К оглавлению

УДК 001.11 550.93 553.061.12 553.981

 

А.Я. Эдельштейн

К ВОПРОСУ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВРЕМЕНИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА

Вопрос о времени формирования залежей газа или нефти в современной нефтяной геологии [3, 4, 5] является одним из актуальнейших. Если бы удалось сравнительно точно определить это время, то, сопоставив его с временем формирования структур (ловушек), можно без особых затруднений распределить фонд локальных структур по степени их значимости и разработать наиболее рациональную методику поисков и разведки новых залежей газа (нефти) в данной нефтегазоносной провинции, что значительно ускорило и удешевило бы этот процесс.

Статья Г.А. Алексина, С.И. Горлова и А.И. Дьяконова [2], посвященная вопросу о возможности аналитического определения возраста газовых залежей, несомненно, представляет интерес.

Если раньше возраст нефтяных скоплений можно было определять по оригинальной методике У.К. Гассоу [3], основой которой является величина давления насыщения растворенного в нефти газа, то аналитических методов определения возраста чисто газовых скоплений и времени их формирования, в сущности, не имелось.

В этом направлении в 1959 г. впервые С.П. Максимовым и др. [4] па опыте изучения условий формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях Саратовского Заволжья предложен метод подсчета времени геологических явлений. Новый метод оценки времени формирования газовых залежей, основывающийся на законе Бойля-Мариотта, несомненно, заслуживает большого внимания. В статье [2] высказано соображение, что определять возраст газовой залежи можно по формуле

где Н - глубина образования газовой залежи от поверхности земли, м; Р1 - современное пластовое давление, отнесенное к уровню газо-водяного контакта; V1 - объем порового пространства резервуара, занятого газом при Р1 (в км3); V0 - объем порового пространства ловушки в момент, формирования залежи газа (в км3); z0, z1, f, w, dB -поправки на пластовую температуру, сжимаемость газа, на уплотнение осадков и плотность пластовой воды. Обозначив все эти поправки индексом К, получим:

Таким образом, формула (1) принимает вид:

или, заменив значение Н/10 как соответствующее Р0, получим

т. е. формула действительно приобретает выражение, соответствующее закону Бойля-Мариотта. Слабой стороной данной методики могут быть трудности в определении численных значений, вводимых авторами поправок. Так, при определении поправки на температуру в формулу входит значение температуры (t0) во время образования залежи. Авторы полагают, что ее легко определить, пользуясь величиной геотермического градиента. Между тем этого явно недостаточно: во-первых, надо знать априори глубину залегания газовой ловушки в момент ее формирования (Т.е. то, что мы должны найти.); во-вторых, неизвестно, изменяется ли величина геотермического градиента в процессе геологического времени. Подобная же трудность имеется и в рекомендации по определению первоначального объема газовой залежи (Vo).

Авторы статьи [2] почему-то допускают, что ее легко определить из выражения V0 = S0*hэ*mэф, где S0 - площадь газовой залежи к моменту завершения аккумуляции газа в ловушке при давлении Р0. Нам кажется, что эту площадь невозможно определить, не зная искомого времени формирования ловушки и характера тектонических движений в данный отрезок геологического времени.

Эту методику можно упростить следующим образом. Во-первых, целесообразно исключить из расчета неоправданно скрупулезное определение поправок на пластовую температуру, сжимаемость газа, плотность воды и уплотнение осадков. Проанализировав численные значения приводимых авторами поправок, нетрудно установить, что суммарное их значение

находится в пределах 0,8-1,0 (для пластов, залегающих не ниже 2- 3 км от поверхности земли). В таком случае глубина залегания ловушки в момент заполнения ее газом определится:

где К имеет указанное выше численное значение. Во-вторых, учитывая трудности определения начального объема газовой залежи (практически в настоящее время это сделать еще невозможно), мы предлагаем вместо соотношения V1/V0 пользоваться соотношением объема газа содержащегося в настоящее время в ловушке V1 к общему объему порового пространства ловушки до нулевой изогипсы (Vобщ), или же соотношением высоты этажа газоносности (h1/) к высоте (амплитуде) структуры, (hc), как непосредственно связанных с временем формирования структуры и временем формирования в ней залежи газа.

Как известно, в большинстве случаев объем залежей газа (нефти), или высота этажа газоносности (нефтеносности), всегда меньше объема всей ловушки или соответственно высоты (амплитуды) структуры. По мнению К.Б. Аширова [1], в Среднем Поволжье современные объемы газовых (нефтяных) залежей в структурных ловушках составляют 25-45% от их современной емкости продуктивных пластов всей ловушки (до гидрозамка). По-видимому, близкие данные мы будем иметь и по другим нефтегазоносным районам, что прежде всего объясняется отражением роста емкости структур под влиянием более поздних тектонических движений.

Обозначив общий объем порового пространства продуктивного пласта в ловушке (вплоть до нулевой изогипсы, т.е. включая объем пласта, не содержащего в настоящее время газа) индексом Vоб и объем газовой залежи в ловушке (без приведения его к атмосферным условиям) V1, время формирования газовой залежи определится, как и в предыдущем случае:

Если нас интересует только сугубо приблизительный возраст газовой залежи, то вместо соотношения V1/Vоб подставляем в формулу соотношение высоты газовой залежи в структуре к высоте (амплитуде) всей структуры. Пользуясь предлагаемой методикой, мы без больших затруднений можем определить возраст газовой залежи.

Так, например, по данным С.П. Максимова и др. [4], время формирования Степновского газонефтяного месторождения стратиграфически отвечает (в грубом подсчете) подольскому времени (1200 м от поверхности земли). К.А. Машкович [5] считает этот подсчет несколько завышенным и допускает, что данная залежь образовалась на глубине 1000 м.

В том и другом случае убедительно доказывается, что залежь сформирована в палеозое, а не в мезозойское или третичное время, как полагал К.Б. Аширов [1].

Теперь определим по нашему варианту методики С.П. Максимова и др. [4] и Г.А. Алексина и др. [2] время формирования Степновской залежи. Исходные данные: общий объем Степновской ловушки по пласту D2 V 135 млн. м3; общие (геологические) запасы по указанному пласту составляют [4] 18,5 млрд, м3 газа и 5,3 млн. м3 нефти при нормальном давлении, или 130 млн. м3 при 142 ат. Принимая самое низкое значение К = 0,8, можно определить глубину, на которой происходило формирование нефти и газа в Степновской ловушке:

Н=10*142*130/135*0,8=1094 м,

что близко к значению глубины, приводимой в работах [4, 5]. Еще проще (в грубом подсчете) можно определить время формирования залежи газа (нефти), пользуясь соотношением высоты этажа газонефтеносности к полной высоте ловушки. Так, на упомянутом Степновской поднятии (пласт D2V) этаж газоносности в среднем составляет (115+123)/2=119 м при высоте ловушки 124 м.

Время образования данной газовой залежи составит Н=119*10*119/124*0,8=1080 м, что весьма близко к приведенному выше значению глубины, при которой происходило формирование Степновской залежи.

Следует отметить, что если в формуле

V1 - объем нефти в продуктивном пласте (при отсутствии в залежи газовой шапки, или же газовой оторочки), а Vоб - то же значение объема пласта, как и в предыдущем случае, тогда Р0 будет выражать давление насыщения нефти газом, по которому можно судить о возрасте нефтяной залежи. Следует лишь оговориться, что по физическому смыслу мы здесь находим то максимальное давление Р0, которое может иметь газ, растворенный в нефти; когда происходит снижение давления P1, давление Р0 пропорционально уменьшается. Однако, как бы впоследствии глубоко ловушка не опустилась, давление насыщения Р0 уже не увеличивается.

Предлагаемый нами вариант расчета времени образования нефтяной залежи имеет преимущество в том, что здесь отпадает необходимость оперировать промысловыми данными по давлению насыщения, т.е. фактором, не являющимся, как известно, постоянной величиной во времени.

Правильный подсчет времени формирования залежей нефти (газа) в каждом конкретном случае зависит от того, как учтены другие факторы, т.е. время образования регионального наклона, образование и дальнейший ход тектонического развития данной структуры ловушки и прочие факторы, без которых, естественно, любой аналитический расчет превращается в пустую манипуляцию цифрами.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Аширов К.Б. К вопросу о времени формирования нефтяных и газовых залежей Среднего Заволжья. Геология нефти и газа, 1960, № 6.

2.     Алексин Г.А., Горлов С.И., Дьяконов А.И. Об определении времени формирования залежей газа. Геология нефти и газа, 1963, № 3.

3.     Гассоу У.К. Время миграции нефти и газа. Проблемы нефтяной геологии в освещении зарубежных ученых. Гостоптехиздат, 1961.

4.     Максимов С.П., Иванов А.И., Киров В.А. Условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях ближнего Саратовского Заволжья. Геология нефти и газа, 1959, № 12.

5.     Машкович К.А. Методика поисков и разведки нефти и газа. Гостоптехиздат, 1961.

Институт геологии АН МССР