§ 3. Месторождения нефти и газа
Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых пластовых или массивных и т. д.), находящихся в недрах земной коры единой площади.
Приведенное определение нуждается в пояснении, так как оно содержит некоторую условность и обобщенность. Условность состоит в том, что нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином «месторождение» надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции.
Обобщенность заключается в том, что месторождение нефти и газа может содержать от одной до нескольких десятков залежей. Единичная залежь может считаться месторождением в том случае, если с учетом запасов нефти и газа целесообразна ее разработка. Несколько залежей могут входить в одно месторождение при условии, если они характеризуются однотипными структурами, определяющими общность организации поисков, разведки и добычи нефти и газа.
Однако не всегда можно определять границы месторождения только с учетом типа структуры. Иногда крупная структура характеризует целую зону нефтегазонакопления, содержащую несколько месторождений нефти и газа. Примером такой зоны может служить залегание осадочных горных пород, характеризующееся одним типом структуры — моноклиналью. Но моноклиналь на своем протяжении может иметь различного рода экранированные залежи. В этом случае не исключена возможность образования нескольких разрозненных залежей нефти и газа, требующих разного подхода к организации работ по разведке и добыче полезного ископаемого. В результате единая моноклинальная структура, являющаяся зоной нефтегазонакопления, разбивается по территориальному признаку на несколько месторождений. Поэтому в определении понятия «месторождение нефти и газа» говорится не только о типе структуры, но и о распространении залежей в недрах земной коры одной и той же площади.
Существование в земной коре двух основных геологических структур — геосинклиналей и платформ — предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:
I класс — месторождения, сформировавшиеся в геосинкли-.нальных (складчатых) областях;
II класс — месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.
Характерные представители I класса — месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и о. Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, в Западной Сибири, относятся к месторождениям II класса.
§ 4. Давление и температура в недрах земной коры
Давление в пласте до начала его разработки (начальное пластовое давление) зависит от глубины залегания пласта и приближенно может быть определено по формуле
где /Опл.нач — начальное пластовое давление, Па; Н — глубина залегания пласта, м; р — плотность жидкости, кг/м3; g — ускорение свободного падения тела, м/с2.
Обычно пластовое давление больше или меньше вычисленного по формуле (3), так как оно определяется не только с учетом условий притока жидкости в пласт и отбора ее. Повышение или понижение пластового давления по сравнению с гидростатическим обусловливается целым рядом причин: силой тяжести вышележащих горных пород (горным давлением), тектоническими силами, температурой, химическими процессами.
Горное давление передается жидкости и газу, заключенным в пласте, через минералы, слагающие горную породу. Следовательно, передаваемое давление находится в прямой зависимости от механических свойств минералов. Чем больше уплотняется порода под действием горного давления, тем меньше становится ее пористость. В результате горное давление в той или иной степени передается жидкости и газу, насыщающим поры пласта.
Горное давление влияет на уровень жидкости в пласте, сообщающемся с поверхностью. Поэтому приведенная методика определения пластового давления для данного случая остается справедливой.
Если же пласт изолирован, то находящиеся в нем жидкость и газ воспримут часть горного давления, что приведет к созданию анормального, превышающего гидростатическое, пластового давления.
Тектонические силы могут привести к повышению или понижению пластового давления по сравнению с гидростатическим в результате перемещения пласта.
Влияние температуры в основном сводится к разрушению сложных углеводородов, из которых состоит нефть и газ, с образованием большого числа простейших молекул. Это приводит к увеличению объема жидкости и газа и, следовательно, к росту пластового давления (в закрытом пласте).
Изменение температуры может вызвать химические реакции, которые приводят к цементации пластов. Результат этого — снижение пористости, способствующее повышению пластового -давления (в закрытом пласте).
Пластовое давление определяется при помощи спускаемых в скважину манометров.
Если известна плотность жидкости или газа, заполняющих скважину, то пластовое давление можно определить расчетным путем.
В том случае, когда скважиной вскрывается пласт за контуром нефтеносности (газоносности) и если она заполнится пластовой водой, пластовое давление при закрытом устье определится по следующей формуле:
где риз и ру— давление в пласте и на устье скважины, Па.
Если в такой скважине открыть устье, то вода будет вытекать на поверхность, т. е. скважина начнет фонтанировать.
В скважине, в которой уровень жидкости не доходит до устья, пластовое давление составит
где Hi — высота столба жидкости в скважине, м
Пластовое давление, определенное в какой-либо точке пласта, характерно для пласта в целом только при пологом его залегании. В том случае, когда углы падения крыльев пласта значительные, пластовое давление на этих участках будет большим, а в замковой части (седле) —меньшим.
Поэтому для удобства давление в пласте обычно относят к какой-либо одной плоскости. За такую плоскость принимают уровень моря или условная плоскость — первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте. Пластовое давление, отнесенное к этой условной плоскости, называется приведенным пластовым давлением.
Если пластовое давление в скважинах 1 и 2 (рис. 12) равно соответственно pi и р2, то приведенное давление в них (в Па), отнесенное к первоначальному уровню водонефтяного контакта, равно
где h\ и hi — расстояния от забоев скважин до уровня водонефтяного контакта, м; рп и рв — плотности нефти и воды, кг/м3.
Температура на .поверхности Земли, зависящая главным образом от освещенности ее участков Солнцем, изменяется в значительных пределах. Однако колебания температуры на поверхности Земли воспринимаются на расстоянии всего лишь десятков метров земной коры.
Границей разделения влияния внешнего (излучение Солнце) и внутреннего тепловых полей Земли является слой с постоянной отрицательной или положительной температурой.
Ниже слоя с постоянной отрицательной температурой господствуют отрицательные температуры и, следовательно, залегают многолетнемерзлые породы, толщина которых на некоторых участках достигает 700 м. Области залегания многолетне-мерзлых пород занимают около 10% поверхности всей суши Земли, а в СССР около 45% территории.
Ниже слоя с постоянной положительной температурой условия залегания пород и их состояние обусловлены положительной температурой.
Температура в земной коре ниже слоя с постоянной температурой закономерно возрастает с глубиной. Расстояние по вертикали (в м) в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород повышается-
Рис. 12. К определению пластового давления
на 1°С, называется геотермической ступенью. Установлено, что значение геотермической ступени колеблется в верхних слоях земной коры в пределах 11—120 м, среднее ее значение составляет около 33 м. Для характеристики изменения температуры с глубиной иногда пользуются геотермическим градиентом — приростом температуры в °С горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры. В среднем геотермический градиент равен 3° С.
Знать температуру на различных глубинах земной коры и в продуктивной залежи крайне необходимо в процессе бурения скважин, при проектировании системы разработки нефтяных и газовых месторождений, а также во время их эксплуатации.