УДК 553

Борисевич Ю.П., Хохлова Н.Ю.

МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ АБРАЗИВНЫХ ЗОН В ПРОДУКТИВНЫХ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТАХ

Самарский Государственный Технический Университет

 В работе рассматриваются процессы, протекающие при формировании абразивных зон.

Ключевые слова: залежь, порода, подзона, водонефтяной контакт.

The processes of abrasive zones formation are considerеd of this article

Key words: Deposit, ground, underzone, water oil contact.

Исторически известно, что поступление углеводородов в ловушку, заполненную до этого пластовой водой, происходило дискретно, отдельными порциями, преимущественно за счет вертикальной миграции. Появление в ловушке каждой порции углеводородов сопровождалось оттеснением пластовой воды и формированием своего прогрессивного водонефтяного контакта (ВНК). Многоэтапность заполнения природной ловушки подтверждается наличием ряда древних ВНК, обнаруживаемых по характерным литофизическим признакам. Общее число древних ВНК (ДВНК) зависит от этажа нефтегазоносности и в отдельных залежах может достигать нескольких десятков. Прогрессирующее накопление углеводородов в природной ловушке может сопровождаться стабилизацией ДВНК и в самих нефтематеринских толщах и во вмещающих породах, расположенных над ними. Разрушение углеводородных месторождений при прорыве части углеводородов через породы покрышки или замки структуры сопровождается компенсированием пластовой водой, уменьшением объема углеводородов с формированием своего регрессивного ВНК, стабилизирующегося как во вмещающих породах ловушки, так и в материалах покрышки. Количество регрессивных древних ВНК определяется этажом нефтегазоносности и может достигать нескольких десятков. Чередование прогрессивных и регрессивных ДВНК носит случайный характер, хотя и обусловлено вполне конкретными глобальными причинами. Таким образом, отдельные зоны осадочных пород природной ловушки многократно промываются то углеводородами, то пластовой водой. В результате, в них многократно изменяются кислотно-основные свойства среды и окислительно-восстановительный потенциал системы. Суммарная мощность древних ВНК достигает 50% от общего этажа нефтегазоносности месторождения.

Каждый древний ВНК имеет мощность порядка 10 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 местах.

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 высоком восстановительном потенциале системы и значительной кислотности среды. Высокий восстановительный потенциал обеспечивается концентрированием в подзоне углеводородов и вытеснением из нее пластовой воды. Значительная кислотность среды обеспечивается концентрированием в вытесняемой из подзоны пластовой воде растворенных кислых газов и прежде всего Н₂S и СО₂. Кислые газы могут иметь либо глубинное происхождение, либо могут быть генерированы на поздней стадии преобразования органического вещества и битумоидов в материнских толщах. Значительные объемы сероводорода и СО₂ накапливаются в ВНК и в результате жизнедеятельности пластовой микрофлоры. Концентрирование кислых газов на границе раздела фаз углеводороды – вода свидетельствует о преобладании двух последних процессов в генерации Н₂S и СО₂. 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 кислых свойств пластовой воды, но и сдвиг рН в щелочную область вследствии образования растворов солей, составленных из сильных основных металлов и слабых кислотных остатков. Высокий восстановительный потенциал системы при этом сохраняется, хотя и несколько понижается к подошве разуплотнения вследствие уменьшения концентрации углеводородов.

Постепенное оттеснение пластовых вод из формирующейся подзоны разуплотнения вниз после смены рН с кислотной реакции на щелочную вследствии 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 1-2% и меньше. Начальная стадия формирования подзоны цементации происходит при высоком окислительном потенциале системы и значительной щелочности среды. Высокий окислительный потенциал обеспечивается малой концентрацией в подзоне углеводорода и высокой концентрации пластовой воды. Значительная щелочность среды обеспечивается гидролизом солей, вытесненных из подзоны разуплотнения, в противном случае выпадение карбонатов (кальцита) было бы невозможным.

На более поздних стадиях формирования подзоны цементации, вследствие вторичного минералообразования, рН среды начинает вновь понижаться и образование в подошве подзоны цементации пирито-кремневых конкреций происходит уже в кислой среде (рН ≈3). Высокий окислительный потенциал системы при этом сохраняется и даже несколько повышается к подошве подзоны цементации из-за уменьшения концентрации углеводородов.

Подзона разуплотнения, в свою очередь, может быть разделена по вертикали на чередующиеся битумные и безбитумные прослойки. Количество прослоек всегда четное и изменяется от 2 до 6-8 с мощностью 0,5-1 м (для битумных прослоек). В верхней части подзоны разуплотнения всегда располагается битумная прослойка. Количество отложившегося битума может достигать 50% и более от порового объема породы.

Таким образом, количество битумных прослоек в подзоне разуплотнения ДВНК изменяется от 1 до 8 с мощностью от 0,5 до 1 м. Верхнее значение количества битумных прослоек (8) ограничено вмещающей способностью подзоны разуплотнения ДВНК. Нижнее значение количества битумных прослоек (1) ограничено минимальным значением целого числа натурального ряда. Верхнее значение мощности битумных прослоек (1,0 м) ограничено максимальным количеством углеводородов в подзоне разуплотнения ДВНК, которые последовательно могут быть втянуты в процессы образования битумных прослоек. Нижнее значение мощности битумных прослоек (0,5 м) ограничено минимальным количеством углеводородов в подзоне разуплотнения ДВНК которые последовательно могут быть втянуты в превращения с образованием выраженной битумной прослойки.

Подзона цементации также может быть разделена по вертикали на чередующиеся битумные и безбитумные прослойки. Количество отложившегося битума в этом случае намного меньше по сравнению с подзоной разуплотнения и поэтому в дальнейшем вкладом битумных прослоек подзоны цементации ДВНК в образование абразивных зон пренебрегаем. Наличие битума в подзоне цементации свидетельствует, что на самых ранних этапах формирования ДВНК процессы разуплотнения начинались и в еще не сформированной будущей зоне цементации.

Таким образом, при формировании подзоны цементации любого ДВНК из-за последовательного вторичного минералообразования всегда формируется подошва подзоны мощностью от 0,4 до 1,0 м, насыщенная пирито-кремневыми конкрециями, выпадающими при рН ≈3. Верхнее значение мощности подошвы подзоны цементации ДВНК (1,0 м) ограничено областью более высоких значений рН среды, при которых выпадение минералов, необходимых для формирования подошвы подзоны цементации, становится невозможным. Нижнее значение мощности подошвы подзоны цементации (0,5 м) ограничено количеством исходного вещества, поступившего из подзоны разуплотнения с одной стороны, и низкими значениями рН в данной области – с другой стороны.

Кремневые конкреции и создают основу абразивных зон ДВНК.

Литература:

1. Борисевич Ю.П., Хохлова Н.Ю., Краснова Г.З. Вторичные процессы в продуктивных толщах нефтяных месторождений/ Сб. научных трудов по материалам международной научно-практической конференции. «Современные направления теоретических и прикладных исследований». т.31, с.80.Одесса, 2011