Нефте- и газонасыщенность пород - коллекторов
Под нефтенасыщенностью или газонасыщенностью коллектора по-нимают степень заполнения порового пространства нефтью или газом. Из-меряется, как и водонасыщенность в долях единицы или процентах. В по-рах часто присутствуют совместно все три флюида - газ, нефть и вода. Ко-эффициент нефте- и газонасыщенности для разных залежей бывает разной
и изменяется от 60-70 до 95%. Определение этого коэффициента произво-дится отбором проб при испытании скважин. Эти коэффициенты входят в формулы подсчета запасов нефти и газа. При разработке месторождений значительная часть нефти и газа остается в пластах. Коэффициент извле-чения нефти из залежи обычно не превышает 0,5, т.е. 50%, остальная часть нефти остается в породе. Коэффициент извлечения газа приближается к 1 (100%). Для песчаных коллекторов Западной Сибири расчетный коэффи-циент извлечения по нефти составляет 0,25-0,35 по конденсату – 0,65-0,70, редко 0,80.
1.6. Общая характеристика и классификация природных резер-вуаров нефти и газа
Природными резервуарами называются пористые и трещиноватые зоны верхней части земной коры, способные вмещать в себя жидкости и газы. Термин впервые был предложен И.О.Бродом (1952 г.) для обозначе-ния "естественных вместилищ для нефти, газа и воды". Они состоят из проницаемых пород (коллекторов) и ограничены (окружены) породами флюидоупорами (экранами), которые практически непроницаемы для нефти, газа и воды. Внутри них по порам и трещинам проницаемых пород происходят циркуляция и дифференциация жидкостей и газов. Емкость каждого конкретного природного резервуара зависит от его размеров и ем-кости пород-коллекторов, из которых он состоит. В 1975 году в МГУ было издано учебное пособие "Природные резервуары нефти и газа", составлен-ное Ю.К.Бурлиным. С этого времени термин "природные резервуары"
40
начал широко внедряться в литературу по геологии нефти и газа. В 1991 году вышел из печати учебник "Литология", составленный Б.К.Прошляковым и В.Г.Кузнецовым. В этом учебнике есть раздел "Лито-логия природных резервуаров", в котором дана характеристика коллектор-ских пород и флюидоупоров различных типов, литологического состава и строения природных резервуаров нефти и газа. В том же году было издано учебное пособие «Литология нефтегазоносных толщ", составленное Ю.К.Бурлиным, А.И.Конюховым, Е.Е.Карнишиной. В настоящее время эти учебные пособия в библиотеках находятся в единичных экземплярах.
В иерархии геологических тел по А.Н. Дмитриевскому (1982г.) при-родные резервуары занимают промежуточное положение между пластами-коллекторами и нефтегазоносными комплексами (табл.8). Однако, пони-мание природных резервуаров только как группы пластов слишком узкое. Мы, придерживаясь принципов системного подхода в геологии, предлага-ем различать природные резервуары нескольких рангов (по размерности):
1) региональные-нефтегазоносные комплексы;
2) субрегиональные - нефтегазоносные подкомплексы;
3) зональные - группы пластов;
4) локальные - пласт-коллектор.
Как и любые природные объекты, природные резервуары имеют бесчисленное множество свойств: 1) морфологические параметры (разме-ры): длина, ширина, толщина, объем; 2) форма; 3) емкость; 4) тип границ (ограничений); 5) тип коллекторских пород, из которых они состоят; 6) тип строения; 7) степень и тип неоднородности 8) генезис (происхождение); 9) тип насыщения; 10) и др.
Согласно требованиям системного подхода, в геологии классифика-цию природных объектов необходимо выполнять по каждому признаку от-дельно, а затем - по комплексу признаков (табл.9).
1) Классификация природных резервуаров по размерам.
По размерам различают природные резервуары четырех рангов: ре-гиональные, субрегиональные, зональные, локальные. Длина и ширина ре-гиональных и субрегиональных резервуаров измеряются сотнями и тыся-чами километров, зональных - десятками и первыми сотнями километров, локальных - километрами и первыми десятками километров. Толщина ре-гиональных резервуаров составляет сотни метров, зональных - десятки метров, локальных - метры и первые десятки метров.
2) Классификация природных резервуаров по форме.
По форме различают массивные, пластовые, линзовидные, гнездо-видные, полосовидные, шнурковые (рукавообразные) природные резерву-ары (рис.12). Иногда встречаются резервуары сложной формы или неопре-деленной формы.
41
Рис.12. Основные типы природных резервуаров нефти и газа. Составил Е.М.Максимов
К массивным относятся резервуары, сверху перекрытые флюидо-упорами (покрышками), а нижнее ограничение либо отсутствует, либо находится на далёком расстоянии от кровли. Миграция флюидов и газов
42
внутри таких резервуаров осуществляется главным образом в вертикаль-ном направлении до достижения перекрывающей его покрышки. В резуль-тате этого под покрышкой формируются залежи массивного типа. Приме-ром резервуаров массивного типа является мощная песчано-алевритовая толща альб-сеноманского возраста в Западной Сибири . Этот резервуар ре-гионального ранга под перекрывающей региональной глинистой покрыш-кой туронского яруса содержит гигантские и сверхгигантские скопления природного газа. Толщина его составляет 300- 400 м, площадь - свыше млн. км2. Другими примерами резервуаров такого типа являются нефтеносные палеогеновые известняки формации асмари на Ближнем Востоке, мощные толщи верхнемеловых известняков на Северном Кавказе, пермские рифо-вые известняки Предуральского прогиба.
Пластовые резервуары имеют форму слоя (пласта), перекрыты свер-ху и снизу флюидоупорами. В резервуарах такого типа миграция флюидов осуществляется главным образом в горизонтальном (латеральном) направ-лении и образуются залежи пластового типа. Они имеют меньшую толщи-ну (0,5-20 м) и меньшую площадь распространения, относятся к резервуа-рам зонального и локального рангов. По толщине пласты делятся на четы-ре категории:
| 1) | весьма тонкие........... | до 0,5м |
| 2) | тонкие....................... | 0,5-1,3м |
| 3) | средней толщины..... | 1,3-3,5м |
4) мощные (большой толщины) – свыше 3,5м
Пластовый тип является наиболее распространенным типом резер-вуаров во всех нефтегазоносных бассейнах. В Западной Сибири к ним от-носятся нефтесодержащие коллекторские пласты юры и нижнего мела. Количество их снизу вверх здесь достигает до 20-50, толщина - от 2 до 40 м, площадь - сотни и тысячи км2. Они отделены друг от друга пластами-покрышками. Сразу же нужно отметить, что не все они нефтеносны или газоносны. Большей частью природные резервуары водоносные.
Линзовидные резервуары - разновидность пластовых резервуаров, имеют локальное распространение, незначительные размеры (несколько километров). Для них характерно сокращение мощности к периферийным частям, частичное или полное выклинивание их по простиранию.
Большей частью они сложены песчаниками, литологически ограни-чены (замкнуты) со всех сторон, встречаются сериями, перекрывая друг друга, или в виде цепочек линз ( в плане), следующих друг за другом. Нефтеносные линзовидные пласты выявлены практически во всех нефте-газоносных бассейнах.
43
Таблица 8