Полная версия

Главная arrow География

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>

ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Залежью нефти и газа называется естественное скопление этих флюидов в ловушке, обусловленной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород [13, с. 2511. Тип залежи определяется типом природного резервуара и ловушки. Например, скопление нефти в пластовом резервуаре в сводовой части брахианти-клинальной складки называется пластовой сводовой залежью, в массивном резервуаре — массивной залежью.

Разделение флюидов в залежах происходит под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотности. Верхнюю часть ловушки занимают газ и нефть, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ, как более легкий, располагается над нефтью. Если нефти в ловушке значительно меньше, чем газа, то она подстилает газ, и такое скопление нефти называют нефтяной оторочкой газовой залежи.

В тех случаях, когда газа меньше, чем нефти, его скопление в самой верхней части ловушки называется газовой шапкой.

Соответственно выделяются и границы раздела: водонефтяной контакт (ВНК), газоводяной контакт (ГВК), газонефтяной контакт (ГНК) [24]. Контакт (граница) между нефтью и водой в песчаных породах с хорошими коллекторскими свойствами обычно резкий и четко выделяется на электрокаротажных диаграммах. Если пласты неоднородны и с низкими коллекторскими свойствами, то между нефтяной и водной частью располагается переходная зона. Она насыщена как нефтью, так и водой, и ее толщина составляет 10—15 м.

В различных классификациях залежей учитываются типы природных резервуаров и ловушек, распределение нефти, газа и воды в залежах и другие факторы.

Обычно выделяют три основные группы залежей:

  • 1) пластовые, среди которых различают пластовые сводовые и пластовые экранированные;
  • 2) массивные;
  • 3) литологически ограниченные со всех сторон.

Пластовые-сводовые залежи приурочены к ловушкам, представляющим собой антиклинальный изгиб пласта-резервуара. Формирование таких залежей происходит в результате движения флюидов по пластовому резервуару, ограниченному непроницаемыми породами в кровле и подошве пласта. Такие залежи распространены очень широко как в платформенных, так и в складчатых областях. Схема пластовой сводовой залежи представлена на рис. 3.9.

Внутренний контур газоносности

Внешний контур газоносности

Внутренний контур не }ггеносности

Внешний контур нефтеносности

5

Рис. 3.9. Схема пластовой сводовой залежи [1, с. 145].

Части пласта:

7 — водяная; 2 — водонефтяная; 3 — нефтяная; 4 — газонефтяная; 5 — газовая

' I

3

4

• • • • ••••Л

Пластовые-экранированные залежи формируются только после того, как пластовый резервуар срезан экраном, препятствующим движению флюидов вверх по восстанию пласта. В зависимости от характера экрана выделяются залежи трех видов экранирования: тектонически экранированные, стратиграфически экранированные и литологически экранированные.

Тектонически-экранированные залежи образуются, когда в результате дизъюнктивных дислокаций миноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми породами (рис. 3.10). Экранами могут быть сбросы, взбросы, надвиги и сдвиги.

Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ловушкам, формирование которых связано с несогласным перекрытием одной серии пластов плохопроницаемыми породами более молодой серии. На рис. 3.11 показана залежь месторождения в пластовых резервуарах выше и ниже поверхности стратиграфического несогласия.

Литологически экранированные залежи приурочены к ловушкам, экраном которых служат литологические замещения и выклинивания пластов коллекторов. Формирование таких ловушек обусловлено литологическим ограничением коллекторского пласта природного резервуара в результате его выклинивания или фациального замещения одновозрастными плохопроницаемыми отложениями (рис. 3.12).

Пластовая тектонически экранированная залежь [1, с. 147]

Рис. 3.10. Пластовая тектонически экранированная залежь [1, с. 147]:

7 — непроницаемые породы; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — разрывные нарушения

ГуГТП ?? Г~~1 4

Рис. 3.11. Стратиграфически экранированные залежи [1, с. 147]:

залежь; 2 — линия стратиграфического несогласия; 3 — песчаник; 4 — разрывные нарушения

Литологически экранированная залежь [1, с. 148]

Рис. 3.12. Литологически экранированная залежь [1, с. 148]:

1 — залежь

/

Массивные залежи связаны с массивными природными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Движение флюидов в них происходит преимущественно в вертикальном направлении. Отличительная черта массивных залежей — гидродинамическая связь всех частей залежи (рис. 3.13).

Н, м

О

  • 1000
  • 2000

V

V

VУуу у у

1 11 1 Т1 1 1 1

1 1 1 1 1

1

1 N. ч/

1 1 1 1

1111

1

ТТ 1 ттт

1 1 1

1

1 к

1 1 1 1 1

III

1 ,

I I

N 3 г

1

I I

V „ V

1

Массивная залежь в рифогенных известняках

Рис. 3.13. Массивная залежь в рифогенных известняках:

7 — соль; 2 — глина; 3 — известняк; 4 — залежь

4

Литологически ограниченные (со всех сторон) залежи приурочены к ловушкам неправильной формы, ограниченным со всех сторон непроницаемыми породами. Наиболее распространенными среди них являются залежи в линзовидных песчаных телах различной протяженности. Встречаются линзы проницаемых пород другого состава, например доломитов в глинистых известняках. Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных горизонтов редко превышает первые десятки метров.

Залежи нефти и газа классифицируются по разным признакам. По составу флюидов залежи делятся на:

  • 1) чисто нефтяные;
  • 2) нефтяные с газовой шапкой;
  • 3) нефтегазовые;
  • 4) чисто газовые;
  • 5) газовые с нефтяной оторочкой;
  • 6) газоконденсатные;
  • 7) газоконденсатно-нефтяные и др.

В зависимости от рентабельности разработки, которая зависит от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора и его глубины залегания, а также от других показателей, залежи подразделяются на промышленные и непромышленные.

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ   >>