3.3. Флюидоупоры - экраны, покрышки

Проницаемость пород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу.

Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость. Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые.

Сульфатно-солевые толщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и терригенных (глинистых) пород. Соли являются идеальным флюидоупором.

Глинистые покрышки - наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости.

Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости. В заполярной части Западной Сибири покрышки промышленных залежей образованы вполне пористыми породами, но с пористостью заполненной льдом и газогидратами - т.н. криогенные покрышки. На глубинах от 4-5 км и выше надежным экраном являются только солевые толщи.

ЛЕКЦИЯ 4.

4.1 Залежи - скопления нефти и газа

Многочисленные и разнообразные природные скопления – залежи нефти и газа – классифицируются в нескольких аспектах: 1) по фазовому составу углеводородов; 2) по количеству углеводородов, скопившихся в резервуаре (по величине извлекаемых или геологических запасов); 3) по морфологии резервуара, определяемой типом ловушки.

4.2. Классификация залежей по фазовому состоянию и химическому составу углеводородов

По фазовым соотношениям углеводородов (УВ), содержащихся в залежи, различаются шесть типов скоплений: газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, нефтегазовые, газонефтяные и нефтяные.

-Нефтяные залежи – содержат и газ, но только растворенный в нефти;

-Нефтегазовые – имеют в своем составе газовую шапку с нефтяной оторочкой;

-Газовые - нефть отсутствует, или образует оторочку, в количестве, не имеющем промышленного значения;

-Газоконденсатные – из газа, образующего самостоятельную залежь или газовую шапку, при переводе из пластовых в поверхностные условия, выделяется значительное количество жидкой фазы - конденсата;

-Газонефтеконденсатные - в газовой залежи растворено значительное количество жидких углеводородов.

По химическому составу углеводородов (УВ): нафтеновые, метановые, нафтено-метановые, ароматические, иногда другие, необычного состава

Газовые залежи содержат главным образом метан и его гомологи (этан, пропан и др.). Газ, содержащий более 95% метана, называется сухим, а газовые смеси с содержанием более 5% тяжелых УВ называют жирными. Помимо углеводородных компонентов газовые залежи могут содержать сероводород, углекислый газ, азот и, в небольших количествах, инертные газы. Гелий, при его содержании в газовой смеси свыше 0,15%, является высокоценным попутным компонентом.

На газовых месторождениях керн, поднятый из продуктивного горизонта, ничем визуально не отличается от керна подстилающих и перекрывающих толщ. Лишь сразу после подъема из скважины он издает легкий запах бензина, который через некоторое время исчезает, и никаких следов УВ не остается. Поэтому поисковые и разведочные скважины на газ бурятся при постоянным геологическом контролес

обязательным проведением газового каротажа. Следует учитывать, что газовый каротаж теряет эффективность при бурении с утяжеленными буровыми растворами.

Газоконденсатные залежи представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С₅Н₁₂ и выше). При большой высоте залежей (до 1000 м и более) концентрация этих тяжелых УВ обычно возрастает сверху вниз по разрезу продуктивной толщи. Содержание стабильного конденсата может значительно изменяться и по площади крупных залежей: от 100-130 до 350-500 см³/м³.

Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от собственно газоконденсатных наличием в нижней части резервуара жидких УВ, представляющих собой легкую нефть. Характерным примером такого типа является уникальное месторождение Карачаганак (Северо-западный Казахстан). Высота массивной залежи здесь превышает 1500 м (от 3700 до 5200 м по глубине); сверху вниз по ее разрезу возрастает содержание конденсата, а нижняя часть резервуара заполнена нефтью на толщину около 200 м.

Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемое нефтью на всей его площади или частично; при этом геологические ее запасы не должны превышать половины от общих запасов УВ. Подразумевается также, что газ в этом типе месторождений имеет преобладающее промышленное значение. По составу он является жирным, т.е. содержит некоторое количество тяжелых гомологов метана. В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки, нефтяная часть залежи имеет вид нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки.

В пластовом резервуаре сводового типа нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки, имея при этом сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности. Верхняя – газовая часть залежи также будет иметь внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины будут вскрывать залежь как чисто газовую, а в зоне между внутренним и внешним контурами газоносности – как газонефтяную. В свою очередь, скважины пройденные между внешними контурами газоносности и нефтеносности покажут чисто нефтяную часть залежи.

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, при этом геологические запасы нефти составляют более половины от суммарных начальных запасов УВ. Такой тип месторождений является одним из наиболее распространенных в большинстве нефтегазоносных провинций во всем мире.

Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание такого растворенного газа (газовый фактор) составляет обычно от 10 до 60 м³/м³, но в некоторых случаях может достигать и 500 м³/м³.

Фазовое соотношение УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяется термобарическими условиями залегания.