Залежи нефти и газа

Подавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться или, как говорят геологи, мигрировать. Это происходит вследствие разницы в удельном весе нефти, газа и воды.

Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия.

В первом случае выходящий из подземного резервуара газ улетучивается в атмосферу, а нефть может образовать нефтяные ручьи и даже озера. Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия и образуют ловушку.

Таким образом, ловушка есть часть природного резервуара, в которой со временем устанавливается равновесие воды, нефти и газа. Газ имеет наименьший удельный вес, поэтому он держится в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки. В природе существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространенными являются сводовые и экранированные ловушки (рис. 10)

Рис. 10. Типы ловушек:

а — сводовая; б — литологически - экранированная; в — тектонически экранированная; г — стратиграфически экранированная

Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 10, а). В сводовой ловушке препятствием, или экраном для миграции нефти и газа, является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки. Однако для образования ловушки совсем необязательно, чтобы проницаемый пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида называют литологически экранированными (рис. 10, б).

Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине — сбрасывателю пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа, называемая тектонически экранированной, показана на рис. 10, в. Как видно из рис. 10, в,

Рис. 11. Схема сводовой газо-нефтяной пластовой залежи:

1 — внутренний контур газоносности; 2 — внешний контур газоносности; 3 — внутренний контур нефтеносности; 4 — внешний контур нефтеносности

нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта на висячем крыле, оказались в ловушке, так как их миграция в плохо проницаемые породы лежачего крыла практически невозможна.

Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 10, г). В этом случае нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа.

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Рассмотрим основные элементы и параметры нефте - газовой залежи (рис. 11).

Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефте -газовой залежи, или поверхностью водо - нефтяного раздела. Линия пересечения поверхности водо - нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо -нефтяного раздела с подошвой пласта — есть внутренний контур нефтеносности.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой.

Линия пересечения поверхности нефте - газового раздела с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта — внутренний контур газоносности.

Рис. 12. Схема массивной газо-нефтяной залежи:

1 — внешний контур газоносности; 2 — внешний контур нефтеносности

В том случае, когда в сводовой нефте-газовой ловушке нефти и газа недостаточно для полного заполнения пласта (по всей мощности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать.

Газовая шапка в пласте имеется в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти.

При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи, у которой существуют внешний и внутренний контуры газоносности.

В нефте - газовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 12).

В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности.

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Высотой нефтяной части нефте-газовой залежи называется расстояние от подошвы до газо-нефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с кон-гуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи.

Кроме сводовых пластовых и массивных нефте - газовых и газовых залежей, принципиальные схемы которых были рассмотрены выше, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Следовательно, трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа:

1) пластовые залежи (сводовые и экранированные);

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные залежи.

Дата добавления: 2014-03-11; просмотров: 1247; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!