Основные залежи нефти. Нефтяные и газовые месторождения и залежи

Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью. Практически всякая нефтяная залежь содержит и газ, т.е. является по существу нефтегазовой залежью. В природе встречаются также и чисто газовые залежи, т.е. скопления в пористых породах естественного газа.

Основные известные месторождения нефти и газа сосредоточены именно в осадочных породах. Характерный признак осадочных гор­ных пород - их слоистость. Данные породы сложены в основном из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга со­ставом, структурой, твердостью и окраской. Поверхность, ограничи­вающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху - кровлей.

Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок (рис.1), образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, на­правленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, а выпук­лостью вниз - синклиналью. Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку.

Рис.1.Складка, образованная осадочными породами.

Рис.2.Схемы структурных ловушек.

а - ловушка в сводовой части локального поднятия; б – тектонически

экранированная ловушка в присводовой части локального поднятия.

В России почти 90% найденных нефти и газа находятся в антиклина­лях, за рубежом - около 70%. Размеры антиклиналей составляют в среднем: длина 5... 10 км, ширина 2...3 км, высота 50...70 м. Однако известны и гигантские антиклинали. Так, самое крупное в мире неф­тяное месторождение Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры в плане 225x25 км и высоту 370 м, а газовое месторождение Уренгой (Россия): 120x30 км при высоте 200 м.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (кол­лекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы - это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при перепаде давления. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые кол­лекторы.

Неплохими способностями вмещать в себя и отдавать жид­кости и газы, а также пропускать их через себя могут обладать и дру­гие типы коллекторов. Так, на некоторых месторождениях Саудов­ской Аравии взаимосвязанные системы трещин создают каналы длиной до 30 км. К трещиноватым коллекторам за рубежом приурочено более 50% открытых запасов нефти, а в России - 12%.

Покрышки - это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешанного происхож­дения, не нарушенные трещинами. Чаще всего роль покрышек вы­полняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть ка­менная соль и известняки.

Промышленные залежи нефти и газа встречаются лишь в осадоч­ных породах. Нефть и газ заполняют поры и пустоты между отдель­ными частицами этих пород.

Известно, что к осадочным породам относятся пески, песчаники, известняки, доломиты, глины и т. п. Однако в глинистых породах промышленных скоплений нефти не встречается. Глинистые пласты в нефтяных месторождениях играют лишь роль непроницаемых перекрытий, между которыми залегают более пористые породы, насыщенные нефтью, газом или водой. Если бы не было глинистых пород, подстилающих и перекрывающих скопления нефти или газа, то последние рассеялись бы по всей толще земной коры.

Для образования нефтяных и газовых залежей кроме наличия пористых пород, закрытых сверху непроницаемыми пластами, тре­буется еще одно условие: определенные структурные формы пласта. Многолетняя практика эксплуатации нефтяных и газовых залежей показала, что в ненарушенных (горизонтальных) пластах нефть и газ не встречаются, все скопления их находятся в различных складках.

Наиболее распространены и имеют наибольшее значение в строении нефтяных и газовых залежей структурные формы антиклинального типа и структурные форм связанны с моноклинальным залеганием пластов. Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочено именно к этим структурным формам.

На рис. 1 представлена схема нефтегазовой залежи пластового типа. Ее основными элементами и параметрами являются геометри­ческие размеры и форма, а также положение внешних и внутренних контуров нефтеносности и газоносности.

Рис.3.Схема нефтегазовой залежи пластового типа

1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности;

Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта - внутренний контур газоносности.

Кроме залежей нефти и газа пластового типа встречаются также массивные нефтяные или газовые залежи, приуроченные к крупным массивам или рифам, сложенным обычно известняками. Существуют также пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Постоянными спутниками нефти в нефтяных залежах являются нефтяной газ и пластовая вода. Распределение их по высоте залежи, как видно из схемы на рис. 1, соответствует их плотностям: в верх­них частях антиклинальной или моноклинальной складки находится газ, ниже газа залегает нефть, а последнюю подпирает снизу вода.

Объем пустот в горной породе, состоящих из пор, поровых каналов между отдельными зернами и частицами породы, трещин, каверн и т. п., принято называть пористостью. Численная величина пори­стости определяется отношением общего объема всех пустот в породе ко всему объему породы с пустотами.

Величина пористости различных пород изменяется в весьма широких пределах - от долей процента до нескольких десятков процентов. Так, для изверженных пород пористость колеблется в пределах 0,05 - 1,25% общего объема породы с пустотами, для нефтяных песков - от 18 до 35%, для песчаников - от 13 до 28%. Проницаемость породы зависит от размеров пор и каналов, свя­зывающих эти поры. Чем больше размер пор, тем выше проница­емость и наоборот. Например, глины могут обладать такой же пори­стостью, что и пески, т.е. в единице объема глинистой породы может вместиться столько же жидкости, сколько в таком же объеме песка. Однако вследствие ничтожно малой величины отдельных пор и кана­лов между частицами глины силы сцепления и внутреннего трения в них настолько велики, что движение жидкости или газа в глини­стом пласте почти отсутствует. Глины практически непроницаемы для жидкости и газа.

Кроме геометрического объема нефтяной или газовой залежи, пористости и проницаемости пород, складывающих эту залежь, ее промышленная ценность зависит также от величины пластовой энергии, от качества заключенной в ней нефти и, что особенно важно, - от нефте - и газонасыщенности.

Нефтенасыщенностью (газонасыщенностью) называется отношение объема пор в залежи, заполненных нефтью (газом), к общему-объему пор. Дело в том, что в порах нефте- или газосодержащей породы всегда содержится вода, остающаяся неподвижной в процессе-эксплуатации залежи. Эта вода «связана» с породой вследствие действия сил сцепления породы с водой. Установлено, что из общего объема пор нефтесодержащей породы нефтью бывает заполнено от 60 до 90% пор, остальной: объем пор заполнен водой.

Совокупность залежей неф­ти и газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

На рис.4 схематично изображено многопластовое нефтегазовое месторождение антиклинального типа. В этом месторождении пласт А - чисто газовый, пласты Б и В - нефтяные. Верхняя часть пласта Б заполнена газом, а снизу нефть подпирается пластовой водой.

Рис.4.Схема нефтегазового месторождения.

Ценность любого месторождения нефти и газа в первую очередь определяется величиной запасов основных полезных ископаемых, которые слагаются из запасов выявленных в его пределах залежей.

Особенности залегания нефти и газа в недрах требуют проведения исследований, направленных на изучение:

1) флюидов основных полезных ископаемых (нефти , газа , конденсата), попутных полезных ископаемых (подземных вод), а также содержащихся в тех и других полезных компонентов;

2) пород-коллекторов в пределах ловушек, пустотное пространство которых служит вместилищем флюидов;

3) условий залегания флюидов в ловушках;

4) основных особенностей залежей, определяющих условия их разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти , газа и конденсата, гидропроводность пластов и т. д.);

5) процессов, протекающих в недрах при формировании залежей и их разработке.

ФЛЮИДЫ

Нефть, газ и конденсат представляют собой природные смеси углеводородных и неуглеводородных соединений.

НЕФТЬ - природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (СпН2п+2), нафтеновой (СпНап) и ароматической (СпН2п-2) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлорганические комплексы. Кислород в нефтях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей в пластовых условиях в том или ином количестве содержится растворенный газ.

По составу углеводородной и неуглеводородной частей нефти подразделяются на ряд типов, основными показателями которых являются групповой углеводородный состав, фракционный состав, содержание неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.

По групповому углеводородному составу (в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нафтеновые и ароматические.

Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) различных фракций нефтей, выкипающих при разгонке до 350° С, и масляных фракций (дистиллятов), выкипающих при температуре выше 350 °С.

Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре и давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.

ГАЗЫ - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. К основным компонентам пластового газа относятся метан и его гомологи - этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, оксид углерода, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан при содержании в газе 3 % и более, гелий при концентрации в свободном газе 0,05 % и в растворенном в нефти газе 0,035 %, а также сероводород при содержании 0,5 % (по объему) имеют промышленное значение.

Важнейшие параметры газа - молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, среднекритические температура и давление, коэффициент сверхсжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование, теплота сгорания.

КОНДЕНСАТ - природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различаются по групповому и фракционному составу. К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечисленных выше, относятся также конденсатно-газовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях.

ПОДЗЕМНЫЕ (ПЛАСТОВЫЕ) ВОДЫ образуют с залежами нефти и газа единую гидродинамическую систему и служат одним из основных источников пластовой энергии. Подземные воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы . Суммарное содержание в воде растворенных ионов, солей и коллоидов определяет ее основное свойство – минерализацию. Йод, бром, бор, стронций могут содержаться в подземных водах в количествах, позволяющих осуществлять их разработку. Из газов, растворенных в подземных водах, основными считаются СО2, N2, СН4. Для подземных вод определяются также плотность, вязкость, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, величина поверхностного натяжения.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Природным резервуаром (по И.О. Броду) называется природная емкость для нефти , газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород-коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления. Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, эвапоритовыми, вулканогенными. Особую роль при этом играет и цементирующее вещество породы - коллектора.

Породы - коллекторы разного вещественного состава характеризуются соответствующим типом пустотного пространства - поровым, трещинным, кавернозным, смешанным в разных сочетаниях, что в целом определяет его структуру.

Величина пустотного пространства оценивается в долях единицы следующими коэффициентами:

Пустотность в целом – k п у с т

Пористость – k п

Трещиноватость – k т р

Кавернозность – k к а в

Вторичная трещиноватость – k в т. п у с т

Вторичная кавернозность – k в т. п у ст

Под пустотностью понимаются все виды пустот в породах, образованных порами, кавернами и трещинами:

k п у с т = k п + k т р + k к а в

В поровом коллекторе по сообщаемости пор друг с другом различают пористость общую, открытую, закрытую, оцениваемые соответственно коэффициентами k п общ, k п о, k п з.

k п о б щ = k п о + k п з

Водонасыщенные породы характеризуются коэффициентом водонасыщенности

k в = k в о + k в п,

где k в п – коэффициент подвижной водонасыщенности.

Коэффициентом нефтенасыщенности kн (газонасыщенности kг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Часть открытого пустотного пространства в зонах предельного насыщения нефтяных (газовых ) залежей занята остаточной водой. Ее доля в открытом пустотном пространстве оценивается коэффициентом остаточной водонасыщенности kво.

В нефтенасыщенном коллекторе

k в о + k н = 1

Соответственно в газонасыщенном коллекторе

k в о + k г = 1

Если вместе с остаточной водой содержится и остаточная нефть, то

k в о + k г + k н = 1

В переходных зонах доля пустотного пространства, насыщенного водой, возрастает за счет подвижной воды. В этих зонах и ниже ВНК насыщение открытого пустотного пространства водой оценивается коэффициентом водонасыщенности k в.

Соответственно

k в + k н = 1; k в + k г = 1

Минимальные значения параметров, характеризующих насыщение коллекторов нефтью или газом на контакте нефть - газ (газ - вода), названы граничными значениями. В отличие от них минимальные значения параметров продуктивных пластов, характеризующих породу как коллектор, названы кондиционными значениями.

В трещинном коллекторе емкостные свойства коллектора определяются трещиноватостью, обусловленной системой трещин разной раскрытости, протяженности и пространственной ориентации. Система трещин разделяет породу на блоки непроницаемой матрицы, для которых характерны

k п р. б л = 0 и k п. о. э ф б л = 0

В трещинно-каверновом коллекторе отношение k к а в / k т р составляет 5 – 10, возрастая в закарстованных известняках.

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ выделяют пористость эффективную, оцениваемую коэффициентом

k п о э ф = k п о (1 - k в о),

где k в о – коэффициент остаточной (несжижаемой) водонасыщенности.

Всем продуктивным пластам в той или иной мере свойственна неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого пласта. Неоднородность продуктивного пласта оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа и характер фильтрации жидкостей и газа .

Изменчивость формы продуктивного пласта определяется неодинаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями, слиянием.

Изменчивость физических свойств продуктивного пласта обусловливается в первую очередь различием его коллекторских свойств: пустотности в целом и ее видов - пористости, трещиноватости, кавернозности. На коллекторские свойства влияют окатанность, отсортированность и упаковка зерен, извилистость и размеры поровых каналов, величина удельной поверхности. Важными свойствами пород - коллекторов являются их плотность и сжимаемость.

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Любое естественное скопление нефти и газа в ловушке называется залежью.

Газ, нефть и вода в залежи распределяются под воздействием гравитационного фактора, т. е. в зависимости от их плотности. Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ и нефть в свою очередь также распределяются под влиянием гравитационного фактора: газ как более легкий располагается над нефтью.

Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гипсометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; размерами нефтяной , газовой, водонефтяной, газонефтяной и газоводяной зон, нефтегазонасыщенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород - коллекторов и их изменением по площади и разрезу; начальными пластовыми давлением и температурой.

ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ

В зависимости от строения резервуара выделяются следующие основные типы залежей нефти и газа : пластовый (рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экранированный.

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.

Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи.

Части пласта: 1 - водяная, 2 - водонефтяная, 3 - нефтяная , 4 - газонефтяная, 5 - газовая; 6 – породы - коллекторы; Н - высота залежи; Нг, Нн - высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ УВ

В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):

- нефтяные , содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;

Газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая - газовая (газовая шапка); в нефтегазовых - газовая шапка превышает по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой;

Газовые, содержащие только газ

- газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых – газоконденсатная (рис. 2).

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного пласта). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил - носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа , сжатого в газовых залежах и газовых шапках, и газа, растворенного в нефти . Кроме того, в залежах действует сила тяжести нефти .

Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток флюидов к добывающим скважинам, называется режимом залежи. В соответствии с характером проявления доминирующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах - газовый и упруговодонапорный.

Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неоднородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки технологическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти , газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продуктивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью продуктивных пластов, степенью гидрофобизации пород, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.

Под залежью нефти и газа понимается единичное скопление в одном или нескольких пластах-коллекторах, которые имеют единую гидродинамическую систему. Если скопление УВ достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью нефти и газа. Следовательно, понятие «промышленная залежь» определяется современным уровнем технологии добычи нефти, газа.

Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи- ее запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится все количество нефти, газа, находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (F) и c учетом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, которое можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Онизависят от: 1) физико-химических свойств нефти; 2) свойств коллекторов; 3) методов разработки.

При сочетании благоприятных параметров, например, при маловязкой нефти и высокоемких и хорошо проницаемых коллекторах можно достичь наиболее высокой отдачи пластов, в ряде случаев до 70-80%.

Однако, при сочетании худших показателей по нефти и коллекторам, например, при очень плотной высоковязкой нефти и низко проницаемых карбонатных коллекторах, извлечь более 15-20% нефти из недр практически невозможно.

Большое значение для повышения нефтедобычи имеет применение с начала разработки залежи наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты.

Количество извлеченной нефти по отношению к геологическим запасам выражается через коэффициент нефтеотдачи Кн:

Извлекаемые запасы, (т) , -геологические запасы, (т).

Коэффициент нефтеотдачи выражается в процентах или долях единицы. Пределы измерения , как и извлекаемых запасов, составляют от 15 до 80% (0,15-0,8).

Обычно в карбонатных коллекторах колеблется от 0,15 до 0,3; а в терригенных- 0,4-0,5, реже 0,6-0,8. Средняя величина в современных условиях составляет около 0,4-0,45.

Следовательно, более 50% разведанных запасов нефти в основных нефтедобывающих странах остается в недрах неизвлеченными. В связи с этим, перед нефтегазовой промышленностью стоит большая проблема, связанная с наибольшим извлечения нефти из недр. Особенно остро эта проблема стоит в тех регионах, где выявлены значительные по геологическим запасам местоскопления нефти, сложенные мощными толщами слабопроницаемых карбонатных коллекторов, а также залежи плотной вязкой нефти. Кроме того, большие трудности доставляет извлечение легкой, но высокопарафинистой нефти, что снижает нефтеотдачу пластов. Для снижения вязкости нефти и растворения парафина необходимо применение теплоносителей (горячей воды, пара и др.), что технически и экономически в большинстве регионов нашей страны считается неоправданным и практически в широких масштабах не применяется.

В отношении чисто газовых залежей коэффициент газоотдачи может достигать 70-80%, а в отдельных случаях еще выше.

Под местоскоплением нефти и газа понимают совокупность залежей (реже одна залежь), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, находящихся в пределах одной локальной площади. На рис. 4. Приведено строение 2-х местоскоплений нефти и газа, связанных с одной (а) и несколькими (б) ловушками.

При расчете контуров залежи нефти и газа по результатам разведки обязательно выполняются геологические построения: структурные карты и геологические профили. Обычно на разведочной площади бурят ряд скважин по профильной системе, затем строят геологические профили, на которые наносят результаты опробывания продуктивных пластов. По геологическим профилям строят структурную карту, на которой показывают контуры нефтеносности и газоносности. В обычных условиях поверхности, отделяющие нефть от воды, газ от нефти или газ от воды, являются практически горизонтальными (на одних абсолютных отметках). Поэтому, контуры нефтеносности и газоносности проводят в соответствии с конфигурацией изогипс пласта. На рисунке 5 приведен геологический профиль через нефтяную залежь, структурная карта нефтяного пласта, а также методика построения структурной карты и определение контуров нефтегазовой залежи.

Поверхность, разделяющая нефть и воду (газ и нефть, газ и воду), называется подошвой нефтяной (нефтегазовой, газовой) залежи или поверхностью водонефтяного(газонефтяного, газоводяного) раздела (контакта) –ВНК, ГНК, ГВК.

Рис. 4. Местоскопления нефти и газа.

Линия пересечения поверхности ВНК скровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, который выделяется для залежи в пластовом резервуаре. В массивном резервуаре внутренний контур нефтеносности отсутствует.

Высотой залежи (Н) называется кратчайшее расстояние от подошвы залежи ло ее наивысшей точки. В случае структурной ловушки- антиклинали или купола- наивысшая точка находится в своде в месте перегиба складки. Высота залежи в пластовом резервуаре на антиклинали больше толщины пласта (h) , ав случае массивного резервуара,наоборот, т.к. нередко в мощной коллекторской толще, например, карбонатном массиве, нефтяная залежь содержится в верхней части массива под покрышкой H h /

Рис. 5. Нефтегазовая залежь в профиле и плане.

Длина, ширина и площадь залежи (F) т.е. ее размеры определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).

Для расчета запасов нефти надо знать не общую мощность продуктивного пласта, а эффективную нефтенасыщенную мощность, которая определяется какк средневзвешенная по площади залежи (с учетом этого параьетра по скважинам) суммарная мощность хорошо проницаемых пропластков пласта. Эта величина определяется по данным промысловой геофизики, т.е. геофизических исследований скважин (ГИС).

Скопление свободного газа над нефтью в нефтегазовой залежи называется газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения ), нефти газом при данной температуре. Если пластовое давление(, то весь газ растворяется в нефти, а если , то образуется ГШ.

Степень заполнения пор нефтью (газом) называется нефтенасыщенностью и измеряется в процентах или долях единицы. Часто коэффициэнт нефтенасыщенности составляет 70-90% (0,Ю7-0,9). Следовательно в пластах в поровом пространстве может заключаться 70-90% нефти и газа, а остальное пространство заполнено остаточной (связанной) водой, т.е. остаточной водой после образования породы, которая обычно бывает связана с породой и является неподвижной.

Для расчета запасов УВ в залежах используют и другие параметры, которые вместе с формулами расчета рассмотрены ниже.

В некоторых случаях в земных условиях при заметном движении воды в продуктивном пласте образуется наклонный ВНК. Он смещается в направлении движения воды. В этом случае контур нефтеносности будет пересекать изогипсы продуктивного пласта.

В ряде случаев в результате действия микроорганизмов на контакте вода- нефть переходная зона нефти в подошве залежи разрушается и поверхность ВНК приобретает волнистый характер.

Коэффициент заполнения ловушки показывает отношение высоты нефтяной (нефтегазовой или газовой) залежи к амплитуде структурной ловушки (локального поднятия). - соответствуетполному заполнению ловушки (100%), а при ловушка заполнена УВ лишь наполовину (50%). В последнем случае количества УВ, поступивших в ловушку, было недостаточно для заполнения всей емкости ловушки.

По генезису ловушек типы залежей подразделяются на несколько классов: структурный, литологический, стратиграфический, рифогенный, смешанный (комбинированный).

Наиболее распространенный в земной коре залежи структурного класса, приурочены к антиклиналям, среди которых выделяются: сводовые, висячие, тектонически-экранированные, блоковые и приконтактные.

Нефть и газ в сводовых залежах обнаруживаются в самых приподнятых частях ловушек. В плане (на структурной основе) форма таких залежей, как правило, овальная или округлая и соответствует форме ловушки.

На рисунках представлены сводовая нефтегазовая залежь на антиклинали простого строения (без нарушений) и сводовая нефтяная залежь, связанная с куполом, нарушенным сбросом, а также сводовые залежи, различающиеся по фазовому состоянию (однофазовые и двухфазовые).

Висячие залежи нефти образуются в районах, где наблюдаются наибольшие напоры пластовых вод (складчатые области и предгорные прогибы). Принципиальная схема висячей залежи приведена на рисунке 7.

Тектонически-экранированные залежи УВ образуются в различных частях структур, где происходит экранирование залежи тектоническим нарушением (см. рисунок).

Блоковые залежи встречаются в тектонически активных районах, характеризуются амплитудой смещения по вертикали по нарушениям, превышающей мощность продуктивного пласта.

поиск по словарю

Скопируйте код и вставьте в свой блог:

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)

Источник: Геологический словарь

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА) - естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых п. Обычно под З. н. понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: 1) нефтяные (с растворенным в нефти газом);2) газонефтяные - нефтянаязалежь с газовой шапкой; 3) газовые; 4) газоконденсатные (двухфазовые и однофазовые). Предложено большое количество схем классификации залежей, построенных на разных исходных принципах (Хельквист, 1946; Брод, 1951; Хаин, 1954; Абрамович, 1954; Мирчинк, 1955; Еременко, 1961 и др.). Общепринятой классификации З. н. пока не выработано.

Научно обоснованные поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа невоз­можны без четких знаний об их свойствах, условиях залегания в земной коре и закономерностях их пространственного размещения.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по край­ней мере, три условия.

1. Нужен коллектор . Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Н ужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изоли­рованным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка эко­номически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испыта­ние временем.

Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко):

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная,15 – водонефтяная

В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности па­раллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапи­рами.

Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, страти­графически, литологически.

Тектоническое экранирование связано с раз­рывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нару­шение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залегани­ем одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограни­чен поверхностями размыва.

Одно из крупнейших месторождений мира – Ист-Тексас в США – с из­влекаемыми запасами 810 млн т нефти приурочено к структурному носу на западном крыле поднятия Сабин.

Как пишет А.Леворсен, пересечение двух поверхностей несогласия обу­словило выклинивание проницаемых песчаников вудбайн (верхний мел). Последовавшее затем формирование крупного поднятия Сабин вызвало де­формацию зоны выклинивания проницаемых пород и способствовало обра­зованию ловушки с крупнейшей залежью нефти.

Песчаники вудбайн несогласно перекрыты непроницаемыми отложе­ниями более молодого возраста.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в ре­зультате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницае­мости и т.д..

Массивные залежи . Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формиро­вания массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности ре­зервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ло­вушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.

Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторожде­ния и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) при­урочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пла­стов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый га­зоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое со­ставляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.

Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.

Биогермные выступы – это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Ки­нельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравно­мерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи .
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограни­ченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчани­ков. Запасы нефти в них обычно невелики.

Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнур­ковая» залежь на Покровском месторождении нефти.

Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда не­значительные колебания уровня воды приводят к осушению больших пло­щадей.