ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ В ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ



Предыдущая | Следующая

Содержание

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ В ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

Нафтиды, содержащиеся в природных резервуарах, широко варьируют от легких бензиновых нефтей до тяжелых и вязких асфальтов. Газ, связанный с нефтью, может присутствовать в свободном состоянии над скоплением нефти или быть полностью растворенным в ней. В первом случае залежь называется насыщенной (газом), во втором, когда нет газовой шапки,— недонасыщенной. Залежь конденсата представляет собой скопление газа, в котором растворены легкие жидкие углеводороды. Если в процессе добычи давление в такой залежи снизится, жидкие углеводороды будут конденсироваться в резервуаре, что приведет к значительному падению добычи. Вое-становление давления может перевести часть конденсата снова в газовую фазу.

Статистические исследования гигантских месторождений позволили установить особенности распространения залежей нефти. В табл. 8-2 приводится сопоставление месторождений с запасами, превышавшими 14 млн. т нефти на 1956 г., и месторождении, запасы которых превышали 70 млн. т на 1971 г. За эти 15 лет число гигантских месторождений более чем удвоилось, и они все также содержали около 85 % мировых запасов, нефти. Значительно увеличилась глубина залегания наиболее продуктивных горизонтов (с — 1100 до ~2100 м). Это связано с увеличением глубины разведочного бурения, а также с введением в разработку более глубоких горизонтов на месторождениях, где неглубокозалегающие горизонты уже истощены. В настоящее время интервал глубин 1830—2440 м включает около 40 % общих запасов нефти гигантских месторождений. В течение последующих десятилетий с увеличением глубины бурения, особенно за пределами США, максимум запасов, очевидно, может сместиться на глубину 2440—3050 м, но не глубже. Глубины 3660—4570 м соответствуют завершению фазы гене-

Таблица 8-2

Рис. 8-3. Средняя и наибольшая глубина промышленных залежей гигантских нефтяных месторождений (>70 млн. т) мира (по Муди [430]).

Печатается с разрешения Princeton University Press.

рации нефти в большинстве осадочных бассейнов, так что с более глубокими горизонтами, вероятно, будут связаны только месторождения газа.

Современные средние и наибольшие глубины залегания продуктивных горизонтов по 198 месторождениям с извлекаемыми запасами нефти более 70 млн. т представлены на рис. 8-3 [430]. Средняя глубина природных резервуаров составляет около 2130 м.

В классическом предгорном бассейне около 2/3 гигантских нефтяных месторождений приходится на платформенный борт, где имеются благоприятные соотношения материнских отложений и коллекторов. Количество нефтяных скоплений, залегающих в песчаных отложениях, больше, чем в карбонатных породах, но общее количество нефти, добываемое из этих пород, почти одинаково [430]. Карбонатные резервуары обычно крупнее.

Рис. 8-4. Возраст продуктивных отложений гигантских нефтяных месторождений (>70 млн. т) мира (по Муди [430]).

Печатается с разрешения Princeton University Press.

Наиболее продуктивными являются мезозойские отложения. Однако если исключить месторождения Ближнего Востока, то кайнозойские толщи окажутся наиболее продуктивными. На рис. 8-4 представлен график суммарной добычи из коллекторов различного возраста, показывающий увеличение добычи из позднетриасовых отложений. Некоторые специалисты объясняют это раздвиганием континентов и изменениями в распределении теплового потока в это время. Раскалывание континентов привело к увеличению протяженности континентальных окраин, образованию морских проливов и ограничило количество бассейнов с обширным накоплением эвапоритов. Вполне вероятно, что каледонский и герцинский орогенезы явились причиной разрушения большинства нефтяных месторождений палеозойского возраста. Некоторые различия в суммарной добыче (рис. 8-4) могут быть результатом неравномерного увеличения биомассы на протяжении геологического времени, однако ряд биологов считают, что объем биомассы в палеозое не мог значительно отличаться от современного.

Причиной низкой суммарной добычи из палеозойских отложений может также быть их недостаточная изученность во многих районах мира. На рис. 8-5 показана суммарная добыча из

Рис. 8-5. Возраст продуктивных отложений гигантских нефтяных месторождений (>70 млн. т) США (по Муди [431]).

коллекторов разного возраста гигантских месторождений США, где бурение было весьма интенсивным. Здесь на палеозойские отложения приходится 38 % суммарной добычи, на кайнозойские— 35% и на мезозойские — 27%- Вполне вероятно, что в ближайшие 30 лет характер распределения мировой суммарной добычи будет близок этим соотношениям.

Одной из повсеместно наблюдаемых особенностей нефтей в залежах является уменьшение их плотности с глубиной. Созревание нефтей, которое будет рассмотрено в следующем разделе, происходит как в материнских породах, так и в коллекторах. Так как на больших глубинах из керогена образуются более легкие нефти и в результате катагенеза нефти в коллекторах также становятся легче, плотность нефтей неизбежно понижается с глубиной. Рис. 8-6 показывает уменьшение количества месторождений нефти с глубиной, а также понижение плотности содержащейся в них нефти. Эти кривые, рассчитанные по данным Международной нефтяной энциклопедии (International Petroleum Encyclopedia, 1975), отражают общую тенденцию по всему миру. Однако в каждом нефтеносном районе такие изменения различны, так что прогнозировать изменение плотности с глубиной можно лишь весьма приблизительно. Например,

Рис. 8-6. Уменьшение количества промышленных залежей нефти с глубиной и соответствующее уменьшение плотности нефти.

в интервале глубин 610—915 м плотность нефтей варьирует от 0,986 до 0,811 г/см3, а в интервале 3350—3660 м — от 0,934 до 0,767 г/см3. Отмечен ряд аномалий; например, нефть в эоцено-вых отложениях месторождения Барракута, Австралия, имеет плотность 0,728 г/см3 на глубине 1430 м, на месторождении Боскан, Венесуэла,— 1,0 г/см3 на глубине 2285 м и на месторождении Рагуза, Италия,— 0,934 г/см3 на глубине 3800 м.

Существование подобных аномалий объясняется по-разному. Например, нефть на глубине может становиться более тяжелой вследствие биодеградации и вымывания атмосферными модами. Эродированные резервуары в результате выветривания будут содержать тяжелый асфальтовый остаток. Они могут быть снова захоронены, и асфальт будет изменяться вплоть до превращения в нефть. Плотность нефтей может уменьшаться вследствие деасфальтизации газом и конденсаты могут переместиться по вертикальным пористым каналам в резервуары, расположенные выше, в результате чего возникнут широкие вариации связи плотности с глубиной. Несмотря на эти аномалии, все нефти, по мере воздействия на них более высоких пластовых температур, с глубиной стремятся превратиться в конденсаты и в конечном счете — в газы.

Созревание нефти в материнских отложениях и коллекторах приводит к тому, что количество месторождений нефти и газа с глубиной постепенно уменьшается. В большинстве бассейнов в интервале глубин 1800—3000 м происходит сдвиг от преобладания месторождений нефти к преобладанию месторождений газа. Глубже интервала 3700—4300 м уже менее четверти резервуаров содержит нефть, а глубже 6100 м нефтяными является лишь несколько процентов залежей. Глубинное бурение может лишь незначительно изменить эту картину, так как ее основной причиной является воздействие повышающейся температуры, а не отсутствие достаточно глубоких скважин.

Содержание