Характеристика нефтяных и газовых месторождений
1. Осадочные горные породы — вместилища нефти и газа.
В начальный период развития нефтяной промышленности многие склонны были считать, что нефть в земной коре скапливается в пустотах больших размеров или в трещинах в виде подземных озер. Однако развитие бурения скважин позволило убедиться в правильности высказанной еще в шестидесятых годах прошлого столетия идеи Д. И. Менделеева о том, что вместилищами жидкости и газа в земной коре являются осадочные горные породы с большим числом мелких сообщающихся пустот.
Суммарный объем всех пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют абсолютной или теоретической пористостью. Отношение суммарного объема пустот в породе ко всему объему породы — есть коэффициент пористости:
m= Vп/V (7)
где Vп — суммарный объем всех пустот в породе; V — объем породы.
Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы слагающих породу зерен, характера их взаимного расположения и наличия цементирующего вещества.
Если допустить, что все слагающие горную породу зерна имеют велпких шариков, то объем пор такой породы будет зависеть только от взаимного расположения зерен-шариков (рис. 8). Математически доказано, что размер зерен-шариков в данном случае не будет иметь значения.
При наименее плотной укладке равновеликих зерен-шариков, когда две группы рядов пересекаются под углом 90°, коэффициент пористости равен 47,6% (рис. 8,а). Эта величина коэффициента пористости является теоретически максимальной. Если две группы рядов пересекаются под углом 60° (рис. 8, б), получается теоретически минимальный коэффициент пористости, равный 25,8%. Все другие формы расположения зерен-шариков дадут промежуточные значения пористости, т.е. 25,8—47,6%.
Рис. 8. Расположение зерен-шариков
В действительности величина коэффициента пористости горной породы обусловливается не только формой слагающих ее зерен, но и степенью отсортированное этих зерен, наличием цементирующего вещества, связывающего зерна друг с другом, а также трещиноватостью породы. Все это обусловливает значительные колебания коэффициентов пористости различных горных пород.
В горной породе, как правило, не все поры сообщаются друг с другом. Объем пустот породы, взаимно сообщающихся между собой, называется эффективной пористостью.
Обычно открытые поры в горной породе насыщаются водой, нефтью или газом, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема всех пустот в породе Vп/, заполненных водой, нефтью или газом, к суммарному объему всех пустот в породе Vn называют коэффициентом насыщения:
Насыщение пор нефтью, водой и газом и движение последних по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра жидкость проникает легко; под влиянием силы тяжести она может перемещаться по поровым каналам на значительные расстояния. Для проникновения жидкости в поры малого диаметра (капиллярные поры) требуются большие давления. Движение жидкости по поровым каналам в этом случае становится крайне затруднительным.
Способность породы пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Существуют породы хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород нет.
 |  |
Рис.9. Типы природных резервуаров
а – пластовый; б – массивный; в – литологически ограниченный
Проницаемость не характеризует количественное содержание жидкости в породе; она лишь определяет способность передвижения по поровым каналам жидкости и газов. Единицами измерения проницаемости служат дарси и миллидарси (1 мд — 1/1000 д).
За единицу дарси принимается проницаемость, при которой через образец породы с поперечным сечением в 1 см2, длиной 1 см и при перепаде давления 1 кГ/см2 проходит 1 см3 жидкости с вязкостью 1 спз.
При характеристике и оценке свойств горных пород часто смешивают и даже отождествляют два совершенно различных понятия — проницаемость и пористость. Следует помнить, что пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость определяет способность проникновения жидкости или газа через породу.
К хорошо проницаемым породам относятся пески, рыхлые песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки. Представителями плохо проницаемых пород являются глины, гипсы, ангидриты, сланцы, глинистые известняки, песчаники и конгломераты с глинистым цементом. Выше отмечалось, что некоторая часть осадочных горных пород может вобрать в свои поры большое количество воды, газа.
Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть их вместилищем, называются коллекторами.
В недрах земной коры вместилищем для воды, нефти и газа служит коллектор — пласт, кровлю и подошву которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами. Такой коллектор называют природным резервуаром.
В земной коре существуют природные резервуары различных типов (рис. 9). Чаще всего природные резервуары представляют гобой пласт, заключенный между плохо проницаемыми (породами, например, пласт песка между пластами глины) (рис. 9, а).
Если мощную толщу проницаемых пород, которая состоит из нескольких пластов, не отделенных плохо проницаемыми породами, покрывают и подстилают плохо проницаемые породы, то такой природный резервуар называется массивным. Примером массивного природного резервуара может служить мощная толща трещиноватых известняков, ограниченная в кровле и подошве глинистыми пластами (рис. 9, б).
В земной коре встречаются природные литологически ограниченные резервуары, в которых проницаемая порода окружена со всех сторон плохо проницаемой породой (рис. 9, в).
Залежи нефти и газа
Подавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться или, как говорят геологи, мигрировать. Это происходит вследствие разницы в удельном весе нефти, газа и воды.
Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия.
В первом случае выходящий из подземного резервуара газ улетучивается в атмосферу, а нефть может образовать нефтяные ручьи и даже озера. Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия и образуют ловушку.
Таким образом, ловушка есть часть природного резервуара, в которой со временем устанавливается равновесие воды, нефти и газа. Газ имеет наименьший удельный вес, поэтому он держится в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки. В природе существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространенными являются сводовые и экранированные ловушки (рис. 10)
Рис. 10. Типы ловушек:
а — сводовая; б — литологически - экранированная; в — тектонически экранированная; г — стратиграфически экранированная
Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 10, а). В сводовой ловушке препятствием, или экраном для миграции нефти и газа, является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки. Однако для образования ловушки совсем необязательно, чтобы проницаемый пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида называют литологически экранированными (рис. 10, б).
Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине — сбрасывателю пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа, называемая тектонически экранированной, показана на рис. 10, в. Как видно из рис. 10, в,
Рис. 11. Схема сводовой газо-нефтяной пластовой залежи:
1 — внутренний контур газоносности; 2 — внешний контур газоносности; 3 — внутренний контур нефтеносности; 4 — внешний контур нефтеносности
нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта на висячем крыле, оказались в ловушке, так как их миграция в плохо проницаемые породы лежачего крыла практически невозможна.
Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 10, г). В этом случае нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа.
В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Рассмотрим основные элементы и параметры нефте - газовой залежи (рис. 11).
Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефте -газовой залежи, или поверхностью водо - нефтяного раздела. Линия пересечения поверхности водо - нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо -нефтяного раздела с подошвой пласта — есть внутренний контур нефтеносности.
Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой.
Линия пересечения поверхности нефте - газового раздела с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта — внутренний контур газоносности.
Рис. 12. Схема массивной газо-нефтяной залежи:
1 — внешний контур газоносности; 2 — внешний контур нефтеносности
В том случае, когда в сводовой нефте-газовой ловушке нефти и газа недостаточно для полного заполнения пласта (по всей мощности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать.
Газовая шапка в пласте имеется в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти.
При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи, у которой существуют внешний и внутренний контуры газоносности.
В нефте - газовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 12).
В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности.
Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Высотой нефтяной части нефте-газовой залежи называется расстояние от подошвы до газо-нефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с кон-гуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи.
Кроме сводовых пластовых и массивных нефте - газовых и газовых залежей, принципиальные схемы которых были рассмотрены выше, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.
Следовательно, трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа:
1) пластовые залежи (сводовые и экранированные);
2) массивные залежи;
3) литологически ограниченные залежи.