Условия залегания нефти и природного газа в залежах

zalezhi_nefti

Горные породы, которые служат вместилищем нефти, газа и воды и обладают достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления, называют коллекторами. Горные породы, слагающие земную кору, подразделены на три основные группы:

1) изверженные;

2) осадочные;

3) метаморфические.

Подавляющая часть выявленных мировых запасов нефти приурочена к осадочным горным породам. По составу скелета породы-коллекторы в осадочных отложениях могут быть кварцевыми (песчаниковыми), кварц-полевошпатовыми (песчано-глинистыми), карбонатными и эвапоритовыми (гипс-ангидритовыми). Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ.

Кварцевые коллекторы характеризуются хорошей отсортированностью и окатанностью зерен. Последнее способствует их слабому уплотнению и минимальной анизотропии. Кварцевые коллекторы отличаются хорошим вытеснением нефти и газа и относительной выдержанностью по площади.

Кварц-полевошпатовые коллекторы (полимиктовые) сложены зернами минералов и продуктами разрушения горных пород. Поры коллекторов в обломочных породах хорошо сообщаются между собой, что делает проницаемой матрицу породы.

Большая группа карбонатных коллекторов образуется органогенным и хемогенным путем. Кальцит, выпадая из растворов, цементирует эти осадки, вследствие чего формируются толщи монолитных пород со слабо развитыми и зачастую не сообщающимися порами. Матрица таких пород слабопроницаема. Пустотное пространство в них формируется значительно позже осадконакопления, оно обусловлено постседиментационным растрескиванием под влиянием тектонических процессов, тепловых деформаций и т.п.

Последующим выщелачиванием часть трещин превращается в каверны. Образованные таким образом пустоты являются вторичными.

Эвапоритовые (хемогенные) коллекторы связаны в основном с гипсами и доломитами. Проницаемое пустотное пространство в них также вторично. Оно формируется в результате растворения матрицы водами, которые циркулируют по образовавшимся при диагенезе трещинам, создавая карстовые полости и каверны. Для вторичных пустот характерны трещины, каверновые и каналовидные поры. Виды пор для различного типа нефтяных коллекторов представлены на рис. 1.

Виды пор в залежах нефти и газа

Рис. 1. Виды пор: А — ромбоидальные — хорошо отсортированная высокопористая порода; Б — ячеистые, каналовидные — плохо отсортированная низкопористая порода; Д — карбонатная порода с порами, образовавшимися в результате выщелачивания; Г — ромбоидальные, тетраэдрические и др. — хорошо отсортированная, но сцементированная порода пониженной пористости.

Фактором, влияющим как на емкостные, так и на фильтрационные свойства коллекторов, является глинистость пород. Она не только снижает эти свойства в процессе формирования коллекторов, так как способствует заполнению пустотного пространства, но и оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства прискважинной зоны при вскрытии пласта на слабоминерализованном растворе и на эти же свойства пласта в целом при закачке в него пресной воды при разработке залежи путем заводнения.

Таким образом, продуктивные пласты — коллекторы нефтяных и газовых залежей — характеризуются большим разнообразием, обусловленным различиями минерального скелета, типа цемента, степени цементации и глинистости, вида пустотного пространства, размеров пор и зерен породы, степени однородности и т.п.

Пористость количественно оценивает емкостные свойства породы-коллектора. В общем виде — это отношение объема пустот (пор) в образце к его объему, выраженное в процентах. Это же отношение в долях единицы называется коэффициентов пористости.

В соответствии с поровым пространством пористость может быть первичной и вторичной и, следовательно, межзерновой, межзерно-трещинной, трещинно-каверновой, каверновой и др.

Способность породы пропускать через систему сообщающихся пор жидкости и газы или их смеси при наличии перепада давления называется проницаемостью. Она количественно характеризует фильтрационные свойства коллектора.

Отсутствие сообщаемости между порами делает породу непроницаемой. Некоторые породы могут обладать высокой общей пористостью и не быть коллекторами (например, некоторые глины). Одни и те же породы с первичной или межзерновой пористостью для различных флюидов бывают проницаемы по-разному. Породы, не проницаемые для высоковязких нефтей, проницаемы для маловязких. Фильтрация флюидов происходит по порам матрицы, соединяющимся между собой.

Нефть может двигаться по порам, размер которых больше 1мкм, а газ может перемещаться по порам значительно меньшего размера.

Величина физической проницаемости оценивается из уравнения Дарси. В СИ физическая проницаемость имеет размерность м2 . Под действием давления изменяется форма порового пространства. Пористость и проницаемость при увеличении давления уменьшаются, при этом пределы изменения проницаемости более значительны.

Доля объема пор, заполненных соответственно нефтью и газом, количественно характеризует нефте- и газонасыщенность коллекторов. Выраженные в долях единицы — они называются коэффициентом нефте- и газонасыщенности.

Пластовый природный коллектор, содержащий нефть и газ и ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами (глинами, сланцами), называется залежью (верхняя граница пласта называется кровлей, а нижняя — подошвой). Различают нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи. Большинство из них находятся в земной коре на глубинах от нескольких сотен метров до 3000-5000 м. Толщина залежей (пластов) колеблется от нескольких сантиметров до нескольких сотен метров.

Несколько нефтяных или газовых месторождений, расположенных одно над другим по площади простирания, находящихся на одном участке земной коры, называются нефтяными, газовыми или газоконденсатными месторождениями. Обычно нефтяное месторождение представляет собой совокупность одной или нескольких залежей нефти, лежащих одна под другой и разделенных изолирующими их пустотами или водонасыщенными породами.

Пластовые флюиды — нефть, газ, вода — скапливаются в коллекторах ловушек, покрытых покрышками. Газ, нефть и вода распределяются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотности. Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ, как более легкий, располагается над нефтью. Если газа меньше, чем нефти, то скопление его в самой верхней части ловушки называется газовой шапкой. В тех случаях, когда нефти в ловушке значительно меньше, чем газа, то она как бы подстилает газ; такое скопление нефти называют нефтяной оторочкой газовой залежи.

Граница между нефтью и водой называется водонефтяным контактом, между газом и водой в газовых залежах — газоводяным контактом, и между газом и нефтью при наличии газовых шапок или нефтяных оторочек — газонефтяным контактом.

Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей нефтеносного пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой — внутренним контуром нефтеносности.

Миграцией нефти и газа называются различные перемещения этих флюидов в толще горных пород. Доказательством миграции нефти и газа служат многочисленные нефтегазопроявления в разрезе отложений, в трещинах пород, выходы нефти на земную поверхность и т.д. Различают первичную и вторичную миграцию. Первичной миграцией называют перемещение флюидов и нефтепроизводящих толщ в породу-коллектор. Перемещение нефти и газа по коллектору и из одного пласта в другой по различного рода каналам называются вторичной миграцией. Аккумуляция нефти в ловушках и образование залежей связано преимущественно с вторичной миграцией.

Миграция флюидов по пластам-коллекторам обусловлена наклоном последних и наличием перепада давления. Наклон 1-2 м на 1 км считается достаточным для перемещения нефти и газа.

Различные процессы, протекающие в недрах земной коры и на ее поверхности, могут привести к физическому, химическому и биохимическому разрушению залежей нефти и газа.

Физическое разрушение происходит под воздействием тектонических процессов в недрах. Химическое разрушение нефтяной залежи связано с потерей нефтью легких компонентов и с последующим превращением ее в твердые битумы. Биохимическое разрушение обусловлено деятельностью микроорганизмов, разлагающих углеводороды, что в конечном счете приводит к уничтожению залежей нефти и газа.

Следы разрушения залежей нефти и газа можно обнаружить в недрах Земли и на ее поверхности. Об этом свидетельствуют асфальтовые озера (Апшеронский полуостров Азербайджана), скопления серы, залежи битумов (Атабаска, США) и т.п. Кроме того, о разрушении газовых залежей судят по проявлению грязевого вулканизма.