Ловушки нефти и газа

Ловушки нефти и газа

ЛОВУШКА НЕФТИ И ГАЗА (а. oilandgastrap; н. Erdol-Gasfalle; ф. piege а petroleet а gaz; и. trampadepetroleo у gas) — часть коллектора, условия  залегания которого и взаимоотношения  с экранирующими породами обеспечивают возможность накопления и длительного  сохранения нефти и (или) газа. Элементами ловушки являются коллектор нефти  и газа, покрышка, экран. В земной коре в природных условиях нефть и газ занимают пустотное пространство горных пород. Пористые, проницаемые породы, способные принимать и отдавать нефть, газ, воду при разработке, – это коллекторы. Для нефти и газа природной емкостью служит коллектор, заключенный в плохо проницаемых породах. Такой коллектор в неколлекторе, имеющий определенную форму, является как бы своеобразным сосудом. И.О.Брод вслед за Р.Вильсоном называет его природным резервуаром. Природный резервуар – это природная емкость для нефти и газа, внутри которого они могут циркулировать и форма которого обусловлена соотношением коллектора с плохо проницаемыми породами.

 ПОНЯТИЯ О ЗАЛЕЖАХ  И МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Нефтяная, газовая и нефтегазовая залежь - естественное промышленное или  непромышленное скопление нефти  или газа или того и другого  в породе-коллекторе. Вместилищем  для воды, нефти или газа в недрах земной коры служат породы - коллекторы, окруженные полностью или частично плохо проницаемыми породами. Такие  коллекторы называют природными резервуарами. Различают природные резервуары трех основных типов: пластовые, массивные  и литологически экранированные (рис. 1.2). Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в  природный резервуар, заполненный  водой, перемещаются к его верхней  части и попадают в ловушку. Таким  образом, ловушкой называется часть природного резервуара, в которой скопились нефть и газ. В природе существуют самые разнообразные ловушки (рис.1.3),

Рис. 1.2. Природные резервуары: а - Пластовым; б - массивный; в - литологически экранированный

наиболее распространены сводовые. На рис. 1.4 приведена схема сводовой газонефтяной залежи, а на рис. 1.5 схема  массивной газонефтяной залежи. Существуют также литологически экранированные, тектонически экранированные и стратиграфически экранированные залежи. Совокупность залежей нефти и газа одного и  того же вида (например, сводовых), занимающих в недрах земной коры определенную площадь, называется месторождением нефти и газа. Расположение (распределение) воды, нефти и газа в залежах подчиняется закону гравитации. В соответствии с этим законом в своде залежи наиболее повышенную часть коллектора (ловушки) занимает свободный газ. Ниже располагается нефть, еще ниже вода. Если залежь не содержит свободного газа, то нефть занимает наиболее повышенную часть структуры. Когда в залежи имеется только газ и вода, они также размещаются согласно своим плотностям. Экранированные залежи имеют ВНК и ВГК, если залежь чисто газовая. При этом вода как бы подбирает нефть к экрану только с одной стороны. В массивных залежах нефть или газ стремятся занять наиболее повышенную часть. Газ, нефть и вода в литологически ограниченных залежах как в пластовых и массивных, располагаются в пределах ловушки (коллектора) по их плотностям.

ОБРАЗОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ  И ГАЗА

Вместилищем нефти и газа в земной коре являются пустоты (поры) и трещины  в осадочных горных породах. Суммарный  объем пустот характеризует абсолютная (теоретическая) пористость - отношение  объема пустот в породе Уп ко всему  объему породы У Это отношение, выраженное в процентах или долях единицы, называют коэффициентом пористости

К = Уп/V.

Абстрагируясь от реальности, представим пористую среду, сложенную из шариков. Легко показать, что максимальный теоретический коэффициент пористости K = 47,6 %, а минимальный K = 25,8 %. Реальный коэффициент пористости, как правило, лежит в этих пределах. Однако форма  зерен, неотсортированность по размеру, наличие цементирующего вещества между  зернами могут привести к уменьшению пористости ниже 25,8 %. Нетрудно показать, что теоретическая пористость не зависит от размеров шарообразных зерен.

Эффективной пористостью называют отношение объема сообщающихся между  собой пар ко всему объему породы. Именно сообщающиеся поры заполняются  пластовыми флюидами (нефтью, газом, водой), поэтому важный показатель - коэффициент  насыщения породыКн, равный отношению объема пустот, заполненных флюидом Уф, к общему объему пор Уп:

Кн = Уф/Уп.

Показатель горной породы, характеризующий  возможность и скорость перемещения  в ней флюида, называют проницаемостью.

Пористые и трещиноватые горные породы, способные вмещать промышленно  значимые количества флюидов, называют коллекторами. Лучшими природными коллекторами являются пески и песчаники (так  называемые гранулярные коллекторы), а также известняки (так называемые трещиноватые коллекторы). Обязательное условие существования коллекторов  в качестве резервуаров нефти  и газа - изоляция их от других проницаемых  пород практически непроницаемыми породами. Лучшими изоляторами (так  называемыми флюидоупорами) являются глины, проницаемость которых близка к нулю, в то время как пористость может быть существенной.

Нефть и газ - это горные породы, отличающиеся способностью гореть как  каменный уголь, торф, бурый уголь. Горючие  породы получили название каустобиолитов («каустос» - горючий, биос - жизнь, литое - камень) -горючих органических камней. Каустобиолиты нефтегазового ряда называют битумами.

Споры о происхождении нефти  в земной коре и сейчас не утихли. Известно несколько гипотез о  происхождении нефти и газа, некоторые  существенные из них, имеющие косвенное  подтверждение, подвергнем анализу.

Наиболее ранняя - гипотеза М.В. Ломоносова - предполагает образование нефти  из органического материала (растительного  и животного) через фазу каменного  угля с последующей его перегонкой под действием повышенных температур и давлений. Немецкие ученые Гефер  и Энглер в 1888 г. подтвердили опытным  путем возможность получения  нефти из животных организмов, перегнав 492 кг сельдевого жира при температуре 400 °С и давлении 1 МПа и получив 299 кг (61 %) углеводородов (УВ) коричневого  цвета плотностью 810,5 кг/м3. В 1919 г. академик Н.Д. Зелинский перегнал органогенный ил растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш и получил: 63 % смолы, 96 % кокса, 21 % газа (смесь метана с  оксидом углерода, водородом и сероводородом). При последующей перегонке смолы получили бензин, керосин и тяжелые масла. Это серьезные аргументы в пользу господствующей в настоящее время гипотезы органического происхождения нефти и газа.

Однако ранее опытов Энглера  в 1866 г. французский химик Бертело  высказал гипотезу образования нефти  в недрах Земли из минеральных  веществ, а через 10 лет, в 1876 г. на заседании  Русского химического общества Д.И. Менделеев изложил свою неорганическую гипотезу происхождения нефти из карбидов металлов (карбидная гипотеза), сущность которой в том, что во время деформации земной коры по возникающим  разломам поверхностная вода проникала  в глубь Земли, встречала на своем  пути карбиды металлов, в результате взаимодействия с которыми получались УВ:

2FeC + 3H2O = Fe2O3 + C2H6T.

Образовавшиеся УВ по разломам и  трещинам поднимались в верхние  слои земной коры и накапливались  в коллекторах, образуя месторождения  нефти и газа. Серьезным подтверждением карбидной гипотезы служат данные о  приуроченности многих нефтегазовых месторождений  к известным разломам земной коры и опыты французского химика Клоэца, который воздействием соляной и  серной кислот на чугун, содержащий до 4 % углерода, получил ненасыщенные УВ. Однако более веские доводы в пользу гипотезы Д.И. Менделеева отсутствуют. Попытаемся развить идею о конденсационном  образовании всех горных пород в  направлении происхождения нефти  и газа. Когда образовалась кристаллическая  кора, разделившая Землю на внутреннюю жидкостную (расплав) и внешнюю пылегазокапельную  части, конденсация веществ про-должалась, и на кристаллическую кору выпадали «дожди» таких менее термостойких веществ как Na2sO4, Na2CO3, Na(K)Cl, Ca(Mg)Cl2, P2O5 и др., которые за счет сравнительно низкой молекулярной массы не погружались  в глубь Земли и отлагались на поверхности в виде смеси сульфатов, хлоридов и карбонатов щелочно-земельных  металлов, являющихся составными элементами верхних слоев земной коры. К определенному  периоду господствующее положение  в газопылевой зоне заняли пары воды с заметным присутствием паров углеводородов, кислот, пылинок солей калия, натрия, кальция, магния и др. На поверхность  Земли обильно выпадали минерально-водяные  дожди в виде грязи. Вода с углеводородами, растворимыми газами, кислотами и  растворенными солями заполняла поровое пространство между пылеобразными минеральными частицами, частично вновь испарялась под действием повышенной температуры на поверхности Земли, частично погребалась с минеральным веществом, частично вступала в химические реакции с минералами и газами. Центрами конденсации водяных паров были минеральные пылинки в газопылевой зоне Земли, так что эти вещества выпадали на поверхность Земли совместно, дифференцируя указанную зону на флюидолитосферу и гидроатмосферу.

Погребенные вместе с частицами  минералов вода и УВ подвергались воздействию постоянно повышающихся температуры и давления, обусловленному накоплением вышележащих осадков. Флюиды могли претерпевать фазовые  превращения, другие физико-химические переходы, отжиматься из пластических осадков в пористые и трещиноватые слабо деформирующиеся осадки, мигрировать  по проницаемым осадочным породам  и возникающим под неравномерной  нагрузкой трещинам и разломам как  в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях.

К этому времени образовались так  называемые ловушки для флюидов - зоны проницаемых осадков, изолированные  со всех сторон непроницаемыми осадками. Попадая в эти зоны, флюид прекращал  мигрировать, и начиналась его дифференциация по плотности: верхнюю часть ловушки  занимали газы, ниже по направлению  поля тяготения Земли располагались  жидкие углеводороды (нефть), а самые  нижние области занимала вода. Так, на взгляд авторов, можно нарисовать крупными мазками конденсационную  гипотезу образования залежей нефти, газа и воды. В природе существуют разные ловушки, наиболее распространенныесводовые и экранизированные (структурного и неструктурного типов)

 
(рис. 1.4, 1.5). Сводовые ловушки создаются  в антиклинальных складках, если  кровля и подошва коллектора  экранированы практически непроницаемыми  породами. Попавшие в свод антиклинали  путем миграции флюиды «запираются»  в ней и естественно расслаиваются  по плотности в поле тяготения  Земли. Если коллектор расположен  негоризонтально, сверху и по  бокам гидроизолирован непроницаемыми  породами, то он образует литологически  экранированную ловушку для флюида. Ловушки, образованные в местах  разрыва или разлома в результате  сброса, взброса или надвига, когда  из-за смещения пластов коллектор  перекрывается непроницаемыми пластами  по линии тектонического нарушения,  называют тектонически экранированными.

Природные резервуары. Ловушки  нефти и газа

      В природном резервуаре  нефть, газ, вода находятся  совместно. Поскольку нефть и  газ легче воды, то они всплывают  кверху, поэтому при рассмотрении  природного резервуара особенно  большое внимание уделяется характеру  перекрытия его непроницаемыми  породами сверху – покрышке. Покрышка  важна и в другом плане: создание  в резервуаре артезианской, водонапорной  системы возможно только при  наличии покрышки. Конечно, существенное  значение имеет также наличие  нижней ограничивающей водоупорной  поверхности. Находящиеся в природном  резервуаре нефть, вода, газ образуют  энергетическую систему. На распределение  нефти, газа, воды в природном  резервуаре большое влияние оказывает  сам характер коллектора: его  мощность, однородность, степень расслоенности непроницаемыми прослоями и др.   Характеризуя тот или иной природный резервуар, отмечают прежде всего следующие его особенности: тип коллектора, слагающего резервуар (поровый, трещинный); соотношение коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами; емкость резервуара; условия залегания резервуара.И.О.Брод в 1951 г. по характеру однородности коллекторов и по форме геологического тела выделил три типа природных резервуаров:

I – пластовые резервуары;

II – массивные резервуары;

III – резервуары неправильной  формы, литологически ограниченные  со всех сторон.

 Пластовый резервуар представляет  собой пласт-коллектор, ограниченный  на значительной площади в  кровле и подошве плохо проницаемыми  породами (рис.1).

Пласт – элемент слоистой осадочной  толщи, литологически однородный, ограниченный двумя параллельными поверхностями. Это слой, небольшая группа слоев, выделяемая по какому-либо признаку из смежных слоев (напримерпо наличию нефти, газа и т.д.)  В таком пластовом резервуаре мощность пласта более или менее выдерживается на больших расстояниях. Коллектор в пластовом резервуаре – литологически однородный, но может быть и представлен тонким переслаиванием пород, причем породы, коллекторы – песчаники например, могут быть отделены друг от друга незначительными по мощности глинистыми прослоями, пропластками, иногда выклинивающимися на небольших расстояниях. В пластовом резервуаре существует единая гидродинамическая система, давление в которой закономерно изменяется в зависимости от положения областей питания и разгрузки вод. Жидкость и газ в пластовом резервуаре двигаются по пласту из пониженных участков с высоким давлением в приподнятые участки с меньшим давлением.  Массивный природный резервуар представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и ограниченную с боков плохо проницаемыми породами (рис.2). Коллекторы, слагающие массивный резервуар, бывают литологически однородными или неоднородными. Они могут состоять из стратиграфически разновозрастных пород, разделенных перерывом.

     Массивный резервуар  может состоять из чередования  различных литологических пород  (песчаников, доломитов, изверженных  пород – серпентинитов), образующих единый резервуар. Пористость и проницаемость таких коллекторов обусловлена наличием в них каверн и трещин. Зоны пористости и проницаемости в массивных резервуарах не имеют строгой стратиграфической приуроченности. Огромное большинство массивных резервуаров на платформах представлено карбонатными коллекторами (известняками, доломитами), в которых могут быть отдельные изолированные зоны с хорошей пористостью и проницаемостью, и наоборот, зоны с невысокими коллекторскими свойствами. Для массивного резервуара очень важна форма кроющей поверхности. В них перемещение жидкости и газа в горизонтальном направлении не может происходить на большие расстояния, потому что ограничено непроницаемыми зонами. Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон, – это такие резервуары, в которых коллектор со всех сторон окружен практически непроницаемыми породами. Движение жидкости или газа в них ограничено размерами самого резервуара (рис.3).Пласт – элемент слоистой осадочной толщи, литологически однородный, ограниченный двумя параллельными поверхностями. Это слой, небольшая группа слоев, выделяемая по какому-либо признаку из смежных слоев (например по наличию нефти, газа и т.д.). В таком пластовом резервуаре мощность пласта более или менее выдерживается на больших расстояниях. Коллектор в пластовом резервуаре – литологически однородный, но может быть и представлен тонким переслаиванием пород, причем породы, коллекторы – песчаники например, могут быть отделены друг от друга незначительными по мощности глинистыми прослоями, пропластками, иногда выклинивающимися на небольших расстояниях.  В пластовом резервуаре существует единая гидродинамическая система, давление в которой закономерно изменяется в зависимости от положения областей питания и разгрузки вод. Жидкость и газ в пластовом резервуаре двигаются по пласту из пониженных участков с высоким давлением в приподнятые участки с меньшим давлением. Массивный природный резервуар представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и ограниченную с боков плохо проницаемыми породами (рис.2).