Из №5/16 " Недропользование XXI век"
Залежи водонефтяных эмульсий – природные объекты
№ 4-2016 журнала «Недропользование ХХI век» в качестве отклика на статью [5], появилась публикация Б.Р. Кусова [8], требующая соответствующей реакции, представить которую можно в форме заочного диалога.
Б. Кусов (Б.К.). «Если залежи каких-то особых типов имеют значительное распространение в нефтегазоносных провинциях, то почему до сих пор нигде это явление не установлено однозначно или хотя-бы не показан единичный объект?»
В. Карпов (В.К.). В Западной Сибири на Северо -Покурском месторождении встречены эмульсионные залежи, в которых содержание воды достигает 50% [2]. И потом: не все сразу обнаруживается. Об этом достаточно убедительно рассказал сам Б.Р. Кусов в статье «Фантомные разломы и методы их выявления» [7]. Поэтому автору этих строк и пришлось после анализа разрозненных (иногда кажущихся фантомными) фактов синтезировать («складывать») образ такой залежи. О том же свидетельствует история открытия многих провинций и месторождений.
К примеру, первое в Саудовской Аравии крупное месторождение Дамам было открыто после неудачного бурения 8 поисковых скважин, заложенных на одной и той же структуре, а уникальное месторождение Хасси-Месауд (Алжир) – после 20 «сухих» скважин. Первые крупные залежи нефти в Северном море были обнаружены после бурения крупнейшими мировыми компаниями 200 скважин (либо «сухих», либо только с газопроявлениями). Крупнейшее в Северной Америке нефтяное месторождение Прадхо-Бей размерами 70 на 16 км с извлекаемыми запасами нефти порядка 2 млрд т было обнаружено после бурения на севере Аляски 46 поисковых скважин. В Припятском прогибе поначалу искали нефть в подсолевых терригенных отложениях, пропуская нефть в карбонатной толще. Показательна и история открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Список можно продолжить. К тому же, как отмечено в работе [3], «эмульсионные экраны могут иметь более широкое распространение, чем сейчас предполагается. По-видимому, газоводяные и нефтеводяные эмульсии могут играть значительную роль в формировании залежей с нефтями разных генетических типов».
Эмульсионные экраны можно рассматривать как крайнюю форму существования эмульсионных скоплений. И еще: как учат сейчас студентов, по углеводородному составу залежи подразделяются на 10 классов: нефтяные, газовые, газоконденсатные, эмульсионные, нефтяные с газовой шапкой, нефтяные с газоконденсатной шапкой, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные с нефтяной оторочкой, эмульсионные с газовой шапкой, эмульсионные с газоконденсатной шапкой. Общеизвестно также, что длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к обводнению добываемой продукции и образованию стойких водонефтяных эмульсий. Кстати, практически повсеместное и хроническое превышение проектных уровней добычи над фактическими может свидетельствовать о непонимании и недоучете настоящей роли эмульсий. И наконец: строго говоря, мы ищем, находим и разрабатываем водонефтяные залежи. Как известно, обычно нефтенасыщенность продуктивных коллекторов составляет 50–70%. Это как раз то соотношение воды и нефти, при котором образуются наиболее стойкие эмульсии [4]. Коэффициент нефтенасыщенности может достигать 95%, но такие коллектора встречаются нечасто и являются, как правило, преимущественно гидрофобными, как, к примеру, бажениты.
В.К. «Получение притоков пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при доказанном отсутствии заколонных и межпластовых перетоков)».
Б.К.: «Явно нефтенасыщенным по керну и ГИС может быть полностью выработанный пласт с остаточной нефтенасыщенностью 60%».
В.К. Конечно – может, но рассматривались прежде всего результаты поисково-разведочного изучения недр.
В.К. «Получение притоков безводной нефти из низкоомных пластов». Б.К. «Что такое низкоомный пласт и где граница между низкоомным и высокоомным пластами? Высокомный пласт в терригенном разрезе имеет сопротивление значительно ниже низкоомного пласта в карбонатном разрезе». В.К. Конечно, для каждого типа разреза есть свои граничные значения сопротивления,
а в поле зрения попали случаи получения притоков нефти при значениях ниже граничных.
В.К. «Отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не связанное с низким качеством первичного вскрытия пласта, при удовлетворительном скин-факторе».
Б.К. «Если из явных коллекторов приток не получают, то это вопрос технологии, а не геологии».
В.К. Да, это вопрос технологии, которая должна быть адекватна геологии. А при ориентире на «стандартную» геологию, используя традиционную технологию при изучении нетрадиционных (эмульсионных) залежей, притоки получить удается не всегда, о чем и было сказано.
Б.К. «Что касается “не менее примечательных особенностей геологического строения и нефтегазоносности залежи”, то все они являются следствием поступления различных флюидов в верхние слои земной коры из мантии по разломам».
В.К. Это остается пока дискуссионным, т.к. до сих пор неорганическое воззрение на природу УВ остается гипотезой.
Б.К. «Рассуждая о соседстве положительных и отрицательных форм слоев земной коры, В.А. Карпов утверждает: “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”. Невозможно представить положительную форму без отрицательной. Что представляла из себя положительная структура с крупнейшими залежами до того, как отрицательная образовалась (или обновилась) в последнюю фазу активизации тектонических движений?»
В.К. Никто и не пытался представить положительную форму без отрицательной. Акцентировалась возможность переформирования первичной залежи, приуроченной к положительной структуре, на завершающем
активном этапе тектонического развития последней.
Б.К. «И крупнейшие залежи до того, как их засосало в гидродинамическую воронку, существовали в структурах без разломов? Известно ли В.А. Карпову хоть одно месторождение без разломов?»
В.К. Без разломов положительные структуры, если следовать за академиком А.В. Пейве, не существуют, и вряд ли есть месторождения, не обязанные своим существованием разломам. И именно они (разломы) в первую очередь виновны в появлении эмульсионных залежей.
Б.К. «Следующее утверждение “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” также вызывает вопросы. При возобновлении связи первичной и новообразованной эмульсионной вторичной залежей – как проявлялась эта связь? Откуда, куда и что засасывалось? И где источник, из которого восполняются запасы УВ?»
В.К. Связь обусловлена оживлением, активизацией разлома, а вектор и интенсивность миграции флюидов определяется разностью приведенных пластовых давлений в первичной и новообразованной залежах. И первичная залежь, находящаяся на больших глубинах, может являться источником, из которого восполняются запасы новообразованной залежи.
В.К.«Согласно этой модели, в период разломообразования между трещиноватым фундаментом и осадочными отложениями должен наблюдаться перепад давления, под действием которого флюиды будут засасываться в проницаемый фундамент».
Б.К. «Почему должен наблюдаться перепад давления между трещиноватым фундаментом и осадочными породами? И почему в фундаменте давление обязательно должно быть меньше, чем в осадочных породах? Причем настолько, что флюиды будут засасываться в проницаемый фундамент. Что, до появление разлома в трещинах фундамента был вакуум?»
В.К. Ответы на эти вопросы даны в работах Л.А. Абуковой, В.Д. Кукурузы, Ю.И. Яковлева и др. Здесь же уместно и достаточно привести мнение Ф.А. Киреева [6]: «В гранитоидном фундаменте нефтяного месторождения Белый Тигр на вьетнамском шельфе отчетливо проявляется синхронная связь возникновения определенного типа пустотности и сопряженного с ней во времени УВ-флюидного заполнения. При этом массивный тип УВ залежей обусловлен тектоно-кессонным разуплотнением пород, проявление которого сопровождается, как правило, возникновением условий благоприятных для всасывания флюидов, иными словами – резким снижением давления и температуры. Такие условия образуются в динамически напряженных массивах, в зоне действия молодых или обновленных разломов. Иными словами, тектоно-кессонный эффект обусловливает образование и развитие зон разуплотнения и деструкции, формирование различного типа мощных энергетических аномалий, в том числе, стимулируя аккумуляцию УВ в виде крупных скоплений».
В.К «Формирование крупнейших месторождений в осадочном чехле в ряде случаев происходит за счет подтока из фундамента основной массы нефти и газа, накопившихся в его проницаемых зонах путем притока их из разрушенных многочисленных месторождений огромных нефтегазосборных площадей, расположенных вокруг них и над ними в виде нефтегазоносных бассейнов, впадин, рифтов и предгорных прогибов».
Б.К. «Интересная ситуация – фундамент сперва засасывает крупнейшие залежи из осадочного чехла, создавая по пути эмульсионные залежи, а потом возвращает их в осадочный чехол для формирования новых крупнейших залежей нормальной не эмульсионной нефти».
В.К. Ситуация действительно интересная и заслуживает особого внимания, т.к. в основном практически во всех регионах (даже в самых старых) «прошлись» пока лишь по «верхам», сняли лишь «вершки». И предстоит серьезная работа по выявлению ниже расположенных залежей.
В.К. «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».
Б.К. «Полностью согласен. Но хотелось бы узнать хотя бы об одном из таких методов».
В.К. Для начала стоит определить задачи, которые должны решаться рациональным комплексом геолого-геофизических исследований, а они сводятся к следующему: – оценка характера расчлененности приразломного пространства, как по разрезу (вертикали), так и по латерали (горизонтали), с выделением главного и сопутствующих разломов (оперений), тектонических отдельностей (блоков), с градацией разломов по степени активности и блоков по тектонофизическому состоянию; – реконструкция истории тектонического развития приразломного пространства в целом и каждого элемента в отдельности; – локализация участка приразломной зоны, обладающего оптимальным соотношением условий образования первичных породколлекторов, палеоструктуры, отвечающей за размещение первичных скоплений УВ перед последним этапом тектонической активизации и характера тектонического режима на завершающем этапе развития, обеспечивающего формирование и сохранение вторичной залежи. В связи с этими задачами каждый метод должен быть переориентирован на картирование (изучение) разлома и тектонофизических ловушек УВ в приразломной зоне, в том числе: –сейсморазведка изучает морфологические и динамические характеристики волнового поля околоразломного пространства с разрешенностью, позволяющей проводить скрупулезный палеотектонический анализ, со смещением акцента в сторону прямого прогнозирования и картирования нефтегазоперспективных ловушек УВ; – гравиразведка обеспечивает градацию всех участков приразломного пространства, всех блоков по степени вторичного разуплотнения; – магниторазведка определяет участки максимальной напряженности магнитного поля, как наиболее нефтегазоперспективные; – электроразведка решает задачи прямого прогнозирования мест развития вторичных скоплений УВ; – неотектонические исследования и изучение современных движений земной коры выделяют наиболее тектонически активные фрагменты разломов;
– геохимические исследования также определяют активные участки разломов, непосредственно связанные с залежами; – в процессе бурения необходимо обеспечение подъема ориентированного керна для изучения параметров трещиноватости (азимут простирания, угол наклона, плотность трещиноватости, вторичная минерализация в соотношении с характером нефтегазопроявления и т.д.), проведение скважинной геофизики, способной к изучению трещиноватости в полном объеме, обеспечение адекватных условий первичного и вторичного вскрытия изучаемому объекту. И если сегодня сейсморазведка и глубокое бурение являются основными (а чаще – единственными) способами изучения недр, то для успешного поиска приразломных залежей УВ все вышеперечисленные методы следует признать изначально равноценными с тем, чтобы затем правильно провести их градацию по эффективности. Возможно также использование и других новых методов (радиолокационных, различных инновационных модификаций площадной и скважинной сейсморазведки и т.п.) вместе с расширением возможностей традиционных, к примеру, магниторазведки. Изучение роли магнитного поля в процессе формирования и сохранения приразломных вторичных скоплений УВ обещает значительные перспективы в решении проблемы повышения эффективности методики прогноза, т.к. в какой-то степени эти залежи являются палеомагнитными – магнитное поле оказывает существенное влияние на интенсивность и направление миграции УВ, на характер сепарации УВ и пластовых вод, на условия локализации и сохранности этих скоплений. Заслуживает, к примеру, внимания методика выделения продуктивных областей, которая может быть применена и для приразломного пространства, с использованием комплексного анализа данных ГИС, кернового материла, результатов геохимических лабораторных исследований и сейсмических данных [3]. Представляется, что огромной важности и информативности материал можно получить при мониторинге теплового, акустического, магнитного, гелиевого и других физико-химических полей в скважинах, выполнивших свое назначение и подлежащих ликвидации, оставляя их в фонде наблюдательных, создавая, таким образом, уникальный исследовательский полигон. Немалое значение должно иметь лабораторное тектонофизическое моделирование, как обязательное условие ускорения процесса выработки и внедрения эффективной методики локального прогнозирования в производство. И все это должно сопровождаться (а может и опережать) изучением последствий смешения УВ и пластовых вод, условий зарождения и распада эмульсий. Есть еще одно немаловажное следствие этого процесса. Известно, что с увеличением обводненности возрастает вязкость эмульсии. При достижении обводненности 60–70% вязкость увеличивается в несколько раз и после
наступления инверсии фаз (В/Н = > Н/В) резко падает [4]. Т.е., область 60–70% обводненности – область возможного формирования эмульсионного экрана, способного образовать эмульсионно-экранированную залежь. Как отмечено в работе [1] «Эмульсионные экраны могут иметь более широкое распространение, чем сейчас предполагается. По-видимому, газоводяные и нефтеводяные эмульсии могут играть значительную роль в формировании залежей с нефтями разных генетических типов».
Литература
1. Ботнева Т.А., Еременко Н.А., Нечаева О.Л. О формировании нефтяной залежи за счет поступления углеводородных флюидов из разных источников // Геология нефти и газа. 1999. № 1–2.
2. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра. 1975.
3. Данько Д.А.. Методика выявления перспективных объектов в баженовской свите на основе комплексирования геомеханических, геохимических и геофизических параметров // Геофизика. 2015. № 2.
4. Зарубин Д.С. О реологических свойствах нефтей и водонефтяных эмульсий месторождений Пермского края // Master`s journal. 2016. № 1. С. 229–233.
5. Карпов В.А. Об особом типе скоплений трудноизвлекаемых запасов УВ // Недропользование XXI век. 2016. № 3. С. 132– 139.
6. Киреев Ф.А. Граниты и их нефтегазоносность / Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина). М.: ГЕОС. 2011. С. 442–455.
7. Кусов Б.Р. Фантомные разломы и методы их выявления // Недропользование XXI век. 2015. № 5. С.130–137.
8. Кусов Б.Р. Залежи водонефтяных эмульсий – природные объекты или мираж? // Недропользование XXI век. 2016. № 4. С. 132–133.
Голосование