Тема 8. Условия залегания нефти, природного газа и пластовой воды в земной коре.

Понятие о породах-коллекторах

Коллекторами называются горные породы, которые могут слу­жить вместилищем нефти, газа и воды и в то же время обладать достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления. В основу этого определения поло­жены емкостные и фильтрационные свойства, которые присущи некоторым осадочным, изверженным и метаморфическим поро­дам. Выше отмечалось, что подавляющая часть выявленных ми­ровых запасов нефти приурочены к осадочным породам-коллекто­рам. По составу скелета породы-коллекторы в осадочных отло­жениях могут быть (по В. Н. Дахнову) кварцевыми (песчанико­выми), кварц-полевошпатовыми (песчано-глинистыми), карбо­натными и эвапоритовыми (гипсангидритозыми).

Кварц-полевошпатовые коллекторы (полимиктовые) сложены зернами минералов и продуктами разрушения горных пород. Они содержат кварц, обломки полевых шпатов, слюды, пироксена, известняков, доломитов и других пород; характеризуются плохой окатанностью, способностью сильно уплотняться при диагенезе и высокой анизотропностью. Цементация полимиктовых коллекто­ров происходит за счет метаморфизма глинистых минералов, об­разования иллита и хлорита, обволакивающих зерна породы.

Некоторые карбонатные коллекторы также могут быть сло­жены обломками пород.

Во всех перечисленных выше группах кластических коллекто­ров пустотное пространство формируется одновременно с процес­сами осадкообразования за счет межзерновых пор. Следовательно, поры коллекторов в обломочных породах первичные. Они хорошо сообщаются между собой, что делает проницаемой твердую фазу (матрицу) породы. Размеры таких пор иногда существенно умень­шаются вследствие цементации пород при их диагенезе. Конфигура­ция межзерновых пор кластических пород-коллекторов также раз­личная. Она может быть ромбоидальной при рыхлой укладке хорошо окатанных зерен, тетраэдрической при плотной укладке угловатых зерен (рис. 34) и щелевидной при чешуйчатой укладке.

Для вторичных пустот характерны трещины, каверновые и каналовидные поры (рис.35). В породах с вторичной пористостью фильтрация флюидов и характер насыщения матрицы характеризуются присущими каж­дому типу пород особенностями. Так, в межзерново-трещинном коллекторе нефть заключена в основном в межзерновых порах матрицы, а фильтрация ее к скважинам по системе трещин. В трещинном коллекторе поры матрицы заполнены в основном связанной водой, а емкостью и путями фильтрации нефти служат каверны, трещины и т. п.

Весьма важным фактором, влияющим как на емкостные, так и на фильтрационные свойства коллекторов, является глинистость пород. Она не только снижает эти свойства в процессе формиро­вания коллекторов, так как способствует заполнению пустотного пространства, но и оказывает отрицательное воздействие на филь­трационные свойства прискважинной зоны при вскрытии пласта на слабоминерализованном растворе и на эти же свойства пласта в целом при закачке в него пресной воды в процессе разработки залежи с заводнением.

Таким образом, продуктивные пласты-коллекторы нефтяных и газовых залежей характеризуются большим разнообразием, обусловленным различиями минерального состава скелета, типа цемента, степени цементации и глинистости, вида пустотного пространства, размеров пор и зерен породы, степени однородности и т. п. Для облегчения изучения коллекторов разработано мно­жество классификаций. В частности, В. Н. Дахнов по большин­ству из перечисленных и рассматриваемых ниже показателей, а также зависимых от них комплексных показателей (удельные емкость и нефтегазосодержание, коэффициент вытеснения и т. п.) предлагает выделять преимущественно пять основных классов.

Так, по типу порового пространства основными он считает классы коллекторов: межзерновых, межзерново-трещинных, тре­щинных, трещинно-каверновых и каверновых.

По составу цемента выделяются: коллекторы с глинистым це­ментом, представленным гидроокислами металлов и цеолитами; коллекторы с карбонатным и опалово-халцедоновым цементом.

В зависимости от размеров различают мегапоры, поры сверх­капиллярные, капиллярные и субкапиллярные. Мегапоры, к ко­торым относят и многометровые карстовые полости, имеют сред­ний радиус более 10 мм; размеры сверхкапиллярных пор от 0,1 до 10 мм, капиллярных — от 10 ^-3 до 0,1 мм и субкапиллярных — менее 10 ^-3 мм, или менее 1 мкм. В природных условиях поры по­следней группы непроницаемы.

Пористость пород

Пористость количественно оценивает емкостные свойства пород-коллекторов. В общем виде это отношение объема пустот (пор) в образце к его объему, выраженное в процентах. Это же отношение в долях единицы называется коэффициентом пористости.

В соответствии с поровым пространством пористость может быть первичной и вторичной и, следовательно, межзерновой, межзерново-трещинной, трещинно-каверновой, каверновой и др.

Принято под понятием собственно пористости понимать межзерновую пористость.

Для определения трещинной пористости применяют метод шлифов, метод с использованием промыслово-геофизических дан­ных (БКЗ, НГК) и метод, связанный с фотокаротажем скважин и их испытанном.

Проницаемость пород

Проницаемость — это способность породы пропускать через систему сообщающихся пор жидкости и газы или их смеси при наличии перепада давления. Она количественно характеризует фильтрационные свойства коллектора.

Нефтегазонасыщенность пород-коллекторов

Нефте- и газонасыщенность,коллекторов количественно харак­теризуют долю объема пор, заполненных соответственно нефтью и газом. Выраженные в долях единицы они называются коэффи­циентами соответственно нефте- и газонасыщенности. Если объем пор принять за единицу, то коэффициент нефтенасыщенности кол­лекторов будет равен

Для зоны поелельного насыщения гидрофильного коллектора, где коэффициент нефтенасыщенности

— К_в._ев - В этой зоне коэффициент нефтенасыпгенности гидрофоб­ного коллектора равен 1, так как в нем

В лабораторных условиях содержание связанной воды нахо­дится по образцам керна методами центрифугирования и капил­лярной вытяжки. Более точное определение в пласте связанной воды возможно при вскрытии пласта с применением промывочной жидкости на нефильтрующемся растворе. Коэффициент нефтега-зонасыщенности можно установить и с помощью промыслово-геофизических методов. В необсаженном стволе скважины для этого применяется метод электрического сопротивления. В обса­женных колоннах К_г определяют нейтронными методами. Появи­лись физические предпосылки определения К_н в обсаженных ко­лоннах по диаграммам импульсных нейтронных методов.

Для газоносного гидрофильного коллектора коэффициент га­зонасыщенности

Если формирование газовой залежи происходило в результате вытеснениягазом нефти из первоначально нефтяной залежи, то

Понятие о покрышках

Покрышками называют плохо проницаемые горные породы, перекрывающие и экранирующие скопления нефти и газа. К таким породам относят глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, известняки, соли, гипсы, ангидриты. Наличие покрышек — важ­нейшее условие сохранности скоплений нефти и газа.

Основные качества, характеризующие надежность покрышки,— ее литологический состав, степень однородности, мощность и характер распространения. Надежность покрышки определяется также характером флюида, образующего залежь, и ее высотой.

По литологическому составу наибольшей надежностью отли­чаются соленосные толщи. Особенности их формирования обусло­вили региональный характер их распространения и большую мощность.

Наиболее распространены глинистые покрышки. При этом монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами. Чем однороднее состав глин, тем они менее проница­емы. Присутствие в глинах прослоев песчаника и алевролита увеличивает их проницаемость. На снижение экранирующих свойств глин оказывает влияние увеличение их плотности, так как более плотные глины легче растрескиваются.

Экранирующие свойства покрышек зависят от мощности. Для газа, обладающего несравненно большей подвижностью, чем нефть, при прочих равных условиях покрышка должна иметь большую мощность. Особенно это касается газовых залежей с боль­шим этажом газоносности и вследствие этого с аномально высо­кими давлениями.

Исходя из размеров различают покрышки региональные, зо­нальные и локальные. Региональные покрышки развиты в пределах нефтегазоносных областей и провинций. Они имеют большую мощность и литологически выдержаны. Зональные покрышки распространены в пределах зоны нефтегазонакопления, локаль­ные — в пределах одного или нескольких месторождений.

Понятие о природных резервуарах и ловушках

Природные резервуары

Природным резервуаром (по И. О. Броду) называется естест­венное вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут циркулировать и форма которого обусловлена соотноше­нием коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проница­емыми породами. И. О. Брод выделяет три основных типа при­родных резервуаров: пластовые, массивные и литологически ог­раниченные со всех сторон.

Пластовый резервуар представляет собой коллектор, имеющий широкое площадное распространение и ограниченный в кровлей подошве плохо проницаемыми породами.

Возможны различные варианты пластовых резервуаров. Они могут быть представлены хорошо выдержанными по площади и мощности однородными коллекторами (рис. 37, а). Нередки случаи, когда пласт-коллектор, регионально выдержанный на больших площадях, выклинивается к сводам отдельных брахиантиклинальных складок (рис. 37, б). Пласт-коллектор может быть представлен и несколькими прослоями, сообщающимися между собой и подверженными резким литолого-фациальным замещениям (рис. 37, в). Массивный резервуар представляет собой мощную толщу про­ницаемых пород, образующих единую гидродинамическую систему, перекрытую непроницаемой покрышкой (рис. 38). Породы, сла­гающие массивный резервуар, могут быть образованы осадочными, биогенными и эрозионными процессами. Если массивные резер­вуары сложены породами одной литологической группы, напри­мер известняками, то такие резервуары называются однородными. Неоднородные массивные резервуары могут быть сложены раз­личными породами (известняками, песчаниками и др.), гидроди­намически связанными между собой.

К резервуарам, литологически ограниченным со всех сторон, относятся природные резервуары, в которых участки проницае­мых пород окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами (рис. 39).

Ловушки нефти и газа

Ловушками нефти и газа называются природные резервуары или их части, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому и литологическому экрани­рованию и литологическому ограничению создаются условия для скопления нефти и газа.

Ловушки, связанные с различного рода структурными дисло­кациями, называют структурными. Стратиграфически экраниро­ванные и литологически ограниченные ловушки относят к неанти­клинальным ловушкам.

Наиболее распространены структурные ловушки, связанные с различного рода складками, структурами уплотнения, облекания, с диапирами. В этом случае ловушки приурочены к сводам складок и поднятий (рис. 40, а). Складки могут быть самыми различными— от пологих куполов до сильно вытянутых брахиантиклиналей с симметричными крыльями. Размеры сводовых ловушек изменя­ются в широких пределах: от единиц до нескольких тысяч квадрат­ных километров.

Тектонические нарушения типа сбросов, взбросов и надвигов обусловливают образование тектонически экранированных лову­шек (рис. 40, б), в которых пластовый резервуар экранируется поверхностью нарушения.

Образование неантиклинальных ловушек может быть связано с процессами осадконакопления и денудации, причем в процессе формирования ряда седиментационных и денудационных ловушек вполне определенную роль играют тектонические процессы.

Седиментационные ловушки могут быть нескольких типов: в береговых валах, дельтовые и баровые (рис. 41); русловые (см. рис. 49); рифовые (см. рис. 48, в). Кроме того, седимента­ционные ловушки могут быть связаны с линзами песчаника среди непроницаемых пород. Наряду с указанными к седиментационным относят также ловушки, связанные с зонами выклинивания пла­стовых резервуаров (рис. 42). В тектоническом плане эти зоны при­урочены к моноклиналям, периклинальным окончаниям складок, а также к прогибам между выступами. Роль тектонического фак­тора в формировании этих ловушек очевидна.Денудационные ловушки без влияния тектонического фактора могут формироваться в результате перекрытия непроницаемыми породами эрозионных останцев (см. рис. 48, б). Однако среди дену­дационных ловушек широко распространены денудационно-структурные, называемые стратиграфически экранированными. В этих ловушках экранами служат поверхности древных стратиграфических несогласий. Они образуются при срезании размывом отложений в пределах сводов поднятий с последующим несоглас­ным перекрытием пластовых резервуаров (рис. 43).

Понятие о залежах и месторождениях нефти и газа

Залежью нефти и газа называется скопление этих флюидов в коллекторах ловушек, перекрытых покрышками. Совокупность залежей нефти и газа в разных горизонтах разрезах на одной и той же площади называется месторождением. Месторождение из одной залежи Г. А. Габриэлянц называет однозалежным, а из нескольких залежей — многозалежным.

Газ, нефть и вода распределяются внутри ловушки под воз­действием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотности. Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ло­вушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ, как более легкий, располагается над нефтью. Если газа меньше, чем нефти, то скопление его в самой верхней части ловушки называется газовой шапкой. В тех случаях, когда нефти в ловушке значительно меньше, чем газа, и она как бы под­стилает газ, то такое скопление нефти называют нефтяной отороч­кой газовой залежи.

Рассмотрим распределение газа, нефти и воды в ловушке па примере пластовой сводовой залежи (рис. 44).

Граница между нефтью и водой называется водонефтяным контактом (ВПК), между газом и водой в газовых залежах — газоводяным контактом (ГВК) и между газом и нефтью при наличии газовых шапок или нефтяных оторочек — газонефтяным контак­том (ГНК). В пластовых сводовых залежах площадь контакта или газа с водой имеет вид кольца, ширина которого зависит от мощности нефтяного пласта и углов его падения.

Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей нефтеносного пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подош­вой — внутренним контуром нефтеносности (см. рис. 44). В газо­вых залежах соответственно будут внешний контур газоносности и внутренний контур газоносности. Для массивных залежей внут­ренние контуры нефтеносности или газоносности отсутствуют, так как вода расположена под всей залежью.

Расстояние от самой верхней точки кровли продуктивного пласта до водонефтяного или газоводяного контакта — высота залежи (Н), до газонефтяного контакта — высота газовой шапки (h_r) расстояние от газонефтяного контакта до водонефтяного высота нефтяной части залежи (h_н).

Графически залежь обычно изображается на структурных кар­тах по кровле и подошве продуктивного пласта и на профилях. На структурных картах границы залежей определяются поло­жением внешних и внутренних контуров нефте- и газоносности.

Типы залежей нефти и газа

Изучение закономерностей распространения различных типов залежей даст возможность правильно выбрать методику поисково-разведочных работ в новых районах, сходных по геологическому строению с изученными. Правильный выбор методики позволяет меньшими средствами и в более сжатые сроки осуществлять раз­ведку залежей и вводить их в разработку.

В различных классификациях залежей учитываются типы природных резервуаров и ловушек, распределение нефти, газа и воды в залежах и другие факторы.

Обычно выделяют три основные группы зележей:

1. пластовые, среди которых различают пластовые сводовые и пластовые экранированные;

2. массивные;

3. литологически ограниченные со всех сторон.

Схема пластовой сводовой залежи представлена на рис. 44.

Среди пластовых экранированных залежей различают тектонически-экранированные (рис. 45), стратиграфически экраниро­ванные (рис. 46) и литологически экранированные (рис. 47). Формирование тектонически, стратиграфически и литологически экранированных залежей может быть связано с ловушками, при­уроченными как к локальным поднятиям, так и к моноклина­лям.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи нефти и газа связаны с песчаными линзами, а также с различными песчаными образованиями неправильной формы в плохо прони­цаемых породах — баровыми (см. рис. 41), русловыми, дельто­выми (рис. 49).

Миграция, аккумуляция нефти и газа и разрушение их залежей

Миграцией нефти и газа называются различные перемещения этих флюидов в толще горных пород.

Доказательством миграции нефти и газа служат многочислен­ные нефтегазопроявления в разрезе отложений, в трещинах пород, выходы нефти на земную поверхность и т. п.

Различают первичную и вторичную миграции. Первичной миграцией называют перемещение флюидов из нефтепроизводящих толщ в породу-коллектор. Перемещение нефти и газа по коллек­тору и из одного пласта в другой по различного рода каналам называется вторичной миграцией. Аккумуляция нефти и газа в ловушках и образование залежей связано преимущественно с вторичной миграцией. Миграция флюидов по пластам-коллекторам обусловлена на­клоном последних и наличием перепада давления. По данным А. Л. Козлова, наклон 1—2 м на 1 км считается достаточным для перемещения нефти и газа.

Физическое разрушение происходит под воздействием тек­тонических процессов в недрах. Химическое разрушение нефтяной залежи связано с потерей нефтью легких компонентов и с после­дующим превращением ее в твердые битумы. Биохимическое раз­рушение обусловлено деятельностью бактерий, разлагающих угле­водороды, что, в конечном счете, приводит к уничтожению залежей нефти и газа.

Следы разрушения залежей нефти и газа можно обнаружить в недрах Земли и на ее поверхности. Об этом свидетельствуют асфальтовые озера (Апшеронский полуостров и другие районы), скопления серы, залежи битумов (Атабаска, США) и т. п. Кроме того, о разрушении газовых залежей судят по проявлению грязе­вого вулканизма.

Контрольные вопросы

38. Понятие о породах коллекторах.

39. Виды пористости.

40. Что такое проницаемость пород?

41. Абсолютная, первичная, межзерновая пористость.

42. Чем характеризуется нефтегазонасыщенность пород коллекторов.

43. Литологический состав пород-покрышек?

44. Экранирующие свойства покрышек.

45. Что представляет собой пластовый резервуар (по Броду)?

46. Брахиантиклинальные складки.

47. Основные типы природных резервуаров.

48. Основные группы залежей.

49. Понятие первичной и вторичной миграции.

50. Физическое разрушение залежей.

Занятие № 9