1.7.Родовища нафти і газу

Ділянку земної кори, з якою закономірно пов'язані один або більше нафтових чи газо­вих покладів, називають родовищем нафти і газу. Родовища бувають одно- і багатопокла-дові. Залежно від фазового стану покладів їх ділять на газові, газоконденсатні, нафтогазові, нафтогазоконденсатні, газонафтові, газоконденсатно-нафтові, нафтові. При цьому на пер­ше місце переважно ставлять компонент (фазу), запаси якого менші. За геологічними запа-

15

Рис.1.6. Схеми масивних покладів нафти і газу

сами родовища можна поділити на невеликі — до 10, середні - 10—50, великі -50-100, вели­чезні-100—500, гігантські-500—1000,унікальні-понад 1000 млн.тнафти (млрд.м³газу).

Родовища трапляються в різних геотектонічних елементах земної кори. Для родовищ платформ характерні пологе залягання порід, незначна кількість диз'юнктивних порушень, значне поширення карбонатних і рифогенних порід, наявність перерв в осадкоутворенні, літологофаціальна мінливість порід, переважно неглибоке залягання фундаменту, розвиток куполоподібних, брахіантиклінальних складок і т.д.

Для родовищ складчастих областей властиві великі кути падіння порід, значна кількість диз'юнктивних порушень, насуви, переважно теригенний склад порід, лінійно витягнуті антиклінальні складки, аномально високі пластові тиски і т.д.

Родовища нафти і газу можна класифікувати за різними параметрами. Головною є кла­сифікація за генезисом та морфологією структурних форм, з якими пов'язані родовища. За цією ознакою родовища ділять на родовища антиклінальних складок (рис.1.8), нормальних (наскрізних) непорушених і порушених (рис.1.8,а,б), захоронених (рис.1.8,в), безкорене-вих (малоамплітудних) (рис.1.8,г), ускладнених глинистим і соляним діапіризмом, грязе-вим вулканізмом, дайками вивержених порід (рис.1.8, відповідно д-ж)', насунених покривів (рис.1.8, з); родовища моноклиналів, пов'язані з зонами розломів (рис.1.9,а), виклинювань (рис. 1.9, б), стратиграфічних неузгоджень (рис. 1.9,б); родовища ерозійних і рифогенних виступів (рис.10 а,б); родовища синкліналів (рис.10,е).

Рис.1.7. Схеми покладів неправильної форми, обмежених з усіх сторін

16

Рис. 1.8. Схеми родовищ нафти і газу антиклінальних складок

Нафтові та газові родовища групуються в межах окремих структурних елементів, різних за розмірами та походженням. Такі угрупування, що пов'язані з єдиним тектонічним чи палеогеографічним елементом, який характеризується спільністю умов формування пас-гок і покладів, розподілу їх у геологічному розрізі, називають зонами нафтогазонагромад-хення. При їх виділенні враховують вік, генезис і морфологію структурних елементів, фа-ювий склад родовищ і т.п. Серед зон нафтогазонагромадження виділяють: структурні (в т.ч. j регіональними розривними порушеннями), рифогенні, літологічні, стратиграфічні і т.д.

17

Рис. 1.10. Схеми родовищ нафти і газу у виступах та синкліналях

1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу

Тиск є важливим параметром, який характеризує енергію нафтогазоносних та водонос­них пластів. Пластовим називається тиск, що існує в поровому просторі порід і під дією яко­го перебувають нафта, газ та вода. Він може виникати під впливом різних факторів. Деякі з них можуть діяти постійно, а інші лише в окремі моменти геологічної історії. Пори порід, з'єднуючись між собою, створюють простір, в якому тиск при відсутності руху флюїдів роз­поділяється згідно з законами гідростатики. Пластовий тиск у верхній частині осадових порід за своєю природою є гідростатичним, тобто його значення залежить від висоти h сто­впа рідини (глибини залягання пласта) та її густини/?:

де g - прискорення вільного падіння. Пластові тиски, які підпорядковані законам гідростатики, називають нормально гідростатичними.

У нафтових і газових покладах, особливо при значній їх висоті, виникає надлишковий тиск, навіть якщо на контакті з водою і у водоносній частині пласта тиск є нормальним гідростатичним (рис. 1.11). Надлишковий тиск зумовлений різницею густини нафти чи газу і води у пластових умовах.

Узагальнений розподіл тиску в нафтогазовому покладі показано на рис. 1.12. Як видно з графіка, наростання тиску Р з глибиною h відбувається по-різному. В газовій частині покла­ду градієнт зростання тиску незначний, в нафтовій - більший, у водоносній — найбільший і залежить від густини флюїдів у пласті.

18

Рис. 1.11. Графіки зміни геостатичного (1) Рис. 1.12. Графік розподілу тиску Р по

і пластового (2) тиску Р по глибині Л в по- глибині h у нафтогазовому покладі кладах нафти і газу великої висоти.

У природі досить часто зустрічається тиск, що значно відрізняється від гідростатичного. Відношення фактичного пластового тиску до умовного гідростатичного називають ко­ефіцієнтом аномальності тиску. Верхньою межею аномально високого пластового тиску (АВПТ) служить геостатичний тиск, який приблизно в 2,3 раза перевищує умовно гідростатичний. При аномально низькому пластовому тиску (АНПТ) коефіцієнт аномаль­ності менший від одиниці.

У природних резервуарах відкритого типу пластовий тиск завжди близький до гідростатичного. Тільки в ізольованих резервуарах може виникати аномальний пластовий тиск.

Причинами аномальних тисків можуть бути геостатичний і геодинамічний тиск, пере­токи між пластами, спливання нафти й газу, зміна температури, випадін-ня вторинних це­ментів, розчинення та вилуговування породи, хімічні та біохімічні перетворення нафти, газів і органіки, осмотичні явища, вертикальні переміщення порід та ін.

Пластовий тиск є сумарним ефектом від дії всіх можливих факторів і може змінюватися в часі. Повсюдно у родовищах нафти і газу спостерігається зростання пластового тиску з ро­стом глибин. Частота зустрічі аномально високих (надгідрос-татичних) тисків з глибиною зростає. На великих глибинах вони, очевидно, є зви-чайним явищем.

Температура в земних надрах з глибиною зростає, що зумовлено тепловим потоком, який іде від більш прогрітих глибинних зон до поверхні. Зміну темпера-тури з глибиною ви­ражають через геотермічний градієнт - приріст температури в градусах на одиницю глиби­ни. Обернена величина називається геотермічним сту-пенем.

Геотермічний градієнт змінюється в досить широких межах. Понижеш зна-чення його спостерігаються на ділянках платформ із спокійною тектонікою, де за-лежно від складу порід коливається в межах 1 — 3°С на 100м. Підвищений геотер-мічний градієнт (3—4°С на 100м) трапляється в деяких геосинклінальних облас-тях. Максимальні його значення пов'язані з молодими складчастими областями, де наявні тектонічна активність та вул­канічна діяльність.

На розподіл температур в земній корі, крім її глибинної будови, впливає та-кож тепло­провідність порід, яка коливається в межах 0,82—5,73 Вт/(м◦°С). Поро-ди, насичені водою, мають значно вищу теплопровідність, ніж породи, насичені газом або нафтою. При негори-зонтальному заляганні порід наявне заломлення теплового потоку, тому над ан­тиклінальними підняттями спостерігається підвище-не, а над синкліналями понижене зна­чення геотермічного градієнту. В межах родо-вищ він вищий, ніж за їх межами. Поклади нафти зустрічаються при температурах до 180, а газу — до 220°С,.

19