизму первой аксиомы, так и по механизму второй аксиомы.

При этом обе точки зрения выносят зону нефтеобразования за пределы залежи, а скорость миграции устанавливают порядка 3,8·10⁶ т/год.

Многие из вышеприведённых фактов так и не получили объяснения.

Значит, УВ месторождения устроены иначе, чем это принято считать, взаиморасположение флюидов в природной ловушке отличается от общепринятых. Нормативные документы на составление проектов разработки УВ месторождений должны быть изменены.

Мы придерживаемся мнения, что УВ месторождения построены блочным методом и состоят из системы макротел, соединённых по конкретным закономерностям, хотя сама последовательность этих закономерностей случайна:

Причина образования блоков – изменение уровня мирового океана. Внутри каждого блока действует классический закон слоистого образования.

Природа блоков одна – различия между ними фациальные: наибольшие отличия в пористости и проницаемости, причем границы перехода плавные. Одновозрастные блоки располагаются на разных глубинах и значительных расстояниях по латерали, размеры блоков в строгом диапазоне. Блоки можно выявить по керновому материалу; по данным геофизики; по притоку флюидов к скважинам.

Можно сделать предположение, что углеводороды ни откуда не пришли в природную ловушку, а сформировались прямо в ней и продолжают формироваться с ничуть не меньшей скоростью в настоящее время.

Формирование углеводородов происходило в определенных реакционных зонах (ДВНК и ДГЖК), где была сконцентрирована захороненная органика, созданы необходимые термобарические условия и находились нужные катализаторы – тяжелые металлы и цеолитоподобные структуры. На суммарную долю ДВНК и ДГЖК может приходиться до 50 % продуктивной мощности пласта, а само число ДВНК и ДГЖК может исчисляться десятками.

В каждом ДВНК и ДГЖК имеются зоны разуплотнения и цементации, пронизанные четным числом битумных прослоек, содержащими металлы и свободный углерод различных модификация (рис.1а-с).

Зоны разуплотнения являются основными мощностями дренажа. А зоны цементации являются природными экранами, с ярко выраженными абразивными свойствами.

ДВНК и ДГЖК способны налагаться друг на друга во всех мыслимых комбинациях с резкой сменой всех свойств, но с сохранением строгой горизонтальности и разной степенью проработанности породы в различных блоках.

а) б) с)

Рис.1. Каплевидные битумы высокой степени метаморфизма а) разрушенные; б) диаметром 0,1 мм в количестве 0,5% к поровому объему породы; с) диаметром 0,008 мм в количестве 5% к поровому объему породы.

Каждый блок ведёт себя как отдельное месторождение, находящееся в процессе саморазвития.

Направление развития одно: захороненная органика – нефть – газ и битум различных форм метаморфизма вплоть до свободного углерода. А вот скорость образования углеводородов и их количество строго индивидуальны для каждого блока. Латеральный обмен углеводородами между блоками минимален и происходит только за счет диффузии. На любом горизонтальном срезе месторождения будут «пятна углеводородов разной концентрации и состава.

Формирование взаиморасположения фаз начиналось с образования зон концентрации подвижной органической субстанции, затем возникли многочисленные газовые «пузыри», повторяющие своими очертаниями не только геометрию залежи, но и форму всех зон разуплотнения (рис.2) с последующим их слиянием в единый газовый «пузырь» с защемленной нефтью, водой и конденсатом (рис.3).

Рис.2. Динамика развития взаимоположения фаз в будущем углеводородном месторождении

Рис.3. Конечные стадии динамики развития взаимоположения фаз в будущем углеводородном месторождении

Образовавшийся газовый «пузырь» оттеснял жидкие углеводороды и воду с одинаковой силой во всех направлениях с формированием соответствующих оторочек. Наконец, под воздействием сил гравитации происходило стекание жидкостных оторочек через поровую среду с образованием сегодняшнего взаимного расположения фаз.