Природные резервуары нефти и газа

метки: Резервуар, Природный, Коллектор, Называться, Нефть, Залежь, Ловушка, Размер

Пласт или группа пластов коллекторских пород, перекрытых сверху покрышкой, являются природными резервуарами для нефти, газа и подземных вод. Нефть и газ, обладая меньшим удельным весом всплывают из воды вверх до покрышки и занимают самые приподнятые части резервуара. Снизу нефть и газ подпираются подземными водами.

Основными показателями природных резервуаров являются форма, размеры, емкость, тип ограничения, тип коллектора, тип покрышки. По форме различают два основных типа резервуара: пластовый и массивный. По типу ограничения различают резервуары литологически ограниченные, стратиграфически ограниченные, тектонически ограниченные (Рис.2).

Пластовый резервуар представляет собой проницаемый пласт-коллектор, ограниченный снизу и сверху покрышками. Таких резервуаров в осадочной толще может быть множество. Толщина пластовых резервуаров и их коллекторские свойства более или менее сохраняются на значительных площадях. В среднем толщина составляет 10-20 м.

В каждом пластовом резервуаре существует своя гидродинамическая система. Гидростатическое давление в них закономерно уменьшается в сторону подъема пластов. Циркуляция жидкостей и газов в пласте в основном боковая, в сторону снижения пластовых давлений. Если пласты деформированны с образованием куполовидных и брахиантиклинальных складок, то в сводовой части последних (в зоне минимальных гидростатических давлений) могут образоваться залежи нефти или газа пластового сводового типа.

Классификация пород-флюидоупоров по их экранирующим свойствам по А.А.Ханину (1968)

Классы		Макси-мальный размер пор, мкм	Проницае-мость по газу, мД	Давление прорыва газа через смоченную керосином породу, МПа	Характеристика пород
Высокий	I	<0.01	10-6	12	Соли, гипсы, ангидриты, высоко-дисперсные пластичные, монтмориллонитовые, смешанно-слойные глины
	II	0.05	10-5	8
Средний —	III	0.3	10-4	5.5	Глины, аргиллиты каолинит-гидрослюдистые
Низкий	IV	2.0	10-3	3.0	Глины, аргиллиты алевритистые, песчанистые, известковистые, плотные известняки, магматические породы
	V	10	10-2	0.5

Массивный резервуар представляет собой мощную проницаемую толщу, перекрытую сверху покрышкой. Снизу покрышка отсутствует или находится на далеком удалении. В таких резервуарах циркуляция жидкости и газа происходит главным образом снизу вверх. В кровле массивного резервуара могут образоваться крупные залежи нефти и газа массивного типа. Толщина массивных резервуаров составляет 100-500 м.

Литологически ограниченные резеравуары представляют собой резервуары пластовой, линзовидной, гнездовидной форм, перекрыты со всех или с двух-трех сторон непроницаемыми породами-покрышками. Формирование их связано с замещением по простиранию проницаемых пород (песков, песчаников) непроницаемыми породами (глинами).

Зоны литологического замещения формируются первично при осадконакоплении и контролируются береговыми линиями древних морей, озер, руслами рек, границами фациальных замещений. Резервуары такого типа могут иметь сложные линзовидные, рукавообразные, шнурковые, полосовидные формы.

Стратиграфическое ограничение резервуаров пластового, редко массивного типов образуется при перерывах осадконакопления, в зоне угловых несогласий. Тектонические ограничения резервуаров возникает в результате нарушения пластов разрывами типа сброса, взброса, надвига. При этом зона разлома сама иногда служит в качестве непроницаемого экрана, но чаще результатом блоковых взаимоперемещений является возникновение тектонических контактов, когда проницаемые пласты-коллекторы приходят в соприкосновение с непроницаемыми породами-покрышками.

Нефтегазоносные комплексы

Толщи осадочных пород, содержащие нефть и газ и перекрытые региональными покрышками, называются нефтегазоносными комплексами. Это – крупные, региональные резервуары сложного строения, состоящие из резервуаров и покрышек меньших рангов. Мощность нефтегазоносных комплексов колеблется от 50 до 1500 м. В нефтегазоносных бассейнах как правило наблюдается несколько нефтегазоносных комплексов. Например, в пределах Западно-Сибирской провинции в разрезе осадочного чехла выделяется четыре нефтегазоносных комплекса (снизу вверх): нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-альб-сеноманский.

Нефтегазоносные комплексы подразделяются на нефтегазоносные подкомплекы и зональные резервуары, изолированные друг от друга покрышками субрегионального и зонального рангов. Каждый нефтегазоносный комплекс отличается прежде всего литологическим составом, особенностью строения, типами углеводородов и количеством залежей, содержащихся в них. По литологическому составу различаются нефтегазоносные комплексы, состоящие из: 1) в основном из карбонатных пород, 2) из терригенных обломочных песчано-глинистых пород.

ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

Ловушки нефти и газа и их типы

Ловушкой в нефтегазовой геологии называется часть природного резервуара, ограниченная сверху и с боков покрышками, и в которой теоретически возможно образование скоплений нефти и газа. В природных условиях резервуары всегда заполнены подземными водами. Воды эти в основном седиментационные, захороненные совместно с образующейся горной породой. Молекулы и пузырьки нефти и газа, имея меньший удельный вес, в водной среде обладают энергией и способностью перемещаться к зоне пониженных давлений в направлении к кровле резервуара. Всплывание частиц нефти и газа будет происходить до достижения слоев – покрышек. Дальнейшее движение нефти и газа возможно в боковом направлении, если кровля резервуара имеет некоторый наклон.

Подземные воды, содержащие молекулы углеводородов и пузырьки нефти и газа в свою очередь испытывают движение внутри резервуара.

Любые перемещения нефти, газа и подземных вод в земной коре называются миграцией. Боковая миграция микроскоплений нефти и газа вдоль по резервуару будет происходить до достижения ловушки. В пределах ловушки отдельные пузырьки, пленки и струйки нефти и газа сливаются друг с другом, образуя более крупные скопления – залежи.

По форме и условиям происхождения различаются ловушки (Рис.3):

1. антиклинального (структурного) типа
2. неантиклинального типа:
   1. литологического типа
   2. стратиграфического типа
   3. тектонического типа
3. смешанного (комбинированного) типа:
   1. структурно-литологические
   2. структурно-стратиграфические
   3. структурно-тектонические

Ловушки антиклинального (структурного) типа (рис.3)представляют собой куполовидную или брахиантиклинальную складку. Это наиболее широко распространенный тип ловушек, образующийся в результате локального воздействия на слои горных пород тектонических сил, направленных поперечно (вертикально).

В практике геологоразведочных работ такие ловушки (структуры) называются локальными поднятиями. Размеры их в плане составляют несколько километров по ширине и длине, реже достигают 10 километров по длинной оси. Складки более крупных размеров называются куполовидными поднятиями и валами. Они представляют собой зональные структурные ловушки (зоны нефтегазонакопления), состоят из нескольких локальных поднятий. Куполовидные поднятия в плане имеют более или менее округлую форму, валы – удлиненную форму. Антиклинальные складки – ловушки более высокого ранга называются сводами или мегавалами. Размеры их по ширине и длине достигают 100-200 км. Они относятся к разряду региональных ловушек, состоят из множества валов, куполов и локальных поднятий. Примерами сводов являются Сургутский свод, Нижневартовский свод.

К настоящему времени в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 3 тысяч локальных поднятий, из них более чем 600 содержат залежи нефти и газа.

Ловушки литологического типа образуются в зонах выклинивания проницаемых пластов–резервуаров и литологического замещения пород-коллекторов непроницаемыми породами, размещаются на моноклиналях, на бортах прогибов, впадин, на склонах сводов и мегавалов. По форме они могут быть пластовыми, линзовидными, гнездовидными, шнурковыми и т.д. Области их развития контролируются береговыми линиями древних морей, баровыми, рифовыми островами, руслами древних рек, сложенных песками, галечниками. Масштабы проявления таких ловушек бывают разными – от местных (локальных) до зональных и региональных. Ловушки стратиграфического типа образуются под поверхностью стратиграфических перерывов и угловых несогласий в результате срезания эрозией древних проницаемых толщ и последующего перекрытия их более молодыми непроницаемыми слоями. Форма таких ловушек, как правило, пластовая. Масштабы их проявления чаще региональные.

Ловушки тектонически экранированного типа образуются в зонах тектонических разломов типа сбросов, взбросов и надвигов. В результате взаимоперемещений тектонических блоков проницаемые пласты приходят в соприкосновение с непроницаемыми, либо экранируются тектоническими глинами зоны разлома. Масштабы развития таких ловушек зависят от размеров и количества разломов.

Ловушки смешанного типа образуются при одновременном участии в процессе их формирования нескольких факторов. Они могут быть структурно-литологического, структурно-стратиграфического, структурно-тектонического типов.

IV.2. Залежи нефти и газа и их параметры.

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Рис.3 Типы ловушек и залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

1 – структурного (антиклинального) типа; 2 – литологического типа; 3- стратиграфического типа; 4 – тектонического типа; 5 – комбинированного типа а) структурно-литологический; б)структурно- стратиграфический; в)структурно-тектонический.

Условные обозначения: 1 – глины; 2 – пески водоносные; 3 – часть ловушки, где может образоваться скопление нефти и газа; 4 – изолинии глубины залегания кровли пласта в километрах; 5 –линии тектонических нарушений; 6 – линии стратиграфических перерывов, размывов, несогласного залегания.

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; hГ – высота газовой части; hН – высота нефтяной части.

Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи

3. называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.
4. Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа).

   Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2).

   Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

5. Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.
6. Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.
7. Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.
8. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.
9. Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.
10. Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.