1.5.1. Основные типы залежей
Выделяются следующие основные ти-пы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экрани-рованный.
^ Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи .
Части пласта: 1-водяная, 2 - водонефтяная, 3-нефтяная, 4 -газонефтяная, 5-газо-вая; 6 - породы-коллекторы; Н - высота залежи; Нг, Нн - высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи
Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изоли-рованному природному резервуару или связана с группой гидро-динамически сообщающихся природных резервуаров, в которых от-метки газожидкостного и водонефтяного контактов соответствен-но одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массив-ная или пластово-массивная.
^
1.5.2. Классификация залежей по фазовому состоянию УВ
В зависи-мости от фазового состояния и основного состава углеводо-родных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):
- нефтяные , содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;
газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных
Залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая-газо-вая (газовая шапка); в нефтегазовых-газовая шапка превыша-ет по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой;
- газовые , содержащие только газ;
газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные : в пер-вых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых - газо-конденсатная.(см. рис. 2).
^
1.5.3. Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи
Любая нефтяная или газовая залежь обладает потен-циальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного плас-та). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил-носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа, сжатого в газовых залежах и га-зовых шапках, и газа, растворенного в нефти. Кроме того, в зале-жах действует сила тяжести нефти.
Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливаю-щих приток флюидов к добывающим скважинам, называется ре-жимом залежи. В соответствии с характером проявления домини-рующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах-газовый и упруговодонапорный.
Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неод-нородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки техноло-гическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти, газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продук-тивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью про-дуктивных пластов, степенью гидрофобизации пород, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.
^
1.6. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ
МАСТОРОЖДЕНИЕ
представляет собой совокупность залежей неф-ти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и рас- в пределах одной площади.
Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие (табл.1)
Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам
По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов выделяются месторождения (залежи):
простого строения , связанные с ненарушенными или слабона-рушенными структурами, продуктивные пласты которых характе-ризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложного строения , характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площа-ди и разрезу ИЛИ литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами или наличием тектонических на-рушений;
очень сложного строения , для которых характерны как литоло-гические замещения или тектонические нарушения, так ^ И невыдер-жанность толщин и коллекторских свойств продуктивных плас-тов.
Сложность геологического строения месторождений устанавли-вается исходя из соответствующих характеристик основных зале-жей, заключающих основную часть (больше 70 %) запасов место-рождения. Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, их объемы и эко-номические показатели разведки и разработки.
^
1.7. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЪЕКТЫ, СОДЕРЖАЩИЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА. И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ КЛАССИФИКАЦИИ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ
Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентраци-ей месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства гео-тектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим райониро-ванием .
При нефтегазогеологическом районировании следует учиты-вать четыре основные группы факторов - критериев, контролиру-ющих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:
Современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;
Литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основан-ную на палеогеографических, формационных и фациальных усло-виях формирования осадков в различных частях этих территорий;
Гидрогеологические условия;
Геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).
Залежи и месторождения , связанные с геоструктурными элемен-тами соот-ветствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеоло-гического районирования наиболее низкого уровня.
Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловуш-кам, составляющим единую группу, осложняющую структуру бо-лее высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления.
Нефтегазоносный район представляет собой ассоциа-цию зон нефтегазонакопления, характеризующихся об-щностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.
Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазо-носных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уров-нем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризо-ваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и неф-тегазонакопления.
Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах од-ного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.
^ Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность кото-рых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазо-перспективными .
Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разре-зу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными едини-цами такого расчленения являются пласт, резервуар 1 , нефтегазоносный комп-лекс и нефтегазоносная формация.
Нефтегазоносным пластом называется толща про-ницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.
Нефтегазоносный горизонт представляет собой груп-пу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически свя-занных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.
Нефтегазоносный комплекс -это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрыш-кой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.
Нефтегазоносная формация представляет собой ес-тественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятны-ми для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.
Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами.
Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по крайней мере, три условия.
1. Нужен коллектор. Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, известняки.
2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.
Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.
3. Нужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.
Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка экономически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.
Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:
1) пластовые залежи;
2) массивные залежи;
3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.
И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.
Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.
Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.
Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.
На рис. 5.1 приводится схема пластовой сводовой залежи. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта (ВНК) с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности.
Р и с. 5.1. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи
Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически.
Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.
Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва.
Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д. (рис. 5.3).
Рис.5.3.Принципиальная схема пластовых литологически экранированных залежей
Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.
Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.
Литологически ограниченные со всех сторон залежи. К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.
Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы
Высота литологически ограниченных ловушек обычно невелика, толщина песчаных пластов составляет несколько метров.
Пластовые сводовые и массивные залежи в структурных выступах связаны с антиклинальными формами ловушек. Для остальных ловушек экранирование определено другими факторами. Все ловушки можно разделить на антиклинальные и неантиклинальные.
Залежь нефти, связанная со структурами соляной тектоники, показана на рис. 5.7. В соляно-купольной структуре соляной массив находится на глубине, сверху он прикрыт слоем ангидрита или гипса, а они, в свою очередь, перекрыты пористым известняком. Верхнюю покрышку американцы, по свидетельству Губкина, называют «шапкой» (кепрок). Над каменной солью имеется антиклиналь. Нефть имеется в «шапке», в вышележащих слоях и по бокам на месторождениях США. Они широко развиты в Мексиканском заливе. Каменная соль под давлением вышележащих пород мощностью 700 м (170 кг/см 3) вытекает в своды куполов.
Р и с. 5.7. Идеализированный разрез соляно-купольного нефтяного месторождения в бассейне Галф-Кост (по А.Леворсену)
Соляной шток – это массив цилиндрической формы, когда высота в несколько раз превышает ширину массива. Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.8-5.15).
Р и с. 5.8. Сводовые залежи: а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения; 5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели
Р и с. 5. 9. Висячие залежи структур: а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением; в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями
Р и с. 5.10 . Тектонически экранированые залежи: а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом; г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые
Р и с. 5.11. Приконтактные залежи: а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма; в – с вулканогенными образованиями
Р и с. 5. 1 2. Залежи моноклинальных структур: а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей; в – связанные со структурными носами на моноклиналях
Р и с. 5. 1 3. Литологически экранированные залежи: а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев; б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом
Р и с. 5.14. Литологически ограниченные залежи: а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные); б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые); в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями
5.15. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями: а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа; г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов
Определяющее значение для выбора методики геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, включая выбор количества и систем заложения поисково-оценочных скважин, имеют знания характера прогнозируемых залежей по типу ловушек.
Классификации залежей нефти и газа по типу ловушек основаны на генетических и морфологических особенностях ловушек.
На практике широко используется классификация залежей А.А. Бакирова (1960), основанная на генезисе ловушек и морфологическая классификация по форме природных резервуаров И.О. Брода (1951).
В генетической классификации А.А. Бакирова выделено пять генетических классов залежей нефти и газа.
1. Структурный класс делится на три группы залежей: 1) антиклинальных, 2) моноклинальных и 3) синклинальных структур. Синклинальные залежи встречаются в природе редко.
Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову)
Группы залежей антиклинальных и моноклинальных структур далее делятся на типы.
2. Рифогенный класс делится два типа залежей, которые связаны: 1) с одиночными рифовыми массивами и 2) ассоциацией рифовых массивов.
3. Литологический класс делится на две группы залежей: 1) литологически экранированные; 2) литологически ограниченные. Группы разделены на конкретные типы залежей.
Литологически экранированные залежи связаны с пластовыми литологическими ловушками. Это тупиковые гидродинамически полуоткрытые ловушки, которые в плане имеют заливообразную форму. Их форма связана с дугообразным изгибом линии выклинивания или линии замещения продуктивного пласта непроницаемыми породами.
Литологически ограниченные залежи связаны с природными резервуарами и ловушками, которые со всех сторон ограничены флюидоупорами и в гидродинамическом отношении являются закрытыми. Поэтому движение флюидов в них весьма ограниченно. Такие залежи могут не иметь подошвенных вод, и не имеют источников их пополнения. Залежи этого типа часто обладают АВПД, но из-за незначительной высоты залежей их энергия также незначительная.
4. Стратиграфический класс. Залежи этого класса связаны с различными типами стратиграфически экранированных ловушек.
5. Литолого-стратиграфический класс залежей связан с участками выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями.
Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии различных факторов. Соответственно в таких ловушках образуются залежи комбинированного класса.
Морфологическая классификация залежей И.О. Брода по форме природных резервуаров . В этой классификации выделены три группы залежей: пластовые, массивные и литологически экранированные , которые далее делятся на подгруппы и роды.
Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по И.О. Броду, 1951)
Сопоставление генетической классификации А.А. Бакирова и морфологической классификации И.О. Брода показывает, что разные принципы классификаций определили различную систематизацию практически одних и тех же видов залежей. При этом в классификации И.О. Брода выделяются массивные залежи, которые отсутствуют в других классификациях залежей, но широко используются в практической геологии нефти и газа.
Массивные залежи связаны с массивными Природными резервуарами в основе которых может лежать высокоамплитудная сводовая или антиклинальная структура, рифовый массив, погребенный эрозионный или эрозионно-тектонический выступ осадочных, метаморфических и магматических пород. То есть по классификации А.А. Бакирова это определённые виды структурных, рифогенных и стратиграфических залежей. Однако не зависимо от генезиса ловушки массивные залежи имеют ряд характерных признаков и свойств: 1) контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора; 2) не контактируют с флюидоупором, который залегает под подошвой продуктивного пласта; 3) нефть или газ всюду подпираются подошвенной водой; 4) движение пластовых флюидов в залежи происходит по вертикали; 5) внутренние контуры нефтеносности или газоносности в них отсутствуют.
Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые залежи. Принципиальное различие между неполнопластовые и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и объёме залежи. Довольно часто в природных резервуарах присутствуют ловушки комбинированного типа, созданные при участии двух или более факторов. Например, структурного и литологического, структурного и стратиграфического, структурного, литологического и стратиграфического, литологического и гидродинамического. Соответственно в таких ловушках формируются залежи комбинированного типа.