logo
книга разработка

2.1 Залежи нефти и природного газа как единичные скопления ув в геологи­ческих ловушках. Месторождения нефти и газа.

Природные резервуары углеводородов состоят из коллектора и покрышки. Коллектор – порода, обладающая способностью вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке. Флюидоупор (покрышка) – порода, непроницаемая при данных условиях для флюида.

Покрышка является верхней ограничивающей поверхностью. Нижней поверхностью является вода или ограничивающая непроницаемая толща. Природный резервуар углеводородов характеризуется типом коллектора, соотношением его с непроницаемыми водоупорными породами, емкостью резервуара, условиями его залегания.

Типы резервуаров определяются отношением коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами. Выделяют три основных типа: пластовый, массивный и литологически ограниченный резервуар. Направление путей перемещения жидкостей в пределах залежей при их разработке определяется типом резервуаров.

Пластовый резервуар – это коллектор, ограниченный в кровле и подошве непроницаемыми породами на значительной площади (рис.2.1). Литология коллектора выдержана и может быть представлена переслаивающимися различной площади распространения горизонтами, как коллекторами, так и водоупорами. В региональном плане коллектор находится в единой гидродинамической системе. Мощность коллектора может быть слабоварьирующей, выклинивающейся.

Рис.2.1. Пластовые и массивные резервуары

Пластовый тип наиболее характерен для залежей в поровых терригенных коллекторах, в которых слоистость пород повторяет в основном характер залегания кровли и подошвы продуктивного горизонта. В таких залежах нефть и вытесняющая ее вода перемещаются вдоль напластования пород. Нередко залежи в слоистых терригенных коллекторах относят к массивным только потому, что водонефтяной контакт прослеживается на всей площади залежи. С позиций разработки залежей такое определение следует считать неточным. И при повсеместном наличии ВНК в пластовых залежах пути перемещения жидкости соответствуют положению стратиграфических границ продуктивного горизонта.

Массивный резервуар образован толщей проницаемых пород большой мощности, ограниченной с боков плохо проницаемыми породами, - снизу ВНК (рис.2.2). Массивные резервуары создаются карбонатными, метаморфическими и изверженными породами (рифы, батолиты, штоки).

Рис.2.2. Массивный резервуар

Массивный тип залежей в основном характерен для карбонатных пород, где большие нефтенасыщенные толщины приурочены к мощному тектоническому выступу пород, к вершине рифового массива, крупному эрозионному выступу и др. В емкостном объеме таких залежей большая роль обычно принадлежит субвертикальным трещинам разной открытости, которые и служат основными путями для перемещения жидкостей. Многие массивные залежи полностью или почти полностью подстилаются водой, которая при разработке их перемещается в основном почти по вертикали. Массивными могут быть залежи и в терригенных коллекторах при их большой толщине и при высокой проницаемости пород по вертикали.

Правильное определение типа залежей имеет большое значение для решения проблемы выбора интервалов перфорации, решения вопроса о целесообразности бурения горизонтальных скважин, для организации наблюдения за процессами заводнения залежей и, соответственно, для обоснования мер по управлению разработкой.

Залежи массивного типа практически во всех случаях перфорируют с отступлением от ВНК. Во всех скважинах перфорируют вначале нижний интервал.

Литологически ограниченный резервуар – углеводороды в пористых породах ограничены с трех или со всех сторон практически непроницаемыми породами (рис.2.3). Эти резервуары образуются благодаря изменениям литологического состава пород и наличию проницаемых пород среди непроницаемых. Например: линза песков среди глинистых пород, линзы песков или известняков среди соленосных пород.

Рис.2.3 Литологически экранированный резервуар

Покрышки природных резервуаров

Покрышками для природных резервуаров УВ являются плохо проницаемые породы: гидрохимические, глинистые, карбонатные.

Различают региональные, зональные и локальные покрышки. Для образования промышленных скоплений углеводородов имеют большое значение региональные покрышки, которые ограничивают сверху нефтегазоносные комплексы. Такие покрышки выдержаны по площади и обладают повышенной экранирующими свойствами, препятствующими разрушению залежей. Процесс миграции углеводородов значительно возрастает при активизации тектонической обстановки, когда возрастает густота трещин, они приоткрываются и становятся более проницаемыми. Против развития этого процесса более устойчивы покрышки, выполненные пластичным веществом. С этой позиции покрышки можно ранжировать следующим рядом: соленосные, глинистые, карбонатные. Диффузионный механизм миграции в масштабе геологического времени может иметь существенное значение для миграции газа или нефтей растворенных в газе. Возрастание мощности покрышек улучшает их качество. Улучшению качества покрышек приносит и переслаивание малопроницаемых пород различного литологического состава. В таких покрышках меньшее распространение имеют сквозные трещины, а на границах контактов слоев возникают разрывы создающихся неоднородностей под действием тектоно-геологических сил. В связи с разными физическими свойствами различных литологических разностей в каждом слое создается своя система трещин.

Покрышка в состоянии сдерживать только определенный напор флюидов. Превышение этого барьера будет происходить при развитии аномально высокого давления. При развитии осадочной толщи она подвергается в геологическом времени многочисленным воздействиям тектонического и метаморфического процесса. Таким образом, при оценке качества покрышки залежей следует учитывать различные факторы как характеризующие покрышки, так и состояние углеводородных залежей их состав и термодинамические параметры. Освоение больших глубин для поиска и разработки залежей углеводородов требует особого отношения к оценке качества покрышек. С глубиной изменяеюся физико-петрагрофические свойства пород. Может резко изменятся текстура и величина пористости пород. Так, пластичность каменных солей возрастает, глинистые породы теряют пластичность и в них развивается трещиноватость, известковые породы теряют свою монолитность.

Гидрохимические породы-покрышки представлены каменной солью, гипсами и ангидритами. С ними связано существование гигантс­ких по запасам скоплений газа (Слохтерен, Голландия; Вуктыльское, Тимано-Печорский бассейн; Оренбургское, Предуралье). Примером является Уиллистонский бассейн в США, где каждый из трех комплексов нефтяных залежей залегает под соответствующими эвапоритами и содержит нефти, отличающиеся по составу. Самые крупные нефтяные месторождения мира в Саудовской Аравии, приуроченные к карбонатным толщам, перекрыты эвапоритами.

Каменные соли, как правило, имеют большие мощности и региональность распространения. Это характеризует их как хорошие покрышки залежей углеводородов. К тому же они обладают незначительной пористостью в основном закрытого характера и большой пластичностью увеличивающейся с глубиной.

Глинистые покрышки. Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторичных изме­нений, трещиноватости. Большое значение также имеют находящиеся в глинах вода и 0В. Изначальные свойства глин и характер их вторичных изменений во многом определяются примесями (терригенными, карбонат-кремнистыми. Пластичность - важнейшее качество глин, обеспечивающее способность к перестрой­ке структуры под влиянием приложенной нагрузки без нарушения сплошности сложенного глинами пласта. Однако при росте давлений в течение дос­таточно продолжительного времени предел пластичности может быть пройден, глина становится ломкой и хрупкой и теряет свои экрани­рующие свойства. Происходит уменьшению пористости.

Важной характеристикой покрышки является величина давления прорыва - перепад давления, при котором начинает­ся фильтрация УВ через покрышку. С этим понятием связано другое - давление пережима, при котором прекращается фильтрация через покрышку. Давление пережима меньше давления прорыва. Последнее изменяется в широких пределах и зависит от свойств глин и нефтей (увеличивается для вязких нефтей). Прорыв газа и нефти через тонкие поры глинистых пород происхо­дит в том случае, если создается достаточная сила для вытеснения капиллярной воды из этих пор. Таким образом, экранирующая способность глинис­тых пород во многом определяется величиной капиллярного давления воды в системе поровых каналов.

Эффективность глинистой покрышки различна в отношении нефти и газа. Сечения поровых каналов в глине, недоступных для нефтяных УВ, может оказаться достаточным для диффузии молекул метана в течение длитель­ного геологического времени. Именно поэтому залежи газа под гли­нами распространены больше всего в молодых мезозойско-кайнозойских отложениях, тогда как в древних палеозойских толщах под глинистыми покрышками содержится незначительная доля общих запасов газа палеозоя (12%). Основные запасы газа в палеозое сосредоточены под соляными покрышками.

Карбонатные породы-покрышки. Эти покрышки образуются толщами однородных монолитных, лишенных трещин тонко­кристаллических известняков, доломитов, мергелей, аргилли­тов. Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования. Все известняки в разной степени доломитизированы. Карбонатные породы с погружением и повышением температуры среды претерпевают изменения, могущие приводить как к увеличению непроницаемости, так и к уменьшению, в зависимости от присутствия глинистых и органических веществ, зернистости и других условий. Так, у тонкозернистых без примесей известняков до глубин 5 км происходит уменьшение пористости. Однако значительные повышения температуры приводят к трещинообразованию и превращению породы в коллектор.

Под месторождением или местоскоплением нефти и газа следует понимать участок земной коры с совокупностью залежей в недрах одной и той же площади и приуроченных к единому структурному элементу. Для формирования месторождений решающее значение имеет тектонический фактор на фоне развития крупного геоструктурного элемента. В одном и том же месторождении могут присутствовать залежи различного типа (массивные и пластовые, пластовые и литологические).

Месторождения разделяют на два основных класса: геосинклинальные и платформенные.

Геосинклинальные месторождения приурочиваются к краевым частям горных сооружений, к предгорным прогибам и областям погружения складчатых систем, межгорным впадинам.

Месторождения платформенных областей разделяют на четыре группы: связанные с поднятиями, месторождения эрозионных и рифовых массивов, месторождения моноклиналей, месторождения синклинальных прогибов.

Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на :

2.2 Гравитационная теория распределения пластовых флюи­дов в залежах. Границы залежи (кровля, подошва, поверхности межфлюидных контактов); внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Типы залежей по геологическому строению, по фазовому состоянию и составу УВ.

На основе антиклинально-гравитационной гипотезы формирования залежей нефти и газа где нефть и газ, находясь в пластах пористых водонасыщенных пород-коллекторов, постепенно вытес­няются вверх по направлению пласта и кон­центрируются в антиклинальных складках или в наиболее при­поднятых участках пласта открыто более 40 тыс. известных в мире залежей нефти и газа.

Рис.2.4. Антиклинально-гравитационная концепция

аккумуляции углеводородов

На небольших и средних глубинах открыто немало месторождений нефти и газа, формирование которых противоречит этой гипотезе. Залежи этих месторождений экранируются не плотными породами, а водоносными про­ницаемыми пластами, пористость которых меняется в широком диапазоне, иногда до­стигая 25 % и более. Расположе­ны залежи не в антиклиналях и зонах выклинивания, а в совсем других структурах и часто в антиподах антиклиналей — синклиналях. Залежи этого типа выяв­лены в Поволжье, Краснодарском крае, Средней Азии, Западной и Восточной Сибири, Канаде, США, Западной Европе (рис.2.5).

Залежи располагаются в крупнопористых или среднепористых песчаниках, экранируются во­доносными проницаемыми мелко-пористыми песчаниками

Рис.2.5. Разрезы капиллярно-экранированных нефтяных ме­сторождений: Лесное в Краснодар­ском крае (вверху) и Демское в Башкирии (внизу).

В общем случае для образо­вания залежи нефти или газа полное сочета­ние атрибутов антиклинально-гравитацион­ной концепции (куполовидный изгиб прони­цаемого пласта, перекрытого плотной поро­дой-покрышкой, или его выклинивание вверх) вовсе не обязательно. Достаточно, чтобы силы, препятствующие миграции углеводопродов превосходили силы, вызывающие, их не перемещение по пласту, к которым, в частности относится гидростатическая сила выталкивания. Тогда залежь может сформирваться на участке пористого проницаемого пласта с любой структурной и литологической характеристикой.

Основное сопротивление миграции нефти и газа обеспечивает капиллярное дав­ление. По закону Юнга-Лапласа, величи­на давления, возникающего в пористой среде на границе воды и углеводородов, про­порциональна произведению коэффициента межфазного поверхностного натяжения на радиус кривизны поры. При этом, если по­верхность пор смачивается пластовой водой, капиллярное давление на границе воды и уг­леводородов положительно, в гидрофобной же среде оно отрицательно.

В реальных условиях широко распро­странены как гидрофильные, так и гидро­фобные песчаные породы-коллекторы. Об­щеизвестно, что жидкости и газы самопро­извольно стремятся обрести такое положение и форму, которые соответствуют мини­муму поверхностной энергии. Поэтому в гид­рофильной породе нефти и газу энергети­чески выгоднее находиться в сравнительно крупных порах, а воде — в мелких, куда углеводороды «не пускает» капиллярное дав­ление.

Обратная картина наблюдается в гид­рофобной среде, где нефть и газ удержи­ваются капиллярными силами в относитель­но мелких порах, а вода занимает крупные. Именно по этому принципу и сформирова­лись упомянутые выше нефтяные и газовые скопления. Они отнесены к типу ка­пиллярно-экранированных залежей, который на основе поверхностно-молекулярных свойств пород-коллекторов подразделен на гидрофильный и гидрофобный класс.

В отличие от атрибутов антиклинально-гравитационной концепции, капиллярные эк­раны представить себе не так-то просто. При формировании залежей гидрофильного класса силы плавучести заставляют нефть и газ продвигаться вверх по водонасыщенному пласту, к своду антиклинальной структуры. Реальные коллекторные пласты характери­зуются неоднородностью пористости, про­ницаемости и других свойств. Однороден пласт только на малом участке, и углеводо­роды задерживаются, встречая на своем пути породу с относительно мелкими порами. Так начинается формирование залежи. Когда ее объем достигнет определенной величины, при которой архимедова сила превысит силу, обусловленную капиллярным давлением, из­быток углеводородов начнет проникать че­рез капиллярный барьер как через предо­хранительный клапан. При дальнейшей миг­рации эти излишки могут достичь свода ан­тиклинального поднятия или задержаться следующим капиллярным барьером, так что процесс повторится.

В залежи углеводородов различают общий и эффективный объемы. В общий объем включают все породы коллекторы и неколлекторы продуктивного горизонта выше газо- или водонефтяного контакта, а в эффективный – только углеводородонасыщенные коллекторы. Залежь ограничена различными поверхностями, определяющими ее положение в пространстве: ВНК (водонефтяной контакт), ГВК (газоводяной контакт), ГНК (газонефтяной контакт), поверхности раздела коллекторов и неколлекторов, дизъюнктивные поверхности, структурные поверхности (рис.2.6.).

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности или газоносности (рис.2.6.). Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазаносного пласта называют его толщиной.

Рис.2.6  Схема залежи пластового типа

Части пласта: 1  водяная, 2  водонефтяная, 3  нефтяная, 4  газонефтяная, 5  газовая; 6  породы-коллекторы; Н — высота залежи; hг, hн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи.

Форму залежей определяет структура, являющаяся складкой, куплом, поднятием, рифом с осложняющими их разломами.

Верхней границей залежи принимается верхняя поверхность коллектора или кровля продуктивного горизонта, перекрытая горизонтом-покрышкой. Продуктивный горизонт в верхней части распространения коллекторов может иметь прерывистый характер, тогда граница залежи не будет совпадать с поверхностью коллектора.

При горизонтальном положении поверхности ВНК внутренний и внешний контуры нефтеносности будут параллельны изогипсам структурной карты. При наклонном положении поверхности ВНК контуры нефтеносности будут пересекать изогипсы структурных карт, как по кровле, так и по подошве пласта.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Газовая шапка в пласте может присут­ствовать только в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти. Возможно, образование чисто газовой залежи (рис.2.7.).

Рис.2.7. Распределение газа, нефти и воды в природном резервуаре

1 — газовая шапка; 2 — нефтяная зона с остаточной водой; 3—краевая вода

Если в ловушке количество нефти и газа недостаточно для заполнения всей мощности пласта, то внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать. У залежей, сформированных в массивных резервуарах, внутренние контуры газоносности и нефтеносности всегда отсутствуют.

К исчезновению четкой границы ВНК приводят процессы разрушения нефти в за­лежи. Движение воды в пласте приводит к наклону поверхности разделов в направле­нии движения. Переходная зона от нефти к воде имеет различную мощность. В неоднородном коллекторе в результате различия сил сцепления между молекулами нефти (газа) и воды с поверхностью капилляров породы поверхность раздела может приобрести волнистый характер. Длина, ширина и площадь залежи опреде­ляются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внеш­него контура нефтеносности. Высо­той залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Иногда отмечают суммар­ную высоту газонефтяной залежи. Для расчета объема залежи необходимо учесть мощность пласта. В расчетах используют эффективную мощность пласта, только мощность хорошо про­ницаемых пропластков, насыщенных углеводородами.

Положение верхней и нижней границ залежи изучается по структурным картам – графическим изображениям рельефа поверхности в изогипсах. Сечение между изогипсами определяется углом падения пластов, высотой структуры, объемом исходной информации.

Углеводородная залежь может быть разрезана тектоническими нарушениями, которые могут быть проводящими и экранирующими. Экранирующие нарушения разделяют залежь на изолированные блоки, гидравлически не связанные между собой. Это устанавливают, сопоставляя абсолютные отметки в отдельных блоках контакта углеводородов между собой и с водой. При совпадении таких отметок – залежь едина, при несовпадении – блоки гидравлически изолированы.

По структурным картам определяется амплитуда нарушения при сравнении абсолютных отметок одноименных изогипс, обрывающихся у тектонического нарушения с обеих сторон. Разница между ними равна амплитуде нарушения. При наклонной поверхности нарушения его положение на карте отображается двумя линиями, одна из которых граница приподнятого блока, другая – опущенного. При этом может быть ситуация взброса или сброса, перекрытия горизонтов и границ поверхностей или отсутствие горизонтов. Видимые (сверху) границы отмечаются сплошными линиями, невидимые – штрихами. Такое же правило применяют и к изображению изогипс.

Границы залежей с литологической изменчивостью пластов и стратиграфическим несогласием. В пределах продуктивного горизонта коллекторы могут быть замещены непроницаемыми породами. В этом случае границы залежи проводят вдоль зоны проницаемых и непроницаемых пород. Потеря пластом коллекторских свойств называется замещением коллектора, а связанная с этим экранирующая граница – линией фациального замещения коллекторов. Положение этой линии определяется по керну, каротажу, проницаемости пласта. При выклинивании или размыве продуктивных отложений образуются линии выклинивания и размыва, ограничивающие залежь.

Границы залежей, связанные с нефтегазоводонасыщенностью коллекторов. Газ, нефть и вода, находящиеся в продуктивном пласте, располагаются последовательно по высоте, в соответствии с гравитационным полем. Однако действие молекулярно-поверхностных сил пористых сред нарушает строгое соответствие распределения газа, нефти и воды по плотностям. В продуктивных пластах содержится определенное количество воды. В зоне контакта нефти и воды, нефти и газа вода и нефть поднимаются по капиллярам выше уровня гравитационного распределения. Уровень подъема зависит от многих факторов: радиусов капилляров, разности плотностей флюидов, вязкости подвижных сред, поверхностного натяжения, смачиваемости, минерализации и т.д. Образуется переходная зона с меняющейся мощностью в широких пределах (от сантиметров до десятков метров). Этот фактор усложняет определение границ залежи. Переходную зону от нефти к воде можно разделить на три подзоны: нижнюю (вода с небольшим количеством нефти), среднюю (равнозначное содержание воды и нефти), верхнюю (уменьшающееся содержание и увеличивающееся содержание нефти).

Контуры нефтегазоносности определяют по пересечению поверхностей контакта флюидов с кровлей (внешней) и подошвой (внутренней) пласта. В пределах внутреннего контура находится чисто нефтяная или газовая части залежи, между внутренним и внешним контурами – водонефтяная, нефтегазовая или водогазовая. При небольшой мощности переходной зоны границей ВНК, ГВК, ГНК принимается нижняя граница зоны. При большой мощности зоны границу контакта определяют по результатам опробования. Ее устанавливают между интервалами притока чистой нефти и чистой воды.