3.3 Месторождения нефти и газа, их классификация и подсчет.
Пространственно ограниченный участок недр, содержащий залежь или несколько залежей нефти и газа, расположенных в разрезе одна над другой в пределах одной площади, называется месторождением.
Месторождение нефти и газа может состоять из одной залежи (однозалежное) и из нескольких залежей (многозалежное).
В соответствии с действующей классификацией всё количество углеводородов, находящихся в недрах вместе с содержащимися в них попутными компонентами, подразделяется на запасы и ресурсы.
В практике поисково-разведочных работ на нефть и газ наиболее широко применяются следующие элементы районирования гaзoнeфтeносных территорий: нефгегазоносный бассейн, нефтегазоносная провинция, нефтегазоносная область, зона нефтeгaзoнакопления, нeфтeгaзoнocный район.
При районировании крупных территорий используются понятия «нефтегазоносный бассейн» и «нeфтeгaзoносная провинция».
В геологических запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.
Извлекаемые запасы - часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.
Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ).
3апасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (категории А, В и С1), перспективные (категория C2 и С3) и прогнозные (категории D1, и D2).
Накопление и залегание Нефть и газ не залегают в виде больших озер (хотя мы и говорим о нефтяных пластах) На самом деле углеводороды, сырая нефть и газ находятся в виде флюидов в порах осадочных пород.
Характерный признак осадочных пород – слоистость. Они сложены из практически параллельных пластов, различных по структуре, составу, твердостью. окраской, пористостью.
Слой ила, содержащий биологические остатки называют материнский пласт. Структуры, ограничивающие пласт снизу – «подошва», а сверху «кровлей»
Горные породы делятся на проницаемые или «коллекторы», и не проницаемые «покрышки».
В результате постоянного сжатия материнского пласта, по мере трансформации биоостатков в углеводороды (нефть и газ в виде флюидов) постепенно выдавливались вверх в пористые и проницаемые породы, такие как : песчаник, карбонатные породы (известняки) и доломиты. Именно эти породы являются хранилищем мигрирующих углеводородов и называются породы – коллекторы.
Коллекторы - любые горные породы, которые могут вмещать в себя и выдавать жидкости или газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давлению. Встречаются следующие типы коллекторов: 1. поровые - состоят из зернистых материалов (пески, песчаники); 2. кавернозные - пустоты в которых образованы полостями, кавернами различного происхождения (например, результат растворения солей водами); 3. трещиноватые – образованные из непроницаемых пород, но имеющие множество микро и макротрещин ( трещиноватые известняки); 4. смешанные - все виды пустот.
Физика промыслового пласта
Геолого- промысловая характеристика продуктивного пласта.
Характеристика продуктивного пласта включает сведения: о гранулометрическом составе, коллекторских, механических свойствах; насыщенности нефтью, газом и водой.
От гранулометрических характеристик зависят коллекторских свойства пласта – пористость, проницаемость, удельная поверхность контакта пористой среды.
Разные породы обладают разными по величине порами, то есть разной пористостью. Пористость определяет способность породы вмещать, удерживать и пропускать определенное количество воды, жидких и газообразных углеводородов. Пористость (количественно) - отношение объема пор к общему объему породы в %. Например пористость песчаника достигает 30%, а плотный известняк всего 5%.
Каналы, образуемые порами, условно подразделяются: 1. крупные (сверхкапиллярные), диаметром более 0,5 мм. 2. капиллярные от 0,5 до 0,0002 мм. 3. субкапиллярные менее 0,0002 мм. Отношение объема пор к объему породы называется коэффициентом полной пористости (пористостью).
Коэффициент полной пористости не может в достаточной степени характеризовать коллекторских свой свойства горных пород. Часть пор являются закрытыми, то есть друг с другом не соединены каналами. Поэтому используются коэффициенты открытой и эффективной пористости.
Коэффициент открытой пористости – отношение объема суммарного объема сообщающихся пор к объему всего образца.
Коэффициент эффективной пористости – относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.
Флюиды нефти и газа накапливаться в порах и достаточно свободно перемещаются между ними по микро трещинам. Это свойство породы коллектора называется проницаемостью.
Коэффициент проницаемости – определяется линейным законом Дарси, размерность "метр в квадрате" – образец пористой среды площадью 1 м. кв., длинной 1 м., через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па/сек. Составляет 1 м. куб сек.
Нефть добывают из пластов с проницаемостью 2 х 10 в 12 степени м. кв., газ при проницаемости 5 х 10 в 15 степени м. кв.
При разработке нефтяных и газовых месторождений пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В результате проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкость или газ) будут меняться в зависимости от соотношения компонентов в смести.
Поэтому для оценки проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной и эффективной (фазовой) проницаемости.
Абсолютная проницаемость – степень фильтрации одного какого-либо фазы (воды, нефти, газа).
Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость пористой среды при одновременной фильтрации многофазных систем. Зависит от свойств пористой среды, свойств каждой фазы в отдельности, соотношения фаз в смеси и градиента давления в пласте.
Относительная проницаемость – отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.
Удельная поверхность породы называется суммарная площадь частиц, приходящаяся на единицу объема. От удельной поверхности зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Промышленные месторождения имеют показатель удельной поверхности от 40000 до 230000 м.кв./м.куб. При удельной поверхности более 230000 м.кв./м.куб. (глины, глинистые пески, глинистые сланцы) породы являются слабопроницаемыми (покрышки).
Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки пласт находится под давлением веса вышележащих пород (горное давление) и противодавление создаваемое флюидами (нефти, воды, газа). При отборе нефти и газа пластовое давление падает и под действием горного давления объем пласта, объем пор его уменьшается (снижается коэффициент пористости).
Нефтенасыщенность (газо – или водонасыщенность). Коэффициент нефтенасыщенность - объем пор заполненных нефтью к общему объему пор.
Перемещение нефти и газа происходит в две стадии. Сначала, поскольку углеводороды легче, они вытесняются из материнских пластов лежащих в нижних придонных слоях моря в выше в пористые породы. пока не достигают слоя непроницаемой горной породы им таким образом оказываются в ловушке.
Осадочные породы образуются в виде горизонтальных или слегка наклонных пластов.
По мере образования новых слоев нижние пласты на отдельных участках не выдерживают давления и прогибаются. или выдавливаются в результате перемещения горных пород, при этом они деформируются образуя складки. (Рис …)
Пласты могут быть горизонтальные и в виде складок, результат колебательных, сдвиговых и горообразовательных процессов. Выпуклость – «антиклиналь», прогиб – «синклиналь». Антиклиналь + синклиналь – полная складка.
Рис.1. Складка осадочных пород 1
В России 90% залежей «антиклиналь», за рубежом около 70%. Размеры антиклиналей, длинна – 5-10.. км, ширина 2…3.. км, высота 50…70… м.
Самое крупное в мир - Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры 225х25 км высота 370 м, Газовое месторождение - Уренгой 120х30 км высота 200 м
Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые породы.
Покрышки - практически непроницаемые горные породы, химического или смешанного происхождения, не нарушенные трещинами. Чаще всего – это глины (непроницаемы для воды и нефти), реже – каменная соль и известняки.
Короткая антиклиналь, свод которой снижается от верхней точки во всех направлениях, называется куполом. Купол наиболее интерес в теории залегания и поиска нефти.
Существует вид деформации горных пород – сброс. Породы при подвижках земной коры образуют вертикальные разломы и смещения (трещины) так называемые линии кливажа. Один из видов смещения - сброс. Величина - сбросов от нескольких сантиметров до нескольких километров. Сбросы могут быть нормальные, то есть вертикальные или поперечные, то есть горизонтальные или смешанные.
Движение земной коры – наиважнейший фактор формирования так называемых ловушек для флюидов нефти и газа. Флюиды непрерывно двигаются вертикально и горизонтально, пока не попадают в такие ловушки, образованные непроницаемыми породами.
Три типа ловушек – структурные, стратиграфические, комбинированные. Структурные - в результате образования складки и сброса (изменение структуры). Стратиграфические – результат изменения литологии горной породы, изменения типа породы или ее пористости. Комбинированные - сочетание двух вышеназванных.
Для образования залежей необходимо наличие трех факторов: 1. источник нефти и газа, 2. порода коллектор – пористый, проницаемый пласт, 3. ловушка – барьер, перед которым жидкость или газ остановились и начали накапливаться.
Скобление углеводородов в ловушке достаточное для промышленной разработки называется залежью.
Сегрегация нефти и газа. Вытеснение нефти из коллектора.
Нефть из ловушки втесняет соленую воду, оставшуюся на дне древнего моря. Нефть всплывает, продолжая, перемещается вверх, происходит расслоение нефти и вода (сегрегация). Газ легче нефти и находится в самой верхней части ловушки. Оставшаяся вода называется реликтовой. Она полностью не вытесняется из ловушки, являясь своего рода гидрозатвором. Или образует пленку на поверхности гранул, частиц породы. Иногда реликтовая вода попадает в ствол скважины, увлекается нефтью и газом на поверхность.
Нефти из пласта-колектора, перемещается в результате перепада давления. Если давление вверху коллектора (ловушки) снизится, то вода начинает давить снизу на слои нефти в направлении ствола скважины.
Это - водонапорный режим. Аналогично действует и газонапорный режим, но в этом случае газ давит на нефть сверху. Газ сосуществует с водой и нефтью в коллекторах в двух основных видах - растворенный и свободный. Природный газ находится в растворенном виде при высоком давлении и низкой температуре. При выходе нефти на поверхность давление сбрасывается, и газ выделяется из раствора.
Свободный газ в ловушке образует шапку, которая создает дополнительное давление на слой нефти. Растворенный газ предпочтителен при эксплуатации скважины, поскольку снижает вязкость нефти, облегчает приток к устью скважины и ее подъем. Увеличивает дебит.
Поверхность, разделяющая воду, нефть и газ - называются водонефтяным и газонефтяным контактом.
Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласт называется внешним контуром нефтеносности, линия контакта – подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности.
Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется его толщиной.
ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ
За всю историю добыто -85 млрд тонн нефти, оставлено в недрах отработанных пластов 80-90 млрд тонн, залегает в доказанных запасах около – 140 млрд. тонн, итого 300 млрд тонн. КТО ПРОИЗВЕЛ ТАКОЕ ГИГАНТСКОЕ КОЛИЧЕСТВО ПРОДУКТА?
До середины XIX в. нефть добывалась в небольших количествах, в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на дневную поверхность.
Основоположник отечественной нефтяной геологии академик И. М. Губкин в 1932 г. писал: «Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых возникла нефть, мы будем знать, каким образом в земной коре образуются ее залежи,…и получим... надежные указания, в каких местах надо искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку».
В объяснении происхождения нефти и газа противоборствуют две основные концепции. Органическая – утверждает, что нефть и природный газ образовались в осадочном слое земной коры в результате глубокого преобразования остатков животных и растительных организмов, населявших древние моря и озера. Неорганическая – утверждает, что нефть и газ образовались в мантии Земли в результате синтеза углерода и водорода в условиях высокой температуры и давления.
Французский химик Бартло – нефть образовалась при воздействии углекислоты на щелочные металлы.
Химик Биассон - взаимодействие воды, углекислого газа, сероводорода, раскаленное железо.
Все указанные гипотезы подтверждаются химическими реакциями – в результате дают нефтеподобное вещество близкое по химическому составу. Это течение НЕОРГАНИЧЕСКОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ.
Наиболее последовательной концепцией неорганического происхождения нефти является минеральная - карбидная - гипотеза, предложенная великим русским ученым Д. И. Менделеевым (1837). Согласно его представлениям, нефть возникает в результате взаимодействия паров воды и карбидов металлов ядра Земли. Образующиеся при этом газообразные продукты, в том числе и углеводороды, поднимаются по трещинам вверх в осадочные породы, конденсируются и образуют скопления нефти. Д. И. Менделеев обосновал это и геологическими данными, указав на линейность расположения нефтяных месторождений, приуроченность их к предгорным районам, связь с вулканами и др.
В 1950 г. профессор Н. А. Кудрявцев выдвинул магматическую гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах - в мантии Земли – в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеводородные радикалы - СН, СН2 и СНз. Вследствие перепада давления они перемещаются по веществу мантии в зоны глубинных разломов и вдоль этих разломов поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. По мере понижения температуры в верхних слоях эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом. В результате образуются более сложные нефтяные углеводороды. Дальнейшее движение углеводородных газов и нефти приводит их или на поверхность Земли, или в ловушки, возникающие в проницаемых осадочных породах, а иногда и в кристаллических на границе с первыми. Передвижение углеводородов происходит по заполненным водой трещинам и вызывается огромным перепадом давления на пути миграции и в местах образования нефти в осадочной толще, а также разностью плотности воды и нефти.
Имеется и космическая гипотеза неорганического происхождения нефти и газа, базирующаяся на крупных достижениях науки в области планетарной космогонии. Исследования спектров небесных тел показали, что в атмосфере Юпитера и других больших планет, а также в газовых оболочках комет встречаются соединения углерода и водорода. Во всех без исключения метеоритах выявлены простейшие органические соединения, путем экстрагирования извлечены битумы, в которых обнаружены углеводороды алифатического и ароматического происхождения, аминокислоты и глюкоза. Опираясь на эти данные, русский геолог В. Д. Соколов выдвинул гипотезу, согласно которой углеводороды образовались на ранних высокотемпературных стадиях существования Земли, на этапе ее «горячего развития» путем синтеза углерода и водорода. В 1957 г. академик АН УССР В. Б. Порфирьев предложил обновленный вариант космической гипотезы. По его представлениям, углеводороды, существовавшие в первозданном веществе Земли, при ее остывании и формировании как планеты, поглощались остывающей магмой и позднее, поднимаясь по трещинам, внедрялись в осадочные породы.
Все гипотезы неорганического происхождения нефти и газа базируются на следующих основных положениях:
• Синтез углеводородов возможен неорганическим путем (например, синтез Фишера-Тропша).
Однако это не соответствует условиям, которые существовали на Земле. Термодинамический анализ параметров магматического расплава, внедряющегося в осадочную оболочку, свидетельствует о том, что возникновение и существование более сложных углеводородов, чем метан, невозможно.
• Температура образования углеводородов нефти, рассчитанная из соотношения содержания ряда изомеров углеводородов в предположении, что нефть представляет собой равновесную систему углеводородов, очень высока (свыше 600°С).
• Нефть или ее признаки присутствуют в изверженных и метаморфических породах, в продуктах деятельности современных вулканов, в трубках взрыва и в космических телах.
Действительно, известно около 30 промышленных или полупромышленных залежей нефти, приуроченных к изверженным и метаморфическим породам; кроме того, имеется упоминание более чем о 200 случаях минералогических включений углеводородов в изверженных или метаморфических породах.
Скопления нефти и газа приурочены к зонам разломов в земной коре.
Гипотеза биогенного происхождения нефти и газа не объясняет: а) существования огромных концентраций нефти в гигантских месторождениях, а также уникальных скоплений битумов (Атабаска, Мелекесская впадина, Оленекское поднятие); б) причин отрыва рассеянных углеводородов от материнской толщи и их дальней миграции.
Критике концепции неорганического происхождения нефти и газа посвящено значительное количество работ. Возможность неорганического происхождения нефти и газа показана лишь лабораторными экспериментами, подтверждающими возможность синтезирования углеводородов в условиях высоких температур и давлений. Однако в опытах нельзя точно моделировать весь сложный неразрывный процесс образования углеводородов, условия их миграции и скопления. Что касается остальных аргументов в пользу неорганического происхождения нефти (нефтепроявления в кристаллических породах, высокая температура образования нефти, связь месторождений нефти с разломами и др.), то они или находят объяснение с позиции органического происхождения нефти, или же сами по себе недостаточно убедительны (определение температуры образования нефти по ее составу, связь месторождений с разломами). Неорганическая теория не объясняет ряда важных закономерностей в размещении месторождений нефти и газа, в частности вертикальной зональности образования углеводородов различного состава и фазового состояния их скоплений, связи времени образования ловушки с ее нефтегазоносностью и т. п.
Хотя в настоящее время проблема образования нефти и газа остается открытой, большинство ученых поддерживает гипотезу органического происхождения нефти.