Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

уникальные , содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа ;

крупные , содержащие от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;

средние, содержащие от 10 до 30 млн.т.нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;

мелкие, содержащие менее 10 млн.т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.



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; h_г, h_н — 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.