vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

проходит через купола и антиклинали. Тектонически экранированные и многие литологические и стратиграфические ловушки [ловушки выклинивания] обычно запечатаны с одной или нескольких сторон, и в связи с этим они отклоняют или даже останавливают движение флюидов, достигающих этих ловушек. Объем воды, несущей незначительные количества нефти и газа и мигрирующей через ловушки, редко бывает настолько большим, чтобы заполнить ловушку этими углеводородами до ее современного уровня. Поэтому наиболее вероятно, что большая часть нефти и газа, содержащаяся ныне в залежах, попала в ловушки независимо от движения воды. Основной транспортирующей силой нефти и газа, по-видимому, является их плавучесть, обусловливающая миграцию нефти и газа в наиболее высокие участки продуктивных пластов как по направлению движения пластовых вод, так и против него.

Складкообразование не только приводит к возникновению приподнятых локальных участков, характеризующихся относительно пониженным пластовым давлением, но способствует снижению пластового давления и в дальнейшем, так как при смятии в складки кластических пород они растрескиваются и меняется соотношение в них несцементированных зерен, что обусловливает локальные увеличения объема пород.

Расширение горной породы приводит к соответствующему увеличению объема порового пространства, а это влечет за собой снижение пластового давления [29]. Можно допускать,

что пластовое давление в связи с этим уменьшается по направлению к своду антиклинали.

Если такое уменьшение достаточно интенсивно, оно будет действовать в том же направлении, что и силы всплывания нефти и газа, т.е. будет способствовать их аккумуляции.

Наклонные водонефтяные контакты

Во многих залежах водо-нефтяной контакт наклонный. Наклон контакта обычно измеряется несколькими футами на милю, но иногда достигает 800 футов на 1 милю и даже больше, т. е. примерно соответствует наклону в 8°. Наклон контакта нефти и газа с водой приводит к смещению залежей вниз, в сторону одной из периклиналей ловушки; это может оказаться весьма существенным фактором для разведки залежи: если наклон водо-

нефтяного контакта (ВНК) установлен на ранней стадии разведки, можно избежать бурения излишнего количества непродуктивных скважин. Если наклон ВНК очень велик,

то залежь может быть смещена так далеко, что наиболее высокая часть структуры окажется непродуктивной или будет содержать только газ, а вся нефтяная залежь расположится на периклинали структуры. В процессе поисковых работ такие залежи могут быть пропущены, если скважины ориентировались лишь на присводовую часть

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

структуры. В некоторых случаях наклон ВНК становится настолько большим, что залежь

нефти или нефти и газа полностью вытесняется из данной структуры. Такая ловушка

называется промытой и является непродуктивной. Ниже приводятся некоторые примеры

наклонных ВНК.

Залежь Кейро в округе Юнион, штат Арканзас, представляет особенный интерес,

поскольку наклон ВНК в этой залежи произошел, по-видимому, в результате искусственно

созданного градиента гидравлического потенциала, образовавшегося вследствие

разработки в течение 10-20 лет расположенного по соседству месторождения Шулер [2].

Залежь Кейро расположена примерно в 3 милях (5 км) выше по региональному наклону от

крупного месторождения Шулер, хотя гипсометрически эта залежь ниже, чем сводовая

часть месторождения Шулер. В обоих случаях продуктивны оолитовые известняки

Рейнолдс формации Смаковер (юра). Однако месторождение Шулер было открыто на 20

лет раньше, чем залежь Кейро. В течение этого времени

Фиг. 12-8. Залежь Кейро,, округ Юнион, Арканзас [2, стр. 1956, 1966, 1972]. Сплошными линиями показана кровля продуктивных юрских известняков Смаковер (сечение изолиний через 25 футов), пунктиром - положение ВНК (сечение изолиний через 50 футов). Вверху приведен разрез центральной части залежи; стрелкой удесь показано направление движения воды; 1 - начальное положение BHK; 2 - современное положение BHK. Наклон плоскости BHK произошел, по-видимому, в течение двадцатилетнего периода, прошедшего от момента открытия месторождения Шулер до открытия залежи Кейро.

пластовое давление в разрабатываемом горизонте месторождения Шулер снизилось на 35

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

атм и здесь было добыто свыше 7 млн. баррелей нефти и 10 млн. баррелей воды.

Очевидно, снижение пластового давления на месторождении Шулер привело к образованию градиента гидродинамического потенциала в направлении этого месторождения, распространившегося во все стороны от него и захватившего район залежи Кейро: после открытия этой залежи оказалось, что плоскость ВНК в горизонте Рейнолдс наклонена в сторону месторождения Шулер. Наклон ВНК составляет примерно

100 футов на 1 милю. Структурная карта залежи Кейро, положение наклонного ВНК и разрез залежи приведены на фиг. 12-8.

Фиг. 12-9. Продольный разрез нефтяного месторождения Нортуэст-Лейк-Крик [30]. Черным цветом показано положение нефтяных залежей, стрелкой - направление движения воды.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фиг. 12-10. Структурная карта и геологический разрез месторождения Колс-Леви,

Калифорния (Davis, Journ. Petrol. Technol., pp. 12, 13, Figs. 1, 2, 1952).

Изолинии кровли репера «N» проведены через 200 футов. Залежь 21-1 приурочена к одному из выклинивающихся вверх по восстанию песчаных пластов зоны Стивене (миоцен). На разрезе виден наклон водо-нефтяного контакта в восточном направлении. Смещение ВНК видно также и на структурной карте.

Залежь на месторождении Нортуэст-Лейк-Крик в бассейне Биг-Хорн в Вайоминге

приурочена к известнякам Фосфориа и песчаникам Тенслип, смятым в длинную узкую

антиклиналь (длиной 7 миль и шириной 0,5 мили). Залежь нефти в песчаниках Тенслип

смещена вниз по погружению складки в северо-западном направлении [30], как это

показано на фиг. 12-9. Еще один пример смещенной залежи приведен на фиг. 12-10:

песчаники зоны Стивене (верхний миоцен) на месторождениях Норт-Колс-Леви и Саут-

Колс-Леви, округ Керн, Калифорния. Наклонные ВНК установлены на месторождениях

Френни и Сейдж-Крик в Вайоминге [31] (фиг. 12-11 и 12-12), в залежи Уит в округе

Ловинг в Техасе [32] и на месторождении Кашинг в округе Крик, Оклахома [33].

Причины образования наклонных водо-нефтяных контактов могут быть различными [34]. Одной из таких причин считали запаздывание приспособления первоначального ВНК к последнему региональному наклону слоев. Однако это

объяснение не вполне удовлетворительно, поскольку во многих регионах последнее

складкообразование произошло миллионы лет назад, т.е. прошло достаточно много

времени для того, чтобы приспособление положения ВНК к новым гидродинамическим

условиям полностью закончилось, в особенности если иметь в виду столь короткое время,

которое потребовалось для образования наклонного ВНК в залежи Кейро в Арканзасе.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фиг. 12-11. Структурная карта и положение залежи Френнн в Вайоминге (Wyoming Geol. Assoc, Wyoming Oil and Gas Field Simposium, 1957). Пример смещения залежи и наклонного водонефтяного контакта.

В некоторых случаях наклон ВНК только кажущийся. Неправильное положение ВНК, обусловленное различными причинами, ошибочно принимается за его наклон.

Например, в одних скважинах подошвенная вода может вскрываться на более высоком уровне, чем в других, в результате различных фациальных изменений коллектора,

развития мелких разрывов и трещин, неравномерности темпа отбора жидкости в разных скважинах, негерметичности обсадных труб, прорыва краевых вод и образования конусов обводнения. В других случаях в одной и той же залежи, характеризующейся различной водонасыщенностью из-за изменений пористости и проницаемости пород,

гипсометрически более высокие скважины могут давать только воду, тогда как другие скважины, вскрывшие пласт несколько ниже, - чистую нефть.

Как показывают специальные исследования¹, наклон водонефтяного контакта,

обусловленный влиянием капиллярных сил, обычно невелик.

¹G.A. Hill, неопубликованное сообщение, Станфордский университет, март, 1951.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Фиг. 12-12. Структурная карта и положение залежи Сейдж-Крик в Вайоминге

(Wyoming Geol. Assoc, Wyoming Oil and Gas Field Simposium, 1957).

Пример смещения залежи и наклонного водонефтяного контакта.

В случае отсутствия пор капиллярного размера водо-нефтяной контакт в гидростатических условиях представляет собой гладкую ровную поверхность, которую можно назвать плоскостью свободной воды или нулевой плоскостью капиллярного давления. В капиллярных порах вода поднимается до различной высоты под воздействием капиллярного давления. Высота подъема зависит от размера пор над нулевой плоскостью и от плотностей воды и нефти в соответствии с уравнением

h = 2γ cos Θ / (ρw-ρo)rg ,

где h - высота подъема воды над нулевой плоскостью (см), Θ - краевой угол смачивания, ρw и ρo - плотности воды и нефти, γ - межфазное натяжение между нефтью и водой, g - ускорение силы тяжести (930 см/сек²), r - радиус капилляра (в см). Из этого уравнения видно, что высота подъема воды, преодолевающей сопротивление нефти,

обратно пропорциональна радиусу капилляра при условии, что другие параметры остаются неизменными (фиг. 12-13).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основным фактором, обусловливающим наклон водонефтяного или газоводяного

контактов, является, по-видимому, гидродинамический градиент, проявляющийся в залежи и обусловливающий наклон потенциометрической поверхности. В этих условиях плоскости ВНК и ГВК наклоняются в направлении водного потока. Интенсивность наклона определяется величиной гидродинамического градиента и разностью в плотностях флюидов. (Более подробно с явлениями, связанными с наклонным

положением водо-нефтяных и газо-водяных контактов, читатель может познакомиться в

других специальных работах [40]).

Фиг. 12-13. Подъем в капиллярной трубке воды, преодолевающей сопротивление нефти в гидростатических условиях (S.Т. Yuster, Tech. Paper 3564. Trans. Am. Inst. Мin. Met. Engrs., 198, p. 150. 1953).

В трубке с меньшим радиусом вода поднимается выше, чем в трубке с большим радиусом. До тех пор пока сохраняются гидростатические условия и не изменяется размер капилляров, водо-нефтяной контакт будет представлять собой ровную гладкую плоскость. Если вдоль водо-нефтяного контакта наряду с грубозернистыми песчаниками располагаются и тонкозернистые разности, ВНК начинает подниматься на несколько футов или более в направлении тонкозернистых песчаников.

Если потенциометрическая поверхность горизонтальна, то пластовое давление во

всех точках на одной высоте одинаково и водо-нефтяной контакт горизонтален. Когда

потенциометрическая поверхность наклонена, действует гидродинамический градиент,

направленный перпендикулярно этой поверхности.

Вода в этом случае движется сквозь породы вниз по наклону потенциометрической

поверхности (см. фиг. 12-2). На фиг. 12-14 показано, что наклон потенциометрической

поверхности составляет h футов на расстоянии АС (I), или dh/dl. Это значит, что вода

движется по пласту от точки F к точке G, поскольку уровень потенциометрической