Виды залежей
Ловушками нефти и газа называют природные резервуары, в которых создаются условия для скопления этих флюидов. Залежью называют естественное скопление нефти, газа, газоконденсата в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Совокупность залежей нефти, газа, газоконденсата в пределах
одной площади называют месторождением. Месторождения, состоящие из одной залежи, называют однозалежными, а из нескольких – многозалежными.
Газ, нефть, вода в пределах ловушки распределяются под действием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ, как наиболее легкий флюид, размещается в верхней части ловушки или залежи над нефтью, внизу под нефтью скапливается вода. Скопление природного газа, находящегося при начальных пластовых условиях в газообразном фазовом состоянии над нефтяной частью залежи в наиболее приподнятых зонах структуры, называется газовой шапкой . Если газовая шапка большая, а скопление нефти – небольшое, его называют нефтяной оторочкой .
На территории работ ОАО «Сургутнефтегаз» ведется отбор горючего природного газа из газовой залежи пласта ПК1 на Верхненадымском месторождении и попутного газа из газовых шапок Яунлорского, Дунаевского, Федоровского, Лянторского, Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Талаканского нефтегазоконденсатных месторождений, Алинского и Ват-лорского газонефтяных месторождений. Также ведутся отборы попутного
растворенного газа по всем нефтяным месторождениям. Различают следующие типы залежей: – пластовые; – массивные; – литологически ограниченные.
Среди пластовых выделяют:
а) пластовые сводовые;
б) стратиграфически экранированные;
в) тектонически экранированные;
г) литологически экранированные.
Пластовая сводовая залежь – это залежь, приуроченная к резервуару пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве практически непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, которая подпирается водой.
Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами по поверхности стратиграфического несогласия.
Пластовой тектонически экранированной залежью называют залежь в пласте, ограниченном вверху по его наклону разрывом, приводящим пласт в соприкосновение со слабопроницаемыми породами.
Пластовая литологически экранированная залежь приурочена к ловушке, обусловленной выклиниванием пласта-коллектора или ухудшением его коллекторских свойств вверх по восстанию.
Массивные залежи – это скопления углеводородов в ловушке, образованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород, чаще карбонатных; в кровле такие залежи ограничиваются непроницаемыми породами, а в подошве – водой, заполняющей большую часть природного резервуара; при этом водонеф-тяной или газоводяной контакт сечет массив по всей площади залежи независимо от характера напластования пород.
Литологически ограниченные залежи – это скопления нефти (газа) в резервуаре неправильной формы, ограниченном со всех сторон слабопроницаемыми породами; вода, подстилающая такую залежь, не имеет гидростатического напора.
Залежью нефти и газа называется естественное скопление этих флюидов в ловушке, обусловленной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород .
Части пласта:
7 - водяная; 2 - водонефтяная; 3 - нефтяная; 4 - газонефтяная; 5 - газовая
Пластовые-экранированные залежи формируются только после того, как пластовый резервуар срезан экраном, препятствующим движению флюидов вверх по восстанию пласта. В зависимости от характера экрана выделяются залежи трех видов экранирования: тектонически экранированные, стратиграфически экранированные и литологически экранированные.
Тектонически-экранированные залежи образуются, когда в результате дизъюнктивных дислокаций миноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми породами (рис. 3.10). Экранами могут быть сбросы, взбросы, надвиги и сдвиги.
Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ловушкам, формирование которых связано с несогласным перекрытием одной серии пластов плохопроницаемыми породами более молодой серии. На рис. 3.11 показана залежь месторождения в пластовых резервуарах выше и ниже поверхности стратиграфического несогласия.
Литологически экранированные залежи приурочены к ловушкам, экраном которых служат литологические замещения и выклинивания пластов коллекторов. Формирование таких ловушек обусловлено литологическим ограничением коллекторского пласта природного резервуара в результате его выклинивания или фациального замещения одновозрастными плохопроницаемыми отложениями (рис. 3.12).
Рис. 3.10.
7 - непроницаемые породы; 2 - нефть; 3 - вода; 4 - разрывные нарушения
ГуГТП ?? Г~~1 4
Рис. 3.11. Стратиграфически экранированные залежи :
залежь; 2 - линия стратиграфического несогласия; 3 - песчаник; 4 - разрывные нарушения
Рис. 3.12.
1 - залежь
Массивные залежи связаны с массивными природными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Движение флюидов в них происходит преимущественно в вертикальном направлении. Отличительная черта массивных залежей - гидродинамическая связь всех частей залежи (рис. 3.13).
1 1 1 1 Т 1 1 1 1 |
||||
Рис. 3.13.
7 - соль; 2 - глина; 3 - известняк; 4 - залежь
Литологически ограниченные (со всех сторон ) залежи приурочены к ловушкам неправильной формы, ограниченным со всех сторон непроницаемыми породами. Наиболее распространенными среди них являются залежи в линзовидных песчаных телах различной протяженности. Встречаются линзы проницаемых пород другого состава, например доломитов в глинистых известняках. Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных горизонтов редко превышает первые десятки метров.
Залежи нефти и газа классифицируются по разным признакам. По составу флюидов залежи делятся на:
- 1) чисто нефтяные;
- 2) нефтяные с газовой шапкой;
- 3) нефтегазовые;
- 4) чисто газовые;
- 5) газовые с нефтяной оторочкой;
- 6) газоконденсатные;
- 7) газоконденсатно-нефтяные и др.
В зависимости от рентабельности разработки, которая зависит от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора и его глубины залегания, а также от других показателей, залежи подразделяются на промышленные и непромышленные.
Классификации залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек и по форме природных резервуаров
Разделение залежей (месторождений) по величине запасов
Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию
Элементы залежей нефти и газа
Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. В двухфазной залежи газ занимает верхнюю часть ловушки. ниже пустотное пространство заполняется нефтью, а ещё ниже – водой. Поверхности контактов газа и нефти, нефти и воды называются поверхностями соответственно газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела. Наклон поверхности ВНК (ГНК) может быть связан с проявлением гидродинамических или капиллярных сил, а также с процессами новейшей тектонической деформации ловушки.
Если количества нефти или газа недостаточно для заполнения всей толщины пласта-коллектора в сводовой ловушке, то внутренние контуры нефтеносности и газоносности будут отсутствовать и такие залежи называются неполнопластовыми водонефтяными или водогазовыми. Внутренние контуры отсутствуют и у массивных залежей, которые сформировались в массивных природных резервуарах. Длина, ширина и площадь залежи определяется по её проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высота залежи (высота нефтяной части плюс высота газовой части, называемой у газонефтяной залежи газовой шапкой), называется вертикальное расстояние от подошвы залежи до её наивысшей точки.
Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности) .
Фазовое состояние УВ, их состав и взаимоотношение жидких и газообразных фаз являются важнейшими параметрами залежей. Углеводородные системы находятся в залежах, как в однофазном, так и в двухфазном состоянии. Однофазные залежи содержат только нефть или газ, а двухфазные – газ и нефть. При этом согласно плотности газ занимает верхнюю часть ловушки, а нефть – нижнюю. Нефтяная часть залежи подпирается водой. Название двухфазных залежей определяется соотношением фаз. Принято преобладающую фазу ставить на второе место. Название: «залежь газонефтяная» говорит, что в ней больше нефти, а название «залежь нефтегазовая» , - что в ней больше газа. При совместном учёте нефти и газа используется понятие «условное топливо» , при котором 1000 м 3 газ приравнивается к 1 т нефти.
Скопление свободного газа в газонефтяной залежи называется газовой шапкой . Газовая шапка образуется только в случае, когда давление насыщения нефти газом в залежи станет равным пластовому давлению при данной температуре. В нефтегазовой залежи её нефтяная часть, располагающаяся между газом и водой, называется нефтяной оторочкой .
Существуют различные классификации залежей УВ по их фазовому состоянию. Отличаются они количеством групп залежей и их состоянием. Например, К. Бека и И. Высоцкий (1976) выделяют газоводяные залежи, содержащие газ, растворенный в воде и газогидратные залежи.
В классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утверждённой Министерством природных ресурсов в 2005 году месторождения (залежи) нефти и горючих газов в зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений разделяются на шесть типов:
1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
2) газонефяные (ГН), в которых нефтяная часть залежи является основной, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи;
3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %;
4) газовые (Г), содержащие только газ;
5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;
6) нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.
Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации
Основной характеристикой залежи являются запасы , под которыми понимается количество нефти и газа, выявленное по данным бурения и достаточное для промышленной разработки. Запасы подразделяются на геологические и извлекаемые.
Геологические запасы – это количество нефти и газа, находящееся в залежах и подсчитанное по результатам бурения и разработки залежей.
Извлекаемые запасы – это часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.Соотношение между извлекаемыми и геологическими запасами определяется коэффициентом извлечения, который зависит как от естественных, так и от технических причин. Для нефти он колеблется в пределах от 0,1 до 0,8, а для газа – 0,9.
В зависимости от степени геологической изученности и промышленного освоения запасы нефти и газа подразделяются на четыре категории: А, Б, С 1 и С 2 .
Запасы разделяются также по степени экономической эффективности на промышленно-значимые и непромышленные . Промышленно-значимые запасы далее делятся на нормально-рентабельные и условно-рентабельные .
Кроме запасов выделяются геологические ресурсы – это количество нефти и газа, которое предполагается и оценивается количественно в пределах нефтегазоносных или перспективно нефтегазоносных пластов, горизонтов или комплексов региональных тектонических элементов, а также - в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных невскрытых бурением ловушек. Данные по количественной оценке ресурсов нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ.
По экономической эффективности ресурсы в последней классификации разделяются на две группы: рентабельные и неопределённо-рентабельные . В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы – это часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки.
Выделение категорий ресурсов производится на основе геологических аналогий, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, изученности участка недр параметрическим и поисковым бурением.
Таблица. Классификация залежей (месторождений) нефти и газа по величине запасов
Научно обоснованные поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа невозможны без четких знаний об их свойствах, условиях залегания в земной коре и закономерностях их пространственного размещения.
Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по крайней мере, три условия.
1. Нужен коллектор . Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, известняки.
2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.
Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.
3. Н ужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.
Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка экономически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.
Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:
1) пластовые залежи;
2) массивные залежи;
3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.
И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.
Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.
Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.
Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.
Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко):
1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная,15 – водонефтяная
В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности параллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапирами.
Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически.
Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.
Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва.
Одно из крупнейших месторождений мира – Ист-Тексас в США – с извлекаемыми запасами 810 млн т нефти приурочено к структурному носу на западном крыле поднятия Сабин.
Как пишет А.Леворсен, пересечение двух поверхностей несогласия обусловило выклинивание проницаемых песчаников вудбайн (верхний мел). Последовавшее затем формирование крупного поднятия Сабин вызвало деформацию зоны выклинивания проницаемых пород и способствовало образованию ловушки с крупнейшей залежью нефти.
Песчаники вудбайн несогласно перекрыты непроницаемыми отложениями более молодого возраста.
Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д..
Массивные залежи . Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.
Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.
Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.
Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.
Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторождения и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) приурочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пластов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый газоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое составляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.
Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.
Биогермные выступы – это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Кинельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравномерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.
Литологически ограниченные со всех сторон
залежи
.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.
Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы нефти в них обычно невелики.
Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнурковая» залежь на Покровском месторождении нефти.
Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда незначительные колебания уровня воды приводят к осушению больших площадей.
По типу природного резервуара различают залежи (ловушки): пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон (И.О. Брод).
В залежах пластового типа УВ-флюиды контролируются кровлей и подошвой конкретного пласта-коллектора (чаще всего это песчаная пачка), который ограничен сверху и снизу породами-флюидоупорами, движение флюида осуществляется вдоль пласта (латерально).
Залежи пластового типа подразделяются на полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие). Первые имеют внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности, вторые – только внешний. В плане чаще всего имеют изометричную и удлиненную форму.
В залежах массивного типа УВ-флюиды удерживаются лишь породами покрышки, движение пластового флюида осуществляется во всех направлениях. Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо- и нефтеносности. Массивные залежи чаще приурочены к карбонатным коллекторам, в плане чаще всего имеют форму круга.
Литологически ограниченные со всех сторон залежи окружены непроницаемыми породами, движение пластового флюида не происходит, а внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности в плане имеют неправильные очертания. Залежи чаще приурочены к обломочным и нетрадиционным коллекторам, к линзовидным и неантиклинальным ловушкам.
В зависимости от продуктивности эксплуатационных скважин А.Э. Конторовичем разработана классификация по рабочим дебитам (таблица 4). Необходимо отметить, что например в США среднестатистический дебит нефтяной скважины составляет 2-5 т/сут. В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам и погоня только за крупным экономическим эффектом.
Таблица 4 – Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по А.Э. Конторовичу)
По сложности геологического строения выделяются залежи:
простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;
очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (нефти более 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (нефти от 0,50 до 0,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (нефти от 0,25 до 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (нефти менее 0,25).