Роль нефти и газа в мировой политике и экономике состав и физико-химические свойства нафтидов горные породы как вместилища нефти и газа

Осадочные породы, слагающие осадочный чехол, образуют самые различные трехмерные объемные формы. Природные резервуары, участвующие в строении этих объемных форм и характеризующиеся определенными емкостными и фильтрационными свойствами, и являются местом возможного накопления и сохранения углеводородов.

4.1. Ловушки и их классификация

Безусловно обязательным условием формирования скопления нефти и газа является наличие ловушки - части природного резервуара в которой возможно накопление и сохранение углеводородных флюидов.

Ловушками нефти и газа могут быть сводовые части антиклинальных структур, зоны литологического выклинивания и стратиграфических несогласий, участки резкого изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и тектонически экранированные участки структур.

Академик И.М.Губкин предлагал различать ловушки структурного и литологического типов. Американский геолог-нефтяник А.Леворсен выделял три типа ловушек: структурные, стратиграфические и комбинированные. Н.А.Еременко ловушки подразделял на: складчатых дислокаций, разрывных дислокаций, стратиграфических несогласий, литологические и различные комбинации. Н.Б.Вассоевич предлагал различать замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые ловушки. Под замкнутыми и полузамкнутыми Н.Б.Вассоевич подразумевал ловушки, образующиеся в результате выклинивания пород-коллекторов, а незамкнутыми - ловушки структурного типа.

Во всех перечисленных схемах находят отражение основные факторы, приводящие к формированию ловушек: структурный, литологический, стратиграфический.

В целом, все разнообразие ловушек можно подразделить на две группы: антиклинальные и неантиклинальные.

Антиклинальные ловушки приурочены антиклинальным изгибам слоев пород-коллекторов и пород покрышек (рис. 12). Контролируются чаще всего локальными положительными структурами третьего порядка (и более мелкими), реже структурами второго порядка (куполами и валами).

Неантиклинальные ловушки в свою очередь подразделяются на: литологические и стратиграфические ловушки.

Рис. 12. Объемная модель антиклинальной ловушки (по Г.А.Габриэлянцу, 1984). 1 - изогипсы кровли, в м; 2 - песчаники; 3 - глины.

Формирование ловушек литологического типа обусловлено: выклиниванием терригенных пород-коллекторов по восстанию пластов (рис. 13), ухудшением в силу разнообразных причин фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов как по латерали, так и по вертикали. К числу причин приводящих к резкому ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов можно отнести: ловушки представлены линзами песчаных пород внутри преимущественно глинистой толщи, ловушки приурочены к аллювиальным отложениям русел палеорек, ловушки приурочены к рифовым телам и погребенным формам палеорельефа.

Рис. 13. Модель ловушки, образований в результате выклинивания песчаников вверх по восстанию (по Г.А.Габриэлянцу, 1984):

а - блок-диаграмма, б - структурная карта.

1 - песчаники, 2 - глины, 3 - изогипсы кровли пласта в м; 4- линия выклинивания песчаников.

Последние В.В. Семеновичем выделяются в отдельный палеогеоморфологический тип ловушек неантиклинальной группы.

Ловушки стратиграфического типа образуются при несогласном перекрытии головных частей и пластов пород-коллекторов непроницаемыми толщами (рис. 14).

Рис. 14. Модель ловушки, образованной в результате стратиграфически несогласного перекрытия пластов песчаников непроницаемыми породами (по Г.А.Габриэлянцу, 1984):

1 - песчаники; 2 - глины; 3 - поверхность стратиграфического несогласия; 4 -изогипсы кровли покрышки, в м .

Кроме того, ловушки могут формироваться в результате напора встречного потока Платовых вод, оказывающих противодавление на мигрирующие нефть или газ (гидродинамическая ловушка). Выделяются также самозапечатывающиеся ловушки, где роль экрана в голове пласта породы-коллектора играют закированные породы (породы насыщенные битумом - продуктом субаэрального выветривания нефтей насыщавших этот пласт).

В природе все же чаще встречаются ловушки, образовавшиеся в результате действия нескольких факторов. Например, большое количество залежей в пермских и нижнетриасовых отложениях Хапчагайского мегавала (Вилюйская синеклиза) приурочено к ловушкам структурно-литологического типа (рис. 15). Весьма разнообразен спектр ловушек в верхнедокембрийских - нижнепалеозойских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы (рис. 16).

Рис 15. Профильный разрез Соболох-Неджелинского месторождения по продуктивным горизонтам нижней юры, нижнего триаса и верхней перми.

Свиты: Tind - неджелинская, Titg - таганджннская, Timn - мономская, T2+3U -тулурская, J|ks -кызыпсырская, Jisn - сунтарская.

Рис. 16. Примеры ловушек нефти и газа.

1,2 - коллекторы: 1 - нефтегазонасьпценные, 2 - водонасыщенные; 3 -литологические замещения коллекторов непроницаемыми отложениями; 4 - покрышки; 5 - породы кристаллического фундамента; 6 - стратиграфические несогласия; 7 -разрывные нарушения (Непско-Ботуобинская антеклиза..., 1986).

Наиболее часто встречаются ловушки, представляющие собой комбинации разнообразных антиклинальных ловушек с дизъюнктивными нарушениями (рис. 17).

Рис. 17. Схема ловушки , образовавшейся в результате экранирования тектоническим нарушением (по Г.А.Габриэлянцу, 1984).

1 - песчаник, 2 - глина, 3 - тектоническое нарушение, 4 - нефть.

Не каждая ловушка содержит скопление УВ; по этому признаку ловушки подразделяются на продуктивные и пустые.

4.2. Основные понятия о залежах и их параметрах

Под залежью нефти или газа понимается единичное скопление нефти или газа.

Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Деление залежей на промышленные и непромышленные определяется сочетанием технологических и экономических факторов. Совершенствование технологии разработки залежей, приводящее к увеличению доли извлекаемых из недр нефти и газа, расположение залежи в районе, где развита нефтегазодобывающая инфраструктура, при равных геологических условиях залегания, снижают нижнюю планку размеров промышленной залежи.

Форма и размер залежи в основном определяются формой и размерами ловушки. Главным параметром залежи являются ее запасы. Различают геологические и извлекаемые запасы. Под геологическими запасами нефти и газа понимают количество нефти и газа, находящееся в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Извлекаемыми запасами является количество нефти и газа, приведенное к атмосферным условиям, которое извлекается из залежи в процессе ее разработки.

Отношение извлеченных запасов нефти или газа к геологическим называется коэффициентом извлечения. Коэффициент извлечения нефти колеблется в очень широких пределах и зависит от большого количества геологических, физико-химических и технологических факторов. Как правило, он редко превышает 0.5 (в долях единицы). В мировой практике известны случаи более высоких коэффициентов извлечения нефти: на месторождении Восточный Техас (США) коэффициент извлечения - 0.8, на Туймазинском месторождении (Волго-Уральская провинция) - около 0.6. Коэффициент извлечения газа колеблется в пределах 0.6-0.8, редко выше.

Остановимся на элементах залежи и ее параметрах. На рис. 18 приведена принципиальная схема сводовой пластовой залежи. Поверхность разделяющая нефть и воду или газ и воду называется подошвой залежи или поверхностью газонефтяного (водонефтяного, газоводянного) раздела (контакта) - ГНК. ВНК и ГВК (соответственно). Линия пересечения поверхности раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Линия пересечения поверхности раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность раздела горизонтальна то контуры в плане параллельны изогипсам кровли пласта. В случае наклонного положения поверхности раздела контур будет пересекать изогипсы структурной карты, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Наличие газовой шапки под нефтью является свидетельством

Рис. 18. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко, 1968)

1 - подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - внутренний контур нефтеносности (контур водоносности); 4

• 
  поверхность газонефтяного раздела; 5 - внешний контур газоносности (контур газовой шапки); 6 - внутренний контур газоносности; 7 - длина залежи; 8 - ширина залежи; 9 -высота залежи; 10 - высота газовой шапки; 11 - общая высота газонефтяной залежи; 12
  
• 
  газовая часть залежи; 13 - газонефтяная часть залежи; 14 - нефтяная часть залежи; 15 -водонефтяная часть залежи.
  

Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высотой залежи (высотой нефтяной части или высотой газовой шапки) называется расстояние по вертикали от подошвы до ее наивысшей точки.

В газонефтяной залежи можно выделить газовую часть (рис. 18). Газовая часть располагается внутри внутреннего контура газоносности. Между внешним и внутренним контурами газоносности располагается газонефтяная часть залежи. Нефтяная часть (рис. 18) залежи располагается между внутренним контуром нефтеносности и внешним контуром газоносности. Водонефтяная часть залежи (рис. 18) располагается между внешним и внутренним контурами нефтеносности. В ее пределах под нефтью залегает вода. Вода, залегающая под нефтью или газом, называется подошвенной. Вода, залегающая за внешним контуром нефтегазоносности называется законтурной.

4.3. Давление и температура в залежах нефти и газа

Давление и температура являются наиболее важными характеристиками залежей нефти и газа, во многом определяющими условия разработки месторождений. Изменение одного из этих параметров неизбежно приводит к изменению другого. Изменения этих параметров сказывается на параметрах залежей (изменение объемов флюидов, находящихся в залежи, изменение соотношения газовой и жидкой фаз в залежи).

Флюиды, содержащиеся в породах-коллекторах, находятся под определенным давлением (силой, с которой флюид давит на стенки пор в коллекторе), которое называется пластовым давлением.

Механизм формирования пластового давления сложен и определяется в самом общем виде сочетанием двух факторов - геостатического и гидростатического.

Осадочные породы в естественном залегании находятся в сложнонапряженном состоянии, определяемом весом вышележащих пород геостатическое давление), интенсивностью и длительностью тектонических движений (боковое давление) и механическими свойствами самих пород.

Величина геостатического давления определяется мощностью и плотностью пород в точке измерения:

P_гео.=(Нх2,3)/10=0.23H,

где Н - мощность пород в точке измерения, в м., - 2.3 - средняя плотность осадочных пород.

Гидростатическое давление создается весом воды, заключенной в пласте-коллекторе или системе пластов-коллекторов. При сообщении пласта с дневной поверхностью величина пластового давления определяется весом столба воды от точки измерения до дневной поверхности. Такое давление принято называть гидростатическим:

Р_гид. = (Н ɣ),

где Н- высота водяного столба, в м. ; ɣ - плотность воды.

Независимо от причин, определяющих пластовое давление, его величина на глубинах до 2.0 - 2.5 км чаще всего может быть определена высотой столба жидкости с учётом ее удельного веса. При вскрытии пласта в скважине высота столба жидкости уравновешивает пластовое давление в пласте. В резервуарах, имеющих сообщение с земной поверхностью, пластовое давление в статических условиях (без движения вод хотя этот допуск условен в геологическом масштабе времени) определяется уровнем зеркала воды в резервуаре в области его связи с земной поверхностью (имеется ввиду непосредственный выход пласта на поверхность, связь через зоны разломов или карстовые системы).

Если в пласте по тем или иным причинам происходят изменения пластового давления, то они неизбежно отразятся на положении свободного зеркала воды данного резервуара. В любой скважине, вскрывшей этот пласт, уровень столба жидкости окажется на одном уровне. Поверхность, проведенная через эти отметки, называется пьезометрической. При упрощенном расчете ожидаемого давления в пласте удельный вес воды принимается за единицу. В этом случае давление определяется по формуле Р = Н/10.

Водоносные системы в земной коре имеющие связь с поверхностью, напор в которых создается за счет инфильтрации атмосферных и поверхностных вод в породы-коллекторы и за счет образуемой этими водами гидростатической нагрузки, называются инфильтрационными водонапорными системами (по А.А.Карцеву).

В таких системах наблюдаются разные соотношения между расчетным (Р=Н/10) и наблюдаемым условным гидростатическим давлениями. На рис.19 показан водоносный пласт, вскрытый тремя скважинами. В скв. № 1 наблюдаемое и расчетное давления совпадают (H₁=H₁¹), в скв. № 2 расчетное давление (Р=Н₂¹ / 10) меньше наблюдаемого (Р=Н/10), поскольку Н₂>Н₂¹ , в скв. № 3 расчетное давление (Р=Н₃¹/10) заметно выше, наблюдаемого (Р=Н₃/10), поскольку Н₃¹>Н₃.

Во-первых, эти вариации обусловлены рельефом местности, а во-вторых, тем, что пьезометрические поверхности чаще всего располагаются под углом к горизонтальной поверхности.

При этом угол наклона пьезометрической поверхности прямо пропорционально определяется через приведенные давления, рассчитываемые от условно выбранной поверхности. На рис. 19 приведенные давления равны:

Величина приведенного давления в любом участке пласта определяется высотой пьезометрической поверхности над поверхностью приведения. Жидкость в резервуаре будет двигаться в сторону наклона пьезометрической поверхности, т. е. движение флюида в пласте-резервуаре всегда направлено в сторону меньших приведенных давлений.

В ловушках заполненных водой давление изменяется пропорционально глубине измерения.

В ловушках содержащих газ, нефть и воду возникает избыточное давление над гидростатическим, которое пропорционально высоте залежи газа или нефти. На рис. 20 показана пластовая сводовая залежь газа. В т. А гидростатическое в случае заполнения водой Р = (Н_ув - h_4ув) /10 = h_1ув/10, в случае заполнения ловушки газом Р= (H_ɣв - [h_2ɣг + h_ɣв]) / 10.

Определим разницу давлений:

δР = [Hγв - (h_2γг + h_Зγв)[/10 - Н_γв – h_4γв = γв(h₄- h₃) - h_2γг/10 ;

так как h₄ - h₃ = h₂ то δР = h₂ (γв - γг)/10

где h₂ - высота газовой залежи.

Гипсометрическая поверхность

Рис. 20 Расчет избыточного давления в газовой залежи.

Аналогичный расчет можно сделать и для нефтяной залежи:

δР = h (γв -γн)10

где h - высота точки над разделом нефть - вода, (γ_в - γ_н) - разница удельных весов воды и нефти в залежи.

По Р.Г.Семашеву в инфильтрационных системах количество поступающей в единицу времени Q_пост. не равно количеству жидкости, удаляющейся из системы в единицу времени Q_yд; другими словами, для инфильтрационных систем должно соблюдаться соотношение Q_nocт ≤ Q_yд. В случае Q_пост >Q_yд в водонапорной системе появляется избыточное количество жидкости, которое приведет к приращению давления. Водонапорные системы, в которых пластовое давление выше гидростатического, называются элизионными (рис. 20). В элизионных системах это избыточное (по отношению к гидростатическому) давление возникает за счет выжимания вод из уплотняющихся, главным образом, глинистых пород в породы-коллекторы, с одной стороны, и полузамкнутым или замкнутым характером водоносной системы по отношению к поверхности, с другой.

В элизионных системах часто возникают условия, при которых пластовое давление значительно превышает гидростатическое. Такое давление называется аномально высоким пластовым давлением (АВПД). По мнению разных исследователей к АВПД относятся давления, превышающие гидростатическое более чем на 10-30 % (рис. 21). В числе основных факторов приводящих к возникновению АВПД исследователи называют - гравитационное уплотнение осадочных пород, приток высоконапорных флюидов в гидродинамически замкнутые резервуары, возникновение различных локальных геологических причин. К числу последних можно отнести, например, процесс перехода гипса в процессе дегидратации в ангидрит, повышение в силу каких-то причин температуры в пределах "запечатанной" залежи, "сохранение" давления в залежи, испытавшей подъем к земной поверхности и т.д.

Рис. 21. Основные закономерности изменения пластовых давлений с глубиной. I - гидростатическое давление; II - геостатическое давление; заштрихована зона развитая АВПД.

В некоторых нефтегазоносных бассейнах наблюдаются пластовые давления ниже гидростатического - аномально низкие пластовые давления (АНПД). Чаще всего АНПД фиксируется в нефтегазоносных бассейнах, где развиты толщи многолетнемерзлых пород. По Н.В. Черскому толща многолетнемерзлых пород изолирует водоносные горизонты как от источников питания, так и от областей разгрузки, что и является основной причиной возникновения АНПД. Формирование криолитозоны сопровождается понижением температуры, что несомненно также сказывается на возникновении АНПД. Так, во всех глубоких скважинах пробуренных в пределах Вилюйской синеклизы, в мезозойском разрезе выше региональной сунтарской глинистой покрышки нижнеюрского возраста, фиксируется АНПД. АНПД фиксируется и на большей части территории Непско-Ботуобинской антеклизы.

Температура является важнейшим параметром, определяющим состояние флюида (газ, жидкость) в пласте. Повышение или понижение температуры неизбежно сказывается на фазовом соотношении флюидов, находящихся в пласте. Температура является важнейшим фактором в процессе литофикации осадочных пород, в процессе генерации углеводородов.

По современным представлениям тепловая энергия Земли имеет, главным образом, глубинное происхождение и связана с радиоактивным распадом изотопов урана, тория, калия и с гравитационными процессами в мантии. По оценке Н.Л.Добрецова на континентах вклады радиогенного тепла коры и мантии примерно равны, а на океанических плитах (вне активных зон) заметно преобладает вклад мантии. Кроме того, ряд исследователей считают, что существенную роль в общем тепловом балансе Земли играет солнечная радиация, которые рассматривают осадочную толщу аккумулятором солнечной энергии.

Основными характеристиками теплового поля Земли являются тепловой поток и геотермический градиент.

Тепловой поток (ТП) определяется как произведение вертикального геотермического градиента в приповерхностной зоне литосферы и теплопроводности, слагающих ее пород. В значительной степени величина ТП определяется рельефом дневной поверхности и кристаллического фундамента, характером вертикальных движений литосферы, движением подземных вод, ландшафтно-климатическими условиями.

Многими исследователями отмечается, что ТП на древних платформах отличаются стабильностью (40-45' мВт/м²). В самом общем виде ТП зависит от возраста складчатости и складчатого основания. Минимальные значения ТП устанавливаются в пределах кристаллических щитов (например, 20-30 мВт/м² на Анабарском щите), максимальные (70-74 мВт/м² - в кайнозойских подвижных поясах. С уменьшением возраста складчатости (возраста складчатого основания и платформы) увеличивается неоднородность теплового поля. Во многом это определяется теплофизическими свойствами пород - теплопроводностью (Вт/м-град) и теплоемкостью (Дж/кгград) пород.

Экспериментально показано, что в самом общем виде теплопроводность горных пород зависит от пористости и плотности пород. Чем ниже пористость и выше плотность пород, тем выше теплопроводность пород. Среди литологических типов пород теплопроводность возрастает в ряду глины - песчаники - карбонатные породы - каменная соль. Теплофизические свойства пород существенно влияют на геотермический градиент.

Геотермический градиент отражает скорость нарастания температуры с глубиной. ГГ зависит от теплофизических свойств пород. Это отчетливо видно на рис. 22. Наличие в разрезе мощных толщ, сложенных глинистыми породами, характеризующимися низкой теплопроводностью, будет сопровождаться уменьшением величины ГГ, Напротив, наличие в разрезе каменной соли, обладающей высокой теплопроводностью, приведет к увеличению величины ГГ. Массивы каменных солей в разрезе называют "холодильниками", а наличие в разрезе мощной глинистой толщи приводит к увеличению пластовых температур, поскольку глинистые породы затрудняют свободную конвекцию тепла и являются как бы "изоляторами" тепла.

Изменение температуры в недрах оказывает существенное влияние на флюиды, находящиеся в породах-коллекторах. Как уже отмечалось, повышение температуры сопровождается повышением пластового давления. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и повышение вязкости газа. С изменением температуры изменяется соотношение газообразной и жидкой фаз. Например, количество газа, которое может раствориться в нефти (газовый фактор), может достигать при высоких температурах и давлениях 1100 м³ в одном кубическом метре нефти. При высоких температурах в пласте могут происходить процессы парообразования и конденсации, протекающие в обратном направлении обычному фазовому превращению (жидкость - пар), т.е. выпадение жидкости из газового раствора (ретроградное растворение') и ее испарение при повышении давления (ретроградное испарение). Среди природных

Теплопроводность горных пород колеблется в широких пределах - от 0.04 до 11 Вт/м-град

Рис. 22. Геотермическая характеристика разреза скв. 166 Туймазинского района (по Еременко, 1968).

растворов способностью к ретроградным превращениям обладают газоконденсаты. Зависит от пластовой температуры и количество газа растворенное в пластовой воде. В целом растворимость углеводородных газов в воде несколько ниже, чем в нефти. С повышением температуры растворимость газовых компонентов сначала падает, достигая минимума при 60 -100°С, а затем быстро увеличивается.