Геолого-промысловая характеристика нефтяных и газовых месторождений

В начальный период развития нефтяной промышленности многие склонны были считать, что нефть в земной коре скапливается в пустотах больших размеров или в трещинах. Однако развитие бурения скважин позволило убедиться в правильности высказанной еще в шестидесятых годах прошлого столетия идеи Д. И. Менделеева о том, что вместилищами жидкости и газа в земной коре являются осадочные горные породы с большим числом мелких сообщающихся пустот.

Суммарный объем всех пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют абсолютной или теоретической пористостью. Отношение суммарного объема пустот в породе ко всему объему породы – есть коэффициент пористости:

, (2.1)

где V_п – суммарный объем всех пустот в породе; V – объем породы.

Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы слагающих породу зерен, характера их взаимного расположения и наличия цементирующего вещества.

В горной породе, как правило, не все поры сообщаются друг с другом. Объем пустот породы, взаимно сообщающихся между собой, называется эффективной пористостью.

Обычно открытые поры в горной породе насыщаются водой, нефтью или газом, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема всех пустот в породе , заполненных водой, нефтью или газом, к суммарному объему всех пустот в породе V_п называют коэффициентом насыщения:

. (2.2)

Насыщение пор нефтью, водой и газом и движение последних по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра жидкость проникает легко; под влиянием силы тяжести она может перемещаться по поровым каналам на зна­чительные расстояния. Для проникновения жидкости в поры малого диаметра (капиллярные поры) требуются большие давления. Движение жидкости по поровым каналам в этом случае становится крайне затруднительным.

Способность породы пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Существуют породы хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород нет.

Проницаемость не характеризует количественное содержание жидкости в породе; она лишь определяет способность передвижения по поровым каналам жидкости и газов.

При характеристике и оценке свойств горных пород часто смешивают и даже отождествляют два совершенно различных понятия – проницаемость и пористость. Следует помнить, что пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость – способность проникновения жидкости или газа через породу.

В земной коре существуют природные резервуары различных типов. Чаще всего природные резервуары представляют собой пласт, заключенный между плохо проницае­мыми породами.

Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок (рис. 2.1), образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, а выпуклостью вниз – синклиналью.

Рисунок 2.1 – Складка, образованная осадочными породами

Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку.

В России почти 90 % найденных нефти и газа находятся в антиклиналях, за рубежом – около 70 %. Размеры антиклиналей составляют в среднем: длина 5 – 10 км, ширина 2 – 3 км, высота 50 – 70 м. Однако известны и гигантские антиклинали. Так, самое крупное в мире нефтяное месторождение Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры в плане 225x25 км и высоту 370 м, а газовое месторождение Уренгой (Россия) 120x30 км при высоте 200 м.

Подавляюще большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться (мигрировать). Это происходит вследствие того, что плотности нефти, газа и воды различные.

Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия.

В первом случае выходящая на поверхность нефть поглощается окружающей место обнажения пласта породой, а газ улетучивается в атмосферу. Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия, попав в своеобразную ловушку.

Ловушка – часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Так как плотность газа наименьшая, он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть, вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

В природе существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространены сводовые и экранированные ловушки (рис. 2.2).

Рисунок 2.2 – Типы ловушек

Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 2.2 а). В такой ловушке препятствием (экраном) для миграции нефти и газа является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки.

Однако для образования ловушки совсем не обязательно, чтобы проницаемый пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида называют литологически экранированными (рис.2.2 б).

Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа называется тектонически экранированной. Как видно из рис. 2.2 в, нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта, оказались в ловушке, так как их миграция в плохо проницаемые породы практически невозможна.

Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 2.2 г). В этом случае нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа.

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может скопиться значительное количество нефти и газа. Такая ловушка называется залежью (рис. 2.3).

Рисунок 2.3 – Сводовая газонефтяная залежь:

1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности;

3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности.

Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела. Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта есть внутренний контур нефтеносности. Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называется внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром газоносности.