Залежи нефти и газа и их параметры.

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Типы ловушек и залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

1 – структурного (антиклинального) типа; 2 – литологического типа; 3- стратиграфического типа; 4 – тектонического типа; 5 – комбинированного типа а) структурно-литологический; б)структурно-стратиграфический; в)структурно-тектонический.

Условные обозначения: 1 – глины; 2 – пески водоносные; 3 – часть ловушки, где может образоваться скопление нефти и газа; 4 – изолинии глубины залегания кровли пласта в километрах; 5 –линии тектонических нарушений; 6 – линии стратиграфических перерывов, размывов, несогласного залегания.

Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h Г – высота газовой части; h Н – высота нефтяной части.

Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м 3 /сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи

1. называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

2. Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С 1), низкие (С 2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

3. Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

4. Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

5. Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.

6. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.

7. Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

8. Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

24. Классификации нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов

Классификации НГП и НГБ возможны по большому количеству признаков, которые присущи им. Однако самые информативные классификации, которые подчёркивают основные свойства НГП (НГБ) строятся в настоящее время только на тектонической, или геодинамической, основе. НГП (НГБ) представляют собой крупные самостоятельные структурные элементы земной коры, характеризующиеся определённой направленностью и интенсивностью тектонического развития и определённым тектоническим строением осадочного чехла и фундамента. Поэтому тектонический принцип наиболее полно отражает строение НГП (НГБ) и соответственно - условия генерации и аккумуляции нефти и газа.

Среди НГП, в зависимости от тектонического режима выделяются: НГП платформенных территорий (А.А. Бакиров, 1987; Н.Ю. Успенская, 1976); складчатых областей (А.А. Бакиров; 1987); подвижных поясов (Н.Ю. Успенская; 1976) и переходных территорий (А.А. Бакиров; 1987).

НГП платформенного типа разделяются по возрасту фундамента на провинции древних и молодых платформ. Древние платформы имеют докембрийский фундамент, молодые - каледонский, герцинский, мезозойский и гетерогенный фундамент. В последнем случае разные части фундамента имеют в латеральном направлении различный возраст.

Среди платформенных провинций выделяются окраинноплатфоменные и внутриплатформенные провинции, включая провинции внутриплатформенных подвижных зон (Н.Ю. Успенская; 1976). Окраинноплатфоменные НГП связанны с областями погружения, максимального осадконакопления и тектонической активизации. Например, на древней Восточно-Европейской платформе к таким провинциям относятся: Тимано-Печёрская НГП, Волго-Уральская НГП, Прикаспийская НГП.

Внутриплатформенные провинции связаны с вытянутыми грабенообразными впадинами (Днепровско-Припятская НГП Восточно-Европейской платформы), и изометричными синеклизами и антеклизами (Лено-Тунгусская НГП Сибирской платформы).

НГП подвижных поясов, представляющих собой совокупность геосинклинальных и складчатых областей, разделяются по возрасту формирования впадин внутренних и окраинных морей (геосинклинальных областей) и возрасту завершающей складчатости разделяющих их сооружений (складчатых областей). Среди них выделяются НГП каледонского, герцинского, мезозойского и альпийского возраста.

НГП переходного типа по А.А. Бакирову (1978) связаны с системами предгорных или краевых прогибов и краевыми шовными зонами – крупными разломами, отделяющими складчатую область от щита или плиты. Однако при таком подходе парагенетически связанные нефтегазоносные территории оказываются в разных НГП. Например, в пределах Тимано-Печёрской и Волго-Уральской НГП, связанных с краевыми тектоническими элементами древней Восточно-Европейской платформы и смежно расположенным Предуральским краевым прогибом выделяется узкой полосой протяжённостью более 1500 км Предуральская НГП переходного типа, приуроченная к одноимённому прогибу. Поэтому выделение НГП переходного типа является весьма проблематичным.

Среди множества классификаций НГБ (более 30 схем) можно выделить две: эволюционно-тектоническую классификацию О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлина, Б.А. Соколова и В.Е. Хаина (2004) и геодинамическую классификацию В.И. Высоцкого, Е.Н. Исаева, К.А. Клещева и др. (Карта нефтегазоносности мира; 1994). Обе эти классификации базируются на теоретической концепции геодинамики и тектоники литосферных плит.

В эволюционно-тектонической классификации выделяется платформенные НГБ и НГБ подвижных поясов. В пределах платформенных НГБ выделяются внутриплатформенные, окраинно-платформенные и окраинно-платформенно-океанические НГБ, каждый из которых делится на два класса.

Таблица. Эволюционно-тектоническая классификация НГБ (по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлину, Б.А. Соколову и В.Е. Хаину (2004)

В пределах НГБ подвижных поясов выделяются островодужные и орогенные НГБ, которые далее делятся на ряд классов.

Геодинамическая классификация В.И. Высоцкого и др. (1994) имеет более сложную структуру. По составу подстилающей земной коры и расположению в пределах литосферных плит в ней выделяется три категории ОПБ: континентальные, океанические и переходные . Внутри этих категорий, по приуроченности к основным тектоническим элементам плит, выделяются группы бассейнов. Так, континентальная категория подразделяется на две группы бассейнов – платформенную и орогенных (подвижных) поясов , океаническая категория представлена одной группой бассейнов – талассократонных и переходная категория подразделяется на четыре группы бассейнов: реликтовых окраин; континентальных окраин; океанических окраин и междуплитную . Некоторые из групп бассейнов делятся на подгруппы.

Группы бассейнов разделяются на типы по особенности истории геологического развития и по характеру геологического строения . В первом случае, то есть по особенности истории геологического развития, выделяются такие типы, как кратонные, кратогенные, постплатформенные, коллизионные, палеодивергентные, субдукционные, смешанные палеодивергентные-конвергентные, дивергентные, конвергентные . Во втором случае, то есть по характеру геологического строения, выделяются следующие типы:синклинорные, рифтовые, глыбово-блоковые, платформенно-складчатые, внутрискладчатые, покровно-складчатые, внутренних глубоководных морей, андийского типа, задуговые европейского типа, задуговые, преддуговые и междуговые тихоокеанского типа и окраинных морей. Некоторые типы делятся далее на подтипы.

Начиная с середины ХХ века большое внимание, как в России, так и за рубежом стало уделяться изучению закономерностей размещения скоплений нефти и газа. К настоящему выявлены как наиболее общие закономерности, так и более частные.

Связь месторождений нефти и газа с ОПБ. Следует подчеркнуть, что эта закономерность признается и сторонниками неорганического происхождения нефти и газа.

Известно два закона нефтегазонакопления. Согласно одному из них – нефтегазообразование и нефтегазонакопление связано с осадочными бассейнами (закон И.О. Брода), согласно другому – месторождения формируются в ОПБ до фундамента включительно (закон Н.А. Кудрявцева).

Большая часть месторождений находится в осадочных породах. Связано это с их расслоенностью, характеризующейся чередованием пород-коллекторов, флюидоупоров, нефте- и газопроизводящих пород. Поэтому в разрезе НГП (НГБ) всегда содержится несколько регионально нефтегазоносных комплексов, при этом нижним НГК является фундамент. Доля запасов нефти и газа, выявленная в корах выветривания, магматических и метаморфических породах верхней части фундамента НГБ, в последнее время растёт. По разным оценкам, в фундаменте НГБ сосредоточено от 16 до 23 % мировых запасов нефти и газа.

Залежи нефти и газа в разрезе земной коры и нефтегазоносных комплексов обычно группируются в месторождения, а месторождения по латерали группируются в зоны нефтегазонакопления. Отдельных промышленных месторождений вне зон нефтегазонакопления в НГБ не существует

25. Характеристика Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (Нефтегазоносные бассейны мира).

Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхнос

Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части ти по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия, Куйбышевская область. Добыча нефти ведется на месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Основные нефтяные компании работающие на территории Волго-Уральской провинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ЮКОС, ТНК.

26. Характеристика крупнейших угольных бассейнов России.

Россия располагает разнообразными типами углей - бурыми, каменными, антрацитами - и по запасам занимает одно из ведущих мест в мире. Общие геологические запасы угля составлют 6421 млрд. т, из них кондиционные - 5334 млрд. т. Свыше 2/3 общих запасов приходится на каменные угли. Технологическое топливо - коксующиеся угли - составляют 1/10 от общего количества каменных углей.

Угольный бассейн - крупная площадь сплошного или прерывистого развития угленосных отложений с пластами ископаемого угля. Границы угленосного бассейна определяются с помощью геологической разведки. В России угольная отрасль хорошо развита и считается одной из самых крупных в мире. Почти все угледобывающие шахты принадлежат частным компаниям. Благодаря этому соблюдается своевременная модернизация оборудования и улучшение рабочих условий, чтобы увеличивалась конкурентоспособность предприятия. В общей сложности, в России находится больше одной трети мировых залежей угля

ПЕЧОРСКИЙ УГОЛЬНЫЙ БАССЕЙН - расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя и протягивается от средного течения р. Печоры до Баренцева моря на Севере,до гряды Чернышева на 3ападе, в пределах республики Коми и Архангельской обл. Общая пл. составляет ок. 100 тыс. км. Гл. реки - Печора, Уса, Коротаиха.

Угленосная толща пермского возраста содержит до 45 рабочих пластов угля, суммарной мощностью до 60 м Зольность углей от 16 до 27%, иногда - выше.

Первые сведения об углях П. у. б. относятся к 1881 - 82. Добыча угля началась в 1934, но получила развитие после окончания строительства Печорской ж. д. (1941), продолженной затем до г. Салехарда. Осн. пром. р-ны - Интинский, Воркутинский, Хальмерюсский и Юньягинский. Угли в основном используются для коксования на Череповецком метал лургич. з-де, в промышленности Санкт-Петербурга и на ж.-д. транспорте.

КУЗНЕЦКИЙ УГОЛЬНЫЙ БАССЕЙН Кузбасс,
один из самых крупных угольных бассейнов СССР и мира, второй после Донецкого угольного бассейна угольная база СССР и РФ. Большая часть бассейна находится в пределах Кемеровской обл., незначительная часть - в Новосибирской обл. и Алтайском крае.

Располагается на терр. Кузнецкой котловины. Общая площадь котловины составляет ок. 70 тыс. км 2 , из них 26,7 тыс. км 2 заняты угленосными отложениями.

Впервые выходы угольных пластов были открыты в 1721. Особенно широко развернулись разведка и геологич. исследования в бассейне в 1930, после 16-го съезда ВКП(б) в связи с решением создать новую мощную угольно-металлур-гич. базу (Урало-Кузнецкий комбинат).

Угленосная толща содержит ок. 260 угольных пластов различной мощности, неравномерно распределённых по разрезу: в кольчугин-ской и балахонской - 237, в тарбаганской - 19 и барзасской - 3 (суммарная макс. мощность 370 м). Преобладающая мощность пластов угля от 1,3 до 3,5 м. Имеются пласты в 9-15 и даже в 20 м, а в местах раздувов до 30 м. По петрографич. составу угли в балахонской и кольчугинской сериях в основном гумусовые, каменные и переходные от бурых к каменным. По качеству угли разнообразны (см. карту) и относятся к числу лучших. В глубоких горизонтах они содержат: золы 4-16%, влаги 5-15%, фосфора до 0,12%, летучих веществ 4 - 42%, серы 0,4-0,6%; обладают теплотой сгорания 7000 - 8600 ккал/кг (29,1 - 36,01 Мдж/кг); угли, залегающие
вблизи поверхности, характеризуются более высоким содержанием влаги и золы и пониженным - серы.. Угли используются в коксовой и хим. пром-сти и как энергетическое топливо. Общие геологич. запасы до глубины 1800 м составляют 725 млрд. т.

Угольный бассейн - крупная площадь сплошного или прерывистого развития угленосных отложений с пластами ископаемого угля. Границы угленосного бассейна определяются с помощью геологической разведки. В России угольная отрасль хорошо развита и считается одной из самых крупных в мире. Почти все угледобывающие шахты принадлежат частным компаниям. Благодаря этому соблюдается своевременная модернизация оборудования и улучшение рабочих условий, чтобы увеличивалась конкурентоспособность предприятия. В общей сложности, в России находится больше одной трети мировых залежей угля.
Topneftegaz.ru составил топ-10 основных угольных бассейнов России:
1. Печорский угольный бассейн - угольный бассейн расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя, в республике Коми и Ненецком национальном округе Архангельской области. Общая площадь бассейна составляет около 90 тыс. км². Общие геологические запасы исчисляются в 344,5 млрд тонн. Шахты расположены в основном в Воркуте и Инте. Добывается около 12,6 млн тонн твердого топлива, потребителями являются предприятия европейского севера России.
2. Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс) является одним из самых крупных угольных месторождений мира, расположен на юге Западной Сибири, в основном на территории Кемеровской области, в неглубокой котловине между горными массивами Кузнецкого Алатау, Горной Шории и невысоким Салаирским кряжем. В настоящее время наименование "Кузбасс" является вторым названием Кемеровской области. Около 56% каменного угля в России и до 80% коксующегося угля добывается именно в этом бассейне.
3. Иркутский угольный бассейн - угольный бассейн, расположенный в южной части Иркутской области России. Протягивается на 500 км вдоль северо-восточного склона Восточного Саяна от города Нижнеудинск до озера Байкал. Средняя ширина 80 км, площадь 42,7 тыс. км². В районе Иркутска угольный бассейн разделяется на две ветви: северо-восточную Прибайкальскую и юго-восточную Присаянскую, представляющую собой наиболее населённую и освоенную в экономическом отношении территорию Иркутской области. Имеет примерно 7,5 млрд. тонн угля.
4. Донецкий каменноугольный бассейн (Донбасс) образовался на заливах и лиманах давно несуществующего моря. Это море занимало всю восточную половину Европейской России и западную Азиатской, разделяясь между ними сплошным массивом Уральского хребта и врезаясь на запад узким, сильно вытянутым Донецким заливом в материк.
5. Тунгусский угольный бассейн - наиболее крупный из угольных бассейнов России, занимает часть территории Красноярского края, Якутии и Иркутской области. Географически бассейн занимает большую часть Восточной Сибири (Тунгусская синеклиза), простирается на 1 800 км с севера на юг от реки Хатанга до Транссибирской железной дороги и на 1 150 км с запада на восток в междуречье рр. Енисей и Лена. Общая площадь составляет свыше 1 млн. км². Общие геологические запасы оцениваются в 2 345 миллиарда тонн.
6. Ленский угольный бассейн - расположен в Автономной Республики Якутия и частично в Красноярском крае. Основная часть его занимает Центральноякутская низменность в бассейне р. Лены и её притоков (Алдана и Вилюя); на севере Ленского угольного бассейна протягивается вдоль побережья моря Лаптевых от устья р. Лены до Хатангского залива. Площадь около 750 000 км2. Общие геологические запасы до глубины 600 м - 1647 млрд т (1968). По геологическому строению территория Ленского угольного бассейна подразделяется на две части: западную, которая занимает Вилюйскую синеклизу Сибирской платформы, и восточную, входящую в краевую зону Верхояно-Чукотской складчатой области. Разведанные запасы угля оцениваются в 1647 миллиарда тонн.
7. Минусинский угольный бассейн расположен в Минусинской котловине (республика Хакасия), связан железнодорожными магистралями с Новокузнецком, Ачинском и Тайшетом. Балансовые запасы углей 2,7 млрд т.
8. Кизеловский угольный бассейн (КУБ, Кизелбасс) расположен на западном склоне Среднего Урала, в пределах Пермского края. Он занимает центральную часть нижнекарбоновой угленосной полосы, простирающейся на 800 км в меридиональном направлении от ст. Кузино Свердловской обл. на юге до поселка Еджыд-Кырта республики Коми на севере.
9. Улуг-Хемский бассейн - угольный бассейн, расположенный на территории республики Тыва. Название получил от протекающего в Тувинской котловине Верхнего Енисея - Улуг-Хема. Площадь 2300 км². Угли известны с 1883 года, кустарная разработка с 1914, промышленная разработка с 1925. Общие ресурсы 14,2 млрд т.
10. Канско-Ачинский бассейн - угольный бассейн, расположенный на территории Красноярского края и частично в Кемеровской и Иркутской областях. Добывается бурый уголь. Общие запасы угля составляют 638 млрд т (1979 г.).

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА) - естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых п. Обычно под З. н. понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: 1) нефтяные (с растворенным в нефти газом);

2) газонефтяные - нефтянаязалежь с газовой шапкой; 3) газовые; 4) газоконденсатные (двухфазовые и однофазовые). Предложено большое количество схем классификации залежей, построенных на разных исходных принципах (Хельквист, 1946; Брод, 1951; Хаин, 1954; Абрамович, 1954; Мирчинк, 1955; Еременко,1961 и др.). Общепринятой классификации З. н. пока не выработано.

Геологический словарь: в 2-х томах. - М.: Недра . Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др. . 1978 .

Смотреть что такое "ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)" в других словарях:

По существу все залежи нефти и газа вторичные, сформировавшиеся в результате миграции из мест первоначального образования нефти и газа даже и в том случае, когда залежь расположена в разрезе материнской свиты п. Так считают большинство геологов… … Геологическая энциклопедия

Залежь нефти (газа) в ловушке, образованная неоднородными или разл. по составу, но проницаемыми для нефти (газа) п., перекрытыми сверху непроницаемыми отл. В З. н. м. поверхности, разделяющие газ, нефть и воду, горизонтальны и секут ловушку… … Геологическая энциклопедия

Различается среди экранированных залежей в тех случаях, когда накопление нефти и газа обусловлено дизъюнктивным тект. нарушением, создавшим экран задержки продвижению нефти или газа по восстанию пластов. Наименование “козырьковая” отображает… … Геологическая энциклопедия

Приуроченная к линзовидной формы песчаным отл. древних речных долин. В нашей стране впервые нефтяные залежи этого типа установлены в 1910 г. И. М. Губкиным в нижней части майкопской свиты. Позже (через 12 15 лет) подобные залежи были открыты в… … Геологическая энциклопедия

Залежь, в которой в данных пластовых условиях при данной температуре, давлении, составе нефти и газа, в нефти может раствориться какое то количество газа дополнительно к уже находящемуся в растворе. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра.… … Геологическая энциклопедия

залежь нефти - залежь газа — Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы залежь газа EN fluid accumulation … Справочник технического переводчика

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.

Нефть представляет собой сложную многокомпонентную природную смесь, состоящую из парафиновых, нафтеновых, ароматических углеводородов, гетероатомных соединений, смол, асфальтенов и других компонентов. Кроме этого, в пластовой нефти содержатся различные газы, пластовая вода, неорганические соли, механические примеси.

1. Нефтяные залежи и месторождения

1.1. Формы залегания нефтяных залежей

Нефть насыщает поры, трещины и пустоты в горных породах в недрах Земли. Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью.

Нефтяные залежи, как правило, содержат газообразные соединения, которые могут находиться как в свободном состоянии, так и в растворённом состоянии в нефти. Поэтому нефтяная залежь по существу является нефтегазовой. Газообразные соединения составляют основу попутного нефтяного газа.

В недрах имеются также чисто газовые и газоконденсатные залежи. В газоконденсатных залежах помимо газа в порах пласта содержится некоторый объём жидких соединений - конденсата.

Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

Промышленные залежи нефти и газа обычно встречаются в осадочных породах , имеющие большое количество крупных пор. Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков.

Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Они сложены, в основном, из почти параллельных слоёв (пластов ), отличающихся друг от друга составом, структурой, твёрдостью и окраской. На месторождении могут быть от одного до нескольких десятков нефтяных или газовых пластов.

Если на одной площади всего одна залежь – то месторождение и залежь равнозначны и такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения многопластовые.

Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой , сверху – кровлей. Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок вследствие горных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью , вниз – синклиналью . Соседние антиклиналь и синклиналь образуют полную складку. Размеры антиклинали в среднем составляют: длина 5…10 км, ширина 2…3 км, высота 50…70 м. Примерами гигантских антиклиналей являются Уренгойское газовое месторождение (длина 120 км, ширина 30 км, высота 200 м) и нефтяное месторождение Гавар в Саудовской Аравии (длина 225 км, ширина 25 км, высота 370 м). В России почти 90% разведанных залежей нефти и газа находятся в антиклиналях.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы ) и непроницаемые (покрышки ). Коллекторы – породы, которые могут вмещать, пропускать и отдавать жидкости и газы.

Рис. 1.1. Схема полной складки пласта

Различают следующие типы коллекторов: поровые (пески, песчаники), кавернозные (имеющие полости – каверны, образовавшиеся за счёт растворения солей водой), трещиноватые (имеющие микро- и макротрещины в непроницаемых породах, например, известняки) и смешанные . Покрышки – практически непроницаемые породы (обычно глины).

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие коллекторов, покрышек, а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке ). Скопление нефти и газа происходит вследствие их миграции в коллекторах из области высоких в область низких давлений вдоль покрышек. Различают следующие основные типы ловушек: антиклинальная, тектонически экранированная, стратиграфически экранированная и литологически экранированная. Тектонически экранированная ловушка образуется вследствие тектонических движений и вертикальных смещений земной коры. Стратиграфически экранированная ловушка образуется вследствие перекрывания коллекторов более молодыми непроницаемыми отложениями. Литологически экранированная ловушка образуется при окружении линз проницаемых пород непроницаемыми породами. Попав в ловушку, нефть, газ и вода расслаиваются.

Нефтяные залежи чаще всего встречаются в антиклинальных ловушках, схема которой представлена на рис. 1.2. Геометрические размеры залежи определяются по её проекции на горизонтальную плоскость.

Рис. 1.2. Схема нефтяной залежи антиклинального типа:

1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности;

3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности

Поверхность раздела газа и нефти – газонефтяной контакт . Поверхность раздела нефти и воды – водонефтяной контакт . Линия пересечения поверхности газонефтяного контакта с подошвой пласта – это внутренний контур газоносности , с кровлей – внешний контур газоносности . Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта – внутренний контур нефтеносности , с кровлей – внешний контур нефтеносности .

Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта – это толщина пласта. Расстояние по большой оси ее между крайними точками внешнего контура нефтеносности – длина залежи. Расстояние по малой оси между крайними точками внешнего контура нефтеносности – ширина залежи. Расстояние по вертикали от подошвы залежи до её наивысшей точки – мощность залежи.

Обычным спутником нефти в нефтяных залежах являются пластовые воды , которые обычно находятся в пониженных частях пласта.

Пластовые воды, находящиеся в нижней части продуктивных пластов, называются подошвенными , объём которых обычно в десятки и сотни раз больше нефтяной части. Пластовые воды, простирающиеся на большие площади за пределами залежи, называются краевыми .

В нефтегазовой части пластов вода удерживается в виде тонких слоев на стенках пор и трещин за счет адсорбционных сил. Эта вода при эксплуатации залежи остается неподвижной и называется остаточной или связанной . Ее содержание составляет примерно от 10 до 30% от суммарного объема пор в нефтяных месторождениях и до 70% в газовых месторождениях.

Если в пласте есть свободный газ, то он будет в верхней части пласта в виде газовой шапки .

Раздел между газом, нефтью и водой в нефтяных залежах или между газом и водой в чисто газовых залежах представляет собой сложную переходную область. Из-за подъема воды за счет капиллярных сил в порах пород четкого раздела воды и нефти не существует и содержание воды по вертикали изменяется от 100% до 30% и более в повышенных частях залежи. Высота этой зоны составляет от 3 до 5 метров и более.

Генетическая классификация залежей нефти и газа по форме ловушек

Разработке классификации различных типов залежей нефти и газа посвящены многочисленные работы. Наиболее известны классификации И.О. Брода, Н.А. Еременко, Н.Ю. Успенской, А.А. Бакирова.

В общем случае все залежи можно разделить на пластовые и массивные. В пластовых залежах отмечается приуроченность залежи к отдельным пластам.

Образование массивной залежи связано с терригенным или карбонатным массивным резервуаром, когда при большом этаже нефтегазоносности залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело массива. Массивные залежи формируются в рифах, антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа. С массивными залежами связаны наиболее значительные скопления нефти и газа, открытые в нашей стране.

Согласно классификации А. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа:

· структурные

· рифогенные

· стратиграфические

· литологические.

К классу структурных залежей относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса – сводовые, тектонически экранированные и приконтактные.

Сводовые залежи (пластовые сводовые, по Г.А. Габриэлянцу) формируются в сводовых частях локальных структур (рис. 7.7)

Рис. 7.7. Сводовые залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову):

а - ненарушенные; б - нарушенные; в структурах, осложненных:

в - криптодиапиром или вулканогенными образованиями, г - соляными куполами.

1,2 - нефть соответственно на профиле и в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле

продуктивного пласта, м; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 - вулканогенные образования; 7 - соляной шток; 8 - песчаные породы; 9 - глины; 10 - контур нефтеносности

Тектонически экранированные залежи (пластовые тектонически экранированные, по Г.А. Габриэлянцу) формируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение локальных структур (рис. 7.8).

Подобные залежи могут находиться в различных частях структуры: на своде, крыльях или периклиналях

Приконтактные залежи образуются в продуктивных пластах, контактирующих с соляным штоком, глиняным диапиром или же с вулканогенными образованиями (рис. 7.9).

В отличие выше представленных пластовых залежей, рифовые залежи относятся к массивным. Залежи этого класса образуются в теле рифовых массивов (рис. 7.10).

Типичным примером могут служить залежи в рифогенных массивах Ишимбаевского района Башкирского Приуралья.

В составе класса литологических залежей выделяются две группы залежей: литологически экранированных и литологически ограниченных.

Залежи литологически экранированные располагаются в участках выклинивания пласта-коллектора (рис. 7.11).

Онисвязаны с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; с замещением проницаемых пород непроницаемыми; с запечатыванием пласта-коллектора асфальтом.

Залежи литологически ограниченные приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или к гнездообразно залегающим породам-коллекторам, окруженным со всех сторон плохопроницаемыми породами (рис. 7.12).

Литологически ограниченные залежи, по И. О. Броду, связаны с резервуарами, представленными песчаными накоплениями различной формы в слабопроницаемых толщах – в песчаных образованиях ископаемых русел палеорек - шнурковые или рукавообразные; в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые); в гнездообразно залегающих песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон плохопроницаемыми глинистыми образованиями, в дельтах; в кавернозных зонах – карстовые и на участках проницаемых пород среди плотных.

Выделяют залежи простого и сложного строения. К залежам простого строения принадлежат залежи, приуроченные к литологически выдержанным пластам и заключенные в едином локальном поднятии.

К категории сложных относятся многопластовые и многокупольные залежи. Многопластовая залежь нефти и газа (рис. 7.13) охватывает несколько пластов, между которыми существует гидродинамическая связь.

В этом случае, несмотря на сложность строения ловушки, водонефтяной раздел, пластовое давление и свойства нефти во всех пластах будут примерно одинаковыми.

В случаях, когда нефть или газ заполняют несколько расположенных рядом антиклинальных ловушек, образуется многокупольная залежь (рис. 7.14).

При этом синклинальные прогибы между складками также бывают заполнены нефтью или газом, а пластовая вода смещается на периферию.

Запасы нефти и газа в отдельных залежах могут быть весьма различными: от незначительных до нескольких миллиардов тонн нефти или нескольких триллионов кубических метров газа. Основными показателями промышленной ценности залежи являются запасы, заключенные в ней, и экономически обоснованные минимально рентабельные дебиты нефти и газа, обеспечивающие экономическую рентабельность промышленного освоения залежи. По этим показателям залежи делятся на:

q балансовые, разработка которых в настоящее время целесообразна,

q забалансовые, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

По значениям рабочих дебитов залежи делятся на 4 класса: высокодебитные, среднедебитные, малодебитные и низкодебитные (табл. 7.1).