Аккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами.
Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.
Иногда нефть может быть в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления, как правило, не имеют промышленного значения.
Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланц, и др.
Образовавшиеся при определенных условиях, нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку.
Примечание: существует две гипотезы образования нефти – органическая и неорганическая.
В природе существуют самые разнообразные виды ловушек (рис.2.1а, б), наиболее распространенными из которых являются сводовые ловушки (рис.2.1, а).
В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа.
Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными. Существование в земной коре двух основных геологических структур – геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:
1 класс – месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;
2 класс – месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.
Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.
Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений.
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.
Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.
Коэффициентом полной (абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр. Измеряется пористость в долях единицы или в %.
В долях единицы mп =
; в % mп =· 100.
Коэффициентом открытой пористости mo называется отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.
Статическая полезная емкость коллектора Vcт характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.
Динамическая полезная емкость Vдин. характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.
Таблица 2.1 – Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород
|
Породы |
Пористость, % |
|
Изверженные Глинистые сланцы Глина Пески Песчаники Известняки и доломиты |
0,05 ¸ 1,25 0,54 ¸ 1,4 6,0 ¸ 50,0 6,0 ¸ 52,0 3,5 ¸ 29,0 0,6 ¸ 33,0 |
Таблица 2.2 – Пористость коллекторов, содержащих нефть
|
Коллектор |
Пористость, % |
|
Пески Песчаники Карбонатные коллекторы |
20,0 ¸ 25,0 10,0 ¸ 30,0 10,0 ¸ 25,0 |
Различают поровые каналы:
1. Сверхкапиллярные – Æ больше 0,5 мм (поровых каналов), движение жидкости свободно.
2. Капиллярные – Æ 0,5 ¸ 0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко.
3. Субкапиллярные – Æ меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может.
Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др.