§ 2. 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 (мигрировать). Это происходит вследствие того, что плотности нефти, газа и воды различные.

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 выходящая на поверхность нефть поглощается окружающей место обнажения пласта породой, а газ улетучивается в атмосферу.

Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия, попав в своеобразную ловушку.

Ловушка — часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Так как плотность газа наименьшая, он скапливается 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 распространены сводовые и экранированные ловушки (рис. 9).

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. 9, а). В такой ловушке препятствием (экраном) для миграции нефти и газа является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки.

Однако для образования ловушки совсем не обязательно, 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. 9, б).

Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа называется тектонически экранированной. Как видно из рис. 9, в, нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта, оказались в ловушке, так как их миграция в плохо проницаемые породы практически невозможна.

Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 9, 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 скопиться значительное количество нефти и газа. Такая ловушка называется залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Рассмотрим основные элементы нефтегазовой залежи (рис. 10).

Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водо-нефтяного раздела. Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта есть внутренний контур нефтеносности.

Газовая шапка — скопление свободного газа над нефтью в залежи.

Линия пересечения поверхности нефте-газового раздела с кровлей пласта называется внешним контуром газо-

Рис. 9. Типы ловушек

носкости, а с подошвой пласта — внутренним контуром газоносности.

Если 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 может сформироваться 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 с внешним и внутренним контурами газоносности.

В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 11). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется -только внешний контур газоносности.

Рис. 10. Сводовая газо-нефтяная залежь:

/ — внутренний контур газоносности; 2 — внешний контур газоносности; 3 —• внутренний контур нефтеносности; 4 — внешний контур нефтеносности

Рис. 11. Массивная газо-нефтяная залежь: / — внешний контур газоносности; 2 — внешний контур нефтеносности

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 нефтегазовой залежи — 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 контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи.

Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых 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.