Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
DHGLJHEVGU? <HIJHKU
1. Какие способы предшествовали совершенным методам добычи
нефти?
2. Кем и когда была пробурена первая в мире нефтяная скважина?
3. Какие этапы выделяют в развитии нефтяной промышленности?
4. Какой вклад внес в нефтяную науку Губкин И.М.?
5. В чем заключается цель нефтегазопромысловой геологии?
6. Какие методы используются для получения промыслово-
геологической информации?
7. Какие данные о литологическом составе пород можно получить
при внешнем осмотре?
8. Для чего применяют геофизический метод исследования скважин?
9. Для чего применяют гидродинамический метод исследования сква-
жин?
10. В чем суть материального моделирования?
11. Что входит в эмпирические средства получения информации?
12. Что собой представляет статическая модель залежи?
13. Что характеризует динамическая модель залежи?
2. A:E?@B M=E?<H>HJH>H< < IJBJH>GHF KHKLHYGBB
2.1. Ijbjh^gu_ j_a_j\mZju . Eh\mrdb
Ijbjh^guc j_a_j\mZj – _kl_kl\_ggh_ \f_klbebs_ g_nlb , ]ZaZ b
\h^u ( \gmljb _]h fh‘_l ijhbkoh^blv pbjdmeypby ih^\b‘guo \_-
s_kl\), nhjfZ dhlhjh]h h[mkeh\eb\Z_lky khhlghr_gb_f dhee_dlh -
jZ k \f_sZxsbfb _]h iehoh ijhgbpZ_fufb ihjh^Zfb .
Выделяются три основных типа:
пластовый, массивный, литологиче-
ски ограниченный со всех сторон (
линзовидный).
Пластовый резервуар представ-
ляет собой коллектор, значительно
распространенными по площади
(сотни и тысячи квадратных кило-
метров). Они могут быть сложены
как карбонатными, так и терриген-
ными образованиями (рис.1), часто
Jbk . 1. IeZklh\uc ijbjh^guc
j_a_j\mZj k \dexq_gb_f ebgah -
\b^guo l_e ]ebgbkluo ihjh^ :
1 – глины; 2 – песчаники
23
содержат отдельные линзовидные
прослойки непроницаемых пород в
толще основного горизонта. Особен-
ностями такого резервуара является
сохранение мощности и литологиче-
ского состава на большой площади.
Под массивным резервуаром по-
нимают мощные (несколько сот
метров) толщи пластов-коллекторов,
состоящие из многих проницаемых
пластов-коллекторов различного или
одинакового литологического соста-
ва (рис. 2, а). Они бывают сложены
терригенными и карбонатными по-
родами. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые про-
слои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, представляя
единый природный резервуар. Часто возраст пластов, слагающих мас-
сивный резервуар, бывает различным. Частным случаем массивного
природного резервуара являются ископаемые рифы (рис. 2,б), пред-
ставляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отло-
жений рифовые постройки.
Критерием, позволяющим объединить мощную толщу пород в еди-
ный резервуар, является распределе-
ние в нем газа, нефти и воды по их
удельным весам независимо от струк-
туры, возраста и текстуры состав-
ляющих его пород. Слабо проницае-
мые породы покрывают всю эту тол-
щу сверху. По характеру слагающих
их пород массивные резервуары под-
разделяются на две группы:
1. Однородные массивные резер-
вуары сложены сравнительно одно-
родной толщей пород, большей ча-
стью карбонатных (рис. 3).
2. Неоднородные массивные ре-
зервуары – толща пород неоднород-
на. Литологически она может быть
представлена, например, чередовани-
ем известняков, песков и песчаников,
сверху перекрытых глинами. Прони-
Jbk . 3. Ko_fZ h^ghjh^gh]h
fZkkb\gh]h j_a_j\mZjZ
Jbk . 2. FZkkb\gu_ ijbjh^gu_ j_ -
a_j\mZju, k\yaZggu_ k lhes_c ieZ -
klh\ - i_kqZgbdh\ (Z) b k jbnhf ([):
1 – песчаники; 2 – глины;
3
–
известняки; 4
–
соль
Jbk . 4. Ko_fZ g_h^ghjh^gh]h
fZkkb\gh]h j_a_j\mZjZ
24
цаемость такой толщи в различных
ее слоях колеблется, но перемеще-
ние жидкости (воды, нефти) воз-
можно во всех направлениях и
происходит в общем независимо от
наслоения пород (рис. 4).
Природные резервуары, литоло-
гически ограниченные, практически
со всех сторон окружены непрони-
цаемыми породами. Примером тако-
го резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород (рис.
5 ). В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в кото-
рых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со
всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо порода-
ми, насыщенными слабоактивной водой. К резервуарам неправильной
формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости
пород, связанные с местным изменением петрографического состава, не
распространяющимся на сколько-нибудь значительную площадь.
Jbk . 5. EbgaZ i_kdh\ (1)
\ lhes_ ]ebg (2)
Как правило, большая часть природного резервуара заполнена во-
дой. Это связано с тем, что либо породы природного резервуара пер-
вично насыщены седиментационными, или, как их еще называют, эли-
зионными («элизио» – выжимание), водами, либо в их поровое про-
странство внедрились атмосферные, т.е. инфильтрационные воды.
Нефть и природный газ по отношению к седиментационной воде явля-
ются более поздними образованиями.
Каким бы ни был механизм образования углеводородов для фор-
мирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение
ряда условий: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), не-
проницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и
газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в
который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке)
Eh\mrdZ – qZklv ijbjh^gh]h j_a_j\mZjZ , \ dhlhjhc [eZ]h^Zjy
jZaebqgh]h jh^Z kljmdlmjguf ^bkehdZpbyf , kljZlb]jZnbq_kdhfm
beb eblheh]bq_kdhfm h]jZgbq_gbx , Z lZd‘_ l_dlhgbq_kdhfm wdjZ-
gbjh\Zgbx kha^Zxlky mkeh\by ^ey kdhie_gby g_nlb b ]ZaZ. Ловуш-
ка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными
условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода
находится в движении. Примеры ловушек в пластовом, массивном и
литологическом природных резервуарах показаны на рисунке 6.
В пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти и газа
являются сводовые изгибы пласта (рис. 6, Б, Г, Е) или верхние части
25
рифовых массивов, имею-
щие, как правило, сводооб-
разную форму (рис. 6, Ж);
литологически замкнутый
(линзовидный) природный
резервуар сам является ло-
вушкой (рис. 6, В).
Как видно из рисунка 6,
объем ловушки Е контроли-
руется не перекрывающим
ее пластом ангидритов, а
вышележащими глинами. В
данном случае ангидриты
выполняют роль ложной
покрышки: они не могут
содержать промышленных
скоплений УВ (ввиду незна-
чительной емкости), но спо-
собны пропускать их (так
как в ангидритах имеется
система трещин).
По происхождению раз-
личают следующие ловушки:
структурные (сводо-
вые) – образованные в ре-
зультате изгиба слоев (рис.
6, Б, Г, Е) и (или) разрыва
их сплошности;
стратиграфические
(рис. 6, А) – сформирован-
ные в результате эрозии пла-
стов-коллекторов во время
перерыва в накоплении
осадков и перекрытия их затем непроницаемыми породами. Как пра-
вило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакопле-
нии, характеризуются более простыми структурными формами залега-
ния. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее,
называется ih\_joghklvx kljZlb]jZnbq_kdh]h g_kh]eZkby;
тектонические – образованные в результате вертикального пере-
мещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в мес-
те тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой
горной породой;
А
Г
Б
В
Д
Е
Ж
123
54
Jbk . 6. Eh\mrdb ^ey g_nlb b ]ZaZ \ ieZklh\uo
(:, ; , =), fZkkb\guo (? , @) b eblheh]bq_kdbo
(<, >) ijbjh^guo j_a_j\mZjZo:
Породы: 1 – терригенные; 2 – хемогенные;
3 – карбонатные; 4 – ловушки; 5 – поверхность
стратиграфического несогласия
26
литологические – образованные в результате литологического за-
мещения пористых проницаемых пород непроницаемыми (рис. 6, В, Д);
рифогенные – сформированные в результате отмирания организ-
мов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных
остатков в форме рифового тела (рис. 6, Ж) и последующего его пере-
крытия непроницаемыми породами.
Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного класса.
Kdhie_gb_ g_nlb , ]ZaZ, dhg^_gkZlZ b ^jm]bo dhfihg_glh\ , kh-
kj_^hlhq_ggu_ \ eh\mrd_ , h]jZgbq_ggu_ ih\_joghklyfb jZagh]h
lbiZ , \ dhebq_kl\_ , ^hklZlhqghf ^ey ijhfure_gghc jZajZ[hldb ,
gZau\Z_lky aZe_‘vx .
Согласно классификации А.А. Бакирова выделяются четыре основ-
ных класса локальных скоплений нефти и газа.
DeZkk kljmdlmjguo aZe_‘_c . К этому классу относятся залежи,
приуроченные к различным видам локальных тектонических структур.
Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса – сводовые, текто-
нически экранированные и приконтактные.
Сводовые залежи формируются в сводовых частях локальных
структур. Принципиальные схемы сводовых залежей в пределах раз-
личного типа структур изображены на рисунке 7.
Jbk . 7. K\h^h\u_ aZe_‘b \ jZaj_a_ b \ ieZg_ (ih : .:. ;Zdbjh\m ):
а – ненарушенные; б – нарушенные; в структурах, осложненных: в – криптодиапи-
ром или вулканогенными образованиями, г – соляными куполами. 1, 2 – нефть соот-
ветственно на профиле и в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пла-
ста, м; 4 – нарушения; 5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной
шток; 8 – песчаные породы; 9 – глины 10 – контур нефтеносности
27
а
б
в
г
д
Jbk . 8. L_dlhgbq_kdb wdjZgbjh\Zggu_
aZe_‘b \ jZaj_a_ b \ ieZg_
(ih :. :. ;Zdbjh\m ):
а – присбросовые; б – привзбросовые; струк-
тур, осложненных:
в – диапиризмом или грязевым вулканизмом,
г – соляными куполами;
д – поднадвиговые.
1 – грязевой вулкан; остальные условные
обозначения см. на рис. 7
28
Тектонически экранированные залежи формируются вдоль разрыв-
ных смещений, осложняющих строение локальных структур. Подобные
залежи могут находиться в различных частях структуры: на своде,
крыльях или переклиналях (рис. 8).
Приконтактные залежи образуются в продуктивных пластах, кон-
тактирующих с соляным штоком, глиняным диапиром или с вулкано-
генными образованиями (рис. 9).
Jbk . 9. IjbdhglZdlgu_ aZe_‘b \ jZaj_a_ b \ ieZg_ (ih :. :. ;Zdbjh\m ):
а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с грязевулканическими образо-
ваниями; в – с вулканогенными образованиями. 1 – песчаные породы; 2 – диапировое
ядро складки; остальные условные обозначения см. на рис. 7
Jbk . 10. Eblheh]bq_kdb wdjZgbjh\Zggu_ aZe_‘b \ jZaj_a_ b \ ieZg_ (ih : .: . ;Zdbjh\m ):
а – связанные с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; б – связанные с замеще-
нием проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом. 1 – асфальт; 2 – линия
выклинивания пласта-коллектора; остальные условные обозначения см. на рис. 7
29
DeZkk eblheh]bq_kdbo aZe_‘_c . В составе этого класса выделя-
ются две группы: залежи литологически экранированные и залежи ли-
тологически ограниченные.
Литологически экранированные залежи располагаются в участках
выклинивания пласта-коллектора (рис. 10).
Литологически ограниченные залежи приурочены к песчаным об-
разованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообраз-
ные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или же к
гнездообразно залегающим породам-коллекторам, окруженным со всех
сторон слабопроницаемыми породами (рис. 11).
Jbk . 11. Eblheh]bq_kdb h]jZgbq_ggu_ aZe_‘b \ jZaj_a_ b \ ieZg_ (ih : .: . ;Zdbjh\m ):
а – в песчаных образованиях ископаемых русел палеорек – шнурковые или рукавообраз-
ные; б – в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баро-
вые); в – в гнездообразно залегающих песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон
плохопроницаемыми глинистыми образованиями. 1 – мергели; 2 – поверхность несогла-
сия; остальные условные обозначения см. на рис. 7
Jbk . 12. AZe_‘b jbnh]_gguo h[jZah\Zgbc \ jZaj_a_ b \ ieZg_ (ih :. :. ;Zdbjh\m ):
а – в одиночных рифовых массивах; б – в группе (ассоциации) рифовых массивов. Ус-
ловные обозначения см. на рис. 7, 8.
30
DeZkk jbnh]_gguo aZe_‘_c . Залежи этого класса образуются в
теле рифовых массивов (рис. 12).
AZe_‘b kljZlb]jZnbq_kdh]h deZkkZ. Формирование залежей это-
го класса происходило в пластах-коллекторах, до этого срезанных эро-
зией и стратиграфически несогласно перекрытых непроницаемыми
слоями более молодого возраста. Залежи стратиграфического класса
могут быть обнаружены в антиклинальных, куполовидных и монокли-
нальных структурах (рис. 13, а). К ним относят и залежи, приурочен-
ные к выветрелой части погребенных выступов кристаллических пород
фундамента (рис. 13, б).
Jbk . 13. KljZlb]jZnbq_kdb_ aZe_‘b \ jZaj_a_ b \ ieZg_ (ih :. :. ;Zdbjh\m ):
а – в пределах локальных структур; б – в погребенных выступах кристаллических мас-
сивов. Условные обозначения см. на рис. 7, 8.
Термин «месторождение нефти и газа» не отвечает действительно-
му смыслу этого понятия, так как образование залежей происходит в
результате сложных миграционных процессов, протекающих в недрах.
Поэтому правильнее говорить о «местоскоплении залежей нефти и га-
за» (термин введен А.А. Бакировым). Но далее будем применять более
привычный термин – «месторождение»
Ih^ f_klhjh‘^_gb_f g_nlb b ]ZaZ ihgbfZ_lky kh\hdmighklv
aZe_‘_c , ijbmjhq_gguo l_jjblhjbZevgh d h^ghc iehsZ^b b k\_-
^_gguo k [eZ]hijbylghc l_dlhgbq_kdhc kljmdlmjhc .
Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной
площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется
однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизон-
тах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть
многопластовыми.
31
По начальному фазовому состоянию и составу основных УВ соеди-
нений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К h^ghnZaguf залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содер-
жащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые (состоящие более чем на 90% из метана) или газокон-
денсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим
газ с углеводородным конденсатом.
К ^\monZaguf залежам относятся залежи, приуроченные к пла-
стам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свобод-
ный 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 (
гн
н
н
VV
V
V
+
=
) двухфазные залежи подразделяются на:
а) g_nlygu_ с газовой или газоконденсатной шапкой (
н
V > 0,75);
б) ]Zah- или ]Zahdhg^_gkZlghg_nlygu_ (0,50 <
н
V ≤ 0,75);
в) g_nl_]Zah\u_ или g_nl_]Zahdhg^_gkZlgu_ (0,25<
н
V ≤ 0,50);
г) ]Zah\u_ или ]Zahdhg^_gkZlgu_ k g_nlyghc hlhjhqdhc (
н
V ≤ 0,25).
К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при
снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза – кон-
денсат.
В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным экс-
плуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасы-
щенная или нефтенасыщенная часть (рис.14).
По сложности строения месторождения подразделяются на:
¾ месторождения простого строения, приуроченные к тектониче-
ски ненарушенным или слабонарушенным структурам, про-
дуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью
толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
¾ месторождения сложного строения, характеризующиеся невы-
держанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных
пластов по площади и разрезу или наличием литологических
замещений, или тектонических нарушений, делящих единые
залежи на отдельные блоки;
¾ месторождения очень сложного строения, характеризующиеся
как наличием литологических замещений или тектонических
32