Общая нефтяная геология

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Залежи  нефти и газа

 

 

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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.1. Залежи нефти и газа и их параметры.

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Типы  ловушек и залежей нефти и  газа. Составил Е.М.Максимов. 

 

1 – структурного (антиклинального)  типа; 2 – литологического типа; 3- стратиграфического типа; 4 – тектонического  типа; 5 – комбинированного типа  а) структурно-литологический; б)структурно-стратиграфический;  в)структурно-тектонический.

Условные обозначения: 1 – глины; 2 – пески водоносные; 3 – часть  ловушки, где может образоваться скопление нефти и газа; 4 –  изолинии глубины залегания кровли пласта в километрах; 5 –линии тектонических  нарушений; 6 – линии стратиграфических  перерывов, размывов, несогласного залегания.

Основные  элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов. 

 

А – нефтяная залежь пластового сводового  типа. Б – нефтяная залежь с газовой  шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть  залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h_Г – высота газовой части; h_Н – высота нефтяной части.  

Классификация залежей нефти и газа по типам  резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов. 

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические  и литологические; 5 – линии тектонических  нарушений; 6 – изолинии глубины  залегания по кровле пласта в метрах.  

 

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м³/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и  газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое  давление, пластовая температура, плотность  нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

По типу углеводородов  залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

• Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.
• Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем.
• Высотой залежи называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.
• Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С₁), низкие (С₂). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.
• Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.
• Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.
• Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.
• Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.
• Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.
• Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

 
Вопрос о том, в каких  породах залегает нефть и газ  в природе, решили довольно быстро. Значительно позже были выявлены условия, необходимые для образования залежей нефти или газа.

 

 
Наиболее правильно понятие  о залежи нефти и газа было определено Д. И. Менделеевым: «Представим себе, — писал Д. И. Менделеев, — слой песчаника, подобный губке, напитанной водой, вообразим, что такая губка  окружена непроницаемыми стенками, и  представим себе затем, что в этом замкнутом пространстве имеются  возвышения и углубления. Далее вообразим, что в этом замкнутом слое находятся  нефть и сжатый газ. Газ должен скопляться в верхних частях такого пространства, нефть ниже, а еще  ниже вода».

 

 
Таким образом, Д. И. Менделеев  считал, что в пласте должно быть замкнутое водой пространство —  ловушка, в которой могли бы скопиться  нефть и газ. В ловушке вода, нефть и газ должны размещаться  так же, как в стакане или  бутылке. Самая тяжелая — вода ограничивает скопление нефти снизу. Нефть легче воды, она всплывает  над водой. Газ как самый легкий размещается в самой приподнятой  части ловушки.

 
Какие же ловушки для нефти и  газа могут образоваться в природе? Мы знаем, что пласты пород залегают неровно. Они смяты в складки, образуют выпуклости и впадины. Представим себе проницаемый пласт, насыщенный водой, сильно изогнутый в виде свода  и обращенный выпуклостью кверху. Если сверху и снизу пласт ограничен  плохо проницаемыми породами, то нефть  и газ, всплывая над водой, попадут  в выпуклый сводовый изгиб и окажутся в ловушке, запертыми со всех сторон. Всплыть еще выше нефть и газ  не могут, так как этому мешают плохо проницаемые породы, покрывающие  проницаемый пласт сверху. Вниз по проницаемому пласту они также не могут двигаться, так как они легче воды, заполняющей весь пласт под ними. Так происходит образование сводовой залежи нефти или газа. Залежь может образоваться и другим путем.

 

 
Так, если нефть и газ, двигаясь вверх по хорошо проницаемому пласту, встретят препятствие —  экран, то они будут скапливаться вдоль этого экрана. Залежь образуется в тех случаях, когда вода подпирает  газ и нефть к экрану — не дает им возможности уйти куда-либо в сторону, вдоль экрана. Как же происходит образование таких экранированных залежей в природе? Обязательно  ли надо для образования ловушки, чтобы проницаемый пласт был  изогнут в виде свода? Вовсе нет. Очень часто хорошо проницаемый  пласт в своей верхней части  становится все тоньше и тоньше и  сходит, наконец, на нет. Его верхняя  часть становится похожей на клин, обращенный острием кверху. Пласт, как  говорят геологи, выклинивается  вверх по его наклону. В выклинивающихся  проницаемых пластах образуются очень хорошие ловушки, называемые литологически (литое — порода) экранированными. Бывает и так, что пласт вместе с толщей заключающих его пород оторван и перемещен силами, вызывающими изгибание слоев, слагающих земную кору. Если по месту разрыва проницаемый пласт будет приведен в соприкосновение с плохо проницаемыми породами, покрывающими сверху место среза, то опять могут образоваться ловушки, называемые тектонически экранированными.

 

 
Пласты могут быть срезаны  не только разрывом. Выведенные на поверхность  земли пласты срезаются силами, действующими на поверхности земли. Ветер, вода стремятся, как мы говорили выше, выровнять, земную поверхность, срезая при этом изгибы пластов. Если этот участок земной поверхности  окажется погруженным вновь ниже уровня моря, сверху отлажатся несогласно с подстилающими слоями новые  отложения. Если проницаемые пласты окажутся покрытыми сверху глинами, эти глины будут служить экраном  для нефти и газа, всплывающих  над водой, насыщающей пласты. При  этом опять могут возникнуть залежи нефти и газа, называемые стратиграфически экранированными. Таким образом, в  пластовых природных резервуарах  возникают сводовые и различные  по типу экранированные залежи нефти  и газа.

 
Иначе происходит образование залежей  в массивных природных резервуарах, сложенных многими пластами проницаемых  пород, не отделенных один от другого  слабо проницаемыми породами. В возвышающихся  выступах этих пород, перекрытых плохо  проницаемыми слоями, также могут  возникнуть разнообразные по форме  ловушки. При благоприятных условиях в каждой природной ловушке может  образоваться скопление, называемое геологами  залежью нефти и газа.

 

 

 

 

1 Вариант