Условия залегания газа в земной коре и классификация газовых месторождений

Природные газы, как и нефть в земной коре, приурочены к осадочным отложениям и скапливаются в породах-коллекторах, т.е. в пористых и проницаемых породах, способных содержать и отдавать эти флюиды.

Различают два типа пород-коллекторов: гранулярные (поровые) и трещиноватые. Наиболее распространены гранулярные коллекторы, пустоты которых представлены межзерновыми порами. Гранулярные коллекторы слагаются песчано-алевритовыми породами, а также известняками и доломитами. Трещиноватые коллекторы слагаются как осадочными породами, так и изверженными и метаморфическими. Они отличаются большой плотностью и развитой системой трещин различной протяженности, ориентации и размеров. Трещиноватость может быть связана с известняками, доломитами, сланцами, песчаниками.

Важнейшими параметрами пород-коллекторов являются пористость, проницаемость, насыщенность флюидами.

Газовые месторождения наиболее часто приурочены к антиклинальным структурам - брахиантиклиналям и куполам различной степени сложности, часто тектонически нарушенным.

В зависимости от условий залегания газовые залежи подразделяются на пластовые, массивные, литологически экранированные, тектонически экранированные:

ü пластовые большей частью являются сводовыми, то есть расположены в сводовых частях антиклинальных структур;

ü массивные образуются в коллекторах большой мощности и подстилаются подошвенными водами;

ü литологически экранированные образуются в толщах малопроницаемых пород, когда в них имеются локальные пористые и проницаемые линзы;

ü тектонически экранированные располагаются на крыльях антиклиналей и ограничены вверх по восстанию пласта тектоническими нарушениями.

Любая залежь характеризуется:

ü толщиной пласта - кратчайшим расстоянием между кровлей и подошвой;

ü этажом газоносности - расстоянием от газоводяного контакта до наивысшей точки кровли пласта газовой залежи;

ü внешним контуром газоносности - линией пересечения кровли пласта с подошвенными водами;

ü внутренним контуром газоносности - линией пересечения подошвы пласта с подошвенными водами;

ü размерами по большой и малой осям структуры;

ü площадью газоносности.

Последовательно сверху вниз располагаются газ, нефть, вода согласно плотности пластовых флюидов.

Газовые месторождения классифицируются:

ü по сложности геологического строения:

а) месторождения сложного геологического строения, разбитые тектоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеющих изменчивый характер продуктивных горизонтов;

б) месторождения простого геологического строения, продуктивные пласты которых характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивных горизонтов по всей площади залежи;

ü по числу продуктивных горизонтов:

а) однопластовые;

б) многопластовые;

ü по числу объектов разработки:

а) однообъектные, когда имеется лишь одна залежь, либо все залежи объединяются в один объект разработки (самостоятельная сетка скважин);

б) многообъектные, когда выделяются несколько объектов разработки (несколько самостоятельных сеток эксплуатационных скважин);

ü по наличию или отсутствию конденсата в пластовом газе, то есть по составу пластовых флюидов:

а) газовые месторождения - содержат легкие углеводороды парафинового ряда, не конденсирующиеся при снижении давления в пласте. Содержание метана (СН₄) составляет 94-98% по объему;

б) газоконденсатные месторождения - содержат углеводороды парафинового ряда с большим содержанием тяжелых углеводородов от пентана (C₅H₁₂) и тяжелее, которые конденсируются в пласте при снижении давления. Содержание метана в пластовом газе составляет 70-90% по объему;

в) газонефтяные месторождения - имеют газовую шапку больших объемов и нефтяную оторочку. Содержание метана ограничено 30-50%, остальное - тяжелые углеводороды и попутные нефтяные газы;

г) газоконденсатнонефтяные - это газоконденсатные месторождения, имеющие нефтяную оторочку,

д) газогидратные месторождения - содержат газ в продуктивных отложениях в твердом гидратном состоянии;

ü по фазовому состоянию флюидов:

а) однофазные насыщенные месторождения, в которых начальное пластовое давление (Р_пл.нач.) равно давлению начала конденсации тяжелых углеводородов (Р_н.кон.). В таких залежах при снижении давления сразу происходит конденсация углеводородов (выпадение их в пласте в жидкую фазу);

б) однофазные ненасыщенные - месторождения, в которых начальное пластовое давление выше давления начала конденсации тяжелых углеводородов (Р_пл.нач.> > Р_н.кон.). При разработке таких месторождений тяжелые углеводороды (конденсат) начинают выпадать только при достижении величины давления начала конденсации;

в) двухфазные месторождения - газоконденсатные месторождения, у которых начальное пластовое давление ниже давления начала конденсации и часть углеводородов еще до разработки находится в пласте в жидком состоянии (Р_пл.нач.< < Р_н.кон.) При изотермическом снижении пластового давления происходит дальнейшее выпадение тяжелых углеводородов. При значительном снижении Р_пл, может происходить явление, обратное конденсации - испарение.

По содержанию стабильного конденсата газоконденсатные месторождения подразделяются на группы:

ü с незначительным содержанием стабильного конденсата -
до 10 см³/м³;

ü с малым содержанием стабильного конденсата -
от 10 до 150 см³/м³;

ü со средним содержанием стабильного конденсата -
от 150 до 300 см³/м³,

ü с высоким содержанием конденсата - от 300 до 600 см³/м³;

ü с очень высоким содержанием конденсата - свыше 600 см³/м³.

По дебитности скважин месторождения, залежи, объекты разработки подразделяются на группы:

а) низкодебитные - до 25 тыс.м³/сут;

б) малодебитные - 25-100 тыс.м³/сут;

в) среднедебитные - 100-500 тыс.м³/сут;

г) высокодебитные - 500-1000 тыс.м³/сут;

д) сверхвысокодебитные – от 1000 тыс.м³/сут;

По величине начальных пластовых давлений залежи Р_пл.нач. залежи подразделяются:

а) низкого давления – до 60 кгс/см²;

б) среднего давления – 60-100 кгс/см²;

в) высокого давления - 100-300 кгс/см²; ’

г) сверхвысокого давления – свыше 300 кгс/см².

По величине запасов газа месторождения классифицируются на:

а) уникальные – свыше 500 млрд.м³;

б) крупные – 30-500 млрд.м³;

в) средние – 3-30 млрд.м³;

г) мелкие – 1-3 млрд.м³;

д) очень мелкие – до 1 млрд.м³.

3. РЕЖИМЫ И МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ