Элементы залежей нефти и газа

Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. В двухфазной залежи газ занимает верхнюю часть ловушки. ниже пустотное пространство заполняется нефтью, а ещё ниже – водой. Поверхности контактов газа и нефти, нефти и воды называются поверхностями соответственно газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела. Наклон поверхности ВНК (ГНК) может быть связан с проявлением гидродинамических или капиллярных сил, а также с процессами новейшей тектонической деформации ловушки.

Если количества нефти или газа недостаточно для заполнения всей толщины пласта-коллектора в сводовой ловушке, то внутренние контуры нефтеносности и газоносности будут отсутствовать и такие залежи называются неполнопластовыми водонефтяными или водогазовыми. Внутренние контуры отсутствуют и у массивных залежей, которые сформировались в массивных природных резервуарах. Длина, ширина и площадь залежи определяется по её проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высота залежи (высота нефтяной части плюс высота газовой части, называемой у газонефтяной залежи газовой шапкой), называется вертикальное расстояние от подошвы залежи до её наивысшей точки.

Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).

Фазовое состояние УВ, их состав и взаимоотношение жидких и газообразных фаз являются важнейшими параметрами залежей. Углеводородные системы находятся в залежах, как в однофазном, так и в двухфазном состоянии. Однофазные залежи содержат только нефть или газ, а двухфазные – газ и нефть. При этом согласно плотности газ занимает верхнюю часть ловушки, а нефть – нижнюю. Нефтяная часть залежи подпирается водой. Название двухфазных залежей определяется соотношением фаз. Принято преобладающую фазу ставить на второе место. Название: «залежь газонефтяная» говорит, что в ней больше нефти, а название «залежь нефтегазовая», - что в ней больше газа. При совместном учёте нефти и газа используется понятие «условное топливо», при котором 1000 м³ газ приравнивается к 1 т нефти.

Скопление свободного газа в газонефтяной залежи называется газовой шапкой. Газовая шапка образуется только в случае, когда давление насыщения нефти газом в залежи станет равным пластовому давлению при данной температуре. В нефтегазовой залежи её нефтяная часть, располагающаяся между газом и водой, называется нефтяной оторочкой.

Существуют различные классификации залежей УВ по их фазовому состоянию. Отличаются они количеством групп залежей и их состоянием. Например, К. Бека и И. Высоцкий (1976) выделяют газоводяные залежи, содержащие газ, растворенный в воде и газогидратные залежи.

В классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утверждённой Министерством природных ресурсов в 2005 году месторождения (залежи) нефти и горючих газов в зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений разделяются на шесть типов:

1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

2) газонефяные (ГН), в которых нефтяная часть залежи является основной, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи;

3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %;

4) газовые (Г), содержащие только газ;

5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

6) нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.