Виды залежи. Залежи нефти и газа. Генетическая классификация залежей нефти и газа по форме ловушек

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.

Под залежью нефти и газа мы понимаем любое естественное их скопление, приуроченное к природной ловушке. Залежи подразделяются на промышленные и непромышленные. Под месторождением понимают одну залежь или группу залежей, полностью или частично совпадающих в плане и контролируемых структурой или ее частью. Большое практическое и теоретическое значение имеет создание единой классификации залежей и месторождений, в числе других параметров включающей также размеры запасов. - При классификации залежей нефти и газа учитываются такие параметры, как углеводородный состав, форма рельефа ловушки, тип ловушки, тип экрана, значения рабочих дебитов и тип коллектора. По углеводородному составу залежи подразделяются на 10 классов: нефтяные, газовые, газоконденсатные, эмульсионные, нефтяные с газовой шапкой, нефтяные с газоконденсатной шапкой, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные с нефтяной оторочкой, эмульсионные с казовой шапкой, эмульсионные с газоконденсатной шапкой. Описанные классы относятся к категории однородных по составу залежей, в пределах которых в любой точке нефтегазосодержащего пласта физико-химические свойства углеводородов примерно одинаковы. В залежах остальных шести классов углеводороды в пластовых условиях находятся одновременно в жидком и газообразном состояниях. Эти классы залежей имеют двойное наименование. При этом на первое место ставится название комплекса углеводородных соединений, геологические запасы которых составляют более 50 % от общих запасов углеводородов в залежи. Форма рельефа ловушки является вторым параметром, который необходимо учитывать при комплексной классификации залежей. Практически она совпадает с поверхностью подошвы экранирующих залежь пород. Форма ловушек может быть антиклинальной, моноклинальной, синклинальной и сложной. По типу ловушки залежи подразделяются на пять классов: биогенног выступа, массивные, пластовые, пластово-сводовые, массивно-пластовые. К пластовым залежам можно отнести только те, которые приурочены к моноклиналям, синклиналям и склонам локальных поднятий. Пластово-сводовыми называются залежи, приуроченные к положительным локальным подятиям, в пределах которых высота залежи больше мощности зона. К массивно-пластовым относятся залежи, приуроченные к локальным поднятиям, моноклиналям или синклиналям, в пределах которых высота залежи меньше мощности пласта. Классификация залежей по типу экрана приведена в табл. 2. В данной классификации кроме типа экрана предлагается учитывать положение этого экрана относительно залежи углеводородов. Для этого в ловушке выделяются четыре основные зоны и их сочетания, и там, где нормальное гравитационное положение водонефтяного или газоводяного контактов нарушается зонами выклинивания и другими факторами, специальным термином определяется положение экрана относительно этих зон. В данной классификации не учтены факторы, обусловливающие наклонное или выпукло-вогнутое положение поверхности водонефтяного или газоводяного контактов. Такие случаи объединены в графе «сложное положение экрана».

Таблица 2

Классификация залежей по типу экрана

По значениям рабочих дебитов выделяется четыре класса залежей: высокодебитная, среднедебитная, малодебитная, непромышленная. В данной классификации пределы значений дебитов нефтяных и газовых залежей разнятся на одни порядок. Это обусловлено тем, что газовые залежи обычно разведываются и эксплуатируются более редкой сеткой скважин.

По типу коллектора выделяется семь классов залежей: трещинный, кавернозный, поровый, трещинно-поровый, трещинно-кавернозный, кавернозно-поровый и трещинно-кавернозно-поровый. Для некоторых газовых и газоконденсатных шапок, нефтяных залежей, газовых и газоконденсатных залежей следует учитывать наличие в порах, кавернах и трещинах неизвлекаемой нефти, которая уменьшает объем пустот залежи и должна учитываться при подсчете запасов нефти и газа.

Данная классификация является неполной, но она учитывает наиболее важные параметры, необходимые для выбора методики разведки и оптимальной технологической схемы эксплуатации.

Из многочисленных классификаций залежей по условиям возникновения и сохранения ловушек наибольшими преимуществами обладает классификация И. О. Брода, завершенная им в 1948 г. и выдержавшая испытание временем. И. О. Брод выделяет три основные группы залежей в соответствии с типами природного резервуара:

I. Пластовые залежи нефти и газа с двумя подгруппами:

а) пластовые сводовые и б) пластовые экранированные;

II. Массивные залежи нефти и газа;

III. Литологичеки ограниченные залежи нефти и газа.

Пластовые залежи . Ловушки в водонасыщенных пластовых резервуарах образуются либо вследствие сводового изгиба таких резервуаров, либо при наличии экранирующей поверхности, которая срезает пласт по его восстанию. При этом залежь должна замыкаться подстилающей ее водой, создающей препятствие для дальнейшего движения нефти и газа по пласту.

Пластовые сводовые залежи контролируются сводовыми изгибами пластового резервуара, форма которых определяет форму залежи, они связаны с антиклинальными складками и куполовидными поднятиями самого разнообразного вида и генезиса.

В сводовых залежах вода, подстилающая скопления нефти и газа, замыкает это скопление со всех сторон.

Таблица 1

Классификация группы пластовых залежей (по И. О, Броду)

В сводовых залежах, рассеченных разрывами амплитудой меньше мощности продуктивного пласта, целостность залежи как объекта разработки сохраняется, и контур нефтеносности, обрамляющий залежь, сохраняет плавность очертания. При наличии разрывов с амплитудами, превышающими мощность продуктивного пласта, залежь оказывается разбитой на ряд разобщенных блоков. При этом контур нефтеносности (газоносности) испытывает ступенчатое смещение. В некоторых случаях, при наличии очень крупных разрывов, отдельные части залежи столь сильно разобщаются, что должны рассматриваться в качестве самостоятельных объектов разведки и разработки. Возникает даже вопрос о генетическом единстве этих залежей, связанных с различными элементами сводового изгиба пластов. Такие явления чаще всего бывают связаны с антиклинальными складками, которые разорваны надвигами. Эти складки распространены в окраинных зонах складчатых областей, в частности в Грозненском районе. Залежь в сводовой взброшенной части пластового резервуара должна быть отнесена к категории сводовых, срезанных разрывом, а залежь в поднадвиговой части следует отнести уже к категории пластовых, тектонически экранированных залежей.

Пластовые экранированные залежи характеризуются замыканием скоплений нефти и газа в пластовом резервуаре подпором воды к экранирующей поверхности, которая сложена слабопроницаемыми породами и пересекает пласт при его восстании. Экранирующие поверхности среза пластового резервуара образуются: а) при тектоническом разрыве сплошности пласта и сопутствующем его смещением на высоту, превышающую мощность пласта (тектонически экранированные); б) при размыве и последующем несогласном перерыве размытой головы пласта слабопроницаемыми породами (стратиграфическое экранирование); в) при вклинивании пласта при его восстании (литологическое экранирование). Выше было показано, что для образования ловушки экранирования необходимо, чтобы изогипсы пласта замыкались на поверхности экрана, что может произойти или при изгибе пласта (структурный нос, терраса), или при изгибе поверхности экрана.

Пластовые тектонически экранированные залежи распространены преимущественно в складчатых и солянокупольных районах. Они бывают связаны с различными элементами складок и соляных куполов, реже с моноклиналями.

Экранирование вследствие складкообразования

1. Деформация сжатия

а. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане

Структурные – антиклинали, моноклинали, брахиантиклинали, купола и другие

(1 – нефтенасыщенные породы; 2 – водонасыщенные коллектора; 3 – непроницаемые породы (покрышки))

б. Синклинальный тип нефтяной залежи

Аккумуляция нефти в синклинали возможна только при отсутствии подошвенной или краевой воды

Б. Деформация, вызванная интрузией пород

а. Соляной купол

Песчаник на крыле может быть пережат или искривлен соляным массивом

б. Интрузия магмы:

Шток, вулканический столб, или пробка, лакколит. Возможно вклинивание отложений вблизи интрузии в процессе осадконакопления. Если вулканическая деятельность происходила после отложения осадков, возможно экранирование вследствие процесса метаморфизма, изменившего характер пористости.

По типу ловушек — наиболее часто используемая классификация залежей нефти и газа, в которой за основу принимаются формы и условия образования ловушек, разнообразных генетически и по морфологии. Также широко известна классификация, в которой главным признаком служит тип природного резервуара (классификация типов залежей по И. О. Броду), где выделены три основные группы залежей: пластовые, массивные, залежи, литологически ограниченные со всех сторон. Считается, что именно тип природного резервуара определяет условия перемещения и дифференциацию флюидов. Первые две группы образуются в природных резервуарах, имеющих региональное распространение и насыщение водой на всем их протяжении. В отличие от них в третьей группе резервуар ограничен со всех сторон непроницаемыми породами, в которых не происходит циркуляции вод.

Залежи нефти и газа в пластовом резервуаре накапливаются при наличии ловушек внутри пласта. Ловушка в пластовом резервуаре образуется либо вследствие структурного изгиба, либо вследствие наличия экранирующей поверхности, срезающей пласт по его восстанию. Образование скоплений нефти и газа возможно, если залегающая под ними вода замыкает залежь. В зависимости от условий формирования ловушки, группа пластовых залежей подразделяется на две подгруппы: сводовые (пластово-сводовые) и залежи экранирования (пластово-экранированных). Тектонически экранированные (дизъюнктивно экранированные) залежи формируются в том случае, если в результате дизъюнктивных дислокаций моноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми породами. По генетической природе экраны могут быть сбросами, взбросами, надвигами и сдвигами. Тектонические нарушения часто разбивают пластово-сводовые залежи. Такие комбинированные залежи называют пластово-сводовые тектонически экранированные.

Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ловушкам, формирование которых происходит в пластах-коллекторах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых плохопроницаемыми породами более молодого возраста. Обычные стратиграфически экранированные залежи формируются после перекрытия пласта коллектора несогласно залегающей непроницаемой толщей. Однако к этому же типу стоит отнести залежи нефти и газа, экранированные или запечатанные асфальтом в период эрозии. Литологически экранированные залежи приурочены к ловушкам, экраном которых служат литологические замещения проницаемых пород плохопроницаемыми и выклинивания пластов коллекторов. Замещение такого рода приводит к постепенному ухудшению пористости и проницаемости по мере приближения к поверхности выклинивания. Группа массивных залежей связана с массивными природными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Отличительной чертой массивных залежей служит гидродинамическая связь всех частей залежи, несмотря на различие емкостно — фильтрационных свойств и присутствие разделов. Встречаются массивные резервуары литологически относительно однородные и неоднородные, последние распространены значительно шире.

Группа литологически ограниченных (со всех сторон) залежей приурочена к ловушкам неправильной формы, ограниченных со всех сторон непроницаемыми породами. Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных редко превышает первые десятки метров, поэтому пластовые давления не могут иметь высоких значений. Такие залежи связаны с резервуарами, имеющими лишь местное распространение. В этой группе выделяются три подгруппы: залежи, ограниченные плохопроницаемыми породами (наиболее многочисленны), ограниченные водоносными породами и ограниченные частично плохопроницаемыми и частично водоносными породами. Классификация залежей нефти и газа, по А.А. Бакирову, предложена в лекциях данного цикла.