УДК 553

Борисевич Ю.П., Хохлова Н.Ю., Краснова Г.З.

МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ ДРЕВНИХ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ В ПРОДУКТИВНЫХ ТОЛЩАХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Самарский Государственный Технический Университет

В работе рассматривается механизм формирования древних прогрессивных и регрессивных водонефтяных контактов.

Ключевые слова: месторождение, нефть, пластовая вода, водонефтяной контакт.

This text examines the mechanism formation of ancient progressive and regressive water oil contacts.

Key words: deposit, oil, formation water, water oil contact.

Разработка нефтяного месторождения базируется на составлении его геологической модели. При составлении модели ведущая роль принадлежит определению положения современного водонефтяного контакта [1]. Роль же древних водонефтяных контактов (ДВНК), как правило, игнорируется, что, зачастую, ведет к целому ряду ошибочных выводов и рекомендаций. В то же время, механизм формирования древних водонефтяных контактов во многом остается еще не ясным. Поэтому целью данной работы и послужила попытка рассмотреть формирование данных образований.

Поступление углеводородов в ловушку, заполненную пластовой водой, происходит дискретно, определенными порциями, преимущественно за счет вертикальной миграции. Появление в ловушке каждой новой порции углеводородов сопровождается оттеснением пластовой воды и формированием прогрессивного ДВНК, легко обнаруживаемого по характерным литофизическим признакам. Разрушение углеводородных месторождений при прорыве части углеводородов через породы покрышки или замки структуры сопровождается компенсированием пластовой водой уменьшения объема углеводородов с формированием регрессивного ДВНК. Количество ДВНК определяется этажом нефтегазоностности и может достигать нескольких десятков. Чередование прогрессивных и регрессивных ДВНК носит случайный характер, хотя и обусловлено вполне конкретными глобальными причинами. Суммарная мощность древних ВНК достигает 50% от общего этажа нефтегазоносности месторождения.

Каждый древний ВНК имеет мощность порядка 10-11 м и независимо от размеров ловушки отчетливо наблюдается на горизонтальном срезе блока залежи на породном уровне, хотя насыщение пород углеводородами существенно различается в активных и застойных зонах.

Каждый древний ВНК подразделяется на две подзоны: верхнюю –разуплотнения, мощностью 5-7 м и нижнюю – цементации, мощностью 3-5 м. Обе подзоны представляют собой тонкослоистые системы, отражающие этапы стабилизации залежи, когда вследствие массообмена углеводороды концентрируются в верхней части контакта, а вода вытесняется в нижнюю часть.

Начальная стадия формирования подзоны разуплотнения происходит при значительной кислотности среды. Значительная кислотность среды обеспечивается концентрированием в вытесняемой из подзоны пластовой воде растворенных кислых газов и прежде всего сероводорода и углекислого газа. В кислой среде происходит растворение минералов карбонатных пород, относящихся к ультраосновным горным породам. В результате наблюдается потеря объемной плотности породы и одновременное увеличение порового объема от 2-6% до 40-50% и выше. На более поздней стадии формирования подзоны разуплотнения вследствие растворения большого количества карбонатов происходит не только нейтрализация кислотных свойств пластовой воды, но и сдвига рН в щелочную область вследствие образования растворов солей, составленных из сильных основных металлов и слабых кислотных остатков.

Постепенное оттеснение пластовых вод из формирующейся подзоны разуплотнения вниз после смены рН с кислотной реакции на щелочную вследствие нарушения ионного равновесия после смешения с уже имеющимися там водами с щелочной реакцией приводит к формированию подзоны цементации, расположенной непосредственно за подзоной разуплотнения.

В подзоне цементации происходит перекристаллизация и вторичное минералообразование. В результате, в ней сверху вниз идет последовательное выпадение карбонатов, сульфатов и галоидов. Поровый объем при этом уменьшается до 0,5 - 0,2% и менее. Начальная стадия формирования подзоны цементации происходит при значительной щелочности среды, которая обеспечивается гидролизом солей, вытесненных из подзоны разуплотнения. На более поздних стадиях формирования подзоны цементации вследствие вторичного минералообразования рН среды начинает вновь понижаться и образование в подошве подзоны цементации пиритно-кремниевых конкреций происходит уже в кислой среде (рН ≈ 3).

Литература:

1. Песков А.В., Борисевич Ю.П., Цивинская Л.В. Способы выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных карбонатных пластах. Патент на изобретение №2147680, 20 апреля 2000г.