Курс "Геология нефти и газа" ч.1

«Природные резервуары – это пористые и трещиноватые зоны верхней части земной коры, вмещающие в себя жидкости и газы»

( И.О. Брод, 1952г.)

Они состоят из проницаемых пород-коллекторов

и ограничены породами упорами (экранами), которые практически непроницаемы для нефти, газа и воды.

Емкость каждого природного резервуара зависит от его размеров и емкости пород-коллекторов.

Природные резервуары имеют множество свойств:

размеры форму, емкость, тип границ, тип коллекторов, генезис

Ранги природных резервуаров (по размеру):

• Региональные нефтегазоносные комплексы;

• Субрегиональные – нефтегазоносные подкомплексы;

• Зональные группы пластов;

• Локальные – пласт-коллектор.

Такие месторождения найдены в США в штатах Вайоминг, Орегон, Колорадо, в провинции Квебек в Канаде, в Азербайджане на месторождении Мурадханды.

Зональные покрышки имеют меньшую площадь распространения - в пределах одного-двух сводов или куполов.

Скопления нефти и газа, экранированные соленосными толщами, формируются как в подсолевых, так и надсолевых отложениях, в последних экранирующими являются соляные штоки (купола), а нефть скапливается в пластах пористых пород, прорванных штоками и изогнутых в антиклинальные складки.

Геология нефти и газа

ТЕМА 2. ПОРОДЫ- КОЛЛЕКТОРЫ ТЕРРИГЕННОГО ТИПА.

Тема 1. Классификация природных резервуаров нефти и газа.

По гранулометрическому и минералогическому составу выделяют песчаные, алевритовые и глинистые породы.

Керновый материал – основной источник геологической информации о глубоко залегающих слоях земной коры. На практике керн отбирается не по всему стволу скважины, а только из ожидаемо продуктивных слоев.

Из группы терригенных коллекторов наибольшим распространением пользуются пески и песчаники морского и эолового происхождения. Обычно в местах антиклинальных перегибов слоев или других типов барьеров, поры и каналы заполняются нефтью и газом.

Терригенные породы состоят из обломков разной степени окатанности, образующейся при транспортировке в водной или воздушной среде и выпавших в осадок в процессе седиментации.

Структура терригенных пород определяется размером обломков

Понятие “литотип” позволяет в геологическом разрезе выделить слои (пласты), резко отличающиеся по своим признакам (свойствам).

песок

галечники

гравийники

алеврит

глина

Так, например, литология горных пород определяется с помощью электрического, радиоактивного и других видов карротажа, обычно интерпретация данных карротажа привязывается к данным кернового материала.

В конечном счете геофизические методы позволяют расчленить геологический разрез скважины на природные резервуары и разделяющие их флюидоупоры там, где невозможно отобрать керн.

Большую помощь здесь оказывают геофизические методы исследования скважин (в настоящее время известно более 15 видов карротажа), поэтому их роль при подсчете запасов нефти и газа в залежи огромна.

В нефтепромысловой геологии (на практике) существует и применяется множество различных классификаций, так называемых литотипов терригенных пород, например, классификация М.Ю. Эрвье, 1987г., содержащая несколько десятков литотипов.

По карротажным данным определяется толщина пласта, степень его неоднородности, нефте- и газонасыщенность коллектора. Итоговый этап – корреляция разрезов скважин с последующим построением геологического разреза.

Кроме того, литотипы облегчают применение вычислительной техники.|

По данным скважин, отобранным кернам, геологические разрезы можно расчленить на литотипы, что важно для практики нефтяной геологии.

Для определения количества углеводородов в продуктовом пласте строится большое количество карт, например, структурная карта по кровле и подошве пласта, карта мощности пласта, эффективной пористости, коэффициента нефтенасыщенности и др. Совокупность таких карт представляет общую модель природного резервуара.

ТЕМА 3. ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ КАРБОНАТНОГО ТИПА.

Природные резервуары в карбонатных породах имеют различные формы, например, массивные формы в рифтовых известняках (Рис.2)

Карбонатные коллекторы отличаются крайней невыдержанностью и изменчивостью свойств. В карбонатных породах множество пустот и трещин различного генезиса, но далеко не все они заполнены нефтью или газом.

Основными методами поисков рифтовых массивов являются сейсморазведка и бурение. В перекрывающих рифы толщах образуются антиклинальные формы, а в подстилающих их породах таких форм нет (сейсморазведка).

К карбонатным породам относятся породы, содержащие карбонатные минералы в количестве более 50%. Такие породы составляют 15-20% от всего объема осадочных образований.

Мергели – породы, состоящие на 50-70% из карбонатов и 25-50% глин. Образуются в морских и озерных водоемах с одновременным поступлением карбонатов и глин. Мергели, содержащие СаСо3 в количестве 75-80% являются цементными мергелями, соответственно из них производится цемент. В нефтяных областях они выполняют роль флюидоупора.

По данным А. А. Бакирова в коллекторах карбонатного типа содержится 44% мировых запасов нефти и 24% запасов газа. В частности, рифтовые известняки содержат почти 40% мировых запасов нефти. В настоящее время почти половина годовой добычи нефти - это нефть из карбонатных пород в бассейне Персидского и Мексиканского заливов. В России карбонатные коллекторы установлены в Предуралье, на С. Кавказе, а также в Белоруссии и др. регионах. Притоки нефти из рифтовых известняков достигают тысяч тонн на скважину в сутки.

Многочисленные залежи в рифах девонских и каменноугольных отложений установлены в США, Канаде, Персидском заливе, уникальные месторождения в Ливии. В России такого типа месторождения найдены в Волго-Уральской, Предуральской провинциях (II), Тимано-Печерской (I) и Прикаспийской впадинах (III), на Северном Кавказе (IV), в В. Сибири (VIII), З. Сибири.(V)

В зоне выветривания в карбонатных породах могут образоваться карстовые полости. Если эти полости перекрываются глинами или мергелями, в них могут образоваться природные резервуары (З. Сибирь)

Лучшими коллекторами в карбонатных толщах, как уже отмечалось ранее, являются рифтовые известняки, состоящие из скелетов кораллов, мшанок, раковин брахиопод, двустворок. Пустотность таких известняков достигает 60%.

Первичные доломиты образуются в условиях жаркого климата, формируют пласты с примесями кальцита, гипса, ангидрита и др. минералов.

Породообразующими минералами чаще всего являются: кальцит (СаСо3), доломит (СаМg(Со3)2) и арагонит (СаСо3).

- 44%

OIL

По происхождению среди карбонатных пород различают следующие литотипы: биогенные (органогенные); хемогенные; биохемогенные, образующиеся в морских и озерных водоемах как в мелководных, так и глубоководных зонах; обломочные.

Обломочные известняки и доломиты схожи с терригенными породами, но отличаются от них большей подверженностью вторичным изменениям (выщелачивание и трещинообразование). Эти породы относятся к коллекторам порового типа, характеризуются невысокими фильтрационно-емкостными свойствами, однако при наличии пустот и трещин обеспечивают высокие дебиты флюидов в скважинах (Поволжье)

Карбонатные породы образуются в условиях теплого, аридного климата, а на глубинах более 3,5-5 км они не образуются из-за низкой температуры воды.

- 24%

GAS

Внутреннее строение рифового тела устанавливается бурением с последующим построением профильных разрезов и литологических карт.

ТЕМА 4. КОЛЛЕКТОРЫ ТРЕЩИННОГО И

ПОРОВО-ТРЕЩИННОГО ТИПОВ.

Трещинные коллекторы в кремнистых породах.

Tрещинные коллекторы в глинистых породах.

Трещинные коллекторы в карбонатных породах.

Трещинами называются разрывы сплошности горных пород без смещения. Промышленно-значимые коллекторы трещинного типа встречаются редко, главным образом, в карбонатных породах. Проницаемость колеблется в области 10-17/ м2.

Порово-трещинные коллекторы коры выветривания фундамента.

На территории З. Сибири в ряде районов установлены промышленные скопления нефти и газа. Покрышкой для залежей служат юрские глины.

В геологии существует множество классификаций по типам трещин в горных породах: по ориентировке относительно продуктового слоя, по ориентировке в пространстве, по длине или ширине, по форме и др.

Такие коллекторы встречаются редко и представлены они опоками и диатомитами. В России найдены на Сахалине и в Калифорнии (США).

Емкость природного резервуара зависит от пористости слагающих его пород.

Коллекторами могут быть пористые и трещиноватые горные породы, способные вмещать нефть и газ.

Обычно глины являются флюидоупорами, но бывают исключения. Так, в З. Сибири из битуминозных глин баженовской свиты были получены промышленные притоки нефти. Здесь коллекторские породы залегают в виде пропластков и линз. 30-40% скважин на этом участке оказались ”сухими”. Максимальные дебиты в эксплуатационных скважинах составляли 100-200т/сут.

В итоге можно сделать вывод, что кора выветривания фундамента является перспективной для поисков нефтяных и газовых образований.

Порово-трещинные коллекторы в песчано-алевролитовых породах.

Большинство трещин в карбонатных породах относится к литогенетическому типу, другие - к тектоническому типу. При крупных размерах ловушки в трещинных коллекторах может содержаться значительное количество углеводородов.

Под корой выветривания понимаются продукты выветривания, образовавшиеся на поверхности Земли. Скальные породы рассыпаются в щебень, дресву, карбонаты растворяются. При смене тектонического режима коры выветривания перекрываются покровными отложениями, уходят на большую глубину, где могут стать природными резервуарами для нефти и газа. Практика показала, что наибольшие перспективы в качестве природного резервуара имеет кора выветривания карбонатных и магматических пород, а менее всех - глинистых сланцев.

Ю.К. Бурлин классифицировал трещины коллекторов по их происхождению как: литогенетические, тектонические и гравитационные.

Существует комплекс полевых и лабораторных методов изучения трещин.

Порово-трещинные коллекторы образуются в пористых породах (в песчаниках). Пористость здесь низкая, -2 -7% и не играет существенной роли. Проницаемость определяется трещиноватостью как коллектора, так и флюидоупора.

Классификация природных резервуаров

С увеличением возраста и глубины залегания коллекторские свойства терригенных пород понижаются за счет их уплотнения, сокращения пор, возникновения в порах вторичных минералов. Эта закономерность наблюдается повсеместно, во всех нефтеносных областях.

Протяженность нефтенасыщенных линз достигает 1,5 – 2 км, а толщина до 5 м.

Как показала практика, песчаники и алевролиты часто подвержены трещиноватости. Именно трещины дают возможность флюидам выйти из сплошной матрицы горных пород. Таким образом трещины (в том числе искусственно созданные) обеспечивают высокий процент извлечения нефти из залежи.

Кроме З. Сибири притоки нефти и газа из глинистых пород были обнаружены в В. Ставрополье и Прикаспии.

Нефть консервирует поровое пространство и прекращает вторичное минералообразование, которое продолжается только под залежью.

Классификация природных резервуаров составлена по ряду признаков (например, по Е.М. Максимову),- по размеру, по форме, по типу границ коллекторов, по типу слагающих горных пород, по степени неоднородности коллектора и по происхождению резервуара. (Рис.1).

ТЕМА 5. ХАРАКТЕРИСТИКА И КЛАССИФИКАЦИЯ ФЛЮИДОУПОРОВ.

ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ коллекторов – это степень заполнения порового пространства водой.

Итак, пористость и проницаемость определяют фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, количество общих и извлекаемых запасов нефти и газа в конкретной залежи. По этим признакам коллекторские породы подразделяются на 6 классов (от очень высокого до очень низкого).

Фильтрующие поры для нефти начинаются с размера 50 мкм и более.

При подсчете запасов нефти пористость с радиусом пор менее 1мкм из расчетов исключается, а величина (коэффициент) открытой, эффективной пористости входит в формулу подсчета запасов нефти и газа.

В среднем пористость нефтеносных пород-коллекторов составляет 10-20%.

НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ –это степень заполнения порового пространства нефтью и газом (как и водонасыщенность измеряется либо в долях единицы, либо в %). Коэффициент нефте- и газонасыщенности для залежей изменяется от 60 до 95%. Этот коэффициент входит в формулу подсчетов запасов нефти и газа. Для Сибири расчетный коэффициент извлечения по нефти составляет 0,25 – 0,35, а по конденсату – 0,65 – 0,70, реже – 0,80.

Относительная проницаемость для нефти равна нулю до тех пор, пока нефтенасыщенность не достигнет 30% (до этого идет только смачивание горной породы), а газ в подобных условиях легко проходит через такую систему. При нефтенасыщенности в 90% проницаемость для нефти возрастает до 0,75, а для газа сокращается до нуля.

Газ

Так, в Сибири до глубины 2200- 2300 м. развиты коллекторы I - III классов с открытой пористостью 22- 35%, глубже – коллекторы IV – V классов с пористостью 7 -14%.

Высокими коллекторскими свойствами обладают кайнозойские отложения, залегающие на небольших глубинах,- в песчаных коллекторах Апшерона (С. Кавказ) пористость достигает 48%, а газоносные алевролиты на Ставропольском месторождении имеют пористость 40%.

Глина

Нефть

Вода

50 мкм

Типы пород- флюидоупоров.

Вследствие пластичности под влиянием внешнего давления соляные породы способны образовывать огромные соляные купола, иногда их размеры достигают нескольких километров (соляная тектоника).

Флюидоупоры, как геологические тела, имеют бесчисленное множество классификационных признаков, но для нефтяной геологии наиболее важными являются некоторые из них, в частности:

Известный геолог-нефтяник И.М. Губкин в своем учебнике «Учение о нефти», 1932г. к непроницаемым породам отнес глины, мергели, соли, плотные известняки, но с оговоркой, что резкой границы между проницаемыми и непроницаемыми породами в природе не существует.

Глинистые породы являются наиболее распространенными флюидоупорами, поскольку они имеют чрезвычайно низкую проницаемость для нефти, газа и воды. Плотные глины, не размокающие в воде называются аргиллитами, а тонкоплитчатые – глинистыми сланцами.

Пласты горных пород, непроницаемые для нефти, газа и воды называются флюидоупорами (покрышками, экранами, барьерами). Без пластов-покрышек в природе в принципе не возникло бы ни природных резервуаров, ни ловушек для нефти и газа. Их роль была известна Д.И. Менделееву еще в 1865г., когда он писал о наличии под землей пористых пород, пропитанных нефтью. Тогда же по результатам бурения первых скважин на нефть утвердилась антиклинальная теория поисков нефтяных скоплений в недрах.

Соляные породы состоят из хлоридов или сульфатов, имеют хемогенное происхождение, отлагаются на дне озер, лагун в условиях аридного климата, образуют пласты, линзы, купола и др. формы. Соленосные толщи обычно подстилаются карбонатными породами, внизу сложены гипсом, ниже залегают каменная соль и калийные соли. Соляные породы являются очень пластичными, поэтому любые поры и трещины в них быстро залечиваются, отсюда низкая пористость и проницаемость, обуславливающие экранирующие свойства.

Крупнейшие залежи калийных и каменных солей известны в Предуралье, Прикаспии, Германии, Мексике, США, Украине , Прибалтике, Ср. Азии.

площадь распространения

мощность пластов

степень однородности

экранирующие свойства

гранулометрический

минералогический состав

В нефтеносных районах наиболее широко распространены глины полиминерального состава морского или озерного происхождения.

Поэтому геологов-нефтяников интересуют плотность, пористость, проницаемость, форма и размер пустот, водонасыщенность, нефте- и газонасыщенность.

Экранирующие качества пластов-покрышек.

Третичные соли разрабатываются на Кавказе (Нахичевань), Румынии, Иране.

Научными исследованиями и практикой установлена тенденция ухудшения экранирующих свойств глинистых пород с глубиной в связи с их уплотнением под возрастающей нагрузкой, потерей пластичности и возникновением вторичной трещиноватости.

Лучшими экранирующими свойствами обладают монтмориллонит-гидрослюдистые глины, поскольку они высокопластичны и способны к набуханию при контакте с водой. Кроме того, монтмориллонитовые (бентонитовые) глины повсеместно используются в качестве буровых растворов, которые закачиваются в скважины с целью решения ряда технологических задач.

Флюидоупорные качества пластов-покрышек зависят от огромного количества факторов. Назовем некоторые из них: качество самих флюидоупоров, однородность пласта, толщина пласта и степень его трещиноватости.

Напротив, соли сохраняют свою пластичность на больших глубинах.

Под глинистыми покрышками, как показали научные исследования, сосредоточено 66% мировых запасов природного газа.

Региональные и субрегиональные флюидоупоры (покрышки) имеют большие площади распространения (сотни тыс. кв. км) при толщине от десятков до тысяч метров.

Исследование пласта- флюидоупора на однородность, как и пласта коллектора, производится по карротажным диаграммам и отбором керна в отдельных точках скважины. По этим данным строятся профильные разрезы и карты, определяется качество покрышки и перспективные площади для локализации нефти и газа.

В З. Сибири, Якутии и на Аляске широко развиты мерзлые породы, распространяющиеся до глубин в 800 м (Якутия), которые практически являются непроницаемыми для флюидов. На таких площадях в некоторых зонах найдены газогидратные залежи, а под ними – газы, иногда достигающие промышленных размеров.

66%

Чем больше мощность покрышки, тем лучше ее экранирующие свойства. Лучшими экранирующими свойствами во всех регионах обладают региональные и субрегиональные покрышки, имеющие широкое площадное распространение, большую мощность и высокую степень однородности.

Многолетняя мерзлота в России