VII.I. Закономерности изменения свойств нефтей и газов внутри залежей

Глава VII. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ И ГАЗОВ В ЗАЛЕЖАХ И НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

VI.3. Краткая характеристика классов месторождений

VI.2. Классификация месторождений нефти и газа

VI.1.Параметры месторождений нефти и газа

ГЛАВА VI. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА.

 

Месторождениями называются природные скопления нефти и газа промышленных размеров. Согласно определению Н.А.Еременко, "под месторождением следует понимать участки земной коры определенного геологического строения, содержащие залежи нефти и (или) газа". А.А.Бакиров определяет месторождение как место скоплений (ассоциация) залежей нефти и газа, находящихся друг над другом и контролирующихся одним структурным планом. Частями месторождений являются залежи.

 

 


Основными параметрами месторождений нефти и газа являются:

1. фазовое состояние углеводородов в залежах

2. количество залежей

3. количество запасов нефти и газа

4. тип ловушки и залежей

5. возраст продуктивных отложений

6. тип пластового давления в залежах

 

Классификация месторождений нефти и газа может осуществляться по каждому вышеперечисленному признаку.

В.Г.Васильев и Н.А.Еременко предлагают индексировать каждое месторождение по типу залежей углеводородов по фазовому состоянию и их количеству. Например, Майкопское месторождение индексируется ГК4 или 4 ГК, что означает: состоит из четырех газоконденсатных залежей. В Западной Сибири Шаимское месторождение имеет индекс 2Н, Усть-Балыкское – 6Н, Салымское – 10Н, Самотлорское – 1Г2ГН4Н, Уренгойское – 3Г8ГК4НГК.

Всего в мире насчитывается около 16 тысяч месторождений, из них 102 – гигантских, 27 – сверхгигантских нефтяных, 9 – сверхгигантских газовых месторождений. В Западной Сибири к категории гигантских относятся месторождения: нефтяные – Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Советско-Соснинское, Лянторское, Приобское, Русское месторождения; газовые – Медвежье, Ямбургское, Уренгойское, Губкинское, Бованенковское, Заполярное. К категории уникальных. по запасам нефти относится Самотлорское месторождение, по запасам газа – Ямбургское, Уренгойское, Бованенковское, Заполярное месторождения.

Классы месторождений выделяются по приуроченности к крупным элементам земной коры – платформам и складчатым областям (геосинклиналям). Подклассы выделены по приуроченности к крупным структурам внутри платформ и геосинклиналей, группы и подгруппы – по типу еще более мелких структур, к которым приурочены месторождения. Ценность этой классификации в удобстве и практичности, особенно при решении теоретических задач, при оценке перспектив нефтегазоносности крупных территорий по методу аналогий.

 

Таблица 9

Классификация месторождений по фазовому состоянию углеводородов

(по В.Г.Васильеву и Н.А.Еременко, 1966)

 

Типы месторождений по фазовому состоянию Залежи, из которых состоят месторождения
  Газовые Г (газовые) ГК (газоконденсатные)
  Нефтегазовые (суммарные запасы газа преобладают над запасами нефти) НГ (нефтегазовые) Г ГН (газонефтяные) Н (нефтяные) ГК
  Газонефтяные (суммарные запасы нефти преобладают над запасами газа) ГН Н НГ ГК Г
  Нефтяные   Н
  Газоконденсатные ГК К Г
  Нефтегазоконденсатные НГК ГКН ГК Г Н ГН НГ К

 

Таблица 10

Классификация месторождений нефти и газа по величине промышленных запасов (по Э.А.Бакирову, 1972)

 

 

Классы месторождений Интервалы запасов
нефть, т. газ, м3
1. Очень мелкие от 100 тыс до 1 млн 100 млн. – 1 млрд.
2. Мелкие 1 – 10 млн. 1 – 10 млрд.
3. Средние 10 – 30 млн. 10 – 30 млрд.
4. Крупные 30 – 100 млн. 30 – 100 млрд.
5. Крупнейшие 100 – 300 млн. 100 – 300 млрд.
6. Гиганты 300 млн. – 1 млрд. 300 млрд. – 1 трлн.
7. Сверхгиганты 1 – 3 млрд. 1 – 3 трлн.
8. Уникальные >3 млрд. >3 трлн.

 

 

Таблица 11

Классификация месторождений нефти и газа по их приуроченности к крупным и крупнейшим тектоническим элементам земной коры

(по Н.А.Еременко, 1968).

 

Классы Подклассы месторождений
1. Месторождения платформенных областей I. Глубоких грабенов II. Внутриплатформенных впадин (синеклиз) III. Внутриплатформенных поднятий (антеклиз) IV. Платформенных склонов V. Внешнего борта передовых прогибов
2. Месторождения складчатых областей VI. Центральной части передового прогиба VII. Внутреннего борта передового прогиба VIII. Собственно складчатых зон IX. Межгорных впадин X. Наложенных мульд

 

 

А. Группа месторождений, приуроченных к антиклинальным складкам. Такие месторождения являются наиболее распространенными во всех нефтегазоносных провинциях мира.

1. Месторождения, приуроченные к нормальным антиклинальным складкам. Такие складки-ловушки антиклинального типа охватывают мощные толщи пород снизу доверху, поэтому разбуривание их в пределах территорий, нефтегазоносность которых уже доказана, всегда перспективно.

Для антиклиналей платформенных областей характерны относительно короткие оси в плане и пологие крылья (до 1-5 °С). В плане такие складки – локальные поднятия имеют изометрические и слабо вытянутые формы размерами в поперечнике от 1 до 10 км. Они относятся к типу куполовидных, брахиантиклинальных и сундучных складок с симметричными или асимметричными крыльями. Являются конседиментационными — формирующимися длительно (миллионы и десятки миллионов лет) одновременно с осадконакоплением. Они могут быть погребенными, унаследованными, возрожденными, прерывистого или непрерывного роста.

 

 

Таблица 12

Классификация месторождений нефти и газа по их приуроченности к крупным, средним и мелким структурам (по Н.А.Еременко, 1968)

 

Классы Группы месторождений Подгруппы месторождений
    1. Месторождения платформенных областей   1. Приуроченные к брахиантиклиналям 1. Возрожденных антиклиналей 2. Погребенных антиклиналей 3. Антиклиналей, осложненных соляными куполами
2. Приуроченные к эрозионным и рифовым массивам 4. Эрозионных массивов 5. Рифовых массивов
  3. Приуроченные к моноклиналям 6. Моноклиналей, осложненных флексурами и разломами 7. Моноклиналей, осложненных зонами литологического замещения и стратиграфическими несогласиями
4. Приуроченные к синклиналям 8. Синклинальных прогибов
    2. Месторождения складчатых областей   1. Приуроченные к антиклиналям 1. Антиклиналей 2. Антиклиналей, осложненных соляными и интрузивными диапирами 3. Антиклиналей, надвиговых покровов
  2. Приуроченные к моноклиналям 4. Моноклиналей, осложненных флексурами, разломами 5. Моноклиналей, осложненных зонами литологического выклинивания и стратиграфическими несогласиями  

 

В пределах антиклиналей формируются залежи следующих типов:

1) пластовые сводовые

2) пластовые литологически экранированные

3) пластовые тектонически экранированные

4) литологически ограниченные со всех сторон

5) массивные сводовые

6) пластовые стратиграфически экранированные

7) массивные рифогенные

8) массивные эрозионного типа

2. Месторождения, связанные с антиклиналями, осложненными грязевыми вулканами и диапировыми ядрами протыкания. Такие антиклинали развиты в краевых частях платформ, глубоких грабенов, передовых прогибах и межгорных впадинах, причем грязевые вулканы встречаются только в молодых (кайнозойских) впадинах. Ядра протыкания чаще сложены каменной солью, гипсами, редко – глинами и малыми интрузиями магматических пород. Такие, месторождения имеют сложное строение.

 

Рис. 6 Месторождения нефти и газа, приуроченные к ловушкам антиклинального типа

1. Мулымьинское нефтяное месторождение (Шаимский район) с залежью в базальном песчаном пласте.

2. Самотлорское месторождение (Нижневартовский район) с залежами нефти и газа в песчаных пластах.

3. Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение.

4. Кенкиякское месторождение (Прикаспий), приуроченное к соляному куполу.

5. Осташковское месторождение (Днепрово-Донецкая провинция), приуроченное к антиклинали, осложненной сбросами.

 

Условные обозначения. Залежи: 1 – нефтяные; 2 – газовые; 3 – газоконденсатные; 4 – покрышки глинистые; 5 – породы-коллекторы-песчаники; 6 – каменная соль; 7 – породы фундамента.

 

Рис.7 Коллекторские пласты с гидродинамическим режимом. Составил Е.М.Максимов.

Приведенное давление в точке А равно: .

Наклон ВНК определяется разностью приведенных давлений в точках А и Б: , где ρВ – плотность пластовой воды; ρГ – плотность газа. Условные обозначения: 1 – песок водоносный; 2 – залежь газа с наклонным газо-водяным контактом; 3 – направление движения воды по пласту.

 

Месторождения, связанные с брахиантиклиналями, осложнеными грязевыми вулканами, широко развиты в Крыму, на Апшеронском полуострове (Кавказ), на Челекене (Зап. Туркмения). Месторождения, связанные с антиклиналями, осложненными соляной тектоникой, имеют развитие в Днепрово-Донецкой нефтегазоносной провинции, в Предуральском прогибе, Прикаспийской синеклизе. (рис.7).

3. Месторождения, приуроченные к складкам тектонических покровов (шарьяжей). Встречаются редко в предгорных прогибах. В частности, такие месторождения установлены в Предкарпатском прогибе и в Иране. Они нарушены многочисленными разломами, приурочены к узким, часто опрокинутым складкам.

Б. Группа месторождений нефти и газа, связанных с моноклиналями. Месторождения этого типа широко распространены как в платформенных, так и в складчатых областях. В платформенных областях моноклинали весьма пологие, конседиментационные, в складчатых областях – крутые и, в основном, постседиментационные – образовались после завершения процессов осадконакопления.

На моноклинальных склонах залежи формируются в пластах, которые деформированы в брахиантиклинальные (короткие) складки, флексуры или ограничены экранами тектонического, стратиграфического и литологического происхождения (см. рис. 5-IV). В пределах флексур и незамкнутых структур типа структурных носов залежи встречаются редко – при наклонных ВНК и ГВК (см. рис. 6).

В. Группа месторождений, связанных с эрозионными выступами и рифовыми массивами. Рифовые массивы – это погребенные известковые коралловые острова, состоящие из известковых скелетов отмерших организмов – кораллов, губок, брахиопод, пелеципод и продуктов их разрушения. Широко они развиты на бортах Камско-Кинельского прогиба, в Предуралье, в Средней Азии, на Среднем и Ближнем Востоке. Рифовые массивы обладают высокой пористостью и проницаемостью. Залежи, образовавшиеся в них, характеризуются высокими дебитами скважин. Типичным месторождением этого типа является Ишимбайское месторождение в Предуральском прогибе.

Эрозионные выступы – это выветрелые, трещиноватые, пористые останцы древних пород, в том числе и кристаллического фундамента, перекрытые непроницаемыми породами более молодого возраста. Нефтяные и газовые залежи в них формируются за счет боковой миграции и притока нефти и газа из вмещающих пород (см. рис. 5-IV). Примерами месторождений, приуроченных к эрозионным выступам древнего фундамента, являются месторождения Шаимского района Западной Сибири. Здесь в выветрелой зоне пород фундамента, залежи нефти выявлены на 21 месторождении.

Г. Группа месторождений, связанных с синклинальными прогибами. Такие месторождения встречаются редко. В частности, они выявлены в некоторых провинциях США. Залежи нефти в синклиналях формируются в сухих безводных пластовых резервуарах. Нефть стекает на дно синклинали, заполняя поры породы-коллектора.

 

 

 

Нефть и газ генетически тесно связаны между собой, имеют единый источник образования – рассеянное органическое вещество вмещающих пород. Поэтому в природе они всегда находятся совместно либо в одной и той же залежи, либо на одном и том же месторождении, в одном и том же бассейне. В природе нет нефтей, не содержащих растворенного газа.

Газ и нефть легко растворяются друг в друге, т.е. газ является растворителем для нефти, нефть – для газа. Растворимость газа в нефти при прочих равных условиях зависит от углеводородного состава газа и нефти. В целом, чем ближе химические и физические свойства нефти и газа, тем выше их взаимная растворимость. Лучше всех в газах растворяется гексан – С6Н14.

Таблица 13

Растворимость газа в нефтях

 

  Газ Растворимость в нефтях, см3/см3. Нефть Ромашкинского месторождения. Давление 50-300 кг/см2, t- 100°С
Азот 0,07 – 0,10
Метан 0,26 – 0,30
Углекислый газ 0,50 – 0,70
Этан 0,50 – 1,10
Пропан 2,0 – 3,0
Бутан 7,5 – 8,0

 

Из таблицы видно, что растворимость газов в нефтях возрастает с увеличением молекулярного веса газа.

Изменение свойств нефтей и газов в значительной мере обуславливаются изменением пластовых температур и давлений. Под давлением насыщения понимают давление газа, растворенного в нефти. Если нефть недонасыщена газом, то давление насыщения ниже пластового давления. При увеличении газонасыщенности нефти возрастает давление насыщения, и при достижении уровня пластового давления газ начинает выделяться в свободную фазу с образованием газовой шапки. При дальнейшем возрастании газовой фазы начинает проявляться обратная (ретроградная) растворимость нефти в газе: газы обогащаются тяжелыми углеводородами. Нефть залежи либо полностью растворяется в газах (при этом образуется газоконденсатная залежь), либо сохраняется в виде нефтяной оторочки. Чем больше давление, тем больше жидких углеводородов может быть растворено в газе. При снижении давления из газоконденсатной смеси жидкие углеводороды выделяются в свободную фазу, образуя конденсатную оторочку.

В сухом газе содержание тяжелых углеводородов составляет менее 5%, в жирном – около 50%. Внутри любой газовой или нефтяной залежи существует углеводородная неоднородность. Нефти и газы в залежи распределяются послойно в соответствии с законом гравитации: легкие компоненты всплывают вверх и располагаются в самой высокой части ловушки, а наиболее тяжелые – внизу, вблизи ВНК. Особенно хорошо это заметно в залежах, имеющих большую высоту. Например, на месторождении Махач-Кала в Предкавказье в присводовой части плотность нефти составляет 0,840 г/см3, а на крыльях – 0,842 – 0,844 г/см3. Такая закономерность характерна и для месторождений Западной Сибири.

Изменения свойств нефтей и газов в залежах после их образования может идти либо по линии гипергенезиса, либо по линии катагенезиса. Гипергенные изменения происходят в зонах малых глубин, низких температур и давлений под влиянием законтурных вод, содержащих окисляющие реагенты – кислород, углекислоту, сульфаты и др. Такие условия возникают, в часности, при поднятии залежей тектоническими силами в близповерхностные области. Гипергенные изменения начинаются в зоне ВНК, затем медленно распространяются на всю залежь. Происходит возрастание содержания в нефтях серы, смол, асфальтенов, потеря газовых фракций и общее утяжеление нефтей.

Заметное влияние на состав нефтей оказывает и состав вмещающих пород. В карбонатных коллекторах нефти более сернистые, более тяжелые, чем в терригенных коллекторах. Некоторое влияние оказывает также фильтрующее свойство глинистого цемента в коллекторах: чем больше глин в цементе, тем легче нефти, т.к. более всего адсорбции подвержены асфальтены и смолы.

Иногда наблюдаются обратные изменения плотности нефтей в залежах. Большей частью увеличение плотности вверх по залежи наблюдается при наличии связи с поверхностью Земли, реже – в залежах с неустоявшимся равновесием вследствие более позднего поступления в нее дополнительных порций легких углеводородов.

Изменение свойств нефтей может происходить и под влиянием вторичных перетоков по зонам разрывных нарушений и повышенной трещиноватости. Вблизи таких зон происходит смешение нефтей различных глубинных зон, либо утяжеление их вследствие окисления поверхностными водами в зоне разлома и потери растворенных газов. Длительное существование любой залежи сопровождается диффузией газов через покрышки.

Катагенные изменения нефтей и газов происходят в зонах больших глубин в услових высоких температур и давлений. Такие условия возникают при погружении залежей в результате последующих тектонических процессов. Катагенез нефтей сопровождается разрушением сложных углеводородных молекул, увеличением объема залежей, уменьшением плотности и вязкости нефтей, возрастанием обратной растворимости нефтей в газах, преобразованием нефтегазовых залежей в газоконденсатные. В резервуарах замкнутого типа при этом возникает АВПД.