Роль нефти и газа в мировой политике и экономике

4.1. Ловушки и их классификация

Безусловно  обязательным условием формирования скопления  нефти и газа является наличие ловушки - части природного резервуара в которой возможно накопление и сохранение углеводородных флюидов.

Ловушками нефти  и газа могут быть сводовые части  антиклинальных структур, зоны литологического выклинивания и стратиграфических несогласий, участки резкого изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и тектонически экранированные участки структур.

Академик  И.М.Губкин предлагал различать ловушки  структурного и литологического типов. Американский геолог-нефтяник А.Леворсен выделял три типа ловушек: структурные, стратиграфические и комбинированные. Н.А.Еременко ловушки подразделял на: складчатых дислокаций, разрывных дислокаций, стратиграфических несогласий, литологические и различные комбинации. Н.Б.Вассоевич предлагал различать замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые ловушки. Под замкнутыми и    полузамкнутыми Н.Б.Вассоевич подразумевал ловушки, образующиеся в результате выклинивания пород-коллекторов, а незамкнутыми - ловушки структурного типа.

Во всех перечисленных  схемах находят отражение основные факторы, приводящие к формированию ловушек: структурный, литологический, стратиграфический.

В целом, все  разнообразие ловушек можно подразделить на две группы: антиклинальные и неантиклинальные.

Антиклинальные  ловушки приурочены антиклинальным изгибам слоев пород-коллекторов и пород покрышек (рис. 12). Контролируются чаще всего локальными положительными структурами третьего порядка (и более мелкими), реже структурами второго порядка (куполами и валами).

Неантиклинальные  ловушки в свою очередь подразделяются на: литологические и стратиграфические ловушки.

Рис. 12. Объемная модель антиклинальной ловушки (по Г.А.Габриэлянцу, 1984). 1 - изогипсы кровли, в м; 2 - песчаники; 3 - глины.

Формирование  ловушек литологического типа обусловлено: выклиниванием терригенных пород-коллекторов по восстанию пластов (рис. 13), ухудшением в силу разнообразных причин фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов как по латерали, так и по вертикали. К числу причин приводящих к резкому ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов можно отнести: ловушки представлены линзами песчаных пород внутри преимущественно глинистой толщи, ловушки приурочены к аллювиальным отложениям русел палеорек, ловушки приурочены к рифовым телам и погребенным формам   палеорельефа.   

 

Рис. 13. Модель ловушки, образований в результате выклинивания песчаников вверх по восстанию (по Г.А.Габриэлянцу, 1984):

а - блок-диаграмма, б - структурная карта.

1 - песчаники, 2 - глины, 3 - изогипсы кровли пласта  в м; 4- линия выклинивания песчаников.

Последние В.В. Семеновичем  выделяются в отдельный палеогеоморфологический тип ловушек    неантиклинальной группы.

Ловушки стратиграфического типа образуются при несогласном  перекрытии головных частей и пластов  пород-коллекторов непроницаемыми толщами (рис. 14).

Рис. 14. Модель ловушки, образованной в результате стратиграфически несогласного перекрытия пластов песчаников непроницаемыми породами (по Г.А.Габриэлянцу, 1984):

1 - песчаники; 2 - глины; 3 - поверхность стратиграфического  несогласия; 4 -изогипсы кровли покрышки, в м .

 

        Кроме того, ловушки могут формироваться  в результате напора встречного потока Платовых вод, оказывающих противодавление на мигрирующие нефть или газ (гидродинамическая ловушка). Выделяются также самозапечатывающиеся ловушки, где роль экрана в голове пласта породы-коллектора играют закированные породы (породы насыщенные битумом - продуктом субаэрального выветривания нефтей насыщавших этот пласт).

В природе все же чаще встречаются ловушки, образовавшиеся в результате действия нескольких факторов. Например, большое количество залежей  в пермских и нижнетриасовых отложениях Хапчагайского мегавала (Вилюйская синеклиза) приурочено к ловушкам структурно-литологического типа (рис. 15). Весьма разнообразен спектр ловушек в верхнедокембрийских - нижнепалеозойских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы (рис. 16).

 

Рис 15. Профильный разрез Соболох-Неджелинского месторождения  по продуктивным горизонтам нижней юры, нижнего триаса и верхней перми.

Свиты: Tind - неджелинская, Titg - таганджннская, Timn - мономская, T2+3U -тулурская, J|ks -кызыпсырская, Jisn - сунтарская.

 

Рис. 16. Примеры  ловушек нефти и газа.

1,2 - коллекторы: 1 - нефтегазонасьпценные, 2 - водонасыщенные; 3 -литологические замещения коллекторов непроницаемыми отложениями; 4 - покрышки; 5 - породы кристаллического фундамента; 6 - стратиграфические несогласия; 7 -разрывные нарушения (Непско-Ботуобинская антеклиза..., 1986).

Наиболее часто встречаются ловушки, представляющие собой комбинации разнообразных антиклинальных ловушек с дизъюнктивными нарушениями (рис. 17).

Рис.   17.   Схема   ловушки   ,   образовавшейся   в   результате   экранирования тектоническим нарушением (по Г.А.Габриэлянцу, 1984).

1 - песчаник, 2 - глина, 3 - тектоническое нарушение, 4 - нефть.

Не каждая ловушка  содержит скопление УВ;  по этому  признаку ловушки подразделяются на продуктивные и пустые.

 

4.2. Основные понятия о залежах и их параметрах

Под залежью  нефти или газа понимается единичное скопление нефти или газа.

Если скопление  достаточно велико и рентабельно  для разработки, оно называется промышленной залежью. Деление залежей на промышленные и непромышленные определяется сочетанием технологических и экономических факторов. Совершенствование технологии разработки залежей, приводящее к увеличению доли извлекаемых из недр нефти и газа, расположение залежи в районе, где развита нефтегазодобывающая инфраструктура, при равных геологических условиях залегания, снижают нижнюю планку размеров промышленной залежи.

Форма и размер залежи в основном определяются формой и размерами ловушки. Главным параметром залежи являются ее запасы. Различают геологические и извлекаемые запасы. Под геологическими запасами нефти и газа понимают количество нефти и газа, находящееся в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Извлекаемыми запасами является количество нефти и газа, приведенное к атмосферным условиям, которое извлекается из залежи в процессе ее разработки.

Отношение извлеченных запасов нефти или газа к геологическим называется коэффициентом извлечения. Коэффициент извлечения нефти колеблется в очень широких пределах и зависит от большого количества геологических, физико-химических и технологических факторов. Как правило, он редко превышает 0.5 (в долях единицы). В мировой практике известны случаи более высоких коэффициентов извлечения нефти: на месторождении Восточный Техас (США) коэффициент извлечения - 0.8, на Туймазинском месторождении (Волго-Уральская провинция) - около 0.6. Коэффициент извлечения газа колеблется в пределах 0.6-0.8, редко выше.

Остановимся на элементах залежи и ее параметрах. На рис. 18 приведена принципиальная схема сводовой пластовой залежи. Поверхность разделяющая нефть и воду или газ и воду называется подошвой залежи или поверхностью газонефтяного (водонефтяного, газоводянного) раздела (контакта) - ГНК. ВНК и ГВК (соответственно). Линия пересечения поверхности раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Линия пересечения поверхности раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность раздела горизонтальна то контуры в плане параллельны изогипсам кровли пласта. В случае наклонного положения поверхности раздела контур будет пересекать изогипсы структурной карты, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Наличие газовой шапки под нефтью является свидетельством

 

Рис. 18. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко, 1968)

1 - подошва нефтяной  залежи (поверхность водонефтяного  раздела); 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - внутренний контур нефтеносности (контур водоносности); 4

• поверхность газонефтяного раздела; 5 - внешний контур газоносности (контур газовой шапки); 6 - внутренний контур газоносности; 7 - длина залежи; 8 - ширина залежи; 9 -высота залежи; 10 - высота газовой шапки; 11 - общая высота газонефтяной залежи; 12
• газовая часть залежи; 13 - газонефтяная часть залежи; 14 - нефтяная часть залежи; 15 -водонефтяная часть залежи.

того, что давление в  залежи равно давлению насыщения  нефти газом при данной температуре.

Длина, ширина и площадь  залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высотой залежи (высотой нефтяной части или высотой газовой шапки) называется расстояние по вертикали от подошвы до ее наивысшей точки.

В газонефтяной залежи можно  выделить газовую часть (рис. 18). Газовая часть располагается внутри внутреннего контура газоносности. Между внешним и внутренним контурами газоносности располагается газонефтяная часть залежи. Нефтяная часть (рис. 18) залежи располагается между внутренним контуром нефтеносности и внешним контуром газоносности. Водонефтяная часть залежи (рис. 18) располагается между внешним и внутренним контурами нефтеносности. В ее пределах под нефтью залегает вода. Вода, залегающая под нефтью или газом, называется подошвенной. Вода, залегающая за внешним контуром нефтегазоносности называется законтурной.

4.3. Давление и температура в залежах нефти и газа

Давление и температура  являются наиболее важными характеристиками залежей нефти и газа, во многом определяющими условия разработки месторождений. Изменение одного из этих параметров неизбежно приводит к изменению другого. Изменения этих параметров сказывается на параметрах залежей (изменение объемов флюидов, находящихся в залежи, изменение соотношения газовой и жидкой фаз в залежи).

Флюиды, содержащиеся в породах-коллекторах, находятся под определенным давлением (силой, с которой флюид давит на стенки пор в коллекторе), которое называется пластовым давлением.

Механизм  формирования пластового давления сложен и определяется в самом общем виде сочетанием двух факторов - геостатического и гидростатического.

Осадочные породы в естественном залегании находятся  в сложнонапряженном состоянии, определяемом весом вышележащих пород геостатическое давление), интенсивностью и длительностью тектонических движений (боковое давление) и механическими свойствами самих пород.

Величина  геостатического давления определяется мощностью и плотностью пород в точке измерения:

P_гео.=(Нх2,3)/10=0.23H,

где Н - мощность пород в точке измерения, в  м., - 2.3 - средняя плотность осадочных пород.

Гидростатическое  давление создается весом воды, заключенной в пласте-коллекторе или системе пластов-коллекторов. При сообщении пласта с дневной поверхностью величина пластового давления определяется весом столба воды от точки измерения до дневной поверхности. Такое давление принято называть гидростатическим:

Р_гид. = (Н ɣ),

где Н- высота водяного столба, в м. ; ɣ  - плотность воды.

Независимо  от причин, определяющих пластовое  давление, его величина на глубинах до 2.0 - 2.5 км чаще всего может быть определена высотой столба жидкости с учётом ее удельного веса. При вскрытии пласта в скважине высота столба жидкости уравновешивает пластовое давление   в   пласте.   В   резервуарах,   имеющих   сообщение   с   земной поверхностью, пластовое давление в статических условиях (без движения вод хотя этот допуск условен в геологическом масштабе времени) определяется уровнем зеркала воды в резервуаре в области его связи с земной поверхностью (имеется ввиду непосредственный выход пласта на поверхность, связь через зоны разломов или карстовые системы).

Если в  пласте по тем или иным причинам происходят изменения пластового давления, то они неизбежно отразятся на положении свободного зеркала воды данного резервуара. В любой скважине, вскрывшей этот пласт, уровень столба жидкости окажется на одном уровне. Поверхность, проведенная через эти отметки, называется пьезометрической. При упрощенном расчете ожидаемого давления в пласте удельный вес воды принимается за единицу. В этом случае давление определяется по формуле Р = Н/10.

Водоносные  системы в земной коре имеющие связь с поверхностью, напор в которых создается за счет инфильтрации атмосферных и поверхностных вод в породы-коллекторы и за счет образуемой этими водами гидростатической нагрузки, называются инфильтрационными водонапорными системами (по А.А.Карцеву).

В таких системах наблюдаются разные соотношения  между расчетным (Р=Н/10) и наблюдаемым условным гидростатическим давлениями. На рис.19 показан водоносный пласт, вскрытый тремя скважинами. В скв. № 1 наблюдаемое и расчетное давления совпадают (H₁=H₁¹), в скв. № 2 расчетное давление (Р=Н₂¹ / 10) меньше наблюдаемого (Р=Н/10), поскольку Н₂>Н₂¹ , в скв. № 3 расчетное давление (Р=Н₃¹/10) заметно выше, наблюдаемого (Р=Н₃/10), поскольку Н₃¹>Н₃.