Спасибо, Валерий Александрович, подождем разъяснений физиков.
Либо что-то пропустил, либо не дождался.
Скоро выходит №4 "НП-ХХ1 век". Там будет продолжение обсуждения темы об эмульсионных залежах.
Хочу напомнить.
В №3 есть статья "Об особом типе скоплений трудноизвлекаемых
запасов УВ".
Любой геолог может привести немало фактов-казусов из своей геоло- гопромысловой практики – труднообъяснимых, исходя из обычных представлений о геологии и нефтегазоносности конкретного региона.
Интересны, прежде всего, следующие:
– получение притоков пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при доказанном отсутствии заколонных и межпластовых перетоков);
– получение притоков безводной нефти из низкоомных пластов;
– получение притоков высоковязкой нефти (в виде высоковязкой массы, выпадающей из труб при испытании скважины), которая после обработки бензином (иногда соляркой) прямо на скважине распадается на подвижную нефть и пластовую воду;
– отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не связанное с низким качеством первичного вскрытия пласта, при удовлетворительном скин-факторе.
И это все может наблюдаться на фоне других не менее примечательных особенностей геологического строения и нефтегазоносности залежи:
– пульсирующего характера работы отдельных единичных скважин, эксплуатируемых на стадии истощения, нередко связываемого с проявлением сейсмичности;
– изменения состава и газового фактора добываемой жидкости во времени;
– нефтегазопроявлений из ликвидированных скважин, не всегда объяснимых техногенными причинами;
– долговременной работы отдельных скважин, дебиты и суммарный отбор нефти из которых выбиваются из ряда этих показателей других скважин и никак не согласуются с подсчитанными и неоднократно пересчитанными запасами УВ;
– аномально-высоких и аномально-низких начальных пластовых давлений в залежах УВ;
– относительно узкого диапазона геологического времени, близкого к современной эпохе, в котором окончательно образовалось большинство месторождений;
– связи месторождений нефти и газа с новейшими и современными тектоническими движениями земной коры, признаки продолжения процесса нефтегазонакопления в настоящее время;
– приуроченности скоплений нефти и газа к разломам, активизированным на более поздних и завершающих этапах тектонического развития;
– аномальной прогретости недр изучаемого месторождения;
– наличия геохимических аномалий при поверхностных наблюдениях;
– того факта, что нередко достигнутый коэффициент извлечения нефти (КИН) превышает (и значительно) этот показатель, принятый при первоначальном подсчете запасов УВ [4].
Перечисленные факты и явления каждый исследователь толкует по-своему, но вне общей взаимосвязи. «Сложить» из них непротиворечивую картину удается с помощью следующего предположения: все они обязаны развитию в недрах в немалых масштабах скоплений УВ в виде эмульсий различного состава и различной продолжительности су- ществования, наличию (палео)эмульсионных залежей (ЭЗ).
Здесь уместно вспомнить некоторые «азы» знаний о водонефтяных эмульсиях:
– турбулентность потока – важнейший фактор, влияющий на образование и разрушение эмульсии;
– эмульсии бывают двух видов: «нефть в воде» (Н/В) и «вода в нефти» (В/Н);
– важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного времени не разделяться на нефть и воду:
– для многих нефтей повышение минерализации пластовой воды ведет к увеличению устойчивости эмульсии;
– нефть с относительно небольшим содержанием пластовой воды образует более стойкие эмульсии, с увеличением содержания пластовой воды стойкость эмульсий снижается;
– при изменении рН пластовой воды возможно выпадение солей;
– концентрация пластовой воды может быть критической и отражает так называемую точку инверсии. В точке инверсии происходит обращение фаз, и эмульсия меняет свой тип с В/Н на тип Н/В;
– наиболее стойкие эмульсии образуют изначально высоковязкие нефти;
– с ростом газового фактора (ГФ) эмульгирование увеличивается лишь до определенных значений (газ способствует дроблению капель воды, перемешиванию), но дальнейшее возрастание доли газа в потоке уменьшает эмульгирование;
– вязкость эмульсии зависит от температуры смешения;
– водонефтяная эмульсия является неньютоновской жидкостью.
Теперь рассмотрим некоторые важные особенности эволюции системы «порода – флюид», связанные с развитием тектонического нарушения – разлома.
На многих месторождениях наблюдается парагенетическая ассоциация (сонахождение) положительной и отрицательной структур, разделенных активным разломом (тектоноблендером – ТБ) [6]. Причем, отрицательная структура имеет наложенный или возрожденный характер и образовалась (или обновилась) в последнюю фазу активизации тектонических движений. К этому моменту основные крупнейшие залежи были сформированы, а появление (возрождение) отрицательной структуры привело к переформированию первичной залежи с образованием вторичного скопления УВ (и не одного) в приразломном пространстве под влиянием гидродинамической воронки, всосавшей часть УВ с размещением их на различных глубинах, в разных стратиграфических комплексах, в разных породах [5].
Перемещение масс флюидов (УВ + пластовая вода) в режиме высочайшей турбулентности неизбежно должно привести к появлению новообразованных скоплений УВ в виде эмульсии (ЭЗ), имеющих свой вполне определенный срок существования.
Связь первичной и новообразованной эмульсионной вторичной залежей, видимо, прервалась с завершением активной фазы, но периодически возобновлялась в периоды оживления разлома в неотектонический этап развития и на современном этапе, что подтверждается обусловленностью новейшими и современными тектоническими движениями и объясняет восполняемость запасов УВ [10]. Этим же объясняется и пульсирующий характер работы скважин (с изменением состава УВ), коррелируемый с сейсмичностью, как и нефтегазопроявления в ликвидированных скважинах. Аномальный характер работы отдельных скважин связан с непосредственным влиянием разлома, деструкцией пород в приразломной зоне. Отклонения величин пластового давления от гидростатического характера распределения отражают степень восстановления (релаксации) тектонофизической напряженности пород после их дилатансии. Время формирования таких залежей практически совпадает со временем образования ловушки и датируется периодом послед-ней активизацией разлома, т.е. эти залежи самые молодые. Активизация разлома приво- дит к аномальной прогретости приразломных зон, фиксируемой и в современном темпера- турном поле, к появлению геохимических, положительных магнитных и отрицательных гравиметрических аномалий. Теряется зависимость между площадью залежи и количеством запасов с увеличением их плотности. Происходит трансформация горизонтального облика залежи в вертикальный ряд скоплений с определенным смещением по площади и по глубине. Вторичность таких залежей подчеркивается как составом УВ, так и трещиноватостью пород, осложненной образованием вторичных минералов, запечатывающих эти залежи.
Таким образом, ассоциация положительной и отрицательной структур, прошедших этапы последней пары активных и пассивных тектонических движений, предопределяет в общем случае ассоциацию первичных и вторичных (эмульсионных) залежей (ЭЗ). Последние по мере распада эмульсии и в дальнейшем способны периодически подпитывать первых в соответствие с характером и масштабами cейсмичности пассивного этапа тектонического развития.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Перераспределение УВ между положительной и сопутствующей приразломной отрицательной структурами может достичь таких масштабов, когда локальное поднятие станет полностью лишенным УВ. Последнее наблюдается на юге и востоке Западной Сибири [9], в центральном грабене Припятского прогиба [14]. Такое же могло случиться в других регионах с неясными перспективами нефтегазоносности (например, в Московской [8] и Мезенской синеклизах, в зоне сочленения Воронежской антеклизы и ДДВ и т.п.), где до сих пор не достигнуто желаемых результатов, хотя здесь есть все необходимые и достаточные условия для формирования скоплений УВ [8].
И главное: случаи неадекватности результатов испытания скважин данным по керну, ГИС и прочим должны не удивлять исследователей, а ориентировать на поиск залежей УВ с ТрИЗ особого (эмульсионного) типа и их производных.
Поскольку эмульсии бывают двух видов: «нефть в воде» (Н/В) и «вода в нефти» (В/Н), то и результаты испытания скважин могут быть различными:
– притоки пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при эмульсии вида Н/В с потерей фазовой проницаемости по нефти) – такое наблюдалось в Западной Сибири (Кондинский, Чапровский и Западно-Эргинский лицензионные участки);
– притоки чистой нефти из низкоомных пластов (при эмульсии вида Н/В с сохранением фазовой проницаемости);
– притоки высоковязкой водонефтяной эмульсии (в виде высоковязкой массы, вы-падающей из труб), которая после обработки бензином прямо на буровой распадается на подвижную нефть и пластовую воду (при эмульсии вида В/Н);
– отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не объяснимое низким качеством первичного вскрытия пласта (при весьма устойчивой эмульсии любого вида).
Поскольку для многих нефтей повышение минерализации пластовой воды ведет к увеличению устойчивости эмульсии, постольку в регионах с высокоминерализованными пластовыми водами (рассолами) следует ожидать наибольшую вероятность развития таких залежей (Восточная Сибирь, Припятский прогиб и др.).
Поскольку при изменении рН пластовой воды возможно выпадение солей из пластовых вод, то следует ожидать залежи типа
«матричной» (Оренбуржье [3], Западная Сибирь – Фроловская впадина).
То, что эти ЭЗ содержат неньютоновские жидкости, должно определять как методику ГРР, так и особенности их разработки.
В том числе, необходим учет концентрации пластовой воды и определение точки инверсии, как главного фактора обращения фаз, смены типа с В/Н на тип Н/В и наоборот, как основного условия получения промышленных притоков продукта. И если наиболее стойкие эмульсии образуют изначально высоковязкие нефти, то очевидна необходимость учета и состава нефти.
Поскольку величина газового фактора существенно влияет на степень устойчивости эмульсии, то газовое воздействие на пласт в процессе испытания и разработки следует рассматривать среди основных средств интенсификации притока.
Учитывая тот факт, что вязкость и, соответственно, – устойчивость эмульсии зависит от температуры смешения, надо полагать, что наибольшее развитие таких залежей следует ожидать на малых глубинах, к примеру, – в надсолевой толще Припятского прогиба [13], в фундаменте Московской синеклизы [8] и в регионах с низкими термобарическими условиями [18, 12].
Отдельно следует подчеркнуть особенности образования сланцевых скоплений УВ. Традиционный тип природного резервуара УВ обладает свойством сплошности развития как породы, так и флюида в коллекторе и может быть представлен в виде привычной для всех системы «флюид в породе». Природный резервуар в сланцевых породах(баженитах и т.п.), образованный благодаря ТБ, отличается прерывистостью породы и сплошностью флюида в коллекторской его части, образует здесь систему «порода во флюиде» и поэтому обладает инвертным характером [15], осложненным эмульсионным характером флюида.
Следует предположить, что интенсивность развития ЭЗ возрастает в солянокупольных областях, где перемещение пластовой воды должно сопровождаться интенсивным ростом минерализации и соответственно, ростом вероятности образования эмульсий. При этом прогноз развития таких залежей должен осуществляться с учетом уже установ- ленных связей между соле- и нефтегазонакоплением [16].
Выводы
Не всегда отрицательные или неадекватные результаты испытания скважин можно объяснить качеством первичного и вторичного вскрытия пласта. Аналогичные результаты можно иметь при обнаружении трудноизвлекаемых эмульсионных скоплений УВ (ЭЗ).
1. Наиболее вероятные места локации – зоны разломов, активных в новейшее и современное время.
2. Наличие ЭЗ – возможная причина феномена восполнения запасов многих месторождений.
3. Эти залежи не только трудно извлекаемые, но и трудно картируемые, наиболее
«склонные» к пропускам, требующие особой методики выявления и локального прогноза.
4. Разлом, сдвиг, другие дизьюнктивы и всевозможные ассоциации их фрагментов становятся гипоцентрами вторичных скоплений, в первую очередь, – ЭЗ, формы которых корреспондируются с разломными тектоническими элементами (не пликативными), т.е. – протяженных, узких, многопластовых, жилообразных, с экстремальным увеличением плотности запасов УВ в приразломных зонах. В этих условиях атрибуты структурной геологии становятся второстепенными (а возможности – мизерными), и на первый план выходят все методы, способные давать информацию о вещественном составе породы и флюида, об их изменениях во времени и пространстве, обеспечивающие переход от изучения статического образа залежи к познанию тектонического флюидодинамического образования, обязанного разлому.
5. Недоучет особенностей развития ЭЗ может привести к отрицательным результатам ГРР отдельных весьма перспективных направлений:
– на малых глубинах;
– на территориях с низкими термобарическими условиями;
– в породах фундамента;
– на территориях с неясными перспективами и т.п.
по одной, но весьма важной, причине, по причине преимущественной приуроченности этих скоплений к тектонозависимым неантиклинальным ловушкам.
В этих условиях (на стадии поисково-разведочных работ) резко возрастает роль многих методов третичного воздействия на пласт, которые обычно применяют на стадии разработки (термические, водо-газовые, электро- магнитные, импульсные и пр.)
6. Главный принцип ведения ГРР в этих условиях – принцип презумпции перспективности, когда объект не может считаться бесперспективным до появления объективных и прямых доказательств его бесперспективности [4, 5].
Литература
1. Абукова Л.А., Яковлев Ю.И . Геоэкологическая концепция разработки месторождений нефти с низким гидродинамическим потенциалом //Нефтепромысловое дело. 2008.
2. Джумагулов А.Д. Геодинамика и ремиграция углеводородов //Материалы межд. конф. «Геодинамическая обстановка нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре». Ташкент. 2002.
3. Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Зекель Л.А. Формирование и проблемы освоения матричной нефти – нетрадиционного вида углеводородного сырья в карбонатных отложениях газоконденсатных месторождений. Konferencja naukowo-techniczna Geopetrol-2010 «Новые методы и технологии освоения месторождений и добычи углеводородов на суше и море». Краков. Институт нефти и газа. 2010. С. 269–275.
4. Карпов В.А. Перспективы выявления новых залежей нефти в пределах и вблизи старых месторождений //Нефтяное хозяйство. 2012. № 3. С. 20–23.
5. Карпов В.А. К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ //Недропользование ХХI век. 2011. № 5.
6. Карпов В.А. Ловушки УВ в геодинамическом поле //Нефтяное хозяйство. 2013. № 2.
7. Карпов В.А. Фундамент – региональный нефтегазоносный комплекс //Отечественная геология. 2012. № 6. С. 90–94.
8. Карпов В.А. Перспективы нефтегазоносности Московской синеклизы (по модели тектоноблендера) //Недропользование ХХI век. 2012. № 6. С. 74–80
9. Карпов В.А. Состояние и перспективы развития нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири //Геология нефти и газа. 2012. № 3. С. 2–6.
10. Карпов В.А. Старые месторождения: феномен восполнения //Нефтегазовая вертикаль. 2012. № 4.
11. Карпов В.А. О термобарических параметрах залежей УВ как отражении особенностей тектоники //Недропользование ХХI век. 2014.
№ 4. С. 81–83.
12. Карпов В.А., Колдашенко Т,В., Черевко Т.А., Полежакина Л.Н., Ковалюк В.Г., Левковец В.П. Некоторые особенности геологического строения и распространения нефтеперспективных объектов в надсолевых отложениях Припятского прогиба //Методы прогнозирования и изучения залежей нефти и газа. Минск: БелНИГРИ. 1986. С. 172–191.
13. Карпов В.А. Условия формирования скоплений углеводородов в центральной и южной частях Припятского прогиба //Нефтегазовая геология и геофизика. 1982. № 6. С. 12–14.
14. Карпов В.А. Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах //Недропользование ХХI век. 2011. № 6; 2012. № 1.
15. Карпов В.А. Об особом типе природного резервуара УВ в баженовской свите Западной Сибири //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. № 8. С. 28–34.
16. Карпов В.А. О некоторых особенностях связи соле- и нефтегазонакопления //Отечественная геология. 2014. № 4. С. 65–69.
17. Кукуруза В.Д. Геоэлектрические факторы в процессах формирования нефтегазоносности недр. Киев: Карбон-Лтд. 2003.
18. Кусов Б.Р. Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири // Недропользование ХХI век. 2014. № 4.
19. Осика Д.Г. Формирование геохимических аномалий в пределах сейсмически активных областей и их обрамлений (применительно к поискам нефти и газа). Автореф. дис… д-ра геол.-мин. наук. 1990.
20. Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян. Особенности распределения изменения давлений в гранитоидных коллекторах месторождений Белый Тигр //Нефтегазовое дело. 2009.
21. Яковлев Ю.И. Теория и примеры нисходящей миграции углеводородов. Формирование, поиск и разведка газовых залежей. М.: ВНИИГаз. 1988. С. 29–37.
Голосование