Нефтегазогеологическое районирование и закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре
Классификации залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек и по форме природных резервуаров
Разделение залежей (месторождений) по величине запасов
Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию
Элементы залежей нефти и газа
Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. В двухфазной залежи газ занимает верхнюю часть ловушки. ниже пустотное пространство заполняется нефтью, а ещё ниже – водой. Поверхности контактов газа и нефти, нефти и воды называются поверхностями соответственно газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела. Наклон поверхности ВНК (ГНК) может быть связан с проявлением гидродинамических или капиллярных сил, а также с процессами новейшей тектонической деформации ловушки.
Если количества нефти или газа недостаточно для заполнения всей толщины пласта-коллектора в сводовой ловушке, то внутренние контуры нефтеносности и газоносности будут отсутствовать и такие залежи называются неполнопластовыми водонефтяными или водогазовыми. Внутренние контуры отсутствуют и у массивных залежей, которые сформировались в массивных природных резервуарах. Длина, ширина и площадь залежи определяется по её проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высота залежи (высота нефтяной части плюс высота газовой части, называемой у газонефтяной залежи газовой шапкой), называется вертикальное расстояние от подошвы залежи до её наивысшей точки.
Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).
Фазовое состояние УВ, их состав и взаимоотношение жидких и газообразных фаз являются важнейшими параметрами залежей. Углеводородные системы находятся в залежах, как в однофазном, так и в двухфазном состоянии. Однофазные залежи содержат только нефть или газ, а двухфазные – газ и нефть. При этом согласно плотности газ занимает верхнюю часть ловушки, а нефть – нижнюю. Нефтяная часть залежи подпирается водой. Название двухфазных залежей определяется соотношением фаз. Принято преобладающую фазу ставить на второе место. Название: «залежь газонефтяная» говорит, что в ней больше нефти, а название «залежь нефтегазовая», - что в ней больше газа. При совместном учёте нефти и газа используется понятие «условное топливо», при котором 1000 м3 газ приравнивается к 1 т нефти.
Скопление свободного газа в газонефтяной залежи называется газовой шапкой. Газовая шапка образуется только в случае, когда давление насыщения нефти газом в залежи станет равным пластовому давлению при данной температуре. В нефтегазовой залежи её нефтяная часть, располагающаяся между газом и водой, называется нефтяной оторочкой.
Существуют различные классификации залежей УВ по их фазовому состоянию. Отличаются они количеством групп залежей и их состоянием. Например, К. Бека и И. Высоцкий (1976) выделяют газоводяные залежи, содержащие газ, растворенный в воде и газогидратные залежи.
В классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утверждённой Министерством природных ресурсов в 2005 году месторождения (залежи) нефти и горючих газов в зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений разделяются на шесть типов:
1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
2) газонефяные (ГН), в которых нефтяная часть залежи является основной, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи;
3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %;
4) газовые (Г), содержащие только газ;
5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;
6) нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.
Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации
Основной характеристикой залежи являются запасы, под которыми понимается количество нефти и газа, выявленное по данным бурения и достаточное для промышленной разработки. Запасы подразделяются на геологические и извлекаемые.
Геологические запасы – это количество нефти и газа, находящееся в залежах и подсчитанное по результатам бурения и разработки залежей.
Извлекаемые запасы – это часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.Соотношение между извлекаемыми и геологическими запасами определяется коэффициентом извлечения, который зависит как от естественных, так и от технических причин. Для нефти он колеблется в пределах от 0,1 до 0,8, а для газа – 0,9.
В зависимости от степени геологической изученности и промышленного освоения запасы нефти и газа подразделяются на четыре категории: А, Б, С1 и С2.
Запасы разделяются также по степени экономической эффективности на промышленно-значимые и непромышленные. Промышленно-значимые запасы далее делятся на нормально-рентабельные и условно-рентабельные.
Кроме запасов выделяются геологические ресурсы – это количество нефти и газа, которое предполагается и оценивается количественно в пределах нефтегазоносных или перспективно нефтегазоносных пластов, горизонтов или комплексов региональных тектонических элементов, а также - в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных невскрытых бурением ловушек. Данные по количественной оценке ресурсов нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ.
. По экономической эффективности ресурсы в последней классификации разделяются на две группы: рентабельные и неопределённо-рентабельные. В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы – это часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки.
Выделение категорий ресурсов производится на основе геологических аналогий, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, изученности участка недр параметрическим и поисковым бурением.
Таблица. Классификация залежей (месторождений) нефти и газа по величине запасов
Размер залежей (месторождений) | Извлекаемые запасы нефти, млн. т | Геологические запасы газа, млрд. м3 |
Уникальные | Больше 300 | Больше 500 |
Крупные | От 60 до 300 | От 70-500 |
Средние | От 15 до 60 | От 40 до 75 |
Мелкие | Менее 15 | Менее 40 |
В последние годы во всех НГП мира отчетливо проявляется тенденция уменьшения крупности открытий. Подавляющая часть открытых месторождений (залежей) относится к мелких и очень мелким, или даже мельчайшим.
Поэтому вводится новая более дробная градация месторождений (залежей) нефти и горючих газов по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа.
Таблица. Градация месторождений (залежей) нефти и горючих газов по величине извлекаемых запасов, вводимая в действие с 1 января 2009 года (утверждёна МПР в 2005 году)
Размер залежей (месторождений) | Извлекаемые запасы нефти, млн. т | Геологические запасы газа, млрд. м3 |
Уникальные | Больше 300 | Больше 500 |
Крупные | От 30 до 300 | От 30-500 |
Средние | От 3 до 30 | От 3 до 30 |
Мелкие | От 1 до 3 | От 1 до 3 |
Очень мелкие | Менее 1 | Менее 1 |
Определяющее значение для выбора методики геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, включая выбор количества и систем заложения поисково-оценочных скважин, имеют знания характера прогнозируемых залежей по типу ловушек.
Классификации залежей нефти и газа по типу ловушек основаны на генетических и морфологических особенностях ловушек.
На практике широко используется классификация залежей А.А. Бакирова (1960), основанная на генезисе ловушек и морфологическая классификация по форме природных резервуаров И.О. Брода (1951).
В генетической классификации А.А. Бакирова выделено пять генетических классов залежей нефти и газа.
1. Структурный класс делится на три группы залежей: 1) антиклинальных , 2) моноклинальных и 3) синклинальных структур. Синклинальные залежи встречаются в природе редко.
Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову)
Класс | Группа | Тип |
Структурный | Залежи антиклинальных структур | Сводовые Тектонические экранированные Приконтактные Висячие |
Залежи моноклинальных структур | Экранированные разрывными нарушениями Связанные с флексурными образованиями (структурными террасами) Связанные со структурными носами (гемиантиклиналями) | |
Залежи синклинальных структур | ||
Рифогенный | Связанные с рифовыми массивами | Связанные с одиночными массивами Связанные с группой (ассоциацией) рифовых массивов |
Литологический | Литологически экранированные | Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми породами Экранированные асфальтом или битумом |
Литологически ограниченные | Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые, рукавообразные) Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров Линзовидные и гнездовидные | |
Стратиграфический | Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами | Связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах Связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребённых останцов палеорельефа или выступов кристаллического фундамента |
Литолого-стратиграфический | Залежи литолого-стратиграфических экранов | Участки выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями |
Группы залежей антиклинальных и моноклинальных структур далее делятся на типы.
2. Рифогенный класс делится два типа залежей, которые связаны: 1) с одиночными рифовыми массивами и 2) ассоциацией рифовых массивов.
3. Литологический класс делится на две группы залежей: 1) литологически экранированные; 2) литологически ограниченные. Группы разделены на конкретные типы залежей.
Литологически экранированные залежи связаны с пластовыми литологическими ловушками. Это тупиковые гидродинамически полуоткрытые ловушки, которые в плане имеют заливообразную форму. Их форма связана с дугообразным изгибом линии выклинивания или линии замещения продуктивного пласта непроницаемыми породами.
Литологически ограниченные залежи связаны с природными резервуарами и ловушками, которые со всех сторон ограничены флюидоупорами и в гидродинамическом отношении являются закрытыми. Поэтому движение флюидов в них весьма ограниченно. Такие залежи могут не иметь подошвенных вод, и не имеют источников их пополнения. Залежи этого типа часто обладают АВПД, но из-за незначительной высоты залежей их энергия также незначительная.
4. Стратиграфический класс. Залежи этого класса связаны с различными типами стратиграфически экранированных ловушек.
5. Литолого-стратиграфический класс залежей связан с участками выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями.
Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии различных факторов. Соответственно в таких ловушках образуются залежи комбинированного класса.
Морфологическая классификация залежей И.О. Брода по форме природных резервуаров. В этой классификации выделены три группы залежей: пластовые, массивные и литологически экранированные, которые далее делятся на подгруппы и роды.
Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по И.О. Броду, 1951)
Группа | Подгруппа | Род |
Пластовые | Сводовые | Нарушенные Слабо нарушенные Разбитые на блоки |
Экранированные | Тектонически экранированные Стратиграфически экранированные Литологически экранированные | |
Массивные | В структурных выступах В эрозионных выступах В биогенных выступах | |
Литологически ограниченные | Замкнутые водой | Залежи в песчаных линзах, заключённых в песчаниках, насыщенных водой |
Литологически замкнутые | Залежи в зонах повышенной пористости и проницаемости карбонатных пород | |
Замкнутые литологически и водой | Залежи в песчаных образованиях различной формы, заключённых в глинах Залежи в зонах повышенной пористости, не дающих притока жидкости в скважинах |
Сопоставление генетической классификации А.А. Бакирова и морфологической классификации И.О. Брода показывает, что разные принципы классификаций определили различную систематизацию практически одних и тех же видов залежей. При этом в классификации И.О. Брода выделяются массивные залежи, которые отсутствуют в других классификациях залежей, но широко используются в практической геологии нефти и газа.
Массивные залежи связаны с массивными Природными резервуарами в основе которых может лежать высокоамплитудная сводовая или антиклинальная структура, рифовый массив, погребенный эрозионный или эрозионно-тектонический выступ осадочных, метаморфических и магматических пород. То есть по классификации А.А. Бакирова это определённые виды структурных, рифогенных и стратиграфических залежей. Однако не зависимо от генезиса ловушки массивные залежи имеют ряд характерных признаков и свойств: 1) контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора; 2) не контактируют с флюидоупором, который залегает под подошвой продуктивного пласта; 3) нефть или газ всюду подпираются подошвенной водой; 4) движение пластовых флюидов в залежи происходит по вертикали; 5) внутренние контуры нефтеносности или газоносности в них отсутствуют.
Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые залежи. Принципиальное различие между неполнопластовые и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и объёме залежи. Довольно часто в природных резервуарах присутствуют ловушки комбинированного типа, созданные при участии двух или более факторов. Например, структурного и литологического, структурного и стратиграфического, структурного, литологического и стратиграфического, литологического и гидродинамического. Соответственно в таких ловушках формируются залежи комбинированного типа.