ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ

Природный резервуар — естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон).

Пластовый резервуар (Рисунок 1.1) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади.

Рисунок 1.1 — Принципиальная схема пластового резервуара

1 — коллектор (песок); 2 — плохо проницаемые породы

Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенных на платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами.

Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:

1. однородные массивные резервуары — сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (Рисунок 1.2а).

Рисунок 1.2а — Схема однородного массива

2. неоднородные массивные резервуары — толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков, песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. (Рисунок 1.2б)

Рисунок 1.2б — Схема неоднородного массива

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (Рисунок 1.3).В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.

Рисунок 1.3 — Резервуар, литологически ограниченный со всех сторон практически непроницаемыми породами

Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий:

ü наличие проницаемых горных пород (коллекторов);

ü непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек);

ü а так же пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).

Ловушка — часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам.

Типы ловушек (Рисунок 1.4):

Структурная (сводовая) — образованная в результате изгиба слоев;

Стратиграфическая — сформированная в результате эрозии пластов — коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;

Тектоническая — образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.

Литологическая — образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

Рисунок 1.4 — Типы ловушек

Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Типы: пластовая, массивная, литологически ограниченная, стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная (Рисунок 1.5а - д).

Рисунок 1.5а — Пластовый тип залежи

Рисунок 1.5б — Залежь литологически ограниченного типа	Рисунок 1.5в — Залежь стратиграфически ограниченного типа

Рисунок 1.5г — Залежь тектонически экранированного типа

Рисунок 1.5д — Залежь массивного типа

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтянымили газонефтяным контактом.Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности или газоносности (Рисунок 1.6). Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазаносного пласта называют его толщиной.

Рисунок 1.6 — Схема залежи пластового типа

Части пласта: 1 — водяная, 2 — водонефтяная, 3 — нефтяная, 4 — газонефтяная, 5 — газовая; 6 — породы-коллекторы; Н — высота залежи; h_г, h_н — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом:газовые, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более чем на 90 % из метана, газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные). В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая — газовая, в нефтегазовых — газовая шапка превышает по объему нефтяную часть. К нефтегазовым, относятся так же залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью — нефтяной оторочкой. Газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых — основная по объему нефтяная часть, а во вторых газоконденсатная (Рисунок 1.7).

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза — конденсат.

Рисунок 1.7 — Классификация залежей по фазовым состояниям углеводородов