IV.3. Классификация залежей нефти и газа

Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:

1. Нефтяные залежи , мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м 3 газа.

6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см 3 /м 3 . Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см 3 /м 3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счет следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).

8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

1. Пластовые сводовые залежи. Они образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.

3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.

9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

1. Массивные сводовые (антиклинальные).

2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в том числе такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубине 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Часто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал

на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h Г – высота газовой части; h Н – высота нефтяной части.

Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

06.08.2016

Любая классификация залежей нефти и газа, прежде всего, должна отражать генетические особенности образования ловушек, в которых формируются залежи. Именно этот принцип был положен А.А. Бакировым, когда, обобщив все имеющиеся сведения о природных ловушках и приуроченных к ним залежей нефти и газа, он выделил четыре основных класса залежей (табл. 12.1).

Как видно из таблицы, в классификации выделено четыре класса залежей нефти и газа, которые в свою очередь делятся на группы и подгруппы. Давайте рассмотрим, что представляют собой некоторые из них. Начнем с класса структурных залежей. В нем выделяются три подгруппы: залежи антиклинальных структур, залежи моноклиналей и залежи синклинальных структур.
Залежи антиклинальных структур приурочены к локальным поднятиям различного вида, простого или нарушенного строения. В свою очередь, группа залежей антиклинальных структур включает в себя четыре подгруппы (табл. 12.2).
Ho прежде, чем приступить к рассмотрению залежей, надо изучить условные обозначения, характеризующие их строение в разрезе и плане.

Таким образом, залежи антиклинальных структур приурочены к локальным поднятиям различного вида. Сводовые залежи формируются в локальных структурах, как простого строения, так и осложненными тектоническими нарушениями, диапиризмом, грязевыми вулканами или солянокупольной тектоникой. Иногда встречаются, как уже упоминалось, так называемые «висячие» залежи, которые располагаются обычно на крыльях, реже на периклиналях локальных структур простого или сложного строения, о чем подробнее будет рассказано далее.
На структурных картах этих залежей контуры водонефтяного контакта обычно не соответствуют изогипсам кровли или подошвы продуктивных пластов, а секут их под разными углами.
Теперь рассмотрим группу залежей моноклиналей, в которой выделяются три подгруппы; залежи, экранированные разрывными нарушениями, залежи, связанные с флексурными образованиями, и залежи, связанные со структурными носами (табл. 12.3).

В настоящее время есть три основные гипотезы формирования этих залежей, весьма необычных с точки зрения антиклинальной теории. Первая гипотеза - тектоническая. Она объясняет их образование за счет изменения положения палеосвода складки. Вторая - за счет окислительных процессов, происходящих в при контурной зоне. И третья, наиболее распространенная, объясняет смещение залежи под напором пластовых вод.
Тектонически экранированные залежи формируются вдоль сбросов и взбросов, осложняющих локальные антиклинальные складки. В зависимости от пространственного положения и ориентировки разрывных нарушений эти залежи могут находиться на сводах, крыльях или периклиналях.
Приконтактные залежи образуются на контакте продуктивных горизонтов с соляным штоком, диапировым ядром или вулканогенными образованиями. Залежи моноклиналей могут быть связаны с флексурными образованиями: со структурными носами или разрывными нарушениями, осложняющими моноклинали.
Особое место в классификации занимают залежи синклинальных структур. Они были обнаружены в некоторых районах Аналачской нефтегазоносной провинции США, в провинции Сычуань в Китае, в Бразилии и др. (табл. 12.4).

Перейдем к группе залежей, связанных с рифовыми массивами (табл. 12.5). Отдельный рифовый массив или их группа могут содержать единую нефтяную или газовую залежь с общим водонефтяным контактом. В связи с тем, что кавернозность и трещиноватость известняков очень часто имеют локальное распространение, емкостно-фильтрационные свойства рифовых массивов значительно меняются даже на небольших расстояниях. В связи с этим, при разработке таких залежей дебиты скважин в различных частях рифового массива практически не бывают одинаковыми.
Следующий предмет нашего рассмотрения - класс литологических залежей.
Этот класс содержит две группы: литологически экранированные и литологически ограниченные залежи (табл. 12.6).


Антологические залежи распространены практически на всех нефтегазоносных территориях. Из них экранированные залежи связаны с участками выклинивания пласта-коллектора по его восстанию или с участками замещения проницаемых парод непроницаемыми. В литературе такие залежи иногда называют заливообразными.
К этой же группе также относятся залежи, образование которых связано с экранированием коллектора асфальтом или битумом, образовавшимся в результате окислительных процессов.
Литологически ограниченные залежи могут образоваться в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые залежи) или в линзообразных песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми отложениями. Часто такие залежи формируются в песчаных образованиях русел и дельт палеорек.
Впервые эту подгруппу залежей открыл И.М. Губкин в 1911 г. в Майкопском районе. Помните, мы об этом рассказывали в самом начале книги, когда говорили, что на заре развития нефтяной промышленности при поисках нефти широко использовался метод «дикой кошки».
Залежи, приуроченные к песчаным образованиям русел и дельт палеорек, И.М. Губкин, с присущим ему юмором назвал «шкурковыми» или «рукавообразными ».
И последний класс залежей - стратиграфические залежи. Это залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами. Здесь выделяются две подгруппы: залежи, связанные со стратиграфическими несогласиями на тектонических структурах и залежи, связанные со стратиграфическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа или выступов кристаллических пород (табл. 12.7).

И в заключение следует отметить, что иногда в природе встречаются залежи, формирование которых обусловлено действием нескольких факторов, например литологического и стратиграфического. Хорошо известны случаи, когда залежи приурочены к участкам выклинивания пластов-коллекторов, срезанных эрозией и перекрытых затем плохопроницаемыми отложениями более молодого возраста, как, например, месторождения Западный Тэбук в Сибири, Ист-Тексас в США и др.

Классификации залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек и по форме природных резервуаров

Разделение залежей (месторождений) по величине запасов

Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию

Элементы залежей нефти и газа

Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. В двухфазной залежи газ занимает верхнюю часть ловушки. ниже пустотное пространство заполняется нефтью, а ещё ниже – водой. Поверхности контактов газа и нефти, нефти и воды называются поверхностями соответственно газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела. Наклон поверхности ВНК (ГНК) может быть связан с проявлением гидродинамических или капиллярных сил, а также с процессами новейшей тектонической деформации ловушки.

Если количества нефти или газа недостаточно для заполнения всей толщины пласта-коллектора в сводовой ловушке, то внутренние контуры нефтеносности и газоносности будут отсутствовать и такие залежи называются неполнопластовыми водонефтяными или водогазовыми. Внутренние контуры отсутствуют и у массивных залежей, которые сформировались в массивных природных резервуарах. Длина, ширина и площадь залежи определяется по её проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высота залежи (высота нефтяной части плюс высота газовой части, называемой у газонефтяной залежи газовой шапкой), называется вертикальное расстояние от подошвы залежи до её наивысшей точки.

Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности) .

Фазовое состояние УВ, их состав и взаимоотношение жидких и газообразных фаз являются важнейшими параметрами залежей. Углеводородные системы находятся в залежах, как в однофазном, так и в двухфазном состоянии. Однофазные залежи содержат только нефть или газ, а двухфазные – газ и нефть. При этом согласно плотности газ занимает верхнюю часть ловушки, а нефть – нижнюю. Нефтяная часть залежи подпирается водой. Название двухфазных залежей определяется соотношением фаз. Принято преобладающую фазу ставить на второе место. Название: «залежь газонефтяная» говорит, что в ней больше нефти, а название «залежь нефтегазовая» , - что в ней больше газа. При совместном учёте нефти и газа используется понятие «условное топливо» , при котором 1000 м 3 газ приравнивается к 1 т нефти.

Скопление свободного газа в газонефтяной залежи называется газовой шапкой . Газовая шапка образуется только в случае, когда давление насыщения нефти газом в залежи станет равным пластовому давлению при данной температуре. В нефтегазовой залежи её нефтяная часть, располагающаяся между газом и водой, называется нефтяной оторочкой .

Существуют различные классификации залежей УВ по их фазовому состоянию. Отличаются они количеством групп залежей и их состоянием. Например, К. Бека и И. Высоцкий (1976) выделяют газоводяные залежи, содержащие газ, растворенный в воде и газогидратные залежи.

В классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утверждённой Министерством природных ресурсов в 2005 году месторождения (залежи) нефти и горючих газов в зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений разделяются на шесть типов:

1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

2) газонефяные (ГН), в которых нефтяная часть залежи является основной, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи;

3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %;

4) газовые (Г), содержащие только газ;

5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

6) нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.

Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации

Основной характеристикой залежи являются запасы , под которыми понимается количество нефти и газа, выявленное по данным бурения и достаточное для промышленной разработки. Запасы подразделяются на геологические и извлекаемые.

Геологические запасы – это количество нефти и газа, находящееся в залежах и подсчитанное по результатам бурения и разработки залежей.

Извлекаемые запасы – это часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.Соотношение между извлекаемыми и геологическими запасами определяется коэффициентом извлечения, который зависит как от естественных, так и от технических причин. Для нефти он колеблется в пределах от 0,1 до 0,8, а для газа – 0,9.

В зависимости от степени геологической изученности и промышленного освоения запасы нефти и газа подразделяются на четыре категории: А, Б, С 1 и С 2 .

Запасы разделяются также по степени экономической эффективности на промышленно-значимые и непромышленные . Промышленно-значимые запасы далее делятся на нормально-рентабельные и условно-рентабельные .

Кроме запасов выделяются геологические ресурсы – это количество нефти и газа, которое предполагается и оценивается количественно в пределах нефтегазоносных или перспективно нефтегазоносных пластов, горизонтов или комплексов региональных тектонических элементов, а также - в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных невскрытых бурением ловушек. Данные по количественной оценке ресурсов нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ.

По экономической эффективности ресурсы в последней классификации разделяются на две группы: рентабельные и неопределённо-рентабельные . В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы – это часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки.

Выделение категорий ресурсов производится на основе геологических аналогий, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, изученности участка недр параметрическим и поисковым бурением.

Таблица. Классификация залежей (месторождений) нефти и газа по величине запасов

1. Пластовая залежь:

а) Пластовые сводовые - залежь, приуроченная к резервуару пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве практически непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, к-ый подпирается водой.

б) Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами по поверхности статиграфического несогласия.

в) Пластовая тектонически экранированная - залежь в пласте, ограниченном вверху по его наклону разрывом, приводящим пласт в соприкосновение со слабопроницаемыми породами.

г) Пластовая литологически экранированная залежь приурочена к ловушке, обусловленной выклиниванием пласта-коллектора или ухудшением его коллекторских св-в вверх по восстанию.

2. Массивные залежи - скопления УВ в ловушке, образованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород.

М.з. в структурном выступе (выступ пород тектонического происхождения, образованном или антиклинальным изгибом пластов)

М.з. в эрозионном выступе (возвышающийся выступ - результат эрозии-размыва и под толщей более молодых малопроницаемых отложений)

М з. в биогермном выступе (вершина массива, перекрытого малопроницаемыми породами)

3. Литологическн ограниченные залежи - скопления Н (Г) в резервуаре неправильной формы, ограниченном со всех сторон слабопроницаемыми породами.

Понятии е нефтегазоносных провинциях, областях и зонах нефтегазонасыщения.

Нефтегазоносная провинция -это целостная совокупность различных крупных деоструктутрных истор. формир.развит. и в том числе общностью стратегр. диап. регион газоносности.(Западно-Сибирская, Восточно-Сибирская) Нефтегазоносная область - эго территория приуроченная к одному целостностаному, крупному геоструктурному элементу. Характеризуется общим геологическим строением и геолог-м условием развития включающий палеограграф. и пвлеотехнич. усл. нсфтегазообраз. и палеотехнич..(Прибалтийская, Ставропольская, Сахалинская) Зона гозон. ассоц, сложных исход. по геолог. строению месторождений нефти и газа приурочено в целом к единой группе генитически связанных между собой ловушек структуры.

Построение геологических профилей. Решаемые задачи.

Геологические профили называется наглядное изображение земной коры в вертикальной плоскости.

1. Общий профиль который показывает весь скрытый разрез скважины от забоя до устья.

2 .Забойной называют часть вскрытой скважины в интервале продуктивного пласта.

Первичным материалом является керновый материал и материалы шлама.

Все построение ведется в абсолютных отметках для этого из глубин залегания или подошвы пластов и различие характера насыщения высчитывают альтитуду.

Альтитуда – превышение любой точки на местности от нулевой отметки или от уровня моря.

За 0 принят Балтийское море. Построение ведется в двух масштабах в горизонтальном и вертикальном. Перед построением выбираем направление.

Решаемые задачи Геологический профиль наглядно показывает условие залегания пластов в разрыве скважины. Позволяет рассчитать отметки глубин залегания кровли или подошвы пластов различного литологического состава, позволяет определить углы падения пластов разреза, позволяет выявить в разрезе пласты коллекторы и оценить их характер насыщения, позволяет рассчитать отметку первоначального положения ГНК, ВНК, и т.д.

Составл структ.карт

Эта карта показывает распространение кровли или подошвы пласта с помощью изогипс.

Изогипсы – это линия все точки на которой кровли или подошвы равноудалены от нулевой точки.

Первичным материалом служит керновые материалы и материалы ГИС.

Построение ведется в абсолютных отметках.

Перед построением выбирается сечение изогипс.

Сечением изогипс называется равные по высоте отметки между двумя соседними точками.

В случае полого залегания пластов сечение принимается от 2-6 м.

Пласты с большим углом падения сечение выбирается 6- 20 м.

Метод треугольников в том случае когда в участке отсутствует тектонические нарушения. Метод профелей наоборот.

Решаемые задачи.

Структурная карта наглядно показывает кровли или подошвы пласта в горизонтальном залеже.

Карта позволяет определить форму и размеры залежи, позволяет определить структуру, определить углы падения пласта, определить наличие тектонических нарушений, определить местоположение внутреннего и внешнего нефтенасыщенности.

Эта карта является основой при проектировании местоположения залежи. Карта также является основой при составлении подчетного плана при подчете запасов нефти и газа.

Виды вод в горных породах.

Связанные воды

Свободные воды

Связанные воды

а) конституционная вода в кристаллических решетках минералов в виде отдельных разобщенных ионов Н+, ОН-, и др.

б) кристаллизационная – в кристаллических решетках минералов в виде отдельных молекул Н2О(гипс).

в) гидратная – присоединенная к частицам коллоидных веществ в виде плотно облегающих молекул и слоев(опал).

Свободная вода.

а) гидроскопическая – обособленные капельки на поверхности породы, связана молекулярными силами и не перемещается.

б) пленочная – в виде тонкой пленки над слоем гидроскопической воды может перемещаться от тонкой пленки к толстой.

в) капиллярная – в пустотах горных пород диаметром менее 1 мм.

г) гравитационная – в пустотах диаметром более 1 мм

Воды нефтяных месторождений. Промысловая классификация вод.

Воды в промысловых условиях классифицируются по их пространственно-геологическому отношению к залежам, которые служат объектами разработки.

Воды нефтяных (газовых) месторождений:

Грунтовые

Нефтяного (газового) пласта

а) внутри залежи

промежуточная

остаточная

б) законтурная

в) кроевая нижняя

г) кроевая верхняя

Напродуктивного водяного пласта

а) верхняяб) нижняя

Техническая

Выделяются следующие группы вод. грунтовые, нефтяного (газового) пласта, непродуктивного (водоносного пласта), тек­тонические, техногенные. Группы подразделяются на подгруппы. В продуктивном пласте внутри самой залежи нефти и газа содержится остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью или газом. Это в основном прочносвязанная, рыхлосвязанная и стыковая вода.

К промежуточной относится вода, насыщающая слои внутри залежи, являющейся единым объектом эксплуатация. Вода в продуктивном пласте, находящаяся под залежью в пределах внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (газоносности), относится к нижней краевой. В случае, когда залежь водоплавающая, вода обычно называется подошвенной.

Вода, находящаяся за внешним контуром нефтеносности (газоносности), именуется законтурной. К верхним краевым относится вода, находящаяся в пласте, содержащем залежь, и за­легающая выше залежи. Случай довольно редкий. Воды водоносных горизонтов, залегающих выше продуктивного пласта, обычно называют верхними, а ниже - нижними. Это название условное, так как в многопластовом месторождении один и тот же водоносный горизонт может быть нижним по отношению к расположенному выше продуктивному пласту и верхним по отношению к залегающей ниже продуктивной толще. К тектонической относится вода, внедряющаяся в продуктивный пласт по тектоническим нарушениям. Вода, попадающая в нефтеносный (газоносный) пласт, в результате процессов, связанных с бурением скважин, их ремонтом, а также с разработкой месторождения (закачка вод для поддержания пластового давления, введение различных растворов при других методах воздействия на пласт и т.п.), называется техногенной.

Пластовое давление.

Пластовое давление - давление, к-ое испытывают пластовые флюиды, заполняющие пустотное (поровое) пространство горных пород, и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов.

Рпл.=(HY)/10, Y-плот.воды. Н-глубина

На ряде месторождений Рпл.превышает гидрост. Такое давл.наз-ся аномальным.

Начальное Рпл-это давл.замеренное на забоенеработающей скважины.

Текущее давл.-статич.давл.на забое замеренное после притоков флюида. Пласт.давл. различно, вледствие разницы глубин.

Наличие пластового давления, являющегося движущей силой Н., Г. и В. в пласте - одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых. Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей.

Рпл.пр.=Рн+(Нвнк-hн)*Pн/ 100

Pн-пласт.давл.замеренное

Нвнк-абс.отм..глуб.залег.внк

Hн-абс.отм.т.замера

Pн-плот.нефти

Пластовая температура.

Изучение изменения пластовой

температуры по объему продуктивного пласта и во времени необходимо при определении св-в пластовых флюидов, используемых в подсчете запасов нефти и газа, при проектировании и осуществлении разработки продуктивного пласта, установлении режима его работы и т.д. С увеличением глубины температура недр повышается. В различных районах земного шара градиенты температуры различны.

Параметры:геометрич.ступень-расст.в м при углублении на которую темпер.повыш.на 1 град.G=(H-h)/(T-t)

Геометрич.градиент-прирост температуры на кажд.100м Г=(T-t)*100/(H-h)

По типу природного резервуара различают залежи (ловушки): пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон (И.О. Брод).

В залежах пластового типа УВ-флюиды контролируются кровлей и подошвой конкретного пласта-коллектора (чаще всего это песчаная пачка), который ограничен сверху и снизу породами-флюидоупорами, движение флюида осуществляется вдоль пласта (латерально).

Залежи пластового типа подразделяются на полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие). Первые имеют внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности, вторые – только внешний. В плане чаще всего имеют изометричную и удлиненную форму.

В залежах массивного типа УВ-флюиды удерживаются лишь породами покрышки, движение пластового флюида осуществляется во всех направлениях. Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо- и нефтеносности. Массивные залежи чаще приурочены к карбонатным коллекторам, в плане чаще всего имеют форму круга.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи окружены непроницаемыми породами, движение пластового флюида не происходит, а внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности в плане имеют неправильные очертания. Залежи чаще приурочены к обломочным и нетрадиционным коллекторам, к линзовидным и неантиклинальным ловушкам.

В зависимости от продуктивности эксплуатационных скважин А.Э. Конторовичем разработана классификация по рабочим дебитам (таблица 4). Необходимо отметить, что например в США среднестатистический дебит нефтяной скважины составляет 2-5 т/сут. В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам и погоня только за крупным экономическим эффектом.

Таблица 4 – Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по А.Э. Конторовичу)

По сложности геологического строения выделяются залежи:

простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (нефти более 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (нефти от 0,50 до 0,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (нефти от 0,25 до 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (нефти менее 0,25).