Залегание нефти, газа и воды

Наличие коллектора в осадочной толще не является достаточным условием формирования и существования нефтяной или газовой залежи. Промышленные запасы нефти и газа приурочены к тем коллекторам, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм: антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости. Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками непроницаемых пород, состоящих из глин (глинистые сланцы, породы с высоким содержанием глинистого цемента), солей, особенно сульфатных, эвапоритов (гипс, ангидрит и другие).

Покрышка – литологическое тело (пласт, пачка, свита и др.) расположенное над коллектором нефти или газа и препятствующее фильтрации углеводородов из коллектора в верхние горизонты.

Многообразие условий залегания нефти, газа, газоконденсата и геологического строения залежей безгранично. Различают следующие типы ловушек.

1. Структурные – антиклинали, моноклинали, брахиантиклинали, купола

Литологические, образовавшиеся вследствие фациальных изменений пород, окружающих коллектор нефти – литологически ограниченные за счёт стратиграфического несогласия, когда одни породы замещаются другими (рис. 1.2-1.3), литологически экранированные за счёт тектонических процессов, приводящих к тектоническим, дезъюнктивным нарушениям (рис. 1.4);

Рис. 1.2. Литологически ограниченная залежь нефти, связанная с антиклинальной структурой:

- линия замещения коллекторов

Рис. 1.3. Литологически ограниченная заливообразная нефтяная залежь в плане (а) и разрезе (б): + – породы фундамента; # – кора выветривания

Рис. 1.4. Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная к зоне угловых дезъюнктивных несогласий

2. Залежи в рифогенных образованиях (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Массивная залежь нефти, приуроченная к рифогенным отложениям карбонатов (а) или к антиклинали (б)

В Западной Сибири большая часть нефтяных месторождений приурочена к антиклинальным структурам. Литологически ограниченные залежи встречаются редко. В основном это Талинское месторождение (Красноленинский свод), пласт Ю₁¹ Калатушного месторождения, выклинивающийся на западном склоне средневасюганского мегавала. Литологически экранированные залежи выявлены в Баженовской свите на Салымском месторождении и встречаются в пластах Б₁₆ нижнемелового возраста.

Залежи литологического типа в основном распространены в Приуралье, в которых песчаные пласты девонского возраста выклинивают на склонах структур – Ромашкинское, Оренбургское, Ишимбаевское и др. месторождения.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.

До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта – давление, температура, распределение нефти, газа и воды в залежи – находятся в термодинамическом состоянии, установившемся с момента формирования залежи.

Давление, при котором находятся нефть, вода и газ в месторождении, принято назвать пластовым давлением.

Давление в недрах обусловливается давлением породы и насыщающей её жидкости. Чем больше мощность породы, тем больше давление. Давление, создаваемое жидкостью или газом в пласте, благодаря их подвижности, называется гидростатическим пластовым давлением.

Как правило, оно связано с глубиной залегания пласта: Р_пл. = f (Н_пл.). По данным Г.Ф. Требина более 50 % залежей залегают на глубине от 1250 до 2250 м, пластовое давление для глубин до 2500 м подчиняется эмпирической зависимости:

Р_пл. ≈ Н·с_ж/10 → Р_пл. ≈ 0, 105 · Н [атм] → Р_пл. ≈ Н/100 [МПа] (1.1)

где Р_пл. – среднее пластовое давление в залежи (1 Па = 0, 102 атм);

Н – средняя глубина залежи (мощность пласта), м;

с_ж – плотность жидкости (плотность воды ≈ 1 г/см³).

То есть, н ачальное пластовое давление (до начала разработки залежи) или статическое, зависит от глубины залегания пласта, и на каждые 100 м погружения оно обычно возрастает на 1 МПа. Величина начального пластового давления используется для оценки особенностей гидродинамической системы, к которой приурочена данная залежь нефти.

Пласты, для которых соблюдаются равенства (1.1) называются пластами с нормальным гидростатическим давлением (нормальным пластовым давлением). Считается, что такие залежи гидродинамически связаны с поверхностью земли.

На ряде месторождений Западной Сибири (Уренгойское), Западной Украины, Чечено-Ингушетии, Туркмении на больших глубинах наблюдаются зоны с аномально высокими пластовыми давлениями, которые в 1, 5-2 раза выше оценочного гидростатического давления. Такие пласты, как правило, не связаны или очень слабо связаны с дневной поверхностью земли. Чаще всего они приурочены к складчатым районам. Однако пластовое давление может быть и ниже гидростатического. Залежи, имеющие давления отличные от гидростатического приурочены к аномальным.

Давление, создаваемое горными породами, называется геостатическим давлением. Величина геостатического давления (Р_г.) оценивается по формуле:

Р_г ≈ 0, 1·с_г.п.+ж·Н, (1.2)

где с_г.п.+ж – средняя пористость горной породы и насыщающей её жидкости.

Геостатическое давление оказывает влияние на всю массу породы, стремиться её уплотнить. С увеличением глубины уплотняющее давление (Р_упл.) растёт. Уплотняющее давление растёт и при уменьшении пластового давления в процессе разработки залежи:

Р_упл.= Р_г. – Р_пл. (1.3)

Температурный режим нефтяных месторождений важный фактор, влияющий на состояние и свойства пластовых флюидов (например, вязкость), растворимость газа в нефти и разработку месторождений.

Повышение температуры происходит закономерно с глубиной. Температурный режим недр оценивается геотермическим градиентом. Известно, что при погружении в глубину горных пород температура возрастает примерно на 1^о на каждые 30 м. Величина градиента зависит от состава пород, фильтрации термальных вод, абсолютной глубины, химико-минералогических явлений и других факторов. Для нефтяных месторождений величина геотермического градиента колеблется на 10-60 м. Западно-Сибирский регион по величине геотермического градиента (около 25-35 м) тяготеет к " горячим" районам. Значения пластовых температур для нефтеносных толщ изменяются в диапазоне от 30^о до 67^о С.

В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Основные коллекторские свойства горных пород вмещать (ёмкость коллектора, обусловленная пористостью горной породы) и пропускать (фильтрация флюидов, обусловленная проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

- гранулометрическим (механическим) составом пород;

- пористостью;

- проницаемостью;

- насыщенностью пород водой, нефтью и газом;

- удельной поверхностью;

- капиллярными силами;

- механическими свойствами;

- тепловыми свойствами.

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.