Модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах

Булгаков, Максим Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах"

На правахрукописи

Булгаков Максим Александрович

МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ СТРУКТУРЫ ЗОН ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ В КАРБОНАТНЫХ ПОРОДАХ (КУЛЕШОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ)

Специальность: 25.00.12. - геология, поиски и разведка горючих

ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2004г.

Работа выполнена в Самарском государственном техническом университете на кафедре «Геология и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (г. Самара).

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Корягин Виктор Владимирович

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Бочкарев Анатолий Владимирович

кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Александров Андрей Артёмович

Ведущее предприятие: - ОАО «Самаранефтегаз» (г. Самара)

Защита состоится «24» июня 2004 г. 1400 часов на заседании Диссертационного Совета Д.002.236.01 при Институте геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) по адресу: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д.25,стр.1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИГиРГИ

Афтореферат разослан «21» мая 2004 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 117312, г. Москва, ул.Вавилова, д.25,стр.1 Ученому секретарю

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат г.-м. наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объект исследования

Объектом исследования в данной работе являются зоны водонефтяных контактов (ВНК) в карбонатных породах.

Актуальность темы .

Моделирование многих геологических процессов и в том числе процессов в залежи углеводородов в настоящий момент представляет собой большие трудности прежде всего потому, что объект скрыт от глаз наблюдателя и неизвестны его точная форма, геометрические размеры, состав слагающего вещества и термодинамические параметры. Несмотря на большое количество скважин, пробуренных на месторождении, информация продолжает носить точечный характер и довольно часто одна скважина не повторяет другую по количеству, качеству и образности информации. Следовательно, имеющийся на сегодняшний момент подход к моделированию базируется на усреднённых параметрах залежи, и наша задача, состоит в том чтобы, используя системный подход к исследованиям фактического материала, попытаться наиболее полно определить параметры структурных единиц системы залежи УВ, чтобы иметь более объективное представление о системе залежи в целом.

Цель работы..

Целью настоящей работы является построение новой геологической модели формирования зон ВНК в карбонатных породах с учетом вторичных катагенетических преобразований для получения более достоверной информации о залежи углеводородов.

Основные задачи.

1. Установление зависимости структурных особенностей системы зоны водонефтяного контакта в карбонатных породах от процессов вторичных катагенетических преобразований (минералообразование, сульфатредукция, гравитационное перераспределение углеводородов и др.);

2. Обосновать причины структурообразования внутри системы залежи углеводородов;

3. Выделить зоны аккумуляции отдельной порции углеводородов, как характерной структурной единицы в системе залежи углеводородов, и обосновать модель формирования этой системы;

4. Определить характерные особенности структуры этой системы на примере пласта А4 Кулешовского нефтяного месторождения;

Научная новизна.

Научная новизна в решении поставленных задач заключалась в следующем:

1. Впервые на основе системного подхода и комплексного анализа литолого-петрографических материалов, создана и обоснована модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах на примере пласта А4 Кулешовского местооождения.

2. Разработана и опробирована методика комплексного анализа литолого-петрографического материала, заключающаяся в активном привлечении к литологическим данным материалов о пористости, битумонасыщенности (по шлифам), размерах кристаллов и микрокристаллов (блоков) кальцитов, (электронная микроскопия), о микритовой составляющей составляющая карбонатной породы (рентгеноструктурный метод), степени катагенетической преобразованности пород (спектральный метод), степени ароматичности битумов, приуроченных к интервалам пласта А4 Кулешовского месторождения (с помощью хроматографии), и других материалов.

3. Выявлены зоны аккумуляции отдельных порций углеводородов (зоны ДВНК) как характерных структурных единиц в системе залежи углеводородов пласта А4 Кулешовского месторождения. Определены характерные особенности структуры этих зон.

4. Построены модели различных структурных типов зон ВНК, приуроченных к карбонатным породам, на основе анализа данных, полученных с помощью вышеперечисленных методов.

Практическая значимость.

Методика комплексного анализа литолого-петрографического материала, изложенная в диссертационной работе, позволяет выявить основные типы локальных неоднородностей разреза (зоны ДВНК и межконтактные интервалы) в карбонатных породах, учет которых при составлении геологической модели пласта позволит существенно повысить эффективность его разработки.

Геологическая неоднородность, выявленная с помощью микроскопических исследований на этапе начала разработки месторождений нефти и газа, также позволяет уточнить литологическое строение пород-коллекторов, повысить надежность интерпретации материалов ГИС.

Основные защищаемые положения.

1. Многоэтапное поступление отдельных порций углеводородов послужило причиной формирования системы залежи пласта А4 Кулешовского месторождения.

2. В результате самоорганизации этой системы сформировалась структура, представленная чередованием 4-х зон ДВНК и 3-х зон консервации.

3. Построенная геологическая модель формирования зон ВНК в карбонатных породах на основе системно-литологического анализа керна пласта А4 Кулешовского месторождения позволяет установить связь между вторичными преобразованиями в карбонатных породах и особенностями структуры зон ВНК.

Апробация работы.

Материалы, изложенные в диссертации докладывались на Международной научно-студенческой конференции "Студент и научно-

технический прогресс (г. Новосибирск 1994, 1995, 1996, 1997, 1998, 1999, 2000, 2002), Международном научном конгрессе студентов, аспирантов и молодых ученых "Молодежь и наука - третье тысячелетие" (г. Москва 1996)

По теме диссертации автором опубликовано 12 работ.

Фактический материал и методы исследования.

Данная работа опирается на теорию многоэтапного формирования залежи, которая предполагает, что заполнение залежи углеводородами происходит циклично, отдельными порциями.

В процессе выполнения работы проводились литолого-петрографические исследования пород пласта А4 Кулешовского месторождения.

Для исследования коэффициента пористости, битуминозности, а также выявления вторичных (катагенетических) минералов с помощью поляризационного микроскопа ПОЛАМ было изучено более 700 больших шлифов пород пласта А4 Кулешовского месторождения добытых из скважин № 159, 732, 101, 190, 51, 137. При увеличении в 63 раза с помощью фотоаппарата "Зенит" был сделан ряд цветных снимков (около 80 шлифов, скв. 159,732).

Для исследования размеров блоков и кристаллов кальцита различной генерации (диагенетического и катагенетического) с помощью электронного микроскопа было исследовано 12 образцов пород керна пласта А4 Кулешовского месторождения, добытого из скважин № 159, 732.При увеличении в 5000 крат с помощью встроенного устройства был сделан ряд черно-белых снимков (10 образцов).

Также в работе были использованы следующие аналитические данные, полученные сотрудниками кафедры "ГиЭНиГМ " Самарского государственного технического университета:

1) Данные о степени ароматичности и удельного веса битумов в пласте А4 Кулешовского месторождения, полученные с помощью хроматографического анализа и аналитических весов (Л.В. Цивинская).

2) Данные о коэффициенте проницаемости пород, полученные методом экстрагирования образцов пород (Л.В. Цивинская).

3) Для исследования литологического состава образцов в тех случаях, когда идентификация отдельных минералов и их содержания затруднены (Сидоренко Г.А.) вследствие высокой битуминозности или тонкомелкозернистости образца, привлекались методы рентгенструктурного анализа. С помощью дифрактометра ДРОН-3 исследовались 12 образцов керна пород пласта А4 Кулешовского месторождения, добытого из скважин № 159, 101 (съемку проводил Песков А.В).

4) Для изучения количественного и качественного состава примесей в породах пласта А4 Кулешовского месторождения ^п, Fe, №, Sr) привлекались данные спектрального анализа по 300 образцам керна из скважин №732, 137 (исследования проводила Пецева О.Ю.)

При проведении исследований использовалась следующая аппаратура:

Поляризационный микроскоп ПОЛАМ, электронный микроскоп УМВ -200, дифрактометр ДРОН-3, спектрограф, хроматограф, аналитические весы, фотоаппарат "Зенит".Оцифровка карт и оформление работы проводилось на компьютере Pentium 4, использовались программы Microsoft Word, Microsoft Excel, Surfer, EasyTrase, Компас LT 5.8.

Сведения об использовании полученных результатов

Материалы работы вошли в три научных отчета, выполненных для ОАО "Самаранефтегаз" и Администрации Самарской области (2000, 2001,2002г.)

Геологическая неоднородность, выявленная с помощью микроскопических исследований на этапе начала разработки месторождений нефти и газа, позволяет уточнить литологическое строение пород-коллекторов, повысить надежность интерпретации материалов ГИС.

Благодарности.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность за научное руководство профессору, д.т.н. В.В. Корягину. А также доценту, к.г.-м. н. В.В.Гусеву, профессору I К.Б. Аширову^ к.г.-м.н. А.В. Пескову, к.х.н. Ю.В.Афанасьеву, И.Н. Бехтереву, Л.А. Марченковой, И.А Авдюшкиной, А.А. Иванову, Ю.С Черных за ценные советы и доброжелательные замечания при проведении исследований, составлении работы. Особенно автор благодарен профессору I П. В. Цивинской} за постановку задач, поддержку, курирование работы.

Структура работы.

Диссертационная работа состоит из 4 глав и содержит страницы машинописного текста, таблиц, рисунков и список литературы из наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении сформулированы актуальность проблемы, цель и задачи исследований, положения, выносимые на защиту, научная новизна и практическая значимость работы.

Глава 1 Системный подход к исследованию, самоорганизация, самоорганизующиеся системы, самоорганизация геологических систем.

В первом разделе "Системный подход к исследованию" рассмотрены различные аспекты использования системного подхода к исследованиям в геологии в работах А.Н. Дмитриевского, И.С. Делицина, Е.П. Ларченко, С.А Мороза, Л.Ф. Дементьева, Б.И. Смирнова, А.О. Огнева, Л.П. Дмитриева, А.А. Граусмана и других авторов.

Даны оценки естественного и целевого подхода, которые рассматриваются как два способа познания объективной реальности. А.Н.

Дмитриевский подчеркивает, что отделять эти два подхода друг от друга нельзя, а необходимо объединение рациональных, сильных сторон обеих концепций в один системный подход

При проведении системно-геологических исследований необходимо активно использовать основные принципы естественно-целевого подхода, максимально учитывающего специфику сложных геологических объектов. Далее рассмотрены основные установки, предпосылки и основные процедуры естественно - целевого, системного подхода. Большими прогностическими возможностями обладает этот подход в сочетании с методами системного анализа.

В образовании осадочных пород Н М Страхов выделяет несколько этапов, каждый из которых накладывает отпечаток на формирующуюся породу. Условно эти этапы образования можно подразделить на подготовительный, формирующий и преобразующий.

В соответствии с изложенными принципами А Н. Дмитриевский выделяет основные структурные элементы системы осадочного бассейна, который, по мнению Н Б Вассоевича, представляет собой целостную и достаточно автономную систему

Для систематизации структурных единиц залежи углеводородов, в рамках системы осадочного бассейна, автором применительно к данной работе, предлагается схема иерархической соподчиненности геологических систем, часть структурных элементов которой была описана в работе Л Н. Дмитриевского (рис. 1)

Основные элементы схемы.

Нефтегазоносный бассейн — область устойчивого и длительного тектонического прогибания земной коры, геологическая эволюция которой обеспечивает генерацию углеводородов.

Залежь углеводородов - это часть объема (либо весь объем) ловушки, занятая жидкими и (или) газообразными углеводородами (в любом их сочетании), ограниченная единым внешним контуром нефтегазоносности (А А Трофимук, Ю Н Карогодин)

Зона водонефтяного контакта (ВНК) - эта зона образуется при аккумуляции первично-рассеянных углеводородных веществ в определенном участке пласта, обладающем коллекторскими свойствами. Масштабы, вертикальные размеры таких зон находятся в диапазоне от 5 - 9 до 11 - 22 м, (в зависимости от типа коллектора и условий формирования) Зона аккумуляции первичнорассеянных углеводородов представляет собой сложную многокомпонентную систему. Основные части этой системы: порода - углеводороды - вода неразрывно связаны между собой комплексом физико-химических процессов, протекающих в зависимости от ряда внутренних и внешних факторов (К Б. Аширов, Р С. Сахибгареев, Л В. Цивинская, А Н Резников)

50 О

£ у

ю »о о

ж ^

о £

а у

а ж

О £

Литолого-генетическая ветвь иерархии

(АН Дмитриевский)

Углеводородная ветвь иерархии

Рис. 1 Иерархическая соподчиненность геологических систем

Макроскопические, разнофазные комплексы углеводородных соединений - жидкая нефть, твердый битум, углеводородные газы, заполняющие поровый объем вметающих пород.

0тдельные молекулярные комплексы углеводородных соединений — отдельные сложные органические соединения, слагающие газообразную, жидкую и твердую составляющие нефти (метан, этан, пропан, бутан, нормальный и изопентан, изобутан, азот, углекислый газ, метаговые, нафтеновые, ароматические углеводороды, смолы и асфальтены, парафины, асфальты, асфальтиты, асфальтовые пиробитумы).

Во втором разделе первой главы "Самоорганизация и самоорганизующиеся системы" рассмотрены основные понятия о самоорганизации и самоорганизующихся системах.

В основе этих исследований лежат работы У. Р. Эшби, И. Пригожина, С.Н. Брайнесу, Ф.А. Летникова, А. Баблоянц, В. Эбелинга и других авторов.

Одно из общенаучных явлений, позволяющих объективно и целостно рассматривать различные проблемы при изучении динамики формирования и стабилизации системы залежи углеводородов как единой системы (порода — углеводороды - вода), - явление самоорганизации.

Впервые понятие самоорганизация появилось в научной литературе в 1947 году, его ввел английский кибернетик У.Р. Эшби. Широкое изучение самоорганизации началось в конце 50-х гг. в целях отыскивания новых принципов построения технических устройств, обладающих высокой надежностью, и создания вычислительных машин, способных моделировать различные стороны интеллектуальной деятельности человека.

Явление самоорганизации, согласно С.Н. Брайнесу, это процесс, в ходе которого создается, воспроизводится или совершенствуется организация сложной динамичной системы. Процессы самоорганизация могут иметь место только в системах, обладающих высоким уровнем сложности и большим количеством элементов, связи между которыми имеют не жёсткий, а вероятностный характер. Процессы самоорганизации происходят за счет перестройки существующих и образования новых связей между элементами системы. Отличительная особенность процессов самоорганизации - их целенаправленный, но вместе с теми и естественный, спонтанный характер: эти процессы, протекающие при взаимодействии системы с окружающей средой, в той или иной мере автономны, относительно независимы от неё.

Далее в работе рассмотрены различные типы процессов самоорганизации.

В рамках концепции И. Пригожина показано, что все пространственно-временные упорядоченные организации могут быть объединены в общее понятие диссипативных структур.

И. Пригожин определяет понятие процесса самоорганизации как последовательность неравновесных переходов, возникающих при

определённых условиях при изменении одного или нескольких термодинамических параметров.

При самоорганизации внешние воздействия также имеют место, но не играют определяющую роль в формировании структур.

В состоянии стационарной неустойчивости система очень чувствительна к различным самопроизвольным возмущениям (как во внешней среде, так и в самой системе) - флуктуациям. Причём, как отмечает А. Баблоянц, незначительные возмущения компенсируются самой системой и после затухания возмущения все параметры примут первоначальные значения. Значительные флуктуации выводят систему из стационарного состояния, флуктуация приобретает макроскопические размеры, и система может перейти в новое состояние (точка бифуркации), если какой-либо параметр (параметры) превысит некое критическое значение. При этом возникают диссипативные структуры, характеризующиеся упорядоченностью и неоднородностью в распределении вещества.

В третьем разделе первой главы "Самоорганизация геологических систем"рассмотрены работы А.Э. Конторовича, Л.В. Цивинской, Ф.А Летникова, А. Баблоянц, В.П. Казаринова, СИ. Делицина, В.Е. Хаина, М.И. Буденко и других авторов, посвященные вопросам самоорганизации геологических систем, и сформулированы основные признаки самоорганизующихся систем.

В практику рассмотрения геологических систем целесообразно ввести понятие гомеостазиса неравновесных систем. Область гомеостазиса (область стабильности) - множество сопряжённых внешних параметров, которые в целом обеспечивают надежность функционирования неравновесной системы. Под надёжностью понимается её способность выполнять определённые функции и сохранять своё качество (основные характеристики) в некотором диапазоне условий (А. Баблоянц). Всякая неравновесная система, стремясь сохранить состояние гомеостазиса, будет продуцировать внутри себя механизмы, направленные на ослабление процессов, стремящихся привести её в иное качественное состояние.

Для структурообразования необходимо, чтобы система была открытой, неравновесной, перешла из стационарного состояния в закритическую область и в ней реализовался механизм кооперативного взаимодействия частиц.

Примером могут послужить процессы нефтегазообразования. Для создания условий, при которых возможна массовая аккумуляция углеводородов в ловушки, параметры, управляющие этим процессом, должны достипгуть некоторых критических значений. При этом должна реализоваться так называемая главная фаза нефтегазообразования - фаза, в которой скорость генерации углеводородов максимальна (А.Э. Конторович). Для этого необходимо какое-либо резкое изменение в геологической истории нефтегазоносного бассейна (например, резкое воздымание дна, изменение

уровня Мирового океана). Такой скачкообразный, флуктуационный механизм изменения параметров должен приводить к пульсационному многократному поступлению углеводородов в ловушки.

А.Э. Конторович в своей работе, посвященной базисным концепциям теории нафтидогенеза, понятие самоорганизации определяет как процесс, приводящий к возникновению в системе пространственных или пространственно-временных структур, внутренне ей присущих, являющихся ее имманентным свойством, а не накладываемых на систему извне.

Процесс нефтегазообразования, по мнению А.Э. Конторовича, представляет собой пример явления самоорганизации вещества в целостной системе, поскольку ему присущи все характерные признаки таких процессов:

1) При формировании скоплений нефти и газа первоначально относительно однородно распределенное в материнских породах углеводородистое вещество в результате протекающих в огромных масштабах процессов первичной миграции и аккумуляции образует неоднородную пространственную макроструктуру - множество залежей нефти и газа. При этом седиментационный бассейн превращается в нефтегазоносный и у него появляется новое качество.

2) В качестве имманентной, внутренне присущей любому нефтегазоносному бассейну независимо от его строения и геологической истории структуры, выступает распределение месторождений нефти и газа по запасам в соответствии с законом Парето, причем с параметром X, не любым теоретически возможным, а близким к 2.

3) Залежи нефти и газа формируются в динамике, но, возникнув, не исчезают мгновенно, сразу же после прекращения подтока вещества в них. Они сохраняются, медленно разрушаясь, в течение достаточно длительного времени (И.В. Высоцкий, В.И. Высоцкий, А.Э. Конторович, Л.С. Борисова) . Возможность формирования таких „застывших" систем вытекает из теории самоорганизующихся систем.

4) Важнейшие черты нефтегазоносных бассейнов - и это также характерная особенность самоорганизующихся систем - определяются их размерами и геометрией.

Все структурно - вещественные преобразования, происходящие в системе земной коры, СИ. Делицин предлагает рассматривать в рамках процесса самоорганизации. При любом изменении внешнего воздействия контролируемый упругими параметрами геовещества процесс самоорганизации, согласно СИ. Делицину, непосредственно осуществляет принцип отбора реальных переходов на всех уровнях иерархии геосистемы, определяя развитие только тех типов геологических движений, которые предельно экономично (минимальное изменение энергии) реализует устойчивое состояние вещества земной коры в изменившихся внешних условиях.

Поскольку один из основных признаков самоорганизующихся систем -периодизация явлений, то в качестве обобщающего критерия можно рассматривать периодичность, как меру самоорганизации. Выведенная В.П. Казариновым зависимость с позиции синергетики отвечает двум полярным тенденциям:

1) трансгрессии - увеличению вариантности в развитии биосистем и совершенствование видов на отдельных ветвях бифуркаций, зачастую вне связи друг с другом.

2) регрессии - снижению вариантности за счет сужения физико -химического диапазона существования жизни, борьбы за выживание, в ходе которой побеждают энергетически более устойчивые для новой обстановки макро - мезоформы (виды).

Применительно к залежи углеводородов понятие самоорганизации было рассмотрено в работах Л.В. Цивинской, Ю.П. Афанасева. Эти исследования посвящены изучению вторичных изменений карбонатных пород нефтяных залежей Урало-Поволжья и Северного Прикаспия.

Анализируя имеющийся материал по вторичным изменениям пород-коллекторов, Л.В. Цивинская делает вывод о существовании

определенной общности.

"Следы" формирования залежей в форме единичного ВНК или совокупности современного и древних ВНК вследствие определенного числа этапов проявляются в рамках данной выборки:

1) независимо от геологических, гидрогеологических и термодинамических условий существования залежей;

2) независимо от типа осадочных коллекторов (алевролиты, известняки, кварцевые и полимиктовые песчаники);

3) независимо от типа залежи (антиклинальная, литологическая, стратиграфическая, дизъюнктивно экранированная и др.);

4) в формировании, особенно отчетливо на породном уровне, зональности или, иными словами, упорядоченной пространственной структуры.

В качестве важнейшего элемента механизма самоорганизации Л.В. Цивинская рассматривает расслоение в многокомпонентной системе залежи углеводородов с ограниченной растворимостью компонентов как процесс, наиболее полно отвечающий признакам самоорганизации и неизбежно приводящий к формированию пространственной структуры.

На основе анализа вышеперечисленных источников выделяются основные признаки самоорганизующихся систем:

1. Самоорганизующиеся системы являются открытыми и обмениваются с окружающей средой энергией и веществом.

2. Самоорганизующиеся системы возникают и сохраняются только в неравновесных условиях. Под влиянием флуктуации отдельные элементы

систем кооперируются, обнаруживая при этом поведение, которое характеризует систему в целом, и такое поведение нельзя понять на основании свойств отдельных элементов системы.

3. Система способна за счет своих кооперативных, имманентных свойств изменять время (регулировать скорости реакций) и организовывать пространство для того, чтобы более адекватно реагировать на изменения в окружающей среде.

4. Признаком самоорганизующихся систем является их способность переходить из однородного состояния в неоднородное, но упорядоченное состояние; более того, в системе могут произойти качественные изменения.

5. После некоторого критического значения параметра системы или какого либо внешнего воздействия, однородное стационарное состояние становится неустойчивым, и тогда ничтожно малое возмущение в окружении системы может вызвать её переход в новое стационарное состояние, режим которого также соответствует упорядоченному состоянию и характеризуется более низким значением величины энтропии

6. В самоорганизующихся системах наблюдается пространственная организация, пространственно-временное структурирование.

7. Существенной чертой самоорганизующихся систем является конечность их размеров; возникающие структуры зависят от геометрической формы системы, ее размеров, массы вещества в ней, т.е. несут с собой собственные масштабы длины, массы и т.п.

8. В самоорганизующейся системе наблюдается переодизация (цикличность) явлений (процессов).

9. В системе должны протекать (вторичные) каталитические процессы. Регуляция процессов осуществляется по типу обратной связи.

Глава 2. Залежь углеводородов - самоорганизующаяся система

Во второй главе на основе теоретических данных, проанализированных в предыдущей главе, рассматривается соответствие системы залежи углеводородов признакам самоорганизующейся системы.

Рассматривая залежь углеводородов с позиции теории самоорганизующихся систем, мы можем осмыслить причину и особенности различных процессов и их результатов, имеющих место при генезисе залежи. Аппарат теории самоорганизующихся систем позволяет нам исследовать залежи не просто как пространственную, а как пространственно-временную систему, что расширяет возможности моделирования. Для того, чтобы мы могли рассматривать залежи углеводородов как самоорганизующуюся систему, рассмотрим, насколько свойства залежи углеводородов соответствуют признакам и особенностям таких систем:

1) Система должна быть открыта и постоянно обменивается веществом и энергией с окружающей средой.

В нашем случае это воздействие, комплекса факторов на залежь углеводородов: поступление и отток новых масс вещества (углеводородов, воды, минеральных компонентов, поступление тепловой энергии за счет теплового потока из фундамента, наличие гравитационного поля и т.д.).

2) В системе должны протекать (вторичные) каталитические процессы. Регуляция процессов осуществляется по типу обратной связи.

В залежи углеводородов мы можем наблюдать результаты каталитических процессов в зонах аккумуляции каждой порции углеводородов: вторичные процессы минералообразования, параллельные процессы разуплотнения и цементации первичной породы, процессы коагуляции и перераспределения углеводородов и т.д.

3) После некоторого критического значения параметра системы или какого-либо внешнего воздействия однородное стационарное состояние становится неустойчивым, и тогда ничтожно малое возмущение в окружении системы может вызвать её переход в новое стационарное состояние, режим которого также соответствует упорядоченному состоянию. Такие явления можно наблюдать, рассматривая динамику формирования залежи углеводородов, когда геологическое тело залежи приобретает новое качество и становится углеводородонасыщенным. Так же при стабилизации каждой порции углеводорода в зоне ВНК после некоторого критического изменения объема разуплотненного, растворенного вещества начинаются процессы вторичного минералообразования, и вследствие этого формируется зона цементации. Таким образом происходит образование новой структуры в реакционной зоне аккумуляции порции углеводородсодержащего вещества.

Согласно И. Пригожину выделяются следующие процессы, приуроченные и самоорганизующимся системам:

1) Колебательные, циклические процессы.

В системе залежи наблюдается циклический характер седиментации, в результате которого формируется геологическое тело залежи, циклическое заполнение ловушки углеводородами, происходящее вследствие циклического характера изменения скорости миграции и аккумуляции углеводородов. Ряд процессов, происходивших при стабилизации каждой отдельной порции углеводородов, а именно: растворение, минералообразование, изменение рН среды, колебание уровня пластовых вод - так же имеет циклический характер.

2) Пространственная организация, пространственно-временное структурирование.

В процессе формирования системы залежи углеводородов происходит образование определенной структуры, которая представлена циклическим чередованием зон аккумуляции углеводородов (ДВНК, ВНК) и межконтактных интервалов. Образование в результате стабилизационных процессов характерной структуры в зоне аккумуляции рассеянной микронефти (ДВНК, ВНК), которая, в свою очередь, представлена двумя характерными подзонами: подзоной

разуплотнения в верхней части реакционной зоны и подзоной цементации в нижней части. Эти подзоны также имеют свою специфическую структуру.

Существенной чертой самоорганизующихся природных геологических систем, как отмечает А.Э. Конторович, является конечность их размеров, т.е. возникающие структуры зависят от геометрической формы надсистемы, ее размеров, массы вещества в ней и несут с собой собственные масштабы длины, массы и т. п.

Начальные геологические ресурсы залежи углеводородов, ее объемы, геометрия зависят от объема осадочного выполнения (геологического тела залежи), геометрии ловушки.

Исходя из вышеизложенного, залежь углеводородов можно отнести к классу открытых, диссипативных самоорганизующихся систем.

Далее в работе рассматриваются динамический и термодинамический уровни описания для каждого условного этапа формирования залежи углеводородов

Согласно И. Пригожину, описание открытых неравновесных самоорганизующихся систем имеет два уровня: динамический и термодинамический.

Динамический уровень описывает процессы закладки самой системы. Это максимально трудоемкая математическая задача, поскольку весьма трудно создать математическую модель, которая, целостно и объективно отражала бы развитие сложной многокомпонентной системы с учетом всех влияющих факторов. Но в любой системе существуют конечные пределы ее параметров, поэтому теоретически такую модель создать можно.

Термодинамический уровень описывает внутренние процессы саморегуляции системы, вызванные физическими полями и химическими процессами. Термодинамический уровень опирается на измеряемые параметры и описывает лишь очень частный случай состояния системы.

Динамику формирования самоорганизующейся системы залежи углеводородов, можно условно разделить на два этапа:

1_й этап - формирование геологического тела залежи которое, на наш взгляд, представляет собой совокупность определенных фациальных тел, сформированных в локальной области осадконакопления и объединенных единым геологическим временем.

На первом этапе динамический уровень описания включает в себя описание динамики (время, скорость) комплекса седиментационных процессов. Это процессы разрушения горных пород, отложения, дифференциации, переотложения осадочного материала. Динамика этих процессов зависит от геодинамического режима недр, геометрии бассейна осадконакопления, состава разрушаемых пород, массы переносимого материала, климата. Результаты этих процессов выражаются в чередовании последовательно сменяющих друг друга структурно-генетических типов осадков.

Термодинамический уровень описания формирования залежи отражает процессы нефтегазообразования. т.е. процессы преобразования осадочного вещества на стадиях диагенеза, катагенеза, а также процессы формирования в составе осадочного вещества всего комплекса углеводородных соединений (битумоиды, дисперсно рассеянная микронефть, углеводородные газы, и т.д.).

2_ой этап - структурирование залежи углеводородов. На этом этапе происходит миграция и аккумуляция битумоидов в ловушке. В результате образования в местах аккумуляции битумоидов реакционных зон и их дальнейшей стабилизации, происходит формирование характерных структурных единиц залежи углеводородов (ВНК, ДВНК), которые отражают циклический характер заполнения ловушки.

На втором этапе динамический уровень описания включает в себя описание динамики процессов миграции и аккумуляции битумоидов. В результате этих процессов происходит заполнение первичного геологического тела залежи углеводородами

Термодинамический уровень описания 2-го этапа формирования залежи углеводородов отображает процессы, в результате которых формируется структура залежи.

В результате влияния ряда внешних (гравитационное поле, тепломассоперенос, диссипация энергии, тепловой поток из фундамента) и внутренних (физико-химические реакции между частями системы "порода-углеводороды - вода", процессы растворения, минералообразования, сульфатредукции, фазообособления, сорбции, коагуляции и других) факторов в системе залежи углеводородов происходит формирование новой структуры залежи.

Далее в работе рассматриваются основные процессы, в результате которых происходит формирование структуры залежи (Р.С. Сахигареев, Л.В. Цивинская, К.Б. Аширов, Ю.В. Щепеткин, К.Р. Чепиков, Е.П. Ермолова, И.В. Высоцкий, В.И. Высоцкий, Н.А. Орлова, Л.П. Гмит) и приводится соответствие признаков зоны аккумуляции порции углеводородов (зона ВНК, ДВНК) признакам самоорганизующихся систем.

Поскольку наиважнейшим проявлением самоорганизации системы является ее переструктуризация в соответствии с изменениями в окружающей среде (надсистеме), а уровень структурной организации в системе можно охарактеризовать функцией статистической энтропии, в работе также рассматривается поведение энтропии в системе залежи углеводородов.

На основе вышеизложенного по второй главе, делаются следующие выводы:

1. Залежь углеводородов является открытой, самоорганизующейся диссипативной системой, к которой приурочены различные типы процессов самоорганизации, в результате которых, в конечном итоге, происходит уменьшение общего количества энтропии в системе залежи.

2. В результате вышеперечисленных процессов самоорганизации на 1-ом этапе происходит формирование геологического тела залежи, которое представляет собой набор определенных фациальных тел, сформированных в локальной области и объединенных общим геологическим временем.

На 2-ом зтапе формирования залежи углеводородов происходит структурная организация системы залежи, которая представляет собой циклическое чередование зон аккумуляции отдельных порций углеводородов (зоны ВНК, ДВНК), разделенных между собой межконтактными интервалами.

3. Каждая зона аккумуляции отдельных порций углеводородов представляет собой характерную структурную единицу залежи углеводородов и также является самоорганизующейся системой, в которой идут процессы стабилизации, направленные в с сторону термодинамического равновесия.

4. В результате комплекса стабилизационных процессов в каждой зоне ДВНК, ВНК формируется определенная структура представленная двумя характерными подзонами: подзоной разуплотнения в верхней и подзоной цементации в нижней части контакта

Глава 3. Георгия Кулешовского месторождения нефти и газа

В третьей главе приведены основные данные о тектонике, стратиграфии, нефтегазоносности, физико-химических свойств нефти, газа и пластовой воды, коллекторских свойств продуктивных пластов Кулешовского нефтяного месторождения. Также на основании проведенных исследований описана литологическая неоднородность пласта А4 Кулешовского месторождения .

Объектом исследования в данной работе выбран пласт А4 Кулешовского месторождения Самарской области (рис. 2). Пласт Л4 принадлежит башкирскому ярусу и является основным продуктивным пластом Кулешовского месторождения. Отложения башкирского яруса представлены толщей серых и светло-серых, с буроватым оттенком, сильно перекристаллизованных, хорошо пористых и проницаемых, насыщенных легкой нефтью известняков. Известняки преимущественно органогенно-обломочные и водорослево - фарамениферовые, с прослоями пелитоморфных и плотными, доломитизированными с реликтовой органогенной структурой. Встречаются прослои доломита буровато - серого цвета и известняка глинистого. Нефтенасыщениые известняки выделяются в пласт А4 представляющий собой массивную залежь. Ее толщина 62-91 м, первоначальное пластовое давление 18,8 МПа.

Рис. 2 Схематический профиль пласта Л4 Кулешовского месторождения

Характеристика геолого-физических параметров пласта А4 по данным НГДУ "Богатовскнефть", представлена в следующей таблице:

Пласт А4

В пластовых Пластовая температура 1,8

условиях Начальное пластовое давление 18,8

Плотность нефти, г./см3 0,731

Вязкость нефти пл. условиях, сп 1.83

Давление насыщения 73,2

Газовый фактор, м7 т 80,4

Обьёмный коэффициент Ь 1,213

Пересчётный коэффициент 1,54

Плотность нефти при 20 Си г/см3 0,794

При атмосферном давлении Вязкость нефти при 20 С0 сп 7.37

Сера 0,74

Смолы селикогелевые 4,01

Асфальтены 0,89

Парафины 4,48

Вязкость пластовой воды

при ^ 1

Плотность пластовой воды при 20 Си 1,17

Нефть легкая, маловязкая, относится к типу сернистых, смолистых и парафин истых. Удельный вес нефти в среднем составляет 0.804, вязкость нефти - 2.65 сп. Содержание парафина в нефти по различным пробам колеблется от 3.17 до 4.7%, серы 0.47-0.98%, смол селикогелевых - от 2.43 доЗ.9% , асфальтенов 0.24-1.7%. Выход светлых фракций до ЗООС - 62-66%.

Содержание сероводорода в газе по пробам колеблется от 0,43 до 2,8%, азота от 6,8 до 14 %, углекислого газа от 0,28 до 1,08 %. На долю метана приходится от 19,73 до 25,6%. Содержание гелия определялось по восьми скважинам и в среднем составило 0,029 мольных %. Содержание аргона колеблется по скважинам от 0,04 % (скв. №55) до 1,21 (скв. №50), составляя в среднем 0,069 %. Удельный вес газа по воздуху составил в пласте Л1196.

Вязкость пластовой воды в пласте А4 1.0 сп. Плотность воды составляет -1.17 г/смЗ. Содержание анионов хлора - 378.5 ,804-0.86 ,С03-0. Содержание катионов кислорода в воде не определялось.

Коллекторами нефти в башкирском ярусе являются известняки от светлых до желтовато - серых и черных, мелкокристаллические, кавернозные,

местами трещиноватые; участками песчаниковидные, пелитоморфные, брекчеевидные, пористые, нефтенасышенные. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0.88. Положение ВНК в залежи пласта А4 определено на абсолютной отметке-1703м. на западном крыле и -1697м. в центральной части.

Для решения основной задачи работы автором был проведен ряд исследований. Данные, полученные в результате этих исследований с учетом имеющихся результатов исследований других авторов (Цивинская Л.В., Песков А.В, Пецева О.Ю.), показали, что нефть, газ и вода в залежи обладают способностью вступать в реакцию с горной породой и изменять её первичные свойства, образуя при этом некоторую наложенную (катагенетическую) неоднородность.

Характер литологической неоднородности залежи пласта А4 указывает на то, что заполнение залежи углеводородами происходило поэтапно, отдельными порциями.

Первая порция углеводородов, поступившая в пласт А4, заполнила около одной трети её объёма а большая часть покинула ловушку.

В процессе поступления лёгкой газированной нефти в ловушку началось её разгазирование. Поскольку глинистая покрышка над залежью пласта А4 обладала низкими флюидонапорными качествами, большая часть газа покинула ловушку, увлекая за собой лёгкие компоненты нефти. При этом произошла частичная гидрофобизация покрышки, что способствовало сохранению следующих порций углеводородов. Гидрофобизированная часть коллектора представляет собой зону неустоявшегося ВНК, условная поверхность которого находится на абсолютной отметке -1638 м (по скважине №101 и №159), мощность этой зоны, по данным скважины №159, -21,7 м.

Объемная плотность стиллолитов - 30-50 1/м, содержание коричневого битума по шлифам изменяется от 5 до 25%, отмечается выпадение пирита на подошве зоны неустоявшегося ВНК.

Приход второй порции углеводородов установил первый стабильный ВНК на абсолютной отметке -1656,5 м (ДВНК-1), (рис З.а). Зона ДВНК-1 включает в себя 6 прослоев: 3 прослоя с твёрдым битумом и 3 прослоя без битума.

В первом прослое содержание битума от 15 до 50 % к породе, мощность прослоя - 1 м, пористость - 20-40%. Далее следует прослой разуплотнённой породы без твёрдого битума мощностью 0,5 м. Второй прослой содержит от 5 до 20 % твёрдого битума мощностью 2,2 м, мощность зоны разуплотнения без твёрдого битума - 1,7 м. Третий прослой содержит около 5% твёрдого битума, его мощность 0,2м. Общая мощность ДВНК-1 - 5,6 м. Литологическим показателем усиления диффузионных процессов на границе нефть- вода, помогающим выделить водоносную зону ДВНК- 1, является резкое увеличение объемной плотности стилолитов. Отмечается выпадение

Липхшогическзое строение Кб% Кп%

15-50 20-40

40-50

* % • о ♦♦ ♦ ♦ у* д ;> ♦ •• . ♦ ♦ ♦ ♦♦ < ♦ ▼ ♦ » ♦ 'в♦ 15-20 18-45

сз П Я о 8

5-35 1-2

В + £7 В + в 1-2

Лихххгюгтическое строение Кб% Кп%

; Vпо * ♦ ; г ♦ ♦ 15-25 42-50

40-50

*»*,<>* 10 18-25

, О , О 40-50

^ГгГА^агг'^Хяъ ♦♦♦•Г. $ 3-10 18-26

1-5

♦ ♦ ♦ ♦ 5-15 3045

В В Я *** ♦ *♦ £7 . % Ь Д7 15-5 4-6

17-35 1-2

£7 + £7 а + + + 5

Условные обозначения Битум Ш Доломит 4 °кремнение

В Пирит Ф Лнгидрит+Гипс О Кальцит

Рис. 3 Кулешовское месторождение, Башкирский ярус,

(а) зона ДВНК 1 (-1656.5 - -1662.1м); (б) зона ДВНК 2 (-1665.5 - -1680 5м)

монокристаллического кальцита ниже подзоны разуплотнения, его количество составляет 5 - 20%, сульфаты и пирит присутствуют в очень небольших количествах во втором и третьем прослое с твердым битумом. Окремнение отмечается в нижней части контакта. Контакт несёт следы регрессивного катагенеза, так как в его подзоне разуплотнения выпали минералы водоносной зоны и сформировался небольшой по мощности плотный слой (подзона цементации) на абсолютной отметке -1661 м.

В результате прихода третьей порции углеводородов сформировался второй стабильный ВНК на абсолютной отметке -1665,5 м (ДВНК-2) (рис. З.б). Он включает в себя 6 прослоев с твёрдым битумом и 6 прослоев без твёрдого битума. Первый прослой содержит 15-25 % битума, пористость составляет 42-50 %. Второй прослой не содержит битума, пористость от 40 до 50 %; мощность 1 м. Третий прослой содержит 10% битума; пористость 18 -25 %, мощность - 0,5 м, за ним - разуплотнённый четвертый прослой без содержания битума мощностью 0,7 м, его пористость - 40-50 %. Пятый прослой содержит 3-10 % твёрдого битума, пористость 18-26 %; мощность 1м. Далее следует шестой прослой без содержания твёрдого битума мощностью 0,2 м, пористость 10%. Ниже залегает 7-ой прослой, в котором отмечено выпадение на стенках пор ангидрита, также отмечен пирит, пористость прослоя составляет 8%, содержание битума - 7-10%. Восьмой прослой зоны ДВНК-2 не содержит битума, имеет пористость 1-2, мощность 0,5 м. Девятый прослой не содержит битума, его пористость 30-45%, отмечается присутствие новообразованного кальцита и доломита, мощность -3.1 м. В интервале десятого прослоя сформировался газонефтяной контакт (ГНК) на абсолютной отметке - 1673м. Признаками этого контакта служат: резкое усиление диффузии в газожидкостной среде; сокращение количества твёрдого битума на контакте; жёлтый битум зоне цементации; консервация процессов разуплотнения. Содержание битума в прослое 1,5-5 %, пористость 4-6 %, мощность 2 м, отмечено выпадение пирита в верхней части прослоя. Одиннадцатый прослой имеет пористость 1-2%, в нём отмечены рассеянные пятна твёрдого битума 17-35 % и вторичнообразованный кальцит, мощность прослоя которого 1,2 м. Двенадцатый прослой представляет собой зону цементации вторичными минералами; пористость 5%, отмечено массовое окремнение до 5% в шлифе в слабобитумной породе (по данным скв. №.159). Мощность прослоя 2 м. Общая мощность контакта ДВНК-2 составляет 15 м.

Приход четвёртой порции углеводородов сформировал на абсолютной отметке -1681.5 м зону ДВНК-3 (рис. 4.а). Он представлен четырьмя ярко выраженными прослоями зоны разуплотнения и двумя прослоями зоны цементации.

Первый прослой имеет мощность 0,8 м, содержит до 30% твёрдого битума, пористость прослоя в среднем по шлифам составляет 30 - 40%. Второй прослой без твёрдого битума, содержит новообразованный кальцит; пористость 10-35 %; мощность 0,8 м. Третий прослой содержит твёрдого

Лигалогическое строение Кб°/о Кп%

30 30-40

* а и 10-35

♦♦Ч :: ♦♦♦♦/♦л** ♦ : 5-25 28-40

ш ° т СЗ и £7 10-Ю

^ £7 + ♦ ♦ + 1-3

5-8 1-2

Условные обозначения: — ---Современный ВПК

ф Битум Пирит

Галит /// Доломит

Окремнение ( [ Кальцит

Рис 4. Кулешовское месторождение, Башкирский ярус,

(а) зона ДВИКЗ (-1681 -- 1686.5м); (б)зонаДВНК4 (-1690.5 -- 1702м)

битума 5-25%; пористость 28-40%, мощность 0,6 м. В четвёртом прослое отмечено наличие вторичного кальцита, битума нет, пористость 10-40%, мощность 0,8 м. Пятый прослой представляет собой зону цементации коллектора вторичными минералами, а именно, в этом прослое отмечен кальцит, ангидрит, окремнение нижней части прослоя. Пористость прослоя составляет 1-3%, мощность 1,7 м. Далее следует шестой прослой, в котором также отмечены вторичные минералы: ангидрит, пиритокремневые конкреции; пористость 1-2 %, содержание твердого битума - 5-8%, мощность 0,6 м. Общая мощность ДВНК -3 составляет 5,6 м, нижняя граница контакта подчёркнута выпадением пирита до 2%.

Пятая порция углеводородов установила ДВНК-4 (рис. 4.6) на абсолютной отметке -1690,5 м. Контакт включает в себя шесть прослоев. Первый прослой содержит от 10 до 50% твердого битума, пористость 30-50%; отмечено выпадение вторичного доломита и пирита, мощность 2,6 м. Второй прослой не содержит твердого битума, пористость - 18-23%; отмечено наличие следующих вторичных минералов: кальцита, галита, флюорита, окремнение. Мощность прослоя 2,5 м. Третий прослой содержит от 10 до 30 % твёрдого битума, кальцит, пирит; пористость 2, мощность 1,2 м. Четвёртый прослой без твердого битума, присутствует окремиение, на стенках пор в нижней части контакта отложения вторичного кальцита; пористость 12%, мощность 1,9 м. Пятый прослой: содержание битума 10-40 %, пористость 820%, пиритокремневые конкреции, мощность - 1,5 м. Шестой прослой представляет собой зону цементации; пористость - 1-2%; отмечено массовое выпадение ангидрита, гипса, пиритокремневых конкреций, твердый битум отсутствует, мощность прослоя составляет 1,6 м.

Контакт имеет ярко выраженный трансгрессивный характер, об этом свидетельствует значительное выпадение вторичных минералов в подзоне разуплотнения. Общая мощность контакта 11,5 м. Сгущение стилолитов на контакте нефть вода, до 126 1/м, при фоновых значениях 20 -52 1/к Современный ВНК отмечен на абсолютной отметке -1697 м. Трансгрессия на контакте ДВНК- 4 до современного уровня, по-видимому, была вызвана потерей легких фракций углеводородов вследствие повышения парциального давления при частичном разгазировании последней порции нефти, раскрытии каналов фильтрации и быстрого ухода газа.

Глава 4. Модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах.

В первом разделе четвертой главе приводится краткий обзор современных представлений о процессах формирования зон аккумуляции углеводородов в системе залежи нефти и газа (К.Б. Аширов, Р.С. Сахибгареев, Л.В. Цивинская, В.Н. Ларин, И.С. Гольтберг, И.Л. Крупаткиным, А.Н. Резников).

В 1969г. К.Б.Аширов, на основании изучения вертикальной неоднородности и остаточной нефтенасыщенности пласта А4 Лебяжинского месторождения нефти с газовой шапкой сделал вывод о том, что эта залежь формировалась в два этапа. В 1973 году И.С.Гольдберг доказал многостадийность формирования углеводородных залежей.

Р.С. Сахибгареев в ряде работ рассматривал вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Он показал, что в коллекторских средах нефтяных месторождений запечатлены следы многоэтапного характера формирования залежей. Приход дискретных порций УВ в ловушку знаменуется стабилизацией соответствующего ВНК, что сопровождается существенным растворением минералов цемента и скелетной части коллекторских пород под воздействием продуктов окисления УВ. Согласно В.Н. Ларину, она происходит с интенсивностью диффузионного потока. Фазообособление углеводородов происходит непосредственно под покрышкой.

Многочисленные работы Л.В. Цивинской с соавторами посвящены различным проблемам изучения моделирования процессов в залежи углеводородов. Так, в последней её работе было рассмотрен процесс расслоения. Этот процесс в многокомпонентной системе залежи с ограниченной растворимостью компонентов, Л.В. Цивинская рассматривает как наиболее полно отвечающий признакам самоорганизации и неизбежно приводящий к формированию пространственной структуры.

Как отмечает Л.В. Цивинская, результатом процесса расслоения на различные фракции и распределения их в системе залежи, происходящего при формировании залежи, является возникающая упорядоченная пространственная структура. Иными словами, этот процесс в определенном смысле отражает сущность процесса самоорганизации при формировании системы залежи углеводородов. В заключении своей работы Цивинская Л.В. делает вывод о том, что на современном этапе развития нефтегазогеологической науки необходима разработка комплекса моделей, раскрывающих не отдельные стороны объекта — залежи, а их совокупности, а также ее тонкую структуру.

Во втором разделе "Динамика формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах" на основе вышеизложенного фактического материала и теоретических разработок, автором предлагается модель динамики формирования и стабилизации зоны водонефтяного контакта в карбонатной породе.

За начальную точку отсчета динамики формирования зоны аккумуляции порции углеводородов в данной модели условно принимается тот момент, когда в карбонатном пласте с коэффициентом диагенетической пористости Кп=6-8% и коэффициентом проницаемости Кпр=1-2мД, рН=7, коэффициентом битум инозности Кб<1% в результате процессов миграции и аккумуляции образуются явно выраженные макроскопления углеводородов.

Газ, нефть, битум, вода рассеяны по поровому объему и трещинам, а их вертикальное перемещение ограничено сверху плохо проницаемым пластом (флюидоупором). Пропорционально накоплению углеводородсодержащего вещества происходит увеличение площади его контакта с водой. На месте этого контакта при определенном минеральном составе вод активизируется жизнедеятельность сульфатредуцирующих бактерий, микроорганизмов, находящихся в составе захороненного углеводородсодержащего вещества. В результате жизнедеятельности бактерий образуется кальцит (кальцитизация отмерших частиц микроорганизмов), который растворяется в пластовой воде и отлагается на стенках пор и трещин. Также продуктами жизнедеятельности бактерий являются кислые газы СО2 и И28, которые, реагируя с водой, образуют слабые кислоты, что сопровождается уменьшением рН среды. Эти кислоты активно реагируют со скелетом карбонатных пород, при этом происходит растворение части карбонатного скелета породы и диагенетического цемента, а также восстановление сульфатов (сульфатредукция) (Аширов К.Б.). В результате растворения части карбонатного скелета значение рН пластовых вод в системе контакта возрастает.

Таким образом, в зоне аккумуляции каждой порции углеводородсодержащего вещества в результате вышеперечисленных процессов происходит значительное изменение первичной неоднородности карбонатного пласта, образованной в результате седиментационных процессов и диагенетических преобразований. Так, если первичная неоднородность характеризовалась следующими показателями:

Кп = 6 - 8 %, Кпр = 1- 2мД, Кб < 1%, рН ~ 7, то на этапе разуплотнения эти характеристики имеют следующие значения: Кп = 10 - 40% (в некоторых участках до 50%), Кпр = 10 - 400мД, (за счет увеличения пористости, появления новых каналов, трещин), Кб в битум ос одержащих участках 10 -50%, т.е. наблюдается значительное улучшение коллекторских свойств, образуется подзона разуплотнения (Сахибгареев Р.С.). В процессе разуплотнения карбонатного скелета породы происходит уменьшение его объемной плотности. Вследствие невозможности вытеснения всего растворенного материала за пределы локальной области зоны контакта, пропорционально потере объемной плотности происходит увеличение внутреннего давления системы (локальное пластовое давление - Рпл). При этом на границах фаз образуются коллоидные системы. На этом этапе систему водонефтяного контакта можно охарактеризовать как сложную полидисперсную многофазную систему. Дисперсные фазы можно разделить на следующие составляющие:

а)твердую - состоящую из кристаллитов и микритов минеральной породы, частичек твердых битумов, оксидов и сульфидов металлов;

б)жидкую - состоящую из воды, нефти, конденсата, сжиженного газа, вязких битумов;

в)газообразную - состоящую из легких углеводородов, кислых и благородных газов.

В качестве дисперсионной среды выступает разуплотненная карбонатная порода (известняк, доломит, магнезит).

Значительное изменение начального состояния системы зоны контакта (разуплотнение породы) послужило мощным толчком к активизации комплекса стабилизационных процессов.

В этот комплекс входит все многообразие процессов, происходящих с частями системы порода -углеводороды - вода, в локальном объеме зоны ВНК с учетом влияния процессов, происходящих во вмещающей надсистеме залежи и всех вышестоящих по иерархии природных систем.

Рассмотрим поведение углеводородной части системы зоны при ее стабилизации. На этапе разуплотнения, вследствие увеличения Кп, Кпр и Рпл, а также появления коллоидов на границах фаз, способность углеводородов к диффузионному перемещению и фильтрации значительно увеличилась. Благодаря этому гравитационное разделение (расслоение) различных фракций углеводородов по удельному весу, размерам (структуре) молекул стало происходить гораздо активнее. Процессы расслоения происходят как в объеме каждой отдельной локальной области зоны (ВНК, ДВНК), так и в залежи в целом.

Результаты исследований шлифов и керна из зон ДВНК пласта А4 Кулешовского месторождения литологическими (цвет углеводородов), хромотографическими (степень ароматичности углеводородов), весовыми (удельный вес УВ) методами (Цивинская Л.В.), показали, что в верхней части зоны ВНК залегают битумы с преобладающей маслянистой, ниже маслянистой и смолистоасфальтеновой частями. Нижняя граница контакта часто подчеркивается отложением асфальтеновых частиц.

Исследования удельного веса битумов из зон ДВНК пласта А4 (Цивинская Л.В) показывают, что более легкие битумы, как правило, залегают в верхней части контакта, более тяжелые - в нижней. Для вязких и твердых фракций УВ при гравитационном распределении характерны явления адсорбции и коагуляции, т.е. битуминозные частицы в соответствие со своим удельным весом и структурой молекул адсорбировались поверхностным слоем карбонатной породы на соответствующем уровне. В результате коагуляции происходило укрупнение битуминозных частиц и уменьшение их числа в объеме дисперсионной среды, что способствовало еще более ярко выраженному характеру слоистого залегания битумов в разуплотненной части зоны ВНК в виде чередования битумных и безбитумных пропластков.

Все эти данные говорят о том, что перераспределение углеводородов в зоне контакта происходит во многом благодаря гравитационным силам по направлению градиента пластового давления.

Как уже отмечалось выше, перераспределение углеводородов

происходит не только в локальных областях зон ВНК, но и в системе залежи в целом. Так, более легкие фракции при перераспределении устремляются вверх и образуют газовую шапку, нефти с более большим удельным весом, как правило, залегают в нижней части залежи.

Следует отметить, что перераспределение углеводородов в процессе аккумуляции и стабилизации отдельных порций УВ происходит, по-видимому, не только посредством фильтрационных процессов по поровым каналам и трещинам, но и с помощью диффузионных процессов. Это предположение подтверждается наличием стилолитов в зонах ДВНК и залежи в целом.

Итак, в результате процессов разуплотнения скелета карбонатной породы и диагенетического цемента в системе зоны ВНК происходит:

1) уменьшение объемной плотности породы.

2) увеличение рН среды пластовых вод, насыщение (пересыщение) пластовых вод растворенными минералами;

3) увеличение внутреннего (пластового) давления.

Система, самоорганизуясь, стремится стабилизировать свое состояние. Поэтому параллельно с процессами перераспределения и фазообособления углеводородов в зоне ВНК на стенках пор и трещин начинают активизироваться процессы кристаллизации растворенных в пластовой воде минералов. В результате этого в нижней части системы зоны ВНК формируется конденсационно - кристаллизационная структура (подзона цементации).

Цитологические особенности этой структуры также хорошо объясняются с позиции гравитационного расслоения коллоидных полидисперсных систем в пористой среде. В этой кристаллизационной структуре вторично перекристаллизованные компоненты залегают в порядке уменьшения их плотности, способности к растворению и в соответствии с наиболее благоприятным для кристаллизации значением рН среды.

Результаты исследования шлифов керна, добытого из зон ДВНК пласта А4 Кулешовского месторождения, показали следующую последовательность залегания минеральных компонентов, формирующих кристаллизационную структуру в нижней части системы ВНК:

1. Кальцит СаСО3, 2 Доломит СаМ^(С03)2,

3.Гипс Са804*2Н20,

4.Ангидрит

5.Галит

6. Флюорит

7.Халцедон

8.Пирит

Са804, №С1, СаБ2, 8Ю2, Бе^,

удельный вес удельный вес удельный вес удельный вес удельный вес удельный вес удельный вес удельный вес

2.6-2.8 г/смЗ, 2.86г/смЗ, 2.3 г/смЗ, 2.8-3 г/смЗ, 2.3 г/смЗ, 3.18 г/смЗ, 2.55-2.65 г/смЗ, 4.5-5.2 г/смЗ,

рН=8;

рН=7;

рН=7-6;

рН=6-7;

рН=6-5;

рН=5-6;

Уровень выпадения галита (№С1), во многом обусловлен не его относительно небольшим удельным весом, а хорошей растворимостью в воде (до 35%), рН среды оказывает существенное влияние на геометрию кристаллизующихся зерен галита.

Цитологические исследования показывают, что в породах, приуроченных к подзонам цементации зон контактов (ВНК, ДВНК), наблюдаются гипсо-ангидритовые ассоциации. Вероятно, в нейтральной зоне контакта вначале выпадает ангидрит, а затем происходит его катагенетическая гидратация с образованием гипса.

При исследовании керна верхних частей зон ДВНК пласта А4 Кулешовского месторождения неоднократно отмечается наличие пирита в битуминозных прослоях (подобные находки обнаруживались многими литологами при изучении месторождений). Это явление, на наш взгляд, объясняется тем, что пирит, как и другие соли поливалентных металлов, при наличии водной среды является хорошим коагулянтом, т.е. способствует свертыванию, сгущению битуминодных частиц в процессе стабилизации коллоидных систем при перераспределении и сорбции отдельных углеводородных компонентов. Видимо, поэтому, несмотря на относительно большой удельный вес, минеральные ассоциации пирита часто встречаются не только в самой нижней части зоны контакта (граница подзоны цементации), но и в верхней части контакта (битумонасыщенных прослоев подзоны разуплотнения).

В результате процессов минералообразования происходит значительное изменение фильтрационно - емкостных характеристик в нижней части зоны контакта (подзоны цементации). Так, в подзоне цементации коэффициент пористости Кп составляет 1 - 2% (рис. 5), коэффициент проницаемости Кпр имеет значение менее 1мД, рН среды в процессе цементации снижается до 5,5. Коэффициент битумиозности Кб колеблется от 5 до 30%.

Следует отметить, что в системе подзоны разуплотнения, благодаря хорошим фильтрационно-емкостным свойствам пород, перераспределение (расслоение) углеводородов происходило относительно беспрепятственно, и битумы там залегают послойно, в виде пакета, представленного чередованием битумосодержащих и безбитумных прослоев. В подзоне цементации перераспределение углеводородосодержащего вещества вследствие плохих коллекторских свойств было затруднено, и битум залегает там неравномерно, в виде отдельных скоплений, пятен.

Таким образом, в результате вышеперечисленных процессов формируется зона ВНК в том современном виде, в котором мы можем наблюдать её при комплексном системном литологическом исследовании.

Обозначим основные свойства и признаки такой зоны.

Система зоны контакта (ВНК), сформированная в локальном участке карбонатного пласта на месте аккумуляции углеводородосодержащего

Наим подзон Литологическое строение реакционной зоны ВНК Изменение пористости Ип-С Упор/Упороды)\ 100% Яп [%] Изменение проницаемости Йпр («Д] Изменение битуминозности Я "(Упор 3 б/Упорояы)хЮ0% Яб |%1

•в. 1 10 20 30 40 М б.д 1 10 400 1-2 1 10 20 30 40 5С <1

II 1 1 1 1 1

Подзона разуплотнения ли * и 4» 1 1 1 1 1 10-50 1 1 1 10 50

1 1 1 10-400 <0 1

1 1 1 1 1 1 1 1 1-2 1 1 1 10-50

£7000 1 ! I 10-400 <01

Подзона цементации Ш л ор7 " ш 1 1 1 1-2 <1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 I 5-30

¡1 6-8 1 .. 1 1-2 <1

Условные обозначения: В Пирит £7 Кальцит Битум V Галит

□ Флюорит Доломит + Окремнение ф Ангидрит + Гипс

Рис. 5 Модель прогрессивного ВНК по пористости, проницаемости и битуминозности в карбонатных породах

вещества, представлена двумя характерными подзонами, образующимися в результате самоорганизации этой системы.

1. Подзона разуплотнения находится в верхней части зоны контакта и представлена пакетом чередующихся битумных и безбитумных прослоев; характеризуется большими значениями коэффициента пористости (10 - 50%) и проницаемости (10 - 400мД) в безбитумных прослоях. Коэффициент битуминозности в битумных прослоях достигает 10-50 %, и битумы залегают, как правило, согласно удельному весу и размерам молекул.

2. Подзона цементации находится в нижней части контакта и представлена коцденсационно - кристаллизационной структурой, которая образовалась в результате процессов кристаллизации минералов из водного раствора, а также процессов сульфатредукции. Минералы - индикаторы залегают в зоне цементации в определенном порядке согласно их удельному весу, способности к растворению, рН среды и также в зависимости от внешних условий при формировании зоны. Подзона цементации в целом характеризуется низким коэффициентом пористости (1 - 2 %) , низким коэффициентом проницаемости (< 1мД); коэффициент битуминозности в ряде участков может колебаться от 5 до 30%.

Типы зон водонефтяных контактов

Вышеописанная модель структуры зоны ВНК формируется при условии прогрессивного заполнения ловушки углеводородами. Ряд внешних факторов (колебание уровня пластовых вод, тектонические процессы) может оказывать существенное влияние на условия формирования структуры системы зоны ВНК, в результате чего формируются их различные типы.

При изучении литологических материалов пласта А4 Кулешовского нефтяного месторождения и ряда других месторождений УВ Волго-Уральского региона нами были выделены следующие типы зон ВНК:

1)"Прогрессивный" ВНК (рис. 5).

Модель этого контакта, а также условия его формирования изложены выше. Примером "прогрессивного" контакта может служить ДВНК - 3, пласта А4 Кулешовского месторождения.

2)" Трансгрессивный" ВНК.

В случае ненадежной, покрышки (флюидоупора) часть аккумулировавшихся углеводородов, как правило легкие фракции, могут покинуть ловушку. При этом наблюдается так называемая "трансгрессия", т.е. часть углеводородов освобождает поровый объем, уровень пластовой воды поднимается, и вследствие этого вторичные минералы выпадают в нижней части зоны разуплотнения и общий порядок их залегания нарушается.

Характерная особенность "трансгрессивного " ВНК - слабо выраженная зона разуплотнения, парадоксальное сочетание минералов. Трансгрессивный ВНК формируется, как правило, в верхней залежи углеводородов.

3)" Регрессивный" ВНК

В случае значительного оттока пластовых вод из системы залежи и выноса растворенного в результате процессов разуплотнения материала в зоне ВНК формируется слабовыражанная зона цементации.

Характерной особенностью регрессивного типа ВНК является аномально низкая мощность ползоны цементации, относительно подзоны разуплотнения, а в некоторых сл\чаях (неустоявшийся ДВНК - 0 пласта А4 Кулешовского месторождения абс. отметка 1638 м.) - отсутствие сцементированных прослоев ниже разуплотненных участков.

Примером такого "регрессивного" контакта может служить ДВНК - 4 пласта А4 Кулешовского месторождения.

4)"Наложенный" ВНК.

Наложенный ВНК формируется, по-видимому, в результате определенных тектонических процессов. Наложенный ВНК образуется в случае аккумуляции и стабилизации порции углеводородов в непосредственной близости от предыдущей порции. При этом в структуре системы ВНК наблюдается несколько чередующихся подзон разуплотнения и цементации. Суммарная мощность наложенного ВНК может достигать 18 — 20м, тогда как другие типы ВНК (прогрессивный, регрессивный, трансгрессивный) обычно имеют мощность 6 — 9м. Примером наложенного ВНК может служить зона ДВНК - 2 пласта А4 Кулешовского месторождения. Характерная особенность наложенного ВНК - наличие нескольких непосредственно прилегающих зон разуплотнения и цементации, аномально большая мощность (12 - 20м).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Структурообразование системы зоны водонефтяного контакта есть результат её самоорганизации.

2. Зона ВНК (ДВНК), образованная в результате аккумуляции отдельной порции первично-рассеянных углеводородородов, является сложной многокомпонентной, самоорганизующейся системой, основные элементы которой (нефть, газ, вода и порода) обладают способностью вступать в реакцию друг с другом, преобразовывая первичные (диагенетические) свойства горной породы, при этом образуется наложенная (катагенетическая) неоднородность.

3. В результате проведенных комплексных литолого-петрографические исследований образцов керна пласта А4 Кулешовского месторождения выделены четыре зоны ДВНК и построены модели основных структурных типов зон ВНК (прогрессивный, регрессивный, трансгрессивный, наложенный).

Список основных опубликованных работ

1. Циклические процессы самоорганизации залежи углеводородов как отражение синергетики осадочного чехла. // Тез. докл. Международной

научно-студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс. Новосибирск, 1995 г. с. 12.

2. Характер распределения твердых битумов в зал еже углеводородов и его влияние на подсчет запасов. // Тез. докл. Международной научно-студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс. Новосибирск, 1996г. с. 12. Соавтор Ахметов Р.С.

3. Твердые битумы - показатель самоорганизации залежи углеводородов. // Тез. докл. Изд. ГАНГ "Геология поиски и разведка'", Москва, 1997г. с. 19. Соавтор Ахметов Р.С.

4. Роль диффузионных процессов при стабилизации порции углеводородов в карбонатных породах // Тез. докл. Международной научно-студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс. Новосибирск, 1997г. с. 22. Соавтор Ахметов Р.С.

5. Построение модели карбонатного коллектора рифогенного месторождения нефти // Тез. докл. Международной научно-студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс. Новосибирск, 1998г. с. 17-18.

6. Модель многостадийного формирования ВНК. // изд. СамГТУ в " Электронный сборник СамГТУ ", Самара, 1997г. Соавторы Цивинская Л.В., Гусев В.В., и др.

7. Модель формирования водонефтяных контактов в карбонатных породах // изд. СамГТУ в сб. "Нефтегазовое дело", Самара, 1997г. с. 178-188. Соавторы Цивинская Л.В., Афанасьев Ю.П.

8. Послойная геологическая неоднородность залежи нефти и газа и уточнение параметров подсчета запасов. // изд. СамГТУ в меж. сб. "Геология, геофизика, бурение и разработка нефтяных и газовых месторождений ", Самара, 1997г. с. 22-29. Соавторы Цивинская Л.В., Гусев В.В., и др.

9. Типы зон водонефтяных контактов залежей углеводородов в карбонатных пластах// Тез. докл. Международной научно-студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс. Новосибирск, 1999г. с. 107-108.

10. Геологическая неоднородность пласта А4 Кулешовского месторождения как результат самоорганизации залежи углеводородов // Тез. докл. Международной научно-студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс. Новосибирск, 2000 г. с. 92-93.

11. Динамика формирования структуры зон ВНК в карбонатных породах на примере пласта А4 Кулешовского месторождения // Тез. докл. Международной научно-студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс. Новосибирск, 2002 г. с. 22-23

12. Модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах // Сб. "Известия самарского научного центра российской академии наук"

сое. национальна» . библиотека I

СЛемрвург I о» ЗОВ <(г I

Подп. к печати_2004г. Зак. № 272.Тираж 100.

Отпечатано на ризографе.

Самарский государственный технический университет. Отдел типографии и оперативной печати. 443100, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244.

№10054

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Булгаков, Максим Александрович

1. ВВЕДЕНИЕ

2. ОБЗОР ПО ТЕМЕ: Системный подход к исследованию, самоорганизация, самоорганизующиеся системы, самоорганизация геологических систем

2.1 Системный подход к исследованию природных систем

2.2 Обзор представлений о самоорганизации и самоорганизующихся системах

2.3. Самоорганизация геологических систем 2.4 Выводы

3. ЗАЛЕЖЬ УГЛЕВОДОРОДОВ - САМООРГАНИЗУЮЩАЯСЯ СИСТЕМА

3.1 Процессы самоорганизации в системе залежи углеводородов

3.2 Этапы формирования самоорганизующейся системы залежи углеводородов

3.3 Выводы

4. ГЕОЛОГИЯ КУЛЕШОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

4.1 Введение

4.2 Тектоника

4.3 Стратиграфия Кулешовского месторождения

4.4 Нефтегазоносность.

4.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

4.6 Коллекторские свойства продуктивных пластов

4.7 Литологическая неоднородность пласта А4 Кулешовского месторождения

4.7.1 Литологические исследования

4.7.2 Рентгеноструктурные исследования

4.7.3 Электронно-микроскопические исследования

4.7.4 Рентгенофлуоресцентные исследования 133 4.8 Динамика формирования залежи пласта А4 Кулешовского месторождения.

5. МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ СТРУКТУРЫ ЗОН ВОДОНЕФТЯНЫХ 147 КОНТАКТОВ В КАРБОНАТНЫХ ПОРОДАХ

5.1 Краткий обзор современных представлений о процессах 147 формирования зон аккумуляции углеводородов в системе залежи нефти и газа.

5.2 Динамика формирования структуры зон водонефтяных контактов 151 в карбонатных породах.

5.3. Типы зон водонефтяных контактов.

6. ВЫВОДЫ 164 СПИСОК ТАБЛИЦ 166 СПИСОК РИСУНКОВ 166 СПИСОК ЦИТИРУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах"

Объект исследования.

Объектом исследования в данной работе являются зоны водонефтяных контактов (ВНК) в карбонатных породах.

Актуальность темы.

Цель работы.

Основные задачи.

2. Обосновать причины структурообразования внутри системы залежи углеводородов;

Научная новизна.

Научная новизна в решении поставленных задач заключалась в следующем:

2. Разработана и опробирована методика комплексного анализа лито лого-петрографического материала, заключающаяся в активном привлечении к литологическим данным материалов о пористости, битумонасыщенности (по шлифам), размерах кристаллов и микрокристаллов (блоков) кальцитов, (электронная микроскопия), о микритовой составляющей состовляющая карбонатной породы (рентгеноструктурный метод), степени катагенетической преобразованности пород (спектральный метод), степени ароматичности битумов, приуроченных к интервалам пласта А4 Кулешовского месторождения (с помощью хроматографии), и других материалов.

Практическая значимость.

Основные защищаемые положения.

Апробация работы.

Материалы, изложенные в диссертации докладывались на Международной научно-студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс" (г. Новосибирск 1994, 1995, 1996, 1997, 1998, 1999, 2000, 2002), Международном научном конгрессе студентов, аспирантов и молодых ученых "Молодежь и наука-третье тысячелетие" (г. Москва 1996)

По теме диссертации автором опубликовано 12 работ.

Фактический материал и методы исследования.

Также в работе были использованы следующие аналитические данные, полученные сотрудниками кафедры "ГиЭНиГМ" Самарского государственного технического университета:

4) Для изучения количественного и качественного состава примесей в породах пласта А4 Кулешовского месторождения (Mn, Fe, Ni, Sr) привлекались данные спектрального анализа по 300 образцам керна из скважин № 732, 137 (исследования проводила Пецева О.Ю.)

При проведении исследований использовалась следующая аппаратура:

Сведения об использовании полученных результатов

Благодарности.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность за научное руководство профессору, д.т.н. В.В. Корягину. А также доценту, к.г.-м. н.

В.В.Гусеву, профессору |К.Б. Аширову|, к.г.-м.н. А.В. Пескову, к.х.н. Ю.В.Афанасьеву, И.Н. Бехтереву, Л.А. Марченковой, Н.А. Авдюшкиной, А.А. Иванову, Ю.С Черных за ценные советы и доброжелательные замечания при проведении исследований, составлении работы. Особенно автор благодарен профессору [JIB. Цивинской] за постановку задач, поддержку, курирование работы.

Структура работы.

Диссертационная работа состоит из 4 глав и содержит 179 страницы машинописного текста, 5 таблиц, 78 рисунков и список литературы из 123 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Булгаков, Максим Александрович

6. ВЫВОДЫ

1. Установлено, что залежь углеводородов является открытой, самоорганизующейся диссипативной системой, к которой приурочены различные типы процессов самоорганизации. В результате этих процессов происходит формирование определенной структуры внутри системы залежи, представленной чередованием зон ДВНК и межконтактных интервалов.

2. Показано, что каждая зона аккумуляции отдельных порций углеводородов (ДВНК, ВНК) представляет собой характерную структурную единицу системы залежи углеводородов и также является самоорганизующейся системой, в которой идут процессы стабилизации, направленные в сторону термодинамического равновесия.

3. На примере пласта А4 Кулешовского месторождения изучены характерные структурные особенности систем зон водонефтяных контактов в карбонатных породах, показана их зависимость от процессов вторичных катагенетических преобразований (минералообразование, сульфатредукция, гравитационное перераспределение углеводородов и др.).

4. В результате комплексных литолого-петрографических исследований керна пласта А4 Кулешовского месторождения, с учетом данных о других месторожденях Волго — Уральского региона выявлено, что система зоны ВНК состоит из двух характерных подзон: подзоны разуплотнения и подзоны цементации.

5. Подзона разуплотнения находится в верхней части зоны контакта и представлена пакетом чередующихся битумных и безбитумных прослоев, характеризуется большими значениями коэффициента пористости (10 -50%) и проницаемости (10 — 400м Д) в безбитумных прослоях. Коэффициент битуминозности в битумных прослоях достигает 10 — 50%. Битумы в подзоне разуплотнения залегают послойно, согласно удельному весу и структуре молекул.

6. Подзона цементации находится в нижней части контакта и представлена определенной конденсационно - кристаллизационной структурой. Минералы — индикаторы залегают в зоне цементации в определенном порядке, согласно их удельному весу, способности к растворению, рН среды и также в зависимости от внешних условий, имевших место при формировании зоны ВНК. Подзона цементации в целом характеризуется низким коэффициентом пористости (1-2 %) , низким коэффициентом проницаемости (< 1мД), коэффициент битуминозности колеблется от 5 до 30%.

7. На основании результатов проведенного комплекса литолого-петрографических исследований и представлений о динамики формирования залежи углеводородов, обоснована модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах на примере пласта А4 Кулешовского месторождения. Показаны основные структурные типы зон ВНК (прогрессивный, регрессивный, трансгрессивный, наложенный).

166

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Булгаков, Максим Александрович, Самара

1. Аширов К.Б. Геологические условия образования твердых битумов. // Куйбышев: Тр. / Гипровостокнефть, 1962. —Вып.5. — 20-39 с. Аширов К.Б., Цивинская Л.В. и др. Физика нефтяного пласта, уч. Пособие. Куйбышев: КптИ, 1985г.

2. Аширов К.Б., Кирин А.И. и др. О целесообразности раздельной разработки газовой и нефтяной частей Залежинского месторождения. -Газовое дело, 1969, № 8, с.6 9.

3. Аширов К.Б., Абрамова Л.М., Борисов Б.Ф. и др. Методика изучения карбонатных коллекторов и классификация карбонатных коллекторов и приуроченных к ним залежей нефти и газа. // Куйбышев: Тр. / Гипровостокнефть, 1971. — 140 с.

4. Ботнева Т.А. Цикличность процессов нефтегазообразования. М., «Недра», 1972. 256 с. (Труды Всесоюз. науч. — исслед. Геол. Развед. Нефт. ин-та, вып. 126).

5. Брайнес С.Н., Напалков А.В. Некоторые вопросы теории самоорганизующихся систем. «Вопросы философии», 1959, №6 Брод И., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа Л. Гостехиздат 1957, 480 с.

6. Багринцева К.И., Белозерова Г.Е. Особенности строения пустотного пространства карбонатных коллекторов палеозоя Прикаспийской впадины. // Коллекторские свойства пород на больших глубинах. М., 1985г.

7. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Корнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. // М.: Недра, 1991г. — 285 с. Вассоевич Н.Б. Генетическая природа нефти в свете данных органической геохимии. В кн. «Генезис нефти и газа» , М., изд. «Недра», 1968г.

8. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений. М. : Недра, 1986г. - 228 с.

9. Высоцкий И.В. Прерывисто непрерывный характер нефтегазогенеза и его проявление в земной поре. Губ- чтения. - М: Недра, 1972г. С. 266 — 274.

10. Вышемирский B.C., Конторович А. Э., Трофимук А. А. Миграция рассеянных битумоидов. Новосибирск, «НАУКА», 1971г., 168 с. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере и её следствия // Геология нефти и газа 1998г. № 6 - с. 2 — 13.

11. Гмидт Л.П., Левин С.Ш. Атлас карбонатных пород коллекторов. // Л.: Недра, 1972г. —79 с.

12. Горелик С.С., Скаков Ю.А., Расторгуев Л.Н. Рентгенографический и электроннооптический анализ. // М.: Мисис, 1994г. Горелик С.С. Рентгенографический и электроннооптический анализ. // М.: Металлургия, 1970г.

13. Граусман А.А., Чистяков М.Г. Геологическая модель целевая информационная система в сб. Системный подход в геологии. - М. Недра. 1992г.-с. 160-167

14. Дмитриев С.Д. Основы петрографии. // Иркутск: Изд-во Иркутского университета, 1986г. — 301 с.

15. Казаринов В.П. Пульсации земли. // Биол. МОИП. Отдел геологии -1979г., Т54, вып. 3. с. 100-109

16. Карбонатные породы. Под ред. Дж.Чилингара, Г.Биссела, Р.Фейрбриджа. // М.: Мир, 1971г.— Т. 1. —266 с. Князев B.C., Кононова И.Б. Руководство к лабораторным занятиям по общей петрографии. // М.: Недра, 1991г.

17. Конторович А.Э. Общая теория нафтидогенеза. Базисные концепции, пути построения в сб. Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. — Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1991г., 240с.

18. Конторович А.Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтегазообразование. В сб. «Проблемы нефтеносности Сибири» Изд. «Наука» СО Новосибирск, 1971г., с. 51-67. Королюк И.К., и др. Нефтегазоносность осадочных формаций. — М. 1987г.

19. Кучерук Е.В., Ушаков С.А. Тектоника плит и нефтегазоносность. Итоги науки и техники. Сер. Физика Земли. ВИНИТИ, 1985г.

20. Ларченко Е.П., Мороз С.А., Соколов Б.А. Системный подход в изучении нефтегазоносных бассейнов в сб. Системный подход в геологии. М. Недра. 1992г. - с. 85-90

21. Ларин В.Н. Продолжительность и интенсивность формирования залежей нефти и газа в ж. // Геология нефти и газа № 3, 1995г., с. 10 — 11.

22. Летников Ф.А. Синергетика геологических систем. — Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1992г. -230с.

23. Лонгвиненко Н.В., Карпова В.Г., Космачев В.Г. О магнезиальных кальцитах осадочного генезиса. // Литология и полезные ископаемые, 1986г.— №4. —119-127 с.

24. Лоскутов А.Ю., Михайлов А.С. Введение в синергетику-М: Наука, 1990г.

25. Лысянский В.Г. Особенности геологического строения и разработки Кулешовского месторождения нефти «Проблемы нефтеносности карбонатных коллекторов Урало-Поволжья» Труды ТаТНИИ, КФАН СССР, вып 2. Бугульма, 1963г. с. 207-214

26. Огнев А.О., Дмитриев Л.П. Системный петрофизический анализ нефтегазаносных областей в сб. Системный подход в геологии. М. Недра. 1992г. - с. 90-95

27. Перозио Г.Н. Вторичные изменения мезозойских отложений центральной и юго-восточной частей западно-сибирской низменности в сб. Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири изд. «Наука» Москва 1967г. с. 5-68

28. Перозио Г.Н. Катагенез и глубинный эпигенез в гранулярных коллекторах нефти Усть-Балыкского месторождения в сб. Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири изд. «Наука» Москва 1967г. с. 70-82

29. Постседиментационное минералообразование в осадочных формациях. Сб. науч. Тр./ Зап. Сиб. Геол. Развед. Нефт. Ин-т; Под ред. А.В. Македонова и др. Тюмень, 1985г. — 154с.

30. Постседиментационные преобразования пород коллекторов. Под ред ЧепиковаК.Р. и др. М., Наука, 1972г. 90с.

31. Пригожин И. От существующего к возникающему М: Наука 1985г., -327с.

32. Сахибгареев Р.С. Этапиость формирования и разрушения залежей по вторичным изменениям коллекторов на древних ВНК // Происхождение и прогнозирование скоплений нефти газа и битумов. Л., Недра, 1983г., с. 130-143

33. Сорохтин О.Г. Теория тектоники литосферных плит — современная геологическая теория. М.: Знание, 1984г.

34. Страхов Н.М. Общие проблемы геологии, литологии и геохимии. // Избр. тр. — М.: Наука, 1983г. — 639с.

35. Трофиму к А. А., Карагодин Ю.Н., Мовшович Э.Б. Методологические вопросы геологии нефти и газа. Институт геологии СОАН СССР, 1983г.-123 с.

36. Татарский В.Б. Литология нефтеносных карбонатных пород Средней Азии и происхождение нефтеносных доломитов. Труды МГРИ, сер А, вып. 112, 1939г.

37. Татарский В.Б. О формах залегания битумов в карбонатных породах по данным микроскопии. Зап. Всесоюзн. Мин. Об-ва, 2я сер., часть 77, вып. 3,1948г.

38. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах. // Л.: Гостоптехиздат, 1958г.

39. Трофимук А.А. Современные представления о генезисе нефти и газа. -В сб. «Геологическое строение и нефтегазоносность восточной части Сибирской платформы и прилегающих районов». «Недра», 1968г.

40. Федоров Ю.А., Даринский Б.М. Строение и свойства границ зерен и блоков. // Воронеж: Издат-во ВГУ, 1974г.

41. Фролова Е.К. Литология карбонатных продуктивных горизонтов нижнего и среднего карбона Куйбышевской области «Проблемы нефтеносности карбонатных коллекторов Урало-Поволжья» Труды ТаТНИИ, КФАН СССР, вып 2. Бугульма, 1963г. с. 28-38

42. Фрэнсис А. Равновесие жидкость жидкость. М: химии, 1969.

43. Хаин В.Е. Основные фазы раскрытия современных океанов. Вести МГУ. Геология. 1985г. - № 3 - с. 3.

44. Хакен Г. Синергетика. М: Мир, 1980.

45. Холодов В.Н., Комарова Г.В., Лисицин А.К. К проблеме эпигенетического доломитообразования. Тез. Докл. Сов.-я: Фации и геохимия карбонатных отложений. Ленинград-Таллин, ВСЕГЕИ, 1973г.

46. Цивинская Л.В. Вторичные преобразования карбонатных коллекторов и их учет при прогнозировании нефтеносности и влияние на условия разработки на примере месторождений среднего Поволжья и северного

47. Прикаспия. // Диссертация на соискание ученой степени канд. геол.-минерал. наук, Уфа. 1984г.

48. Цивинская Л.В., БорисевичЮ.П., Рабинович Г.П. Многоэтапное формирование залежей углеводородов северного Прикаспия. // Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки. — М.: ВНИИОЭНГ, 1990г. — 112-119 с.

49. Цивинская А.В., Песков А.В., Афанасьев Ю.В., Пенина В.И. Параметры тонкой структуры кальцитов различного генезиса. // Геология нефти и газа, 1996г. — №12. 4-7 с.

50. Цивинская Л.В., Афанасьев Ю.В. Залежь углеводородов как самоорганизующаяся система, изд. Журнала геология нефти и газа, № 5 - 6 - с. 22 - 28.

51. Цивинская Л.В. Самоорганизация системы порода углеводороды -вода и принципы литогенетического моделирования залежи нефти и газа. В сб. Межвузовская научно - техническая программа « Нефтегазовые ресурсы». М. 1994г. - с. 52 — 57.

52. Цивинская Л.В., Песков А.В., Борисевич Ю.П., Скибицкая Н.А. Способ выявления расположения углеводородных газо-жидкостных фаз в продуктивных карбонатных пластах. // Патент 2090752, зарегистрирован в государственном реестре изображений 20.09.97 г.

53. Цивинская А.В., Песков А.В., Борисевич Ю.П. Способ выявления древних водонефтяных контактов в продуктивных терригенных пластах // Решение о выдаче патента № 98117760 от 17.12.1999г.

54. Цивинская Л.В., Борисевич Ю.П. Фазовые состояния углеводородов в залежи на примере Карачаганакского НГКМ. // Вестник Самарского ГТУ, 1994г. —Вып. 1.

55. Цивинская Л.В., Булгаков М.А. Циклические процессы самоорганизации залежи углеводородов ВНИГРИ « Геологическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов, 1995г.

56. Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Орлова Н.А Эпигенные минералы как показатель времени прихода нефти в песчаные промышленные коллекторы. «Докл. АН СССР», 1959г., т. 125, №5, с. 1097-1099.

57. Черников О.А. Преобразование песчано-алевролитовых пород и их пористость. М: Наука, 1969г. 142 с.

58. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981г.-237 с.

59. Черников О.А., Куренков А.И. Литологические исследования песчаных продуктивных коллекторов. (Нефтепромысловая литология). М., "Наука", 1977г.

60. Чилингар Д.В., Биссел Х.Д, Вольф К.Х. Диагенез и катагенез карбонатных пород. В кн.: Диагенез и катагенез осадочных образований. М.: Мир, 1971г., с. 165-290.

61. Швецов М.С. Петрография осадочных пород. // Госгеолиздат, 1948.

62. Шустеф И.Н., Тульбович Б.И., и др. Учет структурно-генетических особенностей карбонатных коллекторов при подсчете запасов нефти «Геология и геофизика» 1973г. №12 с. 23-25

63. Щеглов В.Б., Югай Т.А., Клюев В.И. Карбонатные породы -коллекторы Карачаганакского газоконденсатного месторождения. // Коллекторские свойства пород на больших глубинах. М., 1985г., с. 167-172

64. Эбелинг В. Образование структур при необратимых процессах. Введение в теорию диссипативных структур. М: Мир, 1979г., - 298с

Информация о работе

Булгаков, Максим Александрович
кандидата геолого-минералогических наук
Самара, 2004
ВАК 25.00.12

Диссертация

Модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы