Пластовые залежи

В пластовых залежах скопление нефти и газа контролируется кровлей и подошвой пласта. По периферии нефтяная залежь обычно ограничивается водой. Поверхность (рис. 1), разде­ляющая нефть и воду, называется поверхностью водонефтяного контакта (ВНК). Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности. Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Газовая шапка в пласте может присутствовать только в том случае, если давление в залежи равно упругости растворенного газа в нефти при данной температуре. Если пластовое давление выше упругости растворен­ного газа, то весь газ растворится в нефти.

Рис. 1. Схема пластовых залежей нефти и газа, образовавшихся в результате латеральной миграции углеводородов.

1 – газ, 2 – нефть, 3 – вода, 4 – водонефтяная часть залежи (ВНЗ), 5 – зона сплошной нефтеносности (чисто нефтяная зона ЧНЗ), 6 – газонефтяная часть залежи (ГНЗ), 7 – водонефтяной контакт (ВНК), 8 – внешний контур нефтеносности, 9 – внутренний контур нефтеносности, 10 – внешний контур газоносности, 11 – своды залежей, 12 – изогипсы, h₁ – высота ловушки, h₂, h₃ – соответственно высоты газовой и нефтяной залежей, а – залежи образовавшиеся в первой ловушке, б – залежь нефти, образовавшаяся в во второй ловушке, в – замок ловушки.

Если залежь чисто газовая, то она имеет те же элементы, что и нефтяная залежь: поверхность газоводяного раздела, внешний и внутренний контуры газоносности. При наличии газовой шапки выделяется поверхность газонефтяного раздела, внешний и вну­тренний контуры газовой шапки. Если в ловушке газа недоста­точно то внутренний контур газоносности отсутствует.

Вертикальное расстояние от ВНК до кровли в своде залежи называется высотой залежи h₃. Если имеется га­зовая шапка, то расстояние между сводом и газонефтя­ным контактом называется высотой газовой шапки h₂, а вертикальное расстояние между ВНК и газонефтяным контактом называется высо­той нефтяной части залежи. Вертикальное расстояние ме­жду кровлей и подошвой залежи называется видимой мощностью пласта, а нор­мальное расстояние от по­дошвы до кровли называется истинной мощностью пласта. Кроме того, залежь характе­ризуется длиной, шириной и площадью проекции внеш­него контура залежи на го­ризонтальную плоскость.

По характеру положения на структуре и ограничению в верх­них частях пластовые залежи подразделяются на сводовые, вися­чие, тектонически экранированные и литологически экраниро­ванные. Если залежь экранируется соленым штоком, то она называется приконтактной. Залежь, прикрытая породами, залега­ющими на размытой голове пласта, называется стратиграфически экранированной. Сводовые залежи образуются на сводах анти­клинальных структур. Повышенную часть ловушек занимает газ, ниже располагается нефть, еще ниже - вода.

Рис. 2. Месторождение Локбатан, осложненное открытым грязевым вулканом и надвигом (по Б.К. Баба-Заде)

1 – газ, 2 – нефть, 3 - брекчия

Рис. 3. Схема образования нефтегазовых залежей в результате вертикальной миграции газа и нефти.

1 – газ, 2 – нефть, 3- вода, 4 – направление движения флюидов

На платформах углы падения пластов измеряются минутами и высота ловушек небольшая, обычно колеблется от 10 до 40 м. Точка b (рис. 1) называется замком ловушки и определяется гипсо­метрическим уровнем нижней замкнутой изогипсы по кровле пласта.

Расстояние от верхней точки свода ловушки до замка назы­вается высотой ловушки h1. На платформах иногда высота ловушки равна высоте залежи. В складчатых зонах, как правило, высота залежи значительно меньше высоты ловушки (рис. 2, 3).

Образование залежи происходит как в результате латеральной (боковой) миграции нефти, воды и таза, так и в результате вертикальной миграции. На рис. 1 приведен пример образова­ния газонефтяной залежи в складке а в результате латеральной миграции нефти и газа. Стечением времени количество газа увеличива­ется, газовая шапка расши­ряется, газ вытесняет нефть из залежи и, наконец, зани­мает все пространство ловуш­ки. В этом случае залежь «а» превратится в чисто газовую, а нефтяные и газонефтяные залежи будут образовываться выше по восстанию, в ло­вушке «б».

В складчатых областях и зонах, прилегающих к ре­гиональным сбросам, залежи формируются в результате вертикальной миграции по кливажным трещинам в глинах (рис. 3), по жерлам грязевых вулканов или по сбросу, вы­званному разломом в кристаллическом фундаменте (рис. 2).

В этих случаях залежи газа и нефти растут по направлению от свода к крыльям, вытесняя краевую воду из пласта вниз по падению, и при этом обычно не заполняют полностью ловушку на всю ее высоту. Характерной особенностью висячих залежей является их аномальное положение на крыле структуры, которое не соответствует условию распределения нефти и воды согласно их удельным весам. Контуры водонефтяного контакта висячих зале­жей, как правило, не соответствуют изогипсам кровли продук­тивного пласта и пересекают их под различными углами. Висячие залежи часто наблюдаются в пластовых залежах, приуроченных к террасам или структурным носам (рис. 4).

Рис. 4. Схема структурных волн.

1 – моноклиналь, 2 – гомоклиналь, 3 – терасса с нефтяной залежью, 4 – залежь нефти на структурном носу, 5 – залежь нефти на терассе

Рис. 5. Экранированные залежи.

1 – стратиграфически, 2 – тектонически экранированная

Стратиграфически экрани­рованные залежи образуются, когда более древние пористые породы несогласно перекрыва­ются непроницаемыми более молодыми образованиями.

Тектонически экранированные залежи называются такие залежи, где экраном для образования за­лежи служит дизъюнктивное нарушение (рис. 5).