Классификация залежей УВ по различным признакам. Нефтегазогеологическое районирование и закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре

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.

Семинарское занятие, практическая и контрольная работа

Тема 2. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ, ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

Цель работы:

Закрепление знаний по темам «Природные резервуары, ловушки и залежи нефти и газа»;

Приобретение навыков графического построения различных типов ловушки и залежи нефти и газа;

Сформировать умение определять на структурных картах и геологических разрезах различные типы ловушек и залежей.

Исходные данные: Описание залежи по типу ловушки и фазовому состоянию.

Порядок выполнения работы:

Изучить теоретическую часть следующих тем: «Природные резервуары», «Ловушки», «Залежи нефти и газа»;

Ответить на контрольные вопросы;

Используя описание залежи по типу ловушки и фазовому состоянию, а) изобразить геологический разрез ловушки и б) построить структурную карту.

Геологический разрез изобразить в произвольно выбранном интервале глубин и произвольном вертикальном масштабе. Общепринятыми условными знаками показать коллектор, покрышку, подстилающий флюидоупор и положение залежи углеводородов (УВ), которое определяется положением контактов: водонефтяным (ВНК) и газоводяным (ГВК) у однофазных залежей; газонефтяным (ГНК) и ВНК у двухфазных залежей.

Структурную карту построить под разрезом. Карта должна соответствовать линии геологического разреза и описанию. На карте показать положение внешнего контура нефтеносности или газоносности.

Работу оформить заголовком, условными обозначениями и сдать её на проверку.

При построении геологического разреза ловушек и залежей можно использовать рисунки и таблицы, приведенные в методическом пособии, а также ниже приведенную литературу.

Природные резервуары

Природный резервуар (ПР) – это комплекс пород коллекторов и флюидоупоров, внутри которого возможно движение флюидов и аккумуляция нефти и газа. Выделяется три основных типа природных резервуаров (И.О. Брод; 1951): пластовый, массивный и литологически ограниченный (рис. 1 ).

Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве (рис. 1, а ).

Рис. 1. Природные резервуары:

а – пластовый; б – однородно-массивный; в – неоднородно-массивный; г – литологически ограниченный; д – пластово-массивный

Массивные резервуары представляют собой большую толщу проницаемых пород, от нескольких десятков до тысячи метров и более, перекрытых флюидоупором. Это может быть высокоамплитудная складчатая структура, рифовый массив, тектонический или эрозионно-тектонический выступ фундамента или осадочного чехла (рис. 1 в ). Залежи нефти или газа в таких резервуарах контролируются породами-покрышками только сверху и с боков, а внизу, по всей площади, они подпираются водой.

Литологически ограниченные резервуары морфологически представлены проницаемыми телами, заключенными в толщу непроницаемых пород (рис 1, г ). Генетически и морфологически они представлены разнообразными типами и видами (линзами, палеобарами, погребёнными участками речных русел и дельт небольших рек у подножий гор).

Ловушки нефти и газа

Ловушка представляет собой часть ПР, в которой благодаря уравновешенности гидравлических сил, может происходить аккумуляция нефти и газа и образоваться залежь УВ. Ловушка представляет собой некоторый замкнутый или полузамкнутый объём. Замкнутые ловушки связаны с литологически закрытыми ПР. Благоприятные условия для аккумуляция УВ и формирования залежей нефти и газа существуют:

В сводах антиклинальных структур;

На участках антиклиналей и моноклиналей, экранированных разрывами;

В зонах выклинивания коллекторов или в зонах их замещения непроницаемыми породами;

В зонах экранирования коллекторов поверхностью стратиграфического несогласия и рифовых массивах;

В зонах гидродинамического экранирования.

Важнейшими показателями, по которым ловушки классифицируются, являются их генезис и форма. В зависимости от причин обуславливающих образование ловушек различают пять генетических типов ловушек: структурный, литологический, стратиграфический, рифовый и гидродинамический . Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. В контуре самой нижней замкнутой изогипсы полузамкнутой ловушки находится её гидравлический замок , который определяет предельное заполнение ловушки нефтью или газом. Основными параметрами ловушки являются: толщина коллектора , площадь (в контуре самой нижней замкнутой изогипсы) и высота , измеряемая от наивысшей точки кровли коллектора до гидравлического замка ловушки.

Поскольку залежь в ловушке может находиться в трёх состояниях: в равновесном, в состоянии формирования и в состоянии разрушения, она может занимать разный объём ловушки. Степень (коэффициент) заполнения ловушки УВ определяется отношением высоты залежи к высоте ловушки. Коэффициент изменяется от 0 до 1 или выражается в процентах.

Генетические типы ловушек.

Ловушки структурного типа (рис .2 ) образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые или антиклинальные (рис . 2, а ) и тектонически экранированные ловушки (рис. 2, б ).

Рис. 2. Разрез и план ловушек структурного типа в пластовом резервуаре:

(а ) сводовая ловушка; (б ) дизъюнктивно (тектонически) экранированная ловушка

Тектонически экранированные ловушки образуются как на антиклинальных структурах, так и на моноклиналях при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными , так как антиклинали тоже представляют собой тектонические пликативные экраны на пути движения УВ.

Ловушки литологического типа образуются в следующих четырёх случаях:

1) при выклинивании пород-коллекторов по восстанию слоев (рис. 3 );

Рис. 3. Литологически экранированная ловушка:

1 – линия выклинивания пласта-коллектора

2) замещении пород-коллекторов одновозрастными слабопроницаемыми породами;

3) появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород;

4) наличии песчаных или алевролитовых линз внутри глинистых толщ (рис. 4 ).

В последних двух случаях понятия природный резервуар и ловушка совпадают.

Рис. 4. Литологически ограниченные ловушки

Ловушки стратиграфического типа образуются в результате денудационного срезания пород-коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами (рис. 5 ).

Рис. 5. Стратиграфически экранированные ловушки:

а – в присводовой части антиклинальной структуры;

б – на моноклинали (непроницаемые породы представлены известняками)

Ловушки рифовового типа . К этому типу ловушек относятся рифовые массивы, перекрытые флюидоупорами (рис. 6 ).

Рис. 6. Ловушка, приуроченная к рифовому массиву:

1 – кавернозные и трещиноватые карбонатные породы; 2 – непроницаемые осадочные породы, перекрывающие рифовое тело

Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие УВ. Большое значение в этом типе имеют капиллярное давление, гидрофобность и гидрофильность пород.

Фактически гидравлические ловушки и соответственно залежи нефти образуются в том случае, когда гидравлический напор, обычно совместно с капиллярным давлением, превышает гравитационную силу.

Сила всплывания нефти p г зависит от разницы плотности воды и нефти ρ в -ρ н , а также от высоты залежи Н и синуса угла наклона пласта-коллектора sin α, по которому идёт миграция нефти:

p г = gН(ρ в -ρ н) sin α

Ловушки рифового, литологического, стратиграфического и гидродинамического типа обычно называют неструктурными , а совместно с дизъюнктивно экранированными ловушками на моноклиналях – неантиклинальными ловушками (НАЛ ) или ловушками сложного экранирования.

Залежи нефти и газа

Залежи являются локальными скоплениями нефти и газа. К локальным скоплениям относятся также месторождения. Залежи и месторождения являются основными объектами геологоразведочных работ (ГРР) и разработки.

Залежь – это единичное скопление нефти и (или) газа в ловушке природного резервуара, которая контролируется единым водонефтяным или газоводяным контактом и может находиться в трёх состояниях: в равновесном, в состоянии формирования и в состоянии разрушения.

Месторождение – это совокупность залежей, которые контролируются одной тектонической структурой и расположены на одной локальной площади. В проекции на земную поверхность контуры нефте- и (или) газоносности залежей полностью или частично перекрываются (рис. 7, 8 ).

Рис. 7 Геологический разрез продуктивной части Правдинского нефтяного месторождения

Рис. 8. Геологический разрез Харьягинского месторождения (по В.Е. Яковлеву):

1 – песчаники и алевролиты; 2 – глины и аргиллиты; 3 – известняки; 4 – рифогенные известняки; 5 – доломиты; 6 – известняки глинистые; 7 – нефть

По масштабам распространения и нефтегазоносности кроме локальных скоплений выделяются ещё две категории – региональная и глобальная. Региональные скопления являются основными объектами и систематическими единицами нефтегазогеологического районирования. Ими являются: 1) нефтегазоносная зона; 2) нефтегазоносный район; 3) нефтегазоносная область; 4) нефтегазоносная провинция или нефтегазоносный бассейн.

Глобальные скопления отражают общепланетарные закономерности распределения нефти и газа и обращают внимание на геологические условия формирования скоплений с максимальной концентрацией нефти и газа. Среди них выделяются пояса нефтегазоносные пояса, ассоциации нефтегазоносных провинций изометричной формы, а также узлы, или полюсы, нефтегазонакопления – это территории и акватории с уникальными масштабами нефтегазоносности.

Принципы классификаций залежей нефти и газа.

Залежи нефти и газа классифицируются по разным показателям, наиболее важными из них являются: 1) типы ловушек; 2) фазовое состояние залежи; 3) величина запасов; 4) сложность геологического строения залежи; 5) тип коллектора и др.

Классификации залежей по типу ловушек основаны на генетических и морфологических особенностях ловушек нефти и газа.

Классификация залежей по генетическому типу ловушек. В практической геологии широко используется генетическая классификация залежей нефти и газа А.А. Бакирова, в которой по генезису ловушек выделено пять классов залежей: структурный, рифогенный, литологический, стратиграфический и литолого-стратиграфический (табл., прил. ). Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии двух или более факторов.

Широко используется также понятие «массивные залежи» . Этот тип залежей выделен в морфологической классификации залежей И.О. Брода (1951). Массивные залежи – это залежи нефти и газа большой высоты, в которых положение УВ в ловушке контролируется флюидоупорами только сверху и с боков (покрышкой). УВ снизу подпираются по всей площади залежи подошвенной водой, поэтому в них водонефтяной контакт (ВНК) или газоводяной контакт (ГВК) располагается выше подошвы продуктивных пород (пород-коллекторов).

Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые , или водоплавающие , залежи . Принципиальное различие между ними и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и соответственно в объёме залежи.

Поверхность ВНК (ГВК) в большинстве случаев имеет горизонтальное положение, но может быть и наклонной. Наклон поверхности может быть связан с проявлением гидродинамических или капиллярных сил, а также с процессами новейшей тектонической деформации ловушки. При горизонтальном положении поверхности ВНК (ГВК) контур нефтеносности (газоносности) лежит на структурной карте параллельно изогипсам кровли продуктивного пласта, а при наклонном положении пересекает изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности контакта (рис. 9 ).

Рис. 9. Принципиальная схема нефтяной неполнопластовой (водоплавающей) залежи с наклонным водонефтяным контактом (висячая залежь): а – геологический разрез; б – структурная карта:

1, 2 – нефть, соответственно на разрезе и на карте; 3 – изогипсы, м; 4 – внешний контур нефтегазоносности

Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову)

Класс	Группа	Тип
Структурный	Залежи антиклинальных структур	1. Сводовые 2. Тектонические экранированные 3. Приконтактные 4. Висячие
Залежи моноклинальных структур	1. Экранированные разрывными нарушениями 2. Связанные с флексурными образованиями (структурными террасами) 3. Связанные со структурными носами (гемиантиклиналями)
Залежи синклинальных структур
Рифогенный	Связанные с рифовыми массивами	1. Связанные с одиночными массивами 2. Связанные с группой (ассоциацией) рифовых массивов
Литологический	Литологически экранированные	1. Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов 2. Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми породами 3. Экранированные асфальтом или битумом
Литологически ограниченные	1. Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые, рукавообразные) 2. Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров 3. Линзовидные и гнездовидные
Стратиграфический	Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами	1. Связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах 2. Связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребённых останцов палеорельефа или выступов кристаллического фундамента
Литолого-стратиграфический	Залежи литолого-стратиграфических экранов	1. Участки выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями

Похожая информация.

06.08.2016

Любая классификация залежей нефти и газа, прежде всего, должна отражать генетические особенности образования ловушек, в которых формируются залежи. Именно этот принцип был положен А.А. Бакировым, когда, обобщив все имеющиеся сведения о природных ловушках и приуроченных к ним залежей нефти и газа, он выделил четыре основных класса залежей (табл. 12.1).

Как видно из таблицы, в классификации выделено четыре класса залежей нефти и газа, которые в свою очередь делятся на группы и подгруппы. Давайте рассмотрим, что представляют собой некоторые из них. Начнем с класса структурных залежей. В нем выделяются три подгруппы: залежи антиклинальных структур, залежи моноклиналей и залежи синклинальных структур.
Залежи антиклинальных структур приурочены к локальным поднятиям различного вида, простого или нарушенного строения. В свою очередь, группа залежей антиклинальных структур включает в себя четыре подгруппы (табл. 12.2).
Ho прежде, чем приступить к рассмотрению залежей, надо изучить условные обозначения, характеризующие их строение в разрезе и плане.

Таким образом, залежи антиклинальных структур приурочены к локальным поднятиям различного вида. Сводовые залежи формируются в локальных структурах, как простого строения, так и осложненными тектоническими нарушениями, диапиризмом, грязевыми вулканами или солянокупольной тектоникой. Иногда встречаются, как уже упоминалось, так называемые «висячие» залежи, которые располагаются обычно на крыльях, реже на периклиналях локальных структур простого или сложного строения, о чем подробнее будет рассказано далее.
На структурных картах этих залежей контуры водонефтяного контакта обычно не соответствуют изогипсам кровли или подошвы продуктивных пластов, а секут их под разными углами.
Теперь рассмотрим группу залежей моноклиналей, в которой выделяются три подгруппы; залежи, экранированные разрывными нарушениями, залежи, связанные с флексурными образованиями, и залежи, связанные со структурными носами (табл. 12.3).

В настоящее время есть три основные гипотезы формирования этих залежей, весьма необычных с точки зрения антиклинальной теории. Первая гипотеза - тектоническая. Она объясняет их образование за счет изменения положения палеосвода складки. Вторая - за счет окислительных процессов, происходящих в при контурной зоне. И третья, наиболее распространенная, объясняет смещение залежи под напором пластовых вод.
Тектонически экранированные залежи формируются вдоль сбросов и взбросов, осложняющих локальные антиклинальные складки. В зависимости от пространственного положения и ориентировки разрывных нарушений эти залежи могут находиться на сводах, крыльях или периклиналях.
Приконтактные залежи образуются на контакте продуктивных горизонтов с соляным штоком, диапировым ядром или вулканогенными образованиями. Залежи моноклиналей могут быть связаны с флексурными образованиями: со структурными носами или разрывными нарушениями, осложняющими моноклинали.
Особое место в классификации занимают залежи синклинальных структур. Они были обнаружены в некоторых районах Аналачской нефтегазоносной провинции США, в провинции Сычуань в Китае, в Бразилии и др. (табл. 12.4).

Перейдем к группе залежей, связанных с рифовыми массивами (табл. 12.5). Отдельный рифовый массив или их группа могут содержать единую нефтяную или газовую залежь с общим водонефтяным контактом. В связи с тем, что кавернозность и трещиноватость известняков очень часто имеют локальное распространение, емкостно-фильтрационные свойства рифовых массивов значительно меняются даже на небольших расстояниях. В связи с этим, при разработке таких залежей дебиты скважин в различных частях рифового массива практически не бывают одинаковыми.
Следующий предмет нашего рассмотрения - класс литологических залежей.
Этот класс содержит две группы: литологически экранированные и литологически ограниченные залежи (табл. 12.6).

Антологические залежи распространены практически на всех нефтегазоносных территориях. Из них экранированные залежи связаны с участками выклинивания пласта-коллектора по его восстанию или с участками замещения проницаемых парод непроницаемыми. В литературе такие залежи иногда называют заливообразными.
К этой же группе также относятся залежи, образование которых связано с экранированием коллектора асфальтом или битумом, образовавшимся в результате окислительных процессов.
Литологически ограниченные залежи могут образоваться в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые залежи) или в линзообразных песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми отложениями. Часто такие залежи формируются в песчаных образованиях русел и дельт палеорек.
Впервые эту подгруппу залежей открыл И.М. Губкин в 1911 г. в Майкопском районе. Помните, мы об этом рассказывали в самом начале книги, когда говорили, что на заре развития нефтяной промышленности при поисках нефти широко использовался метод «дикой кошки».
Залежи, приуроченные к песчаным образованиям русел и дельт палеорек, И.М. Губкин, с присущим ему юмором назвал «шкурковыми» или «рукавообразными ».
И последний класс залежей - стратиграфические залежи. Это залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами. Здесь выделяются две подгруппы: залежи, связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах и залежи, связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа или выступов кристаллических пород (табл. 12.7).

И в заключение следует отметить, что иногда в природе встречаются залежи, формирование которых обусловлено действием нескольких факторов, например литологического и стратиграфического. Хорошо известны случаи, когда залежи приурочены к участкам выклинивания пластов-коллекторов, срезанных эрозией и перекрытых затем плохопроницаемыми отложениями более молодого возраста, как, например, месторождения Западный Тэбук в Сибири, Ист-Тексас в США и др.

1. Пластовая залежь:

а) Пластовые сводовые - залежь, приуроченная к резервуару пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве практически непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, к-ый подпирается водой.

б) Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами по поверхности статиграфического несогласия.

в) Пластовая тектонически экранированная - залежь в пласте, ограниченном вверху по его наклону разрывом, приводящим пласт в соприкосновение со слабопроницаемыми породами.

г) Пластовая литологически экранированная залежь приурочена к ловушке, обусловленной выклиниванием пласта-коллектора или ухудшением его коллекторских св-в вверх по восстанию.

2. Массивные залежи - скопления УВ в ловушке, образованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород.

М.з. в структурном выступе (выступ пород тектонического происхождения, образованном или антиклинальным изгибом пластов)

М.з. в эрозионном выступе (возвышающийся выступ - результат эрозии-размыва и под толщей более молодых малопроницаемых отложений)

М з. в биогермном выступе (вершина массива, перекрытого малопроницаемыми породами)

3. Литологическн ограниченные залежи - скопления Н (Г) в резервуаре неправильной формы, ограниченном со всех сторон слабопроницаемыми породами.

Понятии е нефтегазоносных провинциях, областях и зонах нефтегазонасыщения.

Нефтегазоносная провинция -это целостная совокупность различных крупных деоструктутрных истор. формир.развит. и в том числе общностью стратегр. диап. регион газоносности.(Западно-Сибирская, Восточно-Сибирская) Нефтегазоносная область - эго территория приуроченная к одному целостностаному, крупному геоструктурному элементу. Характеризуется общим геологическим строением и геолог-м условием развития включающий палеограграф. и пвлеотехнич. усл. нсфтегазообраз. и палеотехнич..(Прибалтийская, Ставропольская, Сахалинская) Зона гозон. ассоц, сложных исход. по геолог. строению месторождений нефти и газа приурочено в целом к единой группе генитически связанных между собой ловушек структуры.

Построение геологических профилей. Решаемые задачи.

Геологические профили называется наглядное изображение земной коры в вертикальной плоскости.

1. Общий профиль который показывает весь скрытый разрез скважины от забоя до устья.

2 .Забойной называют часть вскрытой скважины в интервале продуктивного пласта.

Первичным материалом является керновый материал и материалы шлама.

Все построение ведется в абсолютных отметках для этого из глубин залегания или подошвы пластов и различие характера насыщения высчитывают альтитуду.

Альтитуда – превышение любой точки на местности от нулевой отметки или от уровня моря.

За 0 принят Балтийское море. Построение ведется в двух масштабах в горизонтальном и вертикальном. Перед построением выбираем направление.

Решаемые задачи Геологический профиль наглядно показывает условие залегания пластов в разрыве скважины. Позволяет рассчитать отметки глубин залегания кровли или подошвы пластов различного литологического состава, позволяет определить углы падения пластов разреза, позволяет выявить в разрезе пласты коллекторы и оценить их характер насыщения, позволяет рассчитать отметку первоначального положения ГНК, ВНК, и т.д.

Составл структ.карт

Эта карта показывает распространение кровли или подошвы пласта с помощью изогипс.

Изогипсы – это линия все точки на которой кровли или подошвы равноудалены от нулевой точки.

Первичным материалом служит керновые материалы и материалы ГИС.

Построение ведется в абсолютных отметках.

Перед построением выбирается сечение изогипс.

Сечением изогипс называется равные по высоте отметки между двумя соседними точками.

В случае полого залегания пластов сечение принимается от 2-6 м.

Пласты с большим углом падения сечение выбирается 6- 20 м.

Метод треугольников в том случае когда в участке отсутствует тектонические нарушения. Метод профелей наоборот.

Решаемые задачи.

Структурная карта наглядно показывает кровли или подошвы пласта в горизонтальном залеже.

Карта позволяет определить форму и размеры залежи, позволяет определить структуру, определить углы падения пласта, определить наличие тектонических нарушений, определить местоположение внутреннего и внешнего нефтенасыщенности.

Эта карта является основой при проектировании местоположения залежи. Карта также является основой при составлении подчетного плана при подчете запасов нефти и газа.

Виды вод в горных породах.

Связанные воды

Свободные воды

Связанные воды

а) конституционная вода в кристаллических решетках минералов в виде отдельных разобщенных ионов Н+, ОН-, и др.

б) кристаллизационная – в кристаллических решетках минералов в виде отдельных молекул Н2О(гипс).

в) гидратная – присоединенная к частицам коллоидных веществ в виде плотно облегающих молекул и слоев(опал).

Свободная вода.

а) гидроскопическая – обособленные капельки на поверхности породы, связана молекулярными силами и не перемещается.

б) пленочная – в виде тонкой пленки над слоем гидроскопической воды может перемещаться от тонкой пленки к толстой.

в) капиллярная – в пустотах горных пород диаметром менее 1 мм.

г) гравитационная – в пустотах диаметром более 1 мм

Воды нефтяных месторождений. Промысловая классификация вод.

Воды в промысловых условиях классифицируются по их пространственно-геологическому отношению к залежам, которые служат объектами разработки.

Воды нефтяных (газовых) месторождений:

Грунтовые

Нефтяного (газового) пласта

а) внутри залежи

промежуточная

остаточная

б) законтурная

в) кроевая нижняя

г) кроевая верхняя

Напродуктивного водяного пласта

а) верхняяб) нижняя

Техническая

Выделяются следующие группы вод. грунтовые, нефтяного (газового) пласта, непродуктивного (водоносного пласта), тектонические, техногенные. Группы подразделяются на подгруппы. В продуктивном пласте внутри самой залежи нефти и газа содержится остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью или газом. Это в основном прочносвязанная, рыхлосвязанная и стыковая вода.

К промежуточной относится вода, насыщающая слои внутри залежи, являющейся единым объектом эксплуатация. Вода в продуктивном пласте, находящаяся под залежью в пределах внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (газоносности), относится к нижней краевой. В случае, когда залежь водоплавающая, вода обычно называется подошвенной.

Вода, находящаяся за внешним контуром нефтеносности (газоносности), именуется законтурной. К верхним краевым относится вода, находящаяся в пласте, содержащем залежь, и залегающая выше залежи. Случай довольно редкий. Воды водоносных горизонтов, залегающих выше продуктивного пласта, обычно называют верхними, а ниже - нижними. Это название условное, так как в многопластовом месторождении один и тот же водоносный горизонт может быть нижним по отношению к расположенному выше продуктивному пласту и верхним по отношению к залегающей ниже продуктивной толще. К тектонической относится вода, внедряющаяся в продуктивный пласт по тектоническим нарушениям. Вода, попадающая в нефтеносный (газоносный) пласт, в результате процессов, связанных с бурением скважин, их ремонтом, а также с разработкой месторождения (закачка вод для поддержания пластового давления, введение различных растворов при других методах воздействия на пласт и т.п.), называется техногенной.

Пластовое давление.

Пластовое давление - давление, к-ое испытывают пластовые флюиды, заполняющие пустотное (поровое) пространство горных пород, и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов.

Рпл.=(HY)/10, Y-плот.воды. Н-глубина

На ряде месторождений Рпл.превышает гидрост. Такое давл.наз-ся аномальным.

Начальное Рпл-это давл.замеренное на забоенеработающей скважины.

Текущее давл.-статич.давл.на забое замеренное после притоков флюида. Пласт.давл. различно, вледствие разницы глубин.

Наличие пластового давления, являющегося движущей силой Н., Г. и В. в пласте - одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых. Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей.

Рпл.пр.=Рн+(Нвнк-hн)*Pн/ 100

Pн-пласт.давл.замеренное

Нвнк-абс.отм..глуб.залег.внк

Hн-абс.отм.т.замера

Pн-плот.нефти

Пластовая температура.

Изучение изменения пластовой

температуры по объему продуктивного пласта и во времени необходимо при определении св-в пластовых флюидов, используемых в подсчете запасов нефти и газа, при проектировании и осуществлении разработки продуктивного пласта, установлении режима его работы и т.д. С увеличением глубины температура недр повышается. В различных районах земного шара градиенты температуры различны.

Параметры:геометрич.ступень-расст.в м при углублении на которую темпер.повыш.на 1 град.G=(H-h)/(T-t)

Геометрич.градиент-прирост температуры на кажд.100м Г=(T-t)*100/(H-h)

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.

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.

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин - контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и.водой, определяет положение водонефтяного контакта.

Пластовая нефть - сложная природная смесь жидких и газообразных углеводородов, содержащаяся в пласте-коллекторе в условиях пластовых давлений и температур, в зависимости от которых может находиться в виде однофазного флюида или распадаться на жидкую и газовую фазы. Газонефтяные насыщенные системы обычно образуются при давлениях насыщения, несколько больших или равных пластовым давлениям. В однофазных нефтяных недонасыщенных системах пластовые давления в разной степени превышают давления насыщения. Основные параметры пластовых нефтей: плотность (кг/м3), вязкость кинематическая (см2/с), вязкость динамическая (мПа с), давление насыщения пластовых нефтей газом (МПа), коэффициент сжимаемости нефти, коэффициент растворимости газа в нефти, газовый фактор и др. По мере снижения пластового давления при разработке нефтяных залежей изменяются свойства пластовых нефтей, что обязательно учитывается при составлении проекта разработки залежи. С уменьшением степени газонасыщенности пластовой нефти возрастают значения её вязкости, плотности, поверхностного натяжения и др. Поэтому свойства пластовой нефти исследуются по недегазированным пластовым пробам, поднятым из забоя скважины глубинными пробоотборниками, где сохранены пластовые параметры природного резервуара. Глубинная проба обрабатывается на специальной аппаратуре способами контактного и дифференциального разгазирования и подвергается различным видам анализа.

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.

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

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 называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

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%.

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.

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.

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.

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.

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.

Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.1-5.8).

Рисунок. 5.1. 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

Рисунок. 5.2. Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Рисунок. 5.3 . Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Рисунок. 5.4. Приконтактные залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;
в – с вулканогенными образованиями

Рисунок. 5.5. Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Рисунок. 5.6. Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Рисунок. 5.7. 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

Рисунок 5.8. 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