Капиллярные барьеры второго рода

Капиллярный барьер второго рода возникает вследствие изменчивости во времени межфазного натяжения. Межфазное натяжение на контакте воды и нефти является весьма чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении, вызывая тем самым повышение капиллярного давления. Следствием снижения пластовой температуры и связанного с этим повышения капиллярных давлений на ВНК может явиться ситуация, предотвращающая проникновение нефти через водонасыщенные породы, которые в прежних геотермических условиях характеризовались удовлетворительной для углеводородов проницаемостью. При этом происходящие после снижения пластовых температур неотектонические деформации нефтегазоносных пластов уже не могут вызвать перетоки нефти согласно принципу сообщающихся сосудов, поскольку залежи углеводородов стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления, т.е. на участках, которые они занимали до снижения пластовых температур. Очевидно, что в основном за счет возросших межфазных натяжений будут лишены способности к перетокам нефти и газа залежи, находящиеся в коллекторах с низкими фильтрационными свойствами.

По данным Ш.К. Гиматудинова и др. [17], межфазное натяжение при снижении температуры от 120°С до 70°С в системе «газ-вода» практически удваивается, что влечет за собой и соответствующее увеличение капиллярного давления в поровой среде.

По данным И.И.Нестерова и др. [34], снижение пластовых температур за период от палеогенового до четвертичного на севере Западной Сибири составило до 50°С. В Широтном Приобье в юрских и неокомских отложениях по данным этих же исследователей пластовые температуры понизились на 30-35°С. В результате залежи нефти и газа были стабилизированы на участках первоначального нефтегазонакопления, и происходящие в дальнейшем неотектонические деформации не могли вызвать перетоков углеводородов согласно принципу сообщающихся сосудов.

Синхронно охлаждению нефтегазоносные области Западной Сибири испытали активные неотектонические преобразования. В этот период происходила деформация или полное расформирование отдельных локальных поднятий и возникновение новых. По данным И.П. Варламова (1983) размах неотектонических движений на севере Западной Сибири достигал нескольких сотен метров. В Широтном Приобье он измеряется от десятков до сотни метров.

Таким образом, положение контура залежи может быть установлено путем палеоструктурного анализа в сочетании с данными опробования скважин. При прогнозировании положения контуров нефтегазоносности, ВНК и ГВК геологи, в основном, опираются на современную структуру продуктивных пластов, что нередко приводит к существенным ошибкам, в частности, при определении площади залежи. По свидетельству Ф.З. Хафизова (1991), в Западной Сибири 47% ошибок при подсчете перспективных ресурсов УВ возникает вследствие неверного определения площади залежи, т.е. ее контура. Следует отметить, что на связь современного положения ВНК с неотектоническими движениями Западной Сибири указывалось ранее [41], но стабилизирующая роль возросших капиллярных давлений при этом не рассматривалась.

Исключительно сложный характер заполнения антиклинальных ловушек в нефтегазоносных резервуарах, подвергнутых снижению пластовых температур и активной неотектонике, известен на многих месторождениях севера Западной Сибири и Широтного приобья. Очевидно, что разведка таких месторождений на основе только принципов антиклинально-гравитационной концепции вряд ли может оказаться высокоэффективной.

Известно, что главные закономерности и особенности распределения температур в нефтегазоносных резервуарах определяют плотность теплового потока и ее изменение во времени. Большое влияние на температурный режим нефтегазоносных толщ оказывают вариации климата, определяемые изменчивостью интенсивности солнечной радиации. Ослабление плотности теплового потока в сочетании с похолоданием климата в неотектонический этап геологического развития обусловили заметное охлаждение осадочных пород в пределах многих нефтегазоносных областей и особенно в северных районах Западной Сибири. Наибольшее охлаждение испытали нефтегазоносные резервуары, находящиеся в областях распространения многолетней мерзлоты, которая, в частности, покрывает северную половину Западно-Сибирской равнины.

Формирование толщ многолетнемерзлых пород связывают с похолоданием в начале плейстоцена [15], т.е. около 3 млн. лет назад. Многие исследователи считают, что именно тогда начали образовываться ледниковые щиты Северного полушария. В начале иртышского времени, т.е. около 2,5 млн. лет назад, климат становится близким современному [36]. С этого времени нефтегазоносные резервуары находились под практически непрекращающимся охлаждающим действием криолитозоны. По расчетным данным [43], охлаждающее воздействие четвертичных похолоданий на территории Западной Сибири проникло в осадочный чехол до глубин 3-4 км. По сведениям И.И.Нестерова и др. [34], суммарное воздействие охлаждающих факторов в Западно-Сибирском бассейне привело к снижению пластовых температур на 30°С по всему разрезу осадочного чехла, на юге бассейна в кровле сеномана - на 25-30°С, в подошве осадочного чехла – на 18-25°С. На Крайнем Севере Западной Сибири охлаждение осадочных пород составило от 30° до 50°С. Таким образом существенное снижение пластовых температур в сочетании с активными неотектоническими процессами на севере Западной Сибири привели к существенным отклонениям в распределении в деформированных неотектоникой антиклинальных ловушках воды, нефти и газа от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, что существенно осложняет их разведку, основанную на традиционных принципах.

В породах коллекторах сеноманского возраста, которые характеризуются крупными, иногда сверхкапиллярными размерами пор, стабилизация залежей вследствие снижения пластовых температур менее вероятна. Поэтому соответствие в положении залежи углеводородов современной структуре пласта согласно антиклинально-гравитационной концепции наблюдается довольно часто. То есть, при нетектонических деформациях структурных палеоловушек углеводороды в сверхкапиллярных коллекторах сеномана могли перемещаться и занимать положение соответствующее новой форме антиклинальной ловушки.

Для средне- и мелкопоровых пород и неокомских отложений Западной Сибири отсутствие соответствия между формой залежи и современной структурой продуктивного пласта явление весьма распространенное, хотя в этих случаях структурный контроль не исключается. Его действие просто в той или иной мере ограничивается, а эти ограничения компенсируются действием капиллярных сил.

В связи с повсеместной микронеоднородностью пород-коллекторов становится очевидным, что в реальных условиях недр, испытавших снижение температур, могут присутствовать нефтяные и газовые скопления, находящиеся под совместным контролем капиллярных барьеров второго и первого рода в сочетании с контролирующим действием структуры продуктивного пласта.

ВАРИАНТЫ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА, НАХОДЯЩИХСЯ ПОД КОНТРОЛЕМ КАПИЛЛЯРНЫХ БАРЬЕРОВ, В СОЧЕТАНИИ СО СТРУКТУРОЙ ПЛАСТА

Построение капиллярных моделей залежей может иметь целью:

· прогноз контура нефтегазоносности, что полезно знать при разведочных работах, а также и при подсчете запасов углеводородов.;

· прогноз строения водонефтяной зоны, положение внутреннего контура нефтеносности и области распространения чистонефтяной зоны, что необходимо знать как для подсчета запасов, так и для составления проекта разработки залежи;

· разделение залежей нефти по геолого-промысловым характеристикам, что может быть использовано при определении и выборе наиболее оптимальной системы разработки месторождения.