Научно обоснованные поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа невоз­можны без четких знаний об их свойствах, условиях залегания в земной коре и закономерностях их пространственного размещения.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по край­ней мере, три условия.

1. Нужен коллектор . Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Н ужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изоли­рованным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка эко­номически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испыта­ние временем.

Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко):

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная,15 – водонефтяная

В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности па­раллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапи­рами.

Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, страти­графически, литологически.

Тектоническое экранирование связано с раз­рывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нару­шение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залегани­ем одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограни­чен поверхностями размыва.

Одно из крупнейших месторождений мира – Ист-Тексас в США – с из­влекаемыми запасами 810 млн т нефти приурочено к структурному носу на западном крыле поднятия Сабин.

Как пишет А.Леворсен, пересечение двух поверхностей несогласия обу­словило выклинивание проницаемых песчаников вудбайн (верхний мел). Последовавшее затем формирование крупного поднятия Сабин вызвало де­формацию зоны выклинивания проницаемых пород и способствовало обра­зованию ловушки с крупнейшей залежью нефти.

Песчаники вудбайн несогласно перекрыты непроницаемыми отложе­ниями более молодого возраста.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в ре­зультате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницае­мости и т.д..

Массивные залежи . Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формиро­вания массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности ре­зервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ло­вушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.

Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторожде­ния и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) при­урочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пла­стов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый га­зоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое со­ставляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.

Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.

Биогермные выступы – это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Ки­нельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравно­мерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи .
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограни­ченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчани­ков. Запасы нефти в них обычно невелики.

Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнур­ковая» залежь на Покровском месторождении нефти.

Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда не­значительные колебания уровня воды приводят к осушению больших пло­щадей.

поиск по словарю

Скопируйте код и вставьте в свой блог:

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)

Источник: Геологический словарь

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА) - естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых п. Обычно под З. н. понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: 1) нефтяные (с растворенным в нефти газом);2) газонефтяные - нефтянаязалежь с газовой шапкой; 3) газовые; 4) газоконденсатные (двухфазовые и однофазовые). Предложено большое количество схем классификации залежей, построенных на разных исходных принципах (Хельквист, 1946; Брод, 1951; Хаин, 1954; Абрамович, 1954; Мирчинк, 1955; Еременко, 1961 и др.). Общепринятой классификации З. н. пока не выработано.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

Российские и зарубежные месторождения нефти

Ни для кого не является секретом, что нефть, наряду с природным газом – это основной энергоресурс современного мира. Купить нефть стремятся все страны, не имеющие собственных запасов, так как нефтепродукты, изготавливаемые из этого полезного ископаемого, широко используются во всех отраслях мировой экономики в качестве моторного и котельного топлива, сырья для предприятий нефтехимии и так далее. Поэтому нефть еще часто называют «черным золотом».

Добывается черное золото из специальных нефтеносных пластов естественного происхождения, называемых коллекторами. Скопление коллекторов со значительными запасами сырье называется нефтяным ли газовым месторождением.

Такие месторождения разбросаны по всему миру.

Нефть вместе с природным газом нередко залегают в одном коллекторе, и поэтому во многих случаях добываются они из одной и той же горной выработки, которая называется скважина. Основные запасы черного золота могут располагаться на глубинах от одного до трех километров от земной поверхности, но достаточно часто нефть находят как у самой поверхности земли, так на больших глубинах (больше шести километров). Как мы уже упоминали ранее, крупнейшие нефтяные месторождения рассредоточены по разным частям света, и карта их весьма обширна.

Самые крупные по своим запасам залежи этого ценного энергоресурса сосредоточены в Персидском заливе (Саудовская Аравия, Кувейт), а также в США, Иране и России.

Стоимость разработки месторождений нефти и газа довольно высока, и далеко не всем обладающим запасами этих углеводородов странам по карману самостоятельно проводить их добычу. Иногда по этой причине месторождения продают иностранным компаниям за достаточно невысокую цену.

Скажем сразу – далеко не все нефтеносные коллекторы могут называться месторождениями. Например, если объемы запасов полезных ископаемых невелики, то тратиться на разработку таких коллекторов невыгодно с экономической точки зрения. Поэтому нефтяным месторождением называется совокупность нефтеносных площадей, которые расположены недалеко друг от друга на определенной территории. Площадь месторождения может варьироваться от нескольких десятков до нескольких сотен квадратных километров.

По объемам своих природных ресурсов все месторождения условно делятся на пять категорий:

• мелкие, чьи объемы менее десяти миллионов тонн добываемой нефти;
• средние: количество запасов от десяти до ста миллионов тонн (например, такие месторождения, как Верхне-Тарское, Кукмоль и так далее);
• крупные – запасы находятся в диапазоне от ста миллионов до одного миллиарда тонн (Правдинское, Каламкас и прочие);
• крупнейшие (по-другому – гигантские) – от одного до пяти миллиардов тонн черного золота (Ромашкинское, Самотлорское и другие);
• уникальные (супергигантские) – больше пяти миллиардов тонн (к таким месторождениям относятся Аль-Гавар, Большой Курган, Эр-Румайла).

Стоит сказать, что не все обнаруженные нефтяные залежи можно отнести к той или другой категории месторождений. Например, некоторые разведанные коллекторы содержат в себе не больше ста тонн углеводородного сырья, и разрабатывать их экономически нецелесообразно.

Российские нефтяные месторождения

На данный момент на территории нашей страны разведано больше двадцати мест, где ведется активная добыча черного золота.

Стоит сказать, что год от года число найденных месторождений возрастает, но из-за нынешних крайне низких нефтяных котировок поиск и разведка новых залежей экономически невыгодна. Каждое новое месторождение нефти требует колоссальных капитальных вложений на свою разработку, а таких денег у нефтяных компаний в настоящее время нет. В особенности это касается месторождений малой и средней категории.

Большая часть действующих российских нефтяных промыслов сосредоточена в Западной Сибири и севернее, вплоть до арктического шельфа.

Разработка ведется в сложных климатических условиях, однако объемы запасов этих месторождений делают затраты на неё оправданными. Однако, нефть мало добыть, её еще нужно переработать в готовые к применению нефтепродукты. Это также является проблемой, поскольку многие новые месторождения открыты в таких местах, где нет соответствующей перерабатывающей инфраструктуры, и доставка сырья с этих промыслов до действующих НПЗ требует колоссальных материальных затрат.

Основные месторождения нефти России – это Самотлор, Ромашкинское, Правдинское и так далее, находящиеся в Западной Сибири, где достаточно давно, и запасы крупнейшего в РФ Самотлорского месторождения уже изрядно истощены.

Отдельно хочется сказать об Уренгойском газонефтяном месторождении. В мировом рейтинге ему отводится почетное второе место. Запасы природного газа этого промысла оцениваются почти в десять триллионов кубометров. а нефтяного сырья – примерно на 15-ть процентов меньше. Расположены эти залежи в Тюменской области и в ЯНАО (Ямало-Немецкий автономный округ).

Своим названием это месторождение обязано небольшому поселению Уренгой, расположенному поблизости от этой территории. Открыли эти залежи в 1966-ом году, и поселение сразу превратилось в небольшой городок, а затем на этом месте вырос город с тем же названием Уренгой. Первую продукцию скважины здесь начали давать в 1978-ом году и работают они до сих пор.

Стоит упомянуть и о Находкинском газовом месторождении.

Запасы его скромнее уренгойских («всего» 275 миллиардов кубометров природного газа), однако нефти на этой территории достаточно большое количество. Хотя открыто это месторождение было еще в 1976-ом году, промышленная разработка началась гораздо позже, и первую продукцию здесь получили только в 2004-ом.

Другие залежи российской нефти

Туймазинское нефтяное месторождение было открыто еще в 1937-ом году, когда началось освоение Волго-Уральской нефтеносной провинции. Свое название оно получило от башкирского города Туймазы, расположенного неподалеку. Этот промысел отличает относительно неглубокое залегание продуктивных пластов (от одного до двух километров от земной поверхности).

До сих пор эта нефтеносная территория по своим разведанным запасам находится в числе пяти крупнейших российских нефтеносных промыслов. Промышленная добыча здесь началась во время Великой Отечественной войны, в 1944-ом году, и весьма успешно продолжается до настоящего времени. Площадь территории Туймазинских нефтепромыслов достаточно велика – 800 квадратных километров.

Применение передовых для того времени технологий нефтедобычи привело к тому, что основные запасы углеводородного сырья были извлечены здесь в течение двух десятков лет, поскольку применение таких передовых методик добычи позволяло поднимать из продуктивных пластов девонского геологического периода на 45-50 процентов больше нефтяного сырья, чем с применением классических методик того времени. Однако со временем выяснилось, что запасов черного золота на этой территории гораздо больше, чем предполагалось вначале, и новые современные добывающие технологии позволили продолжать эффективную разработки здесь до настоящего времени.

Также достойны упоминания такие российские месторождения, как Ванкорское и Ковыктинское.

Ковыктинское расположено в Иркутской области Российской Федерации, на высокогорном плато в окружении нетронутой человеком густой тайги. Интересно, что изначально здесь были открыты залежи природного газа и газовых конденсатов, добычу которых и наладили в первую очередь. Однако со временем были обнаружены и нефтеносные слои, запасы которых оказались весьма богатыми.

Ванкорские углеводородные промыслы сосредоточены в северных районах Красноярского края. Этот район также не является чисто нефтяным, поскольку тут добывают и значительные объемы природного газа, называемого еще «голубым топливом».

По оценкам специалистов, нефтяные запасы этой территории насчитывают около двухсот шестидесяти миллионов тонн, а газовые находятся в пределах девяноста миллиардов кубометров. Здесь работают 250 добывающих скважин, а полученная продукция транспортируется по Восточному магистральному трубопроводу.

Ковыктинское месторождение

Разумеется, не только Россия располагает запасами углеводородов в большом объеме. Много месторождений, находящихся в других странах, имеют громадные запасы этого ценного ресурса.

Мировым лидером по мировой нефтедобыче является Саудовская Аравия, находящаяся на берегу Персидского залива.

Запасы одного только месторождения Гавар оцениваются в 75-85 миллиардов баррелей черного золота. Разведанные залежи такого государства, как Кувейт, оцениваются от 66-ти до 73-х миллиардов баррелей. Иран обладает значительными резервами черного золота (по мнению некоторых специалистов, до ста миллиардов баррелей).

Западная канадская провинция Альберта является крупнейшей нефтеносной провинцией. Помимо того, что там добывают около 95-ти процентов канадского черного золота, так еще там есть большие природные запасы газа. Много нефти в США, Венесуэле, Мексике и в Нигерии.

В заключение хочется сказать, что каждый месяц в мире открывают минимум одно новое месторождение. Несмотря на то, что значение, например, угольных ресурсов (каменного и бурого угля)достаточно велико, все же оно несравнимо с важностью черного золота.

Месторождение Аль-Гавар в Саудовской Аравии

Да, это полезное ископаемое относится к невозобновляемым природным ресурсам, и его запасы постепенно истощаются. Человечество старается найти альтернативные источники энергии, но пока достойной замены углеводородам, увы, нет. И пока наша наука не нашла достойной альтернативы – нефть и природный газ будут оставаться важнейшими энергоресурсами планеты.

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ И ГАЗА

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Классификация месторождений нефти и газа имеет не меньшее теоретическое и практическое значение, чем классификация залежей. Казалось бы этому вопросу должно уделяться не меньшее внимание, однако это не так. С момента четкого разграничения таких понятий, как залежи и месторождения, первым уделялось очень много вре­мени, в то время как классификации нефтяных месторождений почти не разрабатывались. До сих пор не существует общепринятого определения понятия месторождение.

Под месторождением нефти и газа, по определению И. О. Брода (1938), следует понимать совокупность залежей в недрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки. Довольно близко к этому опреде­ление Н. Ю. Успенской (1966). По Н. Ю. Успенской (1966) под месторождением следует понимать совокупность залежей, заключен­ных в недрах одной и той же площади и контролируемых общим гидро­логическим элементом структурного, литологического или страти­графического характера, обеспечивающим образование ловушки.

В приведенных определениях за основу взяты залежи, и место­рождение фактически рассматривается как сумма залежей, приуро­ченных к тому или иному структурному элементу или геологическому элементу. Между тем наличие того или иного структурного элемента, контролирующего формирование месторождения, определяет и воз­можный тип залежей в месторождении. Более того, развитие того или иного структурного элемента на фоне геологической истории крупного элемента земной коры предопределяет появление того или иного типа резервуара и специфику ловушек в нем.

Из сказанного выше ясно, что группа или тип месторождений предопределяет и тип встречающихся в нем залежей. Следовательно, месторождение надо рассматривать не как механическую совокуп­ность залежей, а как геологический комплекс, предопределяющий условия формирования самих залежей. Правильнее залежь рассма­тривать как один из элементов месторождения. Определение место­рождения может быть предложено в следующей форме: под м е-

1. Классификация месторождений нефти п газа 213

с т о р о ж д е н и е м нефти и (и л и) газа следует по­нимать участок земной коры определен­ного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа. В таком опре­делении в понятие месторождение включается не только сумма зале­жей, но и вся толща пород, принимающая участие в строении месторо­ждения. Учитываются не только резервуары, но и разделяющие их толщи, не только коллекторы, но и покрышки. Вместе с тем учитывается в целом и строение данного участка, обусловленное геологической историей его образования. Отсюда вполне естественно должны вытекать и особенности разведки различных нефтяных и (или) газовых месторождений, а в дальнейшем и принципы их разработки.

Тектонический фактор имеет решающее значение для формирова­ния месторождения. Поэтому он прежде всего учитывается при созда­нии классификационных схем месторождений нефти и газа. Подобная классификация структурных форм газовых и газонефтяных место­рождении была предложена И. В. Высоцким. Однако она не охваты­вает всех структурных форм нефтяных месторождений. Более полную классификацию структурных форм нефтяных месторождений раз­работал Ю. А. Косыгин. Мы использовали ее при определении ха­рактеристики основных подклассов месторождений.

Исходя из сделанного выше определения месторождения, следует считать их главными элементами структуру, характер залежей.

Тектонические условия формирования того или иного структур­ного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано формирование этого элемента. В качестве основ­ных геоструктурных элементов в земной коре выделяют геосинкли­нали и платформы. Особенности развития геосинклиналей и плат­форм предопределяют характер структурных отложений в их пре­делах. Поэтому при рассмотрении структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, правомерно разделение их на два основных класса: геосинклинальные (складча­тые) и платформенные.

Переход от геосинклинали к платформе осуществляется, как правило, через предгорный прогиб. Предгорный прогиб, хотя и раз­вивается в значительной своей части на теле платформы, является как бы переходным элементом между ней и геосинклиналью. Внешняя часть предгорного прогиба несет на себе все черты, характерные для платформы, а внутренняя обладает некоторыми особенностями, присущими геосинклинали. Не останавливаясь на подробной характеристике этих особенностей, отметим наличие

214 Гл. VIII. Месторождения нефти и газа

в центральной и внутренней частях прогиба довольно сильной фаци-альной изменчивости вкрест простирания и развитие складчатости, если и не типично геосинклинальной, то во всяком случае значи­тельно отличающейся от платформенной. Характерной особенностью такой складчатости является развитие линейных антиклинальных складок иногда с очень большой амплитудой, как правило, разделен­ных пологими корытообразными синклиналями.

При рассмотрении географического размещения нефтяных и га­зовых месторождений в качестве одной из особенностей отмечалось отсутствие их в горных странах. Геологически это выражается в от­сутствии или очень редкой встречаемости нефтяных и газовых место­рождений в центральных частях геосинклинальных (складчатых) областей. Тяготение нефтяных и газовых месторождений к краевым частям горных сооружений геологически выражается в расположе­нии месторождений в предгорных прогибах и областях погружения складчатых систем. Скопления нефти и газа редко встречаются в связи с такими типично геосинклинальными породами, как флиш. Другие геосинклинальные породы, например яшмы, вообще ни­когда не содержат скоплений нефти и газа. Таким образом, для цен­тральных частей геосинклинальных областей нефтяные и газовые месторождения нехарактерны.

Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем. Выделяя два основных класса нефтяных место­рождений, связанных с платформенными и геосинклинальными областями, надо иметь в виду, что под последними в данном случае понимаются не собственно геосинклинальные области, а примыка­ющие к ним (или заключенные внутри них) районы с относительно интенсивной складчатостью. Именно в таком понимании в описыва­емой ниже классификации выделяются два основных класса нефтя­ных месторождений:

I класс - месторождения, сформировавшиеся в складчатых об­ластях;

II класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

В I классе выделяются две группы месторождений: А - группа месторождений, связанных с антиклинальными складками; Б - группа месторождений, связанных с моноклинальным залеганием слоев.

Во II классе выделяются четыре группы месторождений: В - месторождения, связанные с куполовидными и брахиантиклиналь-ными поднятиями; Г - месторождения эрозионных и рифовых мас­сивов; Д - месторождения гомоклинали; Е - месторождения син­клинальных прогибов.

В основу выделения групп месторождений положен также тек­тонический фактор, приводящий либо к образованию сходных струк-

§ 1. Классификация месторождений нефти и газа 215

турных форм, либо обусловливающий появление зон стратигра­фических несогласий или выклиниваний (как частных случаев стратиграфических несогласий). Каждая выделенная группа месторо­ждений включает в себя набор типов месторождений. Типы месторождений выделяются по геологической характеристике ло­кальных участков земной коры, содержащих в себе залежи нефти и газа.

В группы объединяются типы месторождений по общим сходным признакам. Например, все месторождения, приуроченные к различ­ным типам анктиклинальных складок (общий признак антиклиналь), объединяются в одну группу. Соотношение между группами и типами нефтяных и газовых месторождений показано на рис. 109. Каждый тип месторождений включает в себя определенные группы залежей (табл. 46-50).

Таким образом, классификация учитывает не только структур­ный признак основного элемента, определяющего формирование месторождения, но и регионально тектоническое положение этого элемента относительно таких структурных единиц земной коры, как платформы и геосинклинали. Это, безусловно, одно из достоинств рассматриваемой классификации. Другим достоинством является отраженная в ней связь залежей с месторождениями. В то же время указанные моменты не развиты до логического завершения. Прове­денные за последние годы детальные исследования выявили довольно сложное тектоническое строение платформ. Не все типы структурных элементов, контролирующих формирование нефтяных и газовых месторождений, одинаково распространены на платформе. Напри­мер, соляные купола встречаются в определенных областях - в об­ширных и глубоко прогнутых краевых частях платформ. Рифовые массивы также распространены неравномерно по платформе, но их размещение имеет свои закономерности. Характер куполовид­ных и брахиантиклинальных поднятий в различных частях плат­формы также существенно различен. Встречаются пологие крупные складки неопределенной формы, например Ромашкинская, приуро­ченная к структуре первого порядка - Татарскому своду; Зеагли-Дарвазинское поднятие, расположенное в центральной части Цен­трально-Каракумского свода; Тарха-Кугультинское поднятие, при­уроченное к Северо-Ставропольскому валу Ставропольского свода. Но распространены и брахиантиклинальные поднятия с отчетливо выраженной длинной осью, довольно значительные по высоте, например Ярино-Каменноложское на Пермско-Багакирском своде; Мухановское, Дмитриевское, Коханы-Михайловское в пределах Жигулевско-Оренбургского свода; Узеньское и Жетыбайское под­нятия в Ейско-Мангышлакской впадине; Газлинское в пределах Бухарской ступени Каракумской платформы; Усть-Балыкское и Западио-Сургутское поднятия в пределах Сургутского свода, а также Мегионское, Соснинско-Советско-Медведицкое поднятия на

216 Гл- VIII. Месторождения нефти и газа

ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

А. А. Бакиров скопления нефти и газа подразделяет на две категории: локальные и региональные. К локальным он относит:

1) залежи нефти и газа;

2) месторождения нефти и газа.

Региональные скопления нефти и газа А. А. Бакиров и другие исследователи подразделяют на:

1) зоны нефтегазонакопления;

2) нефтегазоносные области;

3) нефтеносные провинции или пояса.

В основу классификации залежей для целей поисков и разведки положены следующие признаки:

1) соотношения в них газа, нефти и воды;

форма ловушек.

Классификация залежей по фазовому составу

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально:

q газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой;

q ниже поровое пространство заполняется нефтью,

q еще ниже - водой.

По преобладанию жидкой фазы над газовой (или наоборот) залежи делятся на:

q однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные

q двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.

По фазовым соотношениям содержащихся в залежи углеводородов выделяется 6 типов скоплений:

газовые,

газоконденсатные,

нефтегазоконденсатные,

нефтегазовые,

газонефтяные,

нефтяные.

Газовая залежь (рис. 7.1)содержит в основном метан и его гомологи (этан, пропан и др.).

Рис. 7.1. Схема газовых залежей

В ряде регионов газовые залежи помимо углеводородных компонентов содержат сероводород, углекислый газ, азот, гелий, а также в небольших количествах инертные газы (аргон, неон, криптон).

При визуальном осмотре керна продуктивных горизонтов нефтяных месторождений можно увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы. На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных толщ не отличается от образцов, взятых из выше- или нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких-либо следов УВ. В связи с этим проходка скважин в газоносных районах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.

Газоконденсатные залежи (рис. 7.2) представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С 5 Н 12 и выше).

Рис. 7.2. Схема газоконденсатной залежи

Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи.

В качестве примеров можно привести такие крупнейшие по запасам газоконденсатные месторождения, как Астраханское, Вуктыльское, Шуртанское, Западно-Крестишинское, Яблоневское. Газовые фракции этих месторождений помимо УВ содержат также ценнейшие сопутствующие компоненты. Так, в составе газа Астраханского месторождения кроме метана (40–50 %) и тяжелых УВ (10–13 %) содержится 22–23 % сероводорода и 20–25 % углекислого газа. Содержание стабильного конденсата в углеводородном газе того же Астраханского месторождения, по имеющимся данным, меняется по площади от 130 до 350 см 3 /м 3 .

При подсчете запасов наряду с углеводородным газом и конденсатом обязательно учитываются и эти компоненты.

Нефтегазоконденсатные залежи (рис. 7.3) отличаются от предыдущих наличием в нижней части продуктивной толщи жидких УВ, представляющих собой легкую нефть.

Рис. 7.3. Схема нефтегазоконденсатной залежи

Примером является Карачаганакское месторождение. Высота массивной залежи на этом месторождении превышает 1,5 км. Сверху вниз постепенно возрастает количество конденсата и около 200 м нижней части продуктивной толщи заполнено нефтью.

Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают половины суммарных запасов УВ залежи в целом. Газ, имеющий преобладающее значение, как правило, жирный, т.е. помимо метана содержит некоторое количество тяжелых УВ.

В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки нефтяная часть может иметь вид либо нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки (рис. 7.4).

Рис. 7.4. Схема нефтегазовой залежи

Если залежь обнаружена в пластовом резервуаре, то нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки и в этом случае имеются сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности и внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины вскрывают чисто газовую часть залежи, между внешним и внутренним контурами газоносности – газонефтяную и за пределами внешнего контура газоносности – чисто нефтяную или водонефтяную части залежи.

Вследствие геологических (замещение коллекторов) или гидродинамических (региональный напор вод) причин нефтяная оторочка может быть смещена в сторону лучших коллекторов или меньших напоров вод и вырисовываться как односторонняя оторочка.

В массивной и неполнопластовой залежи нефтяная часть в виде нефтяной подушки располагается по всей части ловушки или, как и в предыдущем случае, частично может быть смещена к ее периферии.

Формирование оторочки может происходить за счет вытеснения нефти газом, поступившим в ловушку после образования нефтяной залежи. Показателем такого происхождения залежи является наличие остаточной, связанной нефти по всему разрезу продуктивной толщи. Наличие нефтяной оторочки может быть обусловлено также поступлением нефти в ловушку уже после образования газовой залежи. В этом случае в газонасыщенной части пласта следов нефти не обнаруживается.

Различные соотношения газовых и нефтяных частей залежи хорошо видны на примере Уренгойского месторождения. Это месторождение в сеноманских отложениях содержит чисто газовую залежь, в нижнемеловых газоконденсатные, нефтегазоконденсатные залежи и в келловейско-оксфордских – нефтяные. В некоторых продуктивных горизонтах нефть подстилает всю газоконденсатную залежь. В других нефтяная оторочка смещена на северную периклинальную часть структуры.

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой (рис. 7.5).

Рис. 7.5. Газонефтяная залежь

Геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Этот тип залежей встречается во многих нефтегазоносных провинциях мира.

Формирование газовой шапки может происходить или за счет выделения газа из нефти в связи с поднятием ловушки на последних этапах ее развития и, следовательно, снижения пластового давления, или в результате притока газа после формирования нефтяной залежи.

Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Нефтяная залежь

Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газо­вых, определяются термобарическими условиями залегания. В про­цессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие при­родной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на ес­тественном режиме снижается пластовое давление, и если оно стано­вится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи. наоборот, выпадают жидкие УВ. Иначе говоря, при воздействии на залежь ме­няется ее равновесное состояние и на каком-то этапе она переходит в новое качество.

Переход рассматриваемой природной системы в новое качествен­ное состояние зависит, с одной стороны, от характера ее взаимосвя­зей с природными системами более высоких иерархических уровней (региональный фон), с другой – от степени техногенного воздействия на нее.

По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:

А) простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;

б) сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.