Тема лекции: Принципы нефтегазогеологического районирования территорий. Факторы, положенные в их основу.
Классификация и номенклатура месторождений УВ по фазовому состоянию и количественному соотношению газа, нефти и конденсата
Классификации месторождений залежей нефти и газа по запасам
Тема лекции: Месторождения нефти и газа. Общие понятия о запасах УВ в залежах: геологические, извлекаемые. Объемный метод подсчета запасов.Классификация месторождений по величине запасов; по фазовому состоянию УВ, находящихся в них и генетические. Краткая характеристика уникальных по запасам месторождений мира и Казахстана.
Классификация природных резервуаров по Н.А.Еременко
Тема лекции: Природные резервуары и ловушки для нефти и газа. Характеристика пластового, массивного (однородного и неоднородного) и литологически со всех сторон ограниченного природных резервуаров. Характеристика ловушек в зонах складчатых и разрывных дислокаций.
Породы – флюидоупоры (покрышки).
Флюидоупоры – слабо проницаемые породы, ограничивающие отложения содержащие флюиды и через которые фильтрация идет очень слабо, поэтому в ловушках возможно накопление и сохранение в течение длительного геологического времени залежей углеводородов. Флюидоупоры, перекрывающие залежи, называются покрышками. Когда условия (тектонические,литологические, гидрогеологические и др.) и зменяются, покрышка становится неэффективной и залежь разрушается.
Самыми лучшими покрышками считаются соленосные отложения, а наиболее распространенными – глинистые толщи. Экранирующие свойства глин зависят от их состава, толщины, выдержанности по площади. Глины, как покрышки, эффективны в определенном интервале глубин, давлений, пластичности.
Как уже отмечалось, наилучшими покрышками являются соли, гипсы, ангидриты. На Земле выделяется несколько крупных поясов и ареалов соленакопления, некоторые из них охватывают несколько бассейнов. Хорошо известны как региональные покрышки кунгурские соли Прикаспия и Волго-Уральской области.
Классификация покрышек сводится к разделению их по составу – глинистые, хемогенные, карбонатные и по распространенности и по выдержанности – региональные, зональные, локальные. Крупные залежи нефти и газа обычно располагаются ниже региональных покрышек, которые являются надежным барьером, преграждающим путь флюидам.
Основная литература: 4[120-142], 5[38-43],
Дополнительная литература 11[16-27]
Контрольные вопросы:
1. Приведите определение коллектора.
2. Коэффициент открытой пористости, практическая необходимость его изучения.
3. Коэффициент проницаемости, практическая необходимость его изучения.
4. Типы коллекторов по структуре и генезису пустотного пространства.
Природные резервуары для нефти, газа и воды.Природный резервуар (по И.О.Броду) – естественное вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут циркулировать и форма которого обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми (непроницаемыми) породами.
Природный резервуар понятие более широкое, чем коллектор, ибо он образуется соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами (покрышками), обладает определенной формой и емкостью, единой гидродинамической системой и пластовой энергией.
По соотношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами И.О.Брод предложил выделять три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологически со всех сторон ограниченные. Подобную классификацию с добавлением характеристики пластовой энергии предлагает и Н.А.Еременко, которая приводится ниже в таблице 7.
Таблица 7
| Тип резервуара | Стартиграфическая приуроченность коллекторов | Направление движения жидкостей и газов | Возможная максимальная энергия, аккумулированная в нефти и газе по отношению ко всей энергии резервуара |
| Пластовые | выдерживается по напластованию | по напластованию | незначительная |
| Массивные | не выдерживаются | по вертикали | значительная, реже незначительная |
| Литологически ограниченные со всех сторон | выдерживается | Локально, ограниченно | основная |
Пластовый природный резервуар – это пласт-коллектор, ограниченный сверху (в кровле) и снизу (в подошве) плохо проницаемыми породами. Толщина коллектора в резервуаре на всем протяжении его более или менее выдерживается, но локальными участками она может вырьировать в широких пределах, вплоть до полного выклинивания. Коллектор в пластовом резервуаре, как правило, литологически выдержан, но может иметь и более сложное строение, в резервуаре существует единая гидродинамическая система, пластовое давление в которой закономерно изменяется в зависимости от положения этого или иного участка резервуара и областей нагрузки и разгрузки. Движение флюидов в пластовом природном резервуаре боковое (латеральное) по напластованию от областей наибольшей нагрузки (погруженные участки) к участкам разгрузки (приподнятые). Литологически коллектор пластового резервуара сложен, в первую очередь, пластами песков, песчаников, алевритов, алевролитов, оолитовых известняков и других пород. Протяженность этих резервуаров значительная и может достигать десятки, а то и первые сотни километров. Качество и емкость пластовых резервуаров зависит от толщины и свойств коллектора и покрышек, их выдержанности и энергетического потенциала. Пластовые резервуары бывают закрытые и открытые. В нефтегазоносных регионах обычно присутствуют закрытые пластовые резервуары. Закрытый пластовый резервуар не сообщается с дневной поверхностью, залегает на значительных глубинах и коллектор его перекрыт не только в кровле и подошве пласта плохо проницаемыми породами,а и в головной части, расположенной, как правило, под плоскостью стратиграфического и углового несогласия. Открытый пластовый резервуар сообщается с дневной поверхностью, имеет область питания за счет атмосферных осадков и область разгрузки ввиде водных источников (родников). Ниже на рисунках 1 и 2 изображены схемы закрытого и открытого пластовых природных резервуаров.
|
| ||||||
| |||||||
| Рисунок 1 – Схема закрытого пластового природного резервуара | Рисунок 2 – Схема открытого пластового природного резервуара | ||||||
| 1-песок, 2-глина, 3-известняк, 4-линия (поверхность) стратиграфического (углового) несогласия, 5-область питания (нагрузки), 6-область разгрузки направления движения флюидов | |||||||
Пластовые природные резервуары характеризуются значительным энергетическим потенциалом, зависящим, в первую очередь, от разности гипсометрических отметок областей нагрузки (питания) и разгрузки и других факторов.
Массивный природный резервуар сложен мощной толщей, чаще всего, карбонатных (известняки, доломиты, мергели) проницаемых пород, перекрытых сверху и ограниченных с боков плохо проницаемыми (непроницаемыми) породами. Коллектор этого резервуара, значительно реже, может быть сложен смешанными, а также метаморфическими и магматическими породами. В этой связи массивные резервуары подразделяются на два подтипа: однородные и неоднородные, сложенные литологически однотипными и смешанными породами, соответственно. Однородные массивные резервуары литологически сложены толщами карбонатных (известняки, доломиты, мергели), метаморфических или магматических пород. Неоднородные массивные резервуары слагаются смешанными терригенно-карбонатными, терригенно-вулканогенными, метаморфическо-магматическими породами. Коллекторские свойства массивного резервуара часто весьма изменчивы. Пористость и проницаемость, в первую очередь, обусловлена наличием открытых трещин и каверн. Часто распределение зон различной пористости и проницаемости не подчиняется стратиграфической приуроченности т.е. границы указанных зон пересекают стратиграфические границы. В массивных резервуарах движение флюидов снизу-вверх, вертикальное или круто наклонное. На рисунках 3, 4 изображены схемы однородного и неоднородного массивных резервуаров.
Массивный однородный природный резервуар, как указывалось выше, чаще всего сложен мощной карбонатной толщей различного генезиса (хемогенные, органогенные) в том числе и рифогенными известняками. В центре однородного резервуара породы пористые и проницаемые за счет вторичной пористости (трещины и каверны) (рисунок 3). В отдельных разностях оолитовых и рифогенных известняков (оолитовые и рифогенные) преобладает первичная пористость. Пористое проницаемое тело однородного резервуара в виде антиклинали, рифогенного или иного выступа перекрыто сверху и ограничено с боков слабо проницаемыми породами. Толщина массивного резервуара в разрезе может достигать сотен метров, иногда первых километров, захватывать несколько стратиграфических комплексов, но в плане площадь его значительно меньше пощади пластового. Энергетический потенциал высокий, движение флюидов вертикальное или круто наклонное (снизу-вверх). Однородный массивный резервуар, кроме карбонатных пород, может быть сложен также метаморфическими и магматическими породами.
|
| |||
| ||||
| Рисунок 3 Схема однородного массивного природного резервуара | Рисунок 4 Схема неоднородного массивного природного резервуара | |||
| 1-глина, 2-песчаник, 3-известняк, 4-доломит, 5-мергель, 6-трещиноватые породы, 7-направление движения флюидов. |
Неоднородный массивный резервуар литологически сложен смешанными терригенно-карбонатными, терригенно-вулканогенными и другими породами. Он представляет собой, как правило, эрозионный выступ, перекрытый сверху и с боков слабо проницаемыми породами. Высота эрозионного выступа может достигать сотни метров и захватывать несколько стратиграфических комплексов на уровне отделов и даже систем (рисунок 4). Размеры неоднородного массивного резервуара сопоставимы с размерами однородного. Хорошая пористость и проницаемость, особенно в верхней части выступа, обусловлена трещинной и каверновой вторичной пористостью. Среди терригенных пород, слагающих резервуар, могут быть породы и с первичной пористостью (песчаники и алевролиты). Движение флюидов по резервуару снизу-вверх, наклонное или вертикальное по первично пористому пласту. В верхней части резервуара часто присутствует «кора выветривания», что улучшает коллекторские свойства резервуара.
Литологически ограниченные природные резервуары неправильной формы в природе встречается значительно реже выше рассмотренных. В группу указанных резервуаров включены все замкнутые резервуары неправильной формы, представленные пористыми и проницаемыми коллекторскими телами различной формы: песчаные линзы, шнурки, рукава, валы (бары) и другой формы пористые и проницаемые тела. Описываемые резервуары окружены со всех сторон или практически непроницаемыми для нефти, газа и воды породами, или тонкозернистыми песчаными породами, насыщенными водой, но непроницаемыми для нефти. Движение флюидов в этих резервуарах ограничено размерами самих резервуаров. Емкость резервуаров всех типов определяется качеством коллектора и их размерами, энергетическая система тесно связана с емкостью резервуаров и часто имеет небольшой энергетический потенциал. Запасы углеводородов в таких резервуарах также, как правило, небольшие. В природе возможны переходы от одного резервуара к другому то есть существуют комбинации различных типов резервуаров.
В последние десятилетия учеными и полевыми геологами выделен новый тип природного резервуара, представляющий собой комбинацию пластового и массивного резервуара – пластово-массивный (рисунок 5). Данный резервуар представляет собой комплекс пластовых резервуаров, объединенных в единую мощную гидродинамическую систему разрывными нарушениями или выклиниваниями локальных покрышек. На рисунке 5 изображена схема пластово-массивного резервуара. В природе такие резервуары встречаются как в карбонатных, так и в терригенных толщах (газовое месторождение Шебелинское, Украина; газоконденсатное Уренгой, Россия; газонефтяное Узень, Казахстан и др.)
| |||
1. Глина, 2. Песок.
| |||
| Рисунок 5 Схема пластово-массивного резервуара. |
Ловушки для нефти и газа и их классификация.В природных условиях нефть и газ пропитывают пористые, чаще всего, осадочные горные породы подобно тому, как вода пропитывает губку. Это высказывание великого химика Д.И.Менделеева в середине 19говека, справедливо и сейчас. Разрез любого нефтегазоносного региона имеет двухэтажное строение. Нижний структурный этаж – фундамент, сложенный метаморфическими и магматическими породами (граниты, гранодиориты, гнейсы, сланцы), содержит всего 0,1% мировых запасов углеводородов. Верхний структурный этаж, представленный осадочными породами, в нефтяной геологии принято называть осадочным чехлом и в нем содержится 99,9% мировых запасов углеводородов. Чтобы образовалось скопление нефти и газа в том или ином участке земной коры должны быть следующие необходимые геолого-структурные условия. В осадочном чехле, толщина которого в нефтегазоносных регионах должна быть 1 км и более, необходимо присутствие коллекторов и покрышек. Слои коллекторов и покрышек должны залегать в осадочном чехле с частым переслаиванием, с образованием природных резервуаров, в которых возможна циркуляция флюидов (нефть, газ, вода). Но этого еще недостаточно. В разрезе осадочного чехла согласно органической теории происхождения нефти должен присутствовать источник генерации углеводородов – толщи нефтематеринских (нефтегазопроизводящих) пород. В природных резервуарах кроме того, должны присутствовать своеобразные структуры – ловушки для нефти и газа.
Ловушкой (по И.О.Броду) называется часть природного резервуара, в которой устанавливается равновесие газа, нефти и воды. Другими словами это структура, в которой происходит накопление и сохранение (консервация) на длительное геологическое время нефти и газа. В закрытых природных резервуарах, которые характерны для нефтегазоносных районов, наблюдается постоянное стремление флюидов двигаться снизу-вверх, из погруженных зон в приподнятые. Это, так называемое, элизионное движение флюидов обусловлено наличием большего пластового давления (Р пл.) в погруженных зонах по сравнению с приподнятыми. Попадая в ловушки, флюиды (нефть + газ + вода) претерпевают гравитационную дифференциацию по плотностям. Газ, имея наименьшую плотность (≈1 кг/м3) и высокую миграционную способность стремиться занять наиболее высокую часть ловушки, вытесняя нефть и воду вниз по падению пласта коллектора. В свою очередь, нефть, обладая плотностью намного меньшей чем вода (850 кг/м3 – нефть и 1100-1200 кг/м3 – вода) всплывает над водой, вытесняя воду вниз.
Все встречающиеся в природе ловушки Брод И.О. и Еременко Н.А. подразделяют на следующие генетические группы.
- Ловушки складчатых дислокаций образовались в результате проявления складко-образовательных тектонических движений и представлены различными выпуклыми кверху складками (антиклинали, диапировые складки, куполовидные поднятия). Необходимо отметить, что название перечисленных структур ловушками несколько противоречит определению «ловушка», как самой гипсометрически высокой части природных резервуаров. В этой связи, указанные структуры правильнее называть ассоциациями ловушек, так как в пределах антиклинали, диапировой складки могут быть различного типа ловушки, численность которых равна числу природных резервуаров. Ловушки складчатых дислокаций, как правило, повторяют строение структур, их образующих.
Ловушки разрывных дислокаций образуются в результате действия разрывообразовательных тектонических движений в пределах антиклиналей, диапировых складок и моноклиналей. Особенно широко они распространены в пределах соляных куполов и других диапировых складок, осложненных глинистым диапиризмом и грязевым вулканизмом. Этот тип ловушек широко распространен в Прикаспийской провинции. Разрывное тектоническое нарушение в ловушках, описываемой группы принято называть тектоническим экраном, препятствующим дальнейшему продвижению флюидов вверх по восстанию резервуара. Данный экран образовался за счет закупорки головной части пластового резервуара непроницаемыми породами в результате разрыва сплошности пластов и смещения одного из блоков вниз при сбросе или вверх при взбросе (надвиге).
Ловушки стратиграфических (угловых) несогласий образуются чаще всего под плоскостью размыва, когда верхняя толща пород залегает на нижней толще со стратиграфическим и угловым несогласием как в пределах антиклиналей, так и на моноклиналях. Причем, необходимым условием при этом является то, чтобы «головные» части резервуаров под несогласием были перекрыты непроницаемыми породами вышележащей толщи.
Ловушки литологические образуются в зонах выклинивания пластовых природных резервуаров вверх по восстанию в местах резкой смены пласта-коллектора на неколлектор и в случаях наличия в разрезе линзовидных и другой формы пористых и проницаемых тел (рукава, шнурки), окруженных со всех сторон плохо проницаемыми или непроницаемыми породами. Эти ловушки могут иметь место в пределах антиклиналей, диапировых складок и на моноклиналях. Они развиты в Южно-Торгайской нефтеносной области
В природе, значительно реже перечисленных, встречаются различные комбинации ловушек, которые можно отнести одновременно к двум, а то и к трем группам ловушек. Примером могут служить ловушки, образованные примыканием головных частей пластовых природных резервуаров к крутому склону солевых диапиров.
Основная литература: 4[136-154], 5[49-61],
Дополнительная литература 11[23-27]
Контрольные вопросы:
1. Приведите определение природного резервуара для нефти и газа.
2. Общая характеристика массивных природных резервуаров.
3. Приведите определение ловушки для нефти и газа
4. Общая характеристика типов ловушек.
11 Тема лекции: Залежи нефти и газа. Классификации залежей. Классификации залежей по фазовому состоянию углеводородов, находящихся в них. Группа пластовых залежей. Характеристика отдельных типов генетической группы пластовых залежей. Залежи нефти и газа массивные и литологически со всех сторон ограниченные. Характеристика строения отдельных ихтипов.
Залежь – всякое элементарное, единичное скопление нефти и газа. Формируются залежи в ловушках различного типа, принимая их форму. В нефтяной геологии разаработаны различные классификации залежей. Одной из таких классификаций является класификация залежей нефти и газа по фазовому состоянию, находящихся в них углеводородов. Н.А.Еременко выделил пять типов залежей:
- нефтяная с раствореным газом и без него;
- нефтяная с газовой шапкой и конденсатом;
- газовая с конденсатом и нефтяной оторочкой;
- газоконденсатная (имеет выход конденсата более 30 см3/м3);
- газовая (содержит в основном «сухой» газ – метан).
Указанная выше классификация применяется в нефтегазопромысловой практике совместно с генетической, отражающей геометрию залежей. Одной из таких генетических классификаций является классификация И.О.Брода, в основу которой он положил типы природных резервуаров, положение залежей на структуре, взаимное расположение нефти, газа и воды, коллектора, покрышки и экрана в «головной» части резервуара. И.О.Брод все залежи разделил на три группы и дал им название согласно типов природных резервуаров.
Группа пластовых залежей нефти и газа сформировалась в ловушках пластового природного резервуара и содержит четыре типа залежей.
Пластовая сводовая залежь. Эта залежь получила свое название по типу природного резервуара (пластовый) и по положению на структуре (в своде). Залежь располагается в сводовой, наиболее высокой части антиклинали и других структур и сформировалась в ловушке складчатых дислокаций. Пластовая сводовая залежь (рисунок 6) в плане имеет внутренний и внешний контуры нефтеносности, «чисто» нефтяное или газовое поле, ограниченное внутренним контуром нефтеносности, и водо-нефтяное или водо-газовое поле, заключенное между внутренним и внешним контурами нефтеносности или газоносности. В пределах водо-нефтяного поля коллектор сверху насыщен нефтью или газом, снизу подошвенной водой. Коллектор «чисто» нефтяного поля полностью, на всю толщину насыщен нефтью (газом) и в кровле и подошве ограничен флюидоупорами.
| |||||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I, II-II) | |||||||
3
|
| ||||||
| Разрез по линии II – II | Разрез по линии I – I | ||||||
| Рисунок 6 Пластовая сводовая ненарушенная залежь |
| ||||||||
|
| |||||||
| Разрез по линии I – I | Разрез по линии II – II | |||||||
| Рисунок 7 Пластовая сводовая залежь (слабо нарушенная). | ||||||||
| ||||||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I и II-II) | ||||||||
|
| |||||||
| Разрез линии I – I | Разрез по линии II – II | |||||||
| Рисунок 8 . Пластовая сводовая залежь, разбитая системой разрывов на отдельные блоки. | ||||||||
Водонефтяной контакт (ВНК) или раздел «нефть-вода» представляет собой переходную зону толщиной от 0,3 до 8 метров, толщина которой зависит от качества коллектора и свойств нефти. В случае пластовой сводовой газовой залежи она имеет те же параметры, что и пластовая сводовая нефтяная: в разрезе газоводяной контакт, в плане-внутренний и внешний контуры газоносности, «чисто» газовое и водо-газовое поле.
В группе пластовых залежей выделена подгруппа пластовых экранированных залежей, называемых также по типу природного резервуара и по типу экрана, ограничивающего залежи в «головной» их части.
Пластовая тектонически экранированная залежь сформирвалась в ловушке разрывных дислокаций антиклиналей, диапировых складок и на моноклиналях. Название свое она получила по типу природного резервуара (пластовый) и по названию тектонического экрана (разрывное тектоническое нарушение), ограничивающего залежь в «головной» ее части. В результате разрыва сплошности пласта-коллектора и смещения его блоков относительно друг друга на амплитуду, превышающую толщину пласта-коллектора, «головная» часть коллектора закупорилась непроницаемыми породами с образованием ловушки разрывных дислокаций, в которой впоследствии сформировалась пластовая тектонически экранированная залежь. Пластовая тектонически экранированная залежь в плане (рисунки 9, 10) представляет собой фрагмент пластовой сводовой залежи, полного контура, которая кроме внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, «чисто» нефтяного и водонефтяного полей имеет еще и тектонический экран, образующий с контурами нефтеносности общий замкнутый контур, ограничивающий залежь со всех сторон.
Пластовая тектонически экранированная залежь на моноклинали сформировалась в линейно вытянутой неантиклинальной ловушке разрывных дислокаций (рисунок 10).
Пластовая стратиграфически экранированная залежь сформировалась в ловушках стратиграфических (угловых) несогласий антиклиналей, диапировых складок и на моноклиналях и имеет сходное с предыдущей залежью строение за исключением только того, что рассматриваемая залежь имеет стратиграфический экран. Чаще всего стратиграфические залежи формируются под плоскостью стратиграфического и углового несогласия, сопровождаемого размывом (рисунки 11, 12).
| |||||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I и II-II) | |||||||
|
| ||||||
| Разрез по линии I – I | Разрез по линии II – II | ||||||
| Рисунок 9 Пластовая тектонически экранированная залежь в пределах антиклинали (поднадвиговая). |
| |||||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I и II-II) | |||||||
|
| ||||||
| Разрез по линии I – I | Разрез по линии II – II | ||||||
| Рисунок 10 Пластовая тектонически экранированная залежь в пределах моноклинали. |
| |||||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I и II-II) | |||||||
|
| ||||||
| Разрез по линии I – I | Разрез по линии II – II | ||||||
| Рисунок 11 Пластовая стратиграфически экранированная залежь в пределах антиклинали. |
| ||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I и II-II) | ||||
|
| |||
| Разрез по линии I – I | Разрез по линии II – II | |||
| Рисунок 12 Пластовая стратиграфически экранированная залежь в пределах моноклинали. |
| |||||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I и II-II) | |||||||
ВНК |
| ||||||
| Разрез по линии I – I | Разрез по линии II – II | ||||||
| Рисунок 13 Пластовая литологически экранированная залежь в пределах моноклинали. |
| ||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I и II-II) | ||||
  ВНК
|
| |||
| Разрез по линии I – I | Разрез по линии II – II | |||
| Рисунок 14 Пластовая литологически экранированная залежь в пределах антиклинали. |
Пластовая литологически экранированная залежь сформировалась в литологических ловушках, образование которых обусловлено выклиниванием пластового природного резервуара вверх по его восстанию или резкой сменой пласта-коллектора на неколлектор. Пластовые литологически экранированные залежи широко распространены как в пределах антиклиналей, так и в составе диапировых складок, рифогенных и эрозионных массивов и моноклиналей (рисунки 13,14).
Они имеют сходное строение с ранее рассмотренными пластовыми тектонически и стратиграфически экранированными залежами, но имеют в «головной» части литологический экран (выклинивание или резкую смену коллектора на неколлектор).
Ниже, в таблице 8 приведена классификация группы пластовых залежей с выделением подгрупп, типов и подтипов.
Таблица 8
| Подгруппа | Типы | Подтипы |
| Пластовые сводовые залежи нефти и газа | Ненарушенные сводовые залежи (рисунок 6) | Залежи в слабо выраженных ненарушенных сводах. Залежи в хорошо выраженных ненарушенных сводах. |
| Слабо нарушенные сводовые залежи (не разбитые на самостоятельные блоки) (рисунок 7) | Слабо нарушенные залежи в сводах, разбитых эпиантиклинальными разрывами. Слабо нарушенные залежи в сводах, разбитых разрывами, выходящими за их пределы. | |
| Сводовые залежи, разбитые разрывами на самостоятельные блоки и сводовые залежи, срезанные разрывами (рисунок 8). | Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых эпиантиклинальными разрывами. Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых разрывами, выходящими за их пределы | |
| Пластовые экранированные залежи нефти и газа | Тектонически экранированные залежи, по форме козырьковые, периклинальные, синклинальные и моноклинальные (рисунки 9, 10) | Залежи экранированные плоским разрывом. Залежи экранированные сложно построенной поверхностью разрыва |
| Стратиграфически экранированные залежи по форме периклинальные, синклинальные и моноклинальные (рисунки 11, 12) | Залежи экранированные плоской поверхностью несогласия. Залежи экранированные сложно построенной поверхностью несогласия. | |
| Литологически экранированные залежи по форме периклинальные, синклинальные и моноклинальные (рисунки 13, 14) | Залежи экранированные прямолинейным выклиниванием пласта. Залежи экранированные криволинейным выклиниванием пласта (по форме фестонообразные) |
Основная литература: 4[154-160], 5[73-77]
Дополнительная литература 11[27-37]
Контрольные вопросы:
1. Приведите определение залежи нефти и газа.
2. Генетическая классификация залежей (по И.О. Броду).
3. Общая характеристика группы пластовых залежей.
4. Параметры пластовой сводовой залежи в плане и в разрезе.
12 Тема лекции: Залежи нефти и газа массивные и литологически со всех сторон ограниченные. Характеристика строения отдельных их типов. Общие понятия о запасах УВ в залежах: геологические, балансовые, извлекаемые. Объемный метод подсчета запасов.
Массивные залежи сформировались в массивных однородных и неоднородных резервуарах. Типы залежей данной группы названы И.О.Бродом по типу природного резервуара (массивный) и по типу локального выступа: структурный (тектонический), биогенный (рифогенный) и эрозионный, в которых рассматриваемые залежи и залегают. Все массивные залежи имеют сходное строение и характерные для них черты. Высота массивных залежей достигает сотен метров, а в редких случаях даже первых километров. В разрезе они по всей поверхности водонефтяного контакта снизу подстилаются минерализованной водой (водонасыщенными породами). Водонефтяной контакт в них пересекает литологические и стратиграфические границы, так как массивные залежи могут располагаются в пределах нескольких стратиграфических комплексов вплоть до систем. В плане они имеют только один (внешний) контур нефтеносности и одно водонефтяное поле, часто крупные размеры. Движение флюидов при формировании залежей снизу-вверх, вертикальное или крутонаклонное. Запасы и энергетический потенциал рассматриваемых залежей, как правило, высокие.
Массивная залежь в структурном (тектоническом) выступе залегает в сводах антиклиналей, брахиантиклиналей, куполовидных поднятий, объединяемых в общее понятие-структурный (тектонический) выступ. Литологически рассматриваемая залежь, чаще всего приурочена к коллекторам мощной карбонатной толщи, имеющей хорошую пористость и проницаемость за счет трещин и каверн (вторичная пористость). Высота этой залежи сотни метров, и в плане она имеет один внешний контур нефтеносности в виде правильного овала, повторяющего форму антиклинали, брахиантиклинали или куполовидной структуры. Внешний контур нефтеносности ограничивает одно водонефтяное поле. Водонефтяной контакт (ВНК) в разрезе пересекает литологические и стратиграфические границы, ниже которого залежь по всей поверхности снизу подстилается водонасыщенными породами (водой), а сверху и с боков залежь ограничена непроницаемыми или слабо проницаемыми породами (рисунок 15).
Массивная залежь в биогенном (рифогенном) выступе сформировалась в своде рифогенного выступа (рифа), образованного живыми организмами и сложенного карбонатными скелетами (остатками) морской фауны и флоры – различными органогенными известняками (известняк коралловый, известняк-ракушечник и т.д.) (рисунок 17). Органогенные известняки (коллектор) имеют как первичную (поры, пустоты) так и вторичную пористость (трещины, каверны). Высота рифогенного выступа достигает сотен метров. Сверху и с боков он перекрывается непроницаемыми породами. Часто это глины, аргиллиты, реже каменная соль и ангидриты. Движение флюидов при формировании залежей в рифогенных выступах сниз-вверх, вертикальное или крутононаклонное. Залежь углеводородов (нефть, газ) в биогенном (рифогенном) выступе имеет большую высоту, а все остальные параметры ее аналогичны параметрам ранее описанной массивной залежи в структурном выступе. Отличие рифогенной массивной залежи от структурной заключается в том, что ее внешний контур нефтеносности в плане имеет неправильные заливообразные очертания, повторяющие контуры самого рифогенного массива. Запасы и энергетический потенциал этой залежи высокие.
Массивная залежь в эрозионном выступе (рисунок 16) залегает в сводовой части выступа, представляющего как однородный так и неоднородный массивные природные резервуары. Эрозионный выступ в генетическом плане длительное геологическое время пребывал на дневной поверхности и интенсивного разрушался. Коллектором в данном случае выступают как смешанные теригенно-карбонатные породы, так и метаморфические и магматические породы с первичной и вторичной пористостью. Реже эрозионные выступы сложены и карбонатными породами ввиде останцов древнего рельефа. Верхняя поверхность эрозионного выступа (кровля) представляет собой поверхность размыва. Движение флюидов при формировании залежей УВ снизу-вверх, вертикальное или крутонаклонное по первично пористому пласту в неоднородном природном резервуаре. Все параметры рассматриваемой залежи аналогичны ранее рассмотренной залежи в рифогенном выступе. Высота залежи часто достигает сотен метров, запасы и энергетический потенциал высокие.
| |||
| План (структурная карта и линии профилей I-I) | |||
| |||
| Разрез по линии I – I | |||
| Рисунок 15 Массивная залежь в тектоническом (структурном) выступе. |
| |||
| План (структурная карта и линии профилей I-I) | |||
| |||
| Разрез по линии I – I | |||
| Рисунок 16 Массивная залежь в эрозионном выступе. |
| |||||||
| План (структурная карта и линии профилей I-I) | |||||||
|
| ||||||
| Разрез по линии I – I | Разрез по линии II – II | ||||||
| Рисунок 17 Массивная залежь в рифогенном (биогенном) выступе. |
Ниже в таблице 9 приводится классификация группы массивных залежей (по И.О.Броду).
Таблица 9
| Тип | Подтипы |
| Массивные залежи в структурных выступах тектонического происхождения, форма верхней поверхности которых обусловлена в основном структурой месторождений; по форме антиклинальные и моноклинальные | Массивные залежи простых однородно-построенных структурных выступов. Массивные залежи простых неоднородно построенных структурных выступов. |
| Массивные залежи в эрозионных выступах, возвышающихся выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа. | Массивные залежи в одиночных биогенных выступах. Массивные залежи в группе биогенных выступов, обладающих общим водонефтяным (или водогазовым) разделом. |
Группа литологически ограниченных залежей формируется в литологически ограниченных со всех сторон резервуарах неправильной формы. Литологически ограниченные залежи встречаются в природе значительно реже пластовых и массивных, коллектор имеет неправильную форму и обычно сложен песками, алевритами, песчаниками, алевролитами, реже другими породами (карбонатными, метаморфическими) и окружен со всех сторон практически непроницаемыми для нефти и газа породами, в которых не может происходить циркуляция этих флюидов. Форма литологически ограниченных залежей может быть самой разнообразной: линзовидной, рукаво- и шнуркообразной, гнездообразной. Контролируются описываемые залежи литологически ограниченными резервуарами соответствующей формы. Литологически ограниченные со всех сторон залежи редки в природе и имеют, чаще всего, скромные запасы углеводородов, энергетический потенциал их также низкий. Накопление и сохранение нефти в телах повышенной проницаемости (линзы, гнезда) в относительно однородной толще пород объсняется действием капиллярных сил, кроме того, осадочная порода по отношению к воде гидрофильна, а по отношению к нефти гидрофобна. Нефть и газ при миграции сквозь толщу слабопроницаемых пород с капиллярными порами выталкиваются водой из мелких капилляров в линзы (гнезда) более крупнозернистые с повышенной пористостью и оказываются в своеобразной ловушке, откуда обратного хода углеводородам нет и они сохраняются в этих литологически со всех сторон ограниченных ловушках длительное геологическое время.
Классификация группы литологически ограниченных со всех сторон залежей (по И.О.Броду) приведена ниже в таблице 10.
Таблица 10
| Тип | Подтип |
| Литологически ограниченные залежи в линзах и зонах повышенной пористости, заключенных в породах, дающих притоки воды в скважинах. | Залежи в песчаных линзах, заключенных в песчаниках, насыщенных водой |
| Литологически ограниченные залежи в зонах повышенной пористости, окруженных практически непроницаемыми породами. | Залежи в зонах повышенной пористости и проницаемости известково-доломитовых толщ, насыщенных водой. |
| Литологически ограниченные залежи в выступах микрорельефа, ограниченные в кровле литологически, а с трех сторон породами, насыщенными водой. | Залежи в песчаных образованиях различной формы, заключенных в глинах. Залежи в зонах повышенной пористости, не дающих притока жидкости в скважинах. |
Литологически ограниченные залежи в крупнозернистых песчаных линзах, заключенных в тонкозернистых песчаниках, насыщенных водой, формируются, как было сказано ранее, под действием капиллярных сил. Это единственный случай в нефтегазопромысловой практике, когда над залежью и с боков находятся породы со свободной водой, дающей притоки в скважинах , что противоречит гравитационной дифференциации газа, нефти и воды в ловушках по плотностям. Характерным примером залежей нефти в линзах крупнозернистых песчаников, заключенных в тонкозернистом водоносном песчанике служат линзовидные залежи нефти в стофутовом песчанике каменноугольного возраста в Аппалачской нефтегазоносной провинции США (рисунок 22).
| 
|
| Рисунок 18 Залежь неправильной формы, ограниченная водой в зонах повышенной проницаемости в известняках насыщенных водой. | Рисунок 19 Залежь неправильной формы, ограниченная литологически в песчанике на неровностях древнего рельефа. |
|
| ||||||
| Рисунок 20 Залежь неправильной формы, ограниченная литологически и водой в выступе древнего микрорельефа. | Рисунок 21 Залежь неправильной формы, ограниченная литологически и водой в зонах повышенной проницаемости в известняках под поверхностью несогласия. |
|
| ||||||
| Рисунок 22 Залежь неправильной формы, ограниченная водой в крупнозернистых песках, заключенных в тонкозернистых песчаных породах. | Рисунок 23 Залежь неправильной формы, ограниченная литологически в песчаных линзах, заключенных среди глин. |
Литологически ограниченные залежи в песчаных телах различной формы (линзы,рукава, шнурки, гнезда, песчаные валы-бары), заключенные в глины встречаются в природе значительно чаще ранее описанных, имеют иногда значительные запасы (баровые, дельтовые).
Рукавообразные и шнурковые залежи нефти в песчаных телах русла палеореки открыты и описаны И.М.Губкиным в 1911 году в районе Северо-Западного Кавказа и они установлены на Южно-Мангышлакской и Южно-Торгайской областях.
Литологически ограниченные залежи в песчаных линзах, заключенных в непроницаемые глины встречаются в природе редко, имеют небольшие запасы и низкий энергетический потенциал.
В природе встречаются также различные комбинации вышеперечисленных залежей: тектоно-стратиграфически экранированные, литолого-стратиграфически экранированные, пластово-массивные и т.д.
Генетическая классификация залежей была предложена И.О.Бродом одной из первых, она была принята большинством полевых геологов и научными работниками, используется в нефтяной геологии и в настоящее время.
Давление и температура в залежах (недрах).Давление в залежи, или пластовое давление (Рпл.) представляет собой давление, которое флюиды оказывают на вмещающие их породы.
Для примерного подсчета (прогнозирования) пластового давления при составлении проектов на поиски нефти и газа в нефтяную геологию введено понятие условного гидростатического давления (Рг.), которое подсчитывается по пресной воде с плотностью 1г/см3 по нижеследующему соотношению
Рг.=(Н*d)/10 атм.,
где Рг – гидростатическое давление, атм.
Н – глубина залегания водоносного слоя, м.
D – плотность пресной воды, 1г/см3
В залежах (недрах) нефтегазоносных территорий встречаются регионы с нормальным пластовым давлением (НПД), регионы с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) и регионы с аномально низким пластовым давлением (АНПД). Наиболее часто встречаются регионы с нормальным пластовым давлением в залежах, которое превышает гидростатическое (Рг) в 1,1 до 1,15 (1,2) раза. Превышение пластового давления над гидростатическим принято называть коэффициентом аномальности давления.
В качестве примера региона с нормальным пластовым давлением в залежах можно привести разрез месторождений надсолевого нефтегазоносного этажа Прикаспийской нефтегазоносной провинции.
Довольно часто встречаются нефтегазоносные регионы в целом или их отдельные толщи, в которых имеет место аномально высокое пластовое давление (АВПД), где пластовое давление превышает гидростатическое от 1,2 до 2,3 раз. В качестве примера такого разреза можно привести разрез подсолевого нефтегазоносного этажа Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В нефтяной геологии существует и такое понятие как давление забойное (Рз). Оно появляется в залежи работающей скважины, из которой добывают нефть (газ). Разность между пластовым давлением (Рпл) и давлением забойным (Рз) именуется депрессией на залежь (DР=Рпл-Рз). Причин приводящих к возникновению аномально высоких давлений выдвигается много, основными из которых являются наличие надежной региональной покрышки (соль), резкое преобладание глин (85-90% от толщины), над песчаными породами (10-15%) в нефтегазоносных разрезах, высокий геотермический градиент и тд.
Реже всего в природе встречаются регионы с аномально низкими пластовыми давлениями, где коэффициент аномальности давления колеблется от 0,95 до 0,5, то-есть пластовое давление в залежах этих регионов значительно ниже гидростатического. Это, в первую очередь , регионы вечной мерзлоты (Западная и Восточная Сибирь, Канада, Аляска), где в подмерзлотных породах с низкой пластовой температурой установлено АНПД. Наибольшим избыточным давлением (разность между пластовым давлением и давлением гидростатическим D Ризб. = Рпл – Рг ) характеризуются регионы с АВПД, меньшим – регионы с НПД, а в регионах с АНПД оно отсуствует. Избыточное давление позволяет добывать нефть на вновь открытых месторождениях фонтанным способом в начальный период их эксплуатации. Существует несколько причин (факторов) появления избыточного давления. Одной из основных причин является разность между плотностями плостовой воды, нефти и газа.
Избыточное давление в нефтяной залежи подсчитывается по ниже приведенному соотношению DРизб.нефти= h (dв-dн)/10 атм.,
где DРизб.нефти – избыточное давление в нефтяной залежи,
h – высота точки замера пластового давления над ВНК,
dв – плотность пластовой воды,
dн – плотность нефти.
Для подсчета избыточного давления в газонефтяной залежи применяется соотношение: DРизб.газа= hн (dв- dн)+hг(dв- dг))/10 атм.,
где hн – высота нефтяной части залежи;
hг – высота точки замера пластового давления над разделом газ-нефть
(ГНК);
dв – плотность пластовой воды;
dн – плотность пластовой нефти;
dг – плотность газа.
Как видно из приведеных соотношений чем больше разность плотностей воды и нефти, воды и газа, и чем больше высота залежи, тем больше избыточное давление.
К другим источникам увеличения избыточного давления относятся следующие:
Тектонические движения земной коры; напор подошвенной воды, геостатическое (горное) давление (вес пород перекрывающих резервуар); температура недр (геотермический градиент); химические и биохимические процессы; цементация пластов, перекристаллизация пород и др.
Но существуют и процессы понижающие пластовое давление: появление вторичной пористости (трещины, каверны), перекристаллизация пород, низкий геотермический градиент, в результате чего появляется аномально низкое пластовое давление (АНПД). Например, при перекристализации, переходе известняка в доломит объем породы уменьшается на 14%, объем пор увеличивается на 14%, а пластовое давление уменьшается на 14%.
Давление в залежах замеряется глубинным манометром.
Температура. Температура в залежах (недрах) важный параметр залежей, так как увеличение или уменьшение температуры в залежах приводит к изменению физических свойств пластовой нефти и газа. Нефтяников интересует не только современная температура недр, но и палеотемпература. Общепринято то, что в регионах с высокой палеотемпературой процессы нефтеобразования протекали наиболее интенсивно. Выявлены два источника прогрева недр: солнечная энергия, тепловая (внешнее тепло) и энергия самопроизвольного распада радиоактивных элементов внутренних сфер земной коры ( внутреннее тепло). Внешнее тепло обуславливает климат и разность среднегодовых температур в различных районах Земли. В северном полушарии среднегодовая температура равна +15,5°С, в южном +13,6°С. С глубиной (сверху-вниз) температура недр увеличивается по закону геотермического градиента. Геотермический градиент – это прирост температуры в °С на каждые 100 м увеличения глубины. Средний геотермический градиент равен 3,3°С/100м. Но бывают регионы или нефтегазоносные толщи с пониженным (1,5-2°С/100) и повышенным (4,5-5°С) геотермическим градиентом. Надсолевой нефтеносный этаж (1,5-2°С/100) Прикаспийского бассейна имеет пониженный, а мезозойский нефтегазоносный этаж Мангышлака повышенный геотермический градиент (4,5°С/100м). По закону геотермического градиента температура недр увеличивается с набором глубины до 20 км, а ниже указанная закономерность меняется. По температурному режиму земная кора имеет две зоны, разделенные поясом постоянных среднегодовых темпертур. Зона, расположенная выше этого пояса, прогревается Солнцем и именуется гелиотермической, а зона расположенная ниже пояса среднегодовых постоянных температур – геотермической. Пояс постоянных среднегодовых температур в разных районах располагается на разных глубинах и имеет разную температуру. Так, например, под Москвой он располагается на глубине 20м и имеет температуру +4,2°С, под Парижем – на глубине –28м с температурой +12°С. Следовательно, солнечное тепло проникает в верхнюю часть земной коры на несколько десятков метров.
Температура недр (залежей) замеряется в скважинах электротермометрами при выполнении геофизических исследований скважин (ГИС). Этот метод имеет название - электротермометрия для определения геотермического градиента.
Основная литература: 1[154-201], 2[69-77],
Дополнительная литература 10[27-37]
Контрольные вопросы:
1. Приведите определение залежи нефти и газа.
2. Генетическая классификация залежей (по И.О. Броду).
3. Общая характеристика группы пластовых залежей.
4. Общая характеристика группы массивных залежей.
5. Разновидности типов литологически со всех ограниченных залежей.
В природе встречаются разнообразные типы месторождений нефти и газа, в основу выделения которых положены строение (геометрия) структур-ловушек, их контролирующих, а также тектонические принципы, учитывающие условия формирования и строения региональных геоструктурных элементов. Нефтяное или газовое месторождение характеризуется, в первую очередь, строением участка земной коры, к которому оно приурочено.
Генетические классификации месторождений нефти и газа разрабатывались многими исследователями (И.О. Брод, А.А. Бакиров, Н.А. Еременко, В.Б. Оленин и др.), которые предлагали свои определения «месторождения нефти и газа».
Месторождение нефти и газа (по И.О. Броду) – есть совокупность залежей в недрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки. Довольно близкие определения сформулированы позднее А.А. Бакировым, Б.Б. Олениным, Н.А. Еременко и другими. Месторождение нефти и газа (по А.А. Бакирову, 1976 г.) – это ассоциация (совокупность) единичных их скоплений (залежей), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенных на одной локальной площади. А.А. Бакировым и другими неоднократно отмечалось, что термин «месторождение нефти и газа» неверен по генетическому смыслу. Поэтому, отдельные исследователи и, в первую очередь, А.А. Бакиров предложили заменить «месторождение нефти и газа» на «местоскопление», что отражает истинный смысл условий образования этих скоплений УВ. Кроме генетических классификаций в нефтегеологической науке и практике разработаны и используются классификации месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов, и по фазовому состоянию углеводородов и количественному соотношению газа, нефти и конденсата, находящихся в месторождениях (залежах).
Как было отмечено ранее, в конце разведки подсчитываются суммарные запасы УВ изученного месторождения по всем выявленным залежам, которые по экономической значимости и очередности ввода в разработку подразделяются на следующие группы. Геологические запасы – запасы залежей (месторождений), которые находятся в залежах. Извлекаемые запасы – часть геологических запасов нефти и газа залежей (месторождений), которые можно извлечь современными методами разработки с соблюдением экологических требований. В этой связи в нефтегазопромысловую практику введены понятия о коэффициентах нефтеотдачи (нефтеизвлечения) и газоотдачи, которые, показывают какую часть геологических запасов нефти и газа можно извлечь современными методами разработки.
По опыту разработки нефтяных месторождений в зависимости от качества коллектора, физических свойств нефти в пластовых условиях, режима работы залежей коэффициент нефтеодачи для нефтяных залежей колеблется от 0,15 до 0,80, а это значит, что в настоящее время из недр извлекается около половины геологических запасов нефти.
Коэффициент газоотдачи значительно выше нефтяного и колеблется в приделах 0,87 – 0,95, а это значит, что от 5 до 13% газа сорбируется породой и остается в недрах.
Коэффициенты нефте- и газоотдачи тщательно обосновываются данными разведки и утверждаются при защите запасов в ГКЗ.
Запасы нефти на новых открытых месторождениях подсчитываются объемным методом по следующей формуле:
Qгеолог = F h kотк βн γн θ; где
Qгеолог – геологические запасы нефти, т
F - площадь нефтеносности, м2
H - толщина нефтенасыщенного пласта, м2
kотк - коэффициент открытой пористости, доли ед.
βн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.
γн - плотность нефти в стандартных условиях, т/м3
θ - пересчетный коэффициент, учитывающий уменьшение объема нефти (усадку)
при извлечении ее на поверхность и удаление из нее растворенного (попутного) газа, доли ед.
Эти геологические запасы необходимо перевести в извлекаемые введением коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения).
Qизвл. = Qбал. η, где
Qизвл. – извлекаемые запасы нефти , т
Qбал. – балансовые запасы нефти, т
η - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.
Подсчет запасов газа на новых месторождениях, также производится объемным методом, но методика подсчета и многие параметры для подсчета иные, по сравнению с подсчетом нефти. Объем газонасыщенных пород подсчитывается по тем же параметрам, что и нефти (F h kотк βг). Остальные параметры для подсчета запасов газа объемным методом представляют собой различного рода поправки на температуру (f), на отклонение УВ газов от закона Бойля-Мариота (α αк) и давления: начальное среднее пластовое (Р) и конечное (Рк). Сответсвенно, формула объемного метода подсчета запасов газа будет иметь следующий вид.
Vизвл. = F h m βг (Рα - Ркαк) f ηг, где
Vизвл – извлекаемые запасы газа месторождения (залежи) на дату подсчета, м3
F - площадь газонасыщенности , м2
h - эффективная газонасыщенная толщина пласта, м
m - коэффициент открытой пористости, доли ед.
βг - коэффициент газонасыщения, доли ед.
Р - среднее начальное пластовое давление в залежи, атм
Рк - конечное пластовое давление, обычно принимается 2-3 атм
α и αк – поправки на отклонение УВ газов от закона Бойля-Мариота, соответственно для давлений Р и Рк
f - поправка на температуру для приведения объема газа в пластовых условиях (+200С), доли ед.
ηг – коэффициент газоотдачи (0,85-0,97)
Обоснованность подсчета запасов нефти и газа защищаются в Государственной Комиссии по запасам (ГКЗ) геологами, проводившими разведку месторождения. Подсчет запасов нефти и газа необходим для обоснования соответствующего объемам УВ, обустройства нефтегазодобывающих промыслов и планирования дальнейшего наращивания добычи нефти и газа.
Классификация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов разработана с целью планирования добычи нефти и газа и определения затрат на обустройство нефтегазовых промыслов.
Ниже в таблице 11 приводятся, применяемые в бывшем СССР, а также в Казахстане, классификации месторождений нефти и газа по запасам.
Таблица 11
| Категории месторождений (залежей) | Извлекаемые запасы нефти, млн. т | Запасы газа, млрд. м3 | |
| уникальные | >300 | >500 | |
| крупные | 300-30 | 500-30 | |
| средние | 30-10 | 30-10 | |
| мелкие | <10 |