Геология нефти и газа

Залежи  углеводородов (УВ) в таких резервуарах  контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков  коллектора, поэтому внутренний контур нефтеносности (газоносности) в них  отсутствует.

Породы-коллекторы, слагающие массивные резервуары могут быть литологически однородными  или неоднородными, соответственно этому выделяют однородно-массивные (рис. 2, б) и неоднородно–массивные (рис. 2, в) природные резервуары.

 

Рис. 2

 

Пластово-массивные  природные резервуары (рис. 2, д) образуются при чередовании флюидоупоров и  пластов-коллекторов, представляющих собой единую гидродинамическую  систему, в которой водонефтяные или газоводяные контакты находятся  на одной гипсометрической отметке.

Гидродинамическая связь пластов-коллекторов обеспечивается за счет выклинивания непроницаемых  пород, возникновения в них участков деструкции (повышенной трещиноватости) или разрывных нарушений.

 

 

 

Рис. 2

Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

 

Литологически ограниченные резервуары – это линзовидные  проницаемые тела, заключенные в  толще непроницаемых пород (рис. 2, г).

 

Рис. 2

 

Ловушками нефти и газа назы¬ваются части  природных резервуаров, в которых  благодаря раз¬личного рода структурным  дислокациям, стратиграфическому или  литологическому ограничению, а  также тектоническому экраниро¬ванию создаются условия для скопления  нефти и газа.

Наиболее  простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными  параметрами такой ловушки являются: толщина коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки  до замка ловушки.

В настоящее время известно, что  в природных резервуарах существуют структурные, литологические, стратиграфические  и гидродинамические ловушки.

Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и дизъюнктивных  тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые (антиклинальные) и тектонически экранированные ловушки (рис 3, а, б). Антиклинальная ловушка  обусловлена изгибом слоев вверх.

 

 

Рис. 3. Разрез и план сводовой (а) ловушки  и дизъюнктивно

(тектонически) экранированной (б) ловушки в пластовом  резервуаре:

1 – пластовый резервуар; 2 – изогипсы  кровли пласта-колллектора, м;

3 – залежь в плане; 4 – тектоническое  разрывное нарушение

Тектонически  экранированные ловушки образуются в антиклинальных структурах и на моноклиналях, при наличии тектонических  разрывов. Более правильно их следует  называть дизъюнктивно экранированными, так как своды и антиклинали  тоже представляют собой тектонические  экраны на пути движения нефти и  газа. При моноклинальном залегании  природного резервуара ловушка может  образоваться только при условии, если тектонический разрыв (экран) представляет собой не прямую плоскую поверхность, а кривую или ломаную поверхность (рис. 3б). Ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка сформирована вертикальным перемещением пластов, когда  пласт непроницаемых пород располагается  напротив пласта проницаемых пород.

Ловушки литологического типа образуются в  результате выклинивания пород-коллекторов  по восстанию слоев (рис. 4) или их замещения одновозрастными слабопроницаемыми  породами, а также при появлении  повышенной локальной трещиноватости горных пород, или при наличии  песчаных линз внутри глинистых толщ. В последних двух случаях понятия  природный резервуар и ловушка  совпадают.

 

 

Рис. 4. Литологически экранированная ловушка:

1 – линия выклинивания пласта-коллектора.

 

Ловушки стратиграфического типа образуются в  результате денудационного срезания пород-коллекторов  и их несогласного перекрытия флюидоупорами (рис. 5, а, б). Стратиграфическая ловушка  формируется при замещении пористых пород непроницаемыми, причем это  замещение обусловлено обстановками накопления осадков

 

 

Рис. 5. Стратиграфически экранированные ловушки:

а – в присводовой части антиклинальной структуры; б – на моноклинали (непроницаемые  породы представлены известняками)

 

Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление  на мигрирующие УВ. Таким образом, они образуются в результате появления  экрана, созданного нисходящими высоконапорными  водами, циркулирующими по пластам-коллекторам, поверхностям стратиграфических несогласий и тектоническим нарушениям

Основные  типы залежей

Любое естественное скопление нефти и  газа в ловушке назы¬вается залежью.

 

 

Условия залегания нефти и газа в залежах  определяются гип¬сометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой  залежи; раз¬мерами нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной и газово¬дяной зон, нефтегазонасы-щенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород-коллекторов и их изменением по площади и разрезу; на¬чальными  пластовыми давлением и температурой.

 

Рис 6.  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

Пересечение газонефтяного контакта с кровлей  пласта дает внешний контур газоносности.

Пересечение газонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур газоносности.

Пересечение водонефтяного контакта с кровлей  пласта дает внешний контур нефтеносности.

Пересечение водонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур нефтеносности.

Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо и нефтеносности.

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.

 

Классификация залежей по фазовому состоянию УВ

По  начальному фазовому состоянию и  составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной  степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над  нефтью (нефтяная залежь с газовой  шапкой или газовая залежь с нефтяной  оторочкой). В отдельных случаях  свободный газ таких залежей  может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной  части залежи к объему всей залежи (` V н=V н/V н+Vr ) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (` V н> 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50<` V н £ О,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 <` V н £ 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с  нефтяной оторочкой (` V н£ 0,25).

 

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается  газонасыщенная или нефтенасыщенная  часть.

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ  ПРИЗНАКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЕ представляет собой совокупность залежей  неф¬ти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и рас¬положенных 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)

                                                                                    

 

 

 

 

 

 

 

                     

 

Таблица 1

Классификация запасов месторождений нефти  и газа по размерам

 

Месторождения

                               Запасы

 

извлекаемые нефти,   млн. т

Балансовые газа, млрд. м3

 

Уникальные 

Крупные

Средние

Мелкие

Свыше 300

30—300

10—30

  До 10

Свыше 500

30—500

10—30

  До 10

 

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.

 

ФОРМИРОВАНИЕ  СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

 

В процессе седиментации происходит накопление слоистых пород с дисперсным органическим веществом, которые имеют тенденцию  к уплотнению. Одновременно формируются  благоприятные для залегания  нефти и газа пористые породы (известняки и песчаники).

Поры  между частицами заполняются  смесью нефти, газа и воды; эта смесь  в процессе уплотнения выжимается и  тем самым принуждается к миграции из пор пород.

Миграция  – это любые перемещения нефти, воды и газа в земной коре под  действием природных сил.

- первичная миграция- перемещение  флюидов из нефтепроизводящих  толщ в породу коллектор;

- вторичная миграция – перемещение  нефти и газа по коллекторам  из одного пласта в другой.

Аккумуляция – это накопление нефти  и газа и формирование их залежей  в ловушке.

Разрушение залежей углеводородов  – это совокупность природных, непрерывно действующих процессов, частичного или полного уничтожения залежей  углеводородов.

1. Механическое (геологическое) – это разрушение вместе с вмещающими ловушками процессами денудации геологических структур, в результате эрозионного вскрытия и разрушения нефтегазоносных бассейнов.

2. Гидравлическое – разрушение напорными пластовыми водами.

3. Физико – химическое растворение углеводородов в подземных водах.

4. Химическое – распад углеводородных и неуглеводородных соединений нефти и газа с образованием воды, углекислого газа, метана, сероводорода (окислительный процесс).

5. Молекулярное -  диффузионное перемещение и рассеивание растворенного в природных водах углеводородного вещества,  вследствие разницы концентрации этого вещества.

6. Биохимическое – разложение углеводородов бактериями.

 

 

ОСНОВНЫЕ  ПРИНЦИПЫ ИХ КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО  РАЙОНИРОВАНИЯ

 

Нефтегазогеологическое  райониро¬вание – это разделение осадочно-породных бассейнов на нефтегазоносные  объекты разного масштаба.

Задачи  районирования:

1. Выявление перспективных на нефть и газ территорий;

2. Изучение условий распространения границ нефтегазоносных территорий;

3. выбор первоочередных поисково-разведочных работ.

  При нефтегазогеологическом районировании  следует учиты¬вать четыре основные  группы факторов - критериев, контролиру¬ющих  процессы генерации, миграции  и аккумуляции УВ: