КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА: ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ И ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ

Актуальность темы, на наш взгляд, обусловлена тем, что геологические условия разработки становятся все более сложными, и старые классификационные схемы порой уже не охватывают всего разнообразия встречающихся объектов, особенно если говорить о нетрадиционных коллекторах.

Цель данной работы - обобщить существующие подходы к классификации и показать на конкретном примере, как можно определить тип залежи, используя минимальный набор геолого-промысловых данных.

Если говорить о классификациях, то их существует довольно много. Можно систематизировать залежи по величине запасов - это понятно: уникальные, крупные, средние, мелкие. Есть деление по сложности строения - простые, сложные и очень сложные. Но для геолога-практика, пожалуй, наибольший интерес представляют классификации, которые учитывают форму ловушки и то, в каком фазовом состоянии находятся углеводороды.

Стоит отдельно сказать про генетический подход, который учитывает механизмы формирования залежей. Согласно современным представлениям, можно выделить, например, залежи, сформировавшиеся под действием аномального давления, или те, что возникли за счет разности потенциалов. Однако на практике, особенно в нашей стране, чаще всего используют морфологическую классификацию - по типу ловушки. Это и структурные залежи (антиклинальные), и литологические (связанные с замещением коллектора), и стратиграфические (приуроченные к несогласиям).

Фазовое состояние - это тоже один из главных признаков. Здесь все довольно просто: если в залежи только газ - это газовая залежь, если только нефть -нефтяная. Но бывают и смешанные варианты - газонефтяные или нефтегазовые. Причем определение фазового состояния - это не всегда тривиальная задача, особенно при высоких пластовых давлениях и температурах, когда свойства флюида могут сильно меняться.

Теперь перейдем к практическому примеру. В ходе нашей работы мы проанализировали условное месторождение. Исходные данные были такие: коллектор порового типа, пористость около 18%, проницаемость 0,15 мкм². Пластовое давление - 28 МПа, температура - 82°С. По данным анализа керна, пласт представлен мелкозернистым песчаником с прослоями алевролитов.

По составу флюида получились следующие цифры: метан - 68%, этан - 12%, пропан - 8%, бутаны - 3%, остальное - пентаны и более тяжелые компоненты. Газовый фактор при этом составил 180 м³/т. Для нас это был важный момент: при таких значениях и термобарических условиях мы имеем дело с нефтяной залежью с растворенным газом, то есть однофазовой - нефтяной.

Структура ловушки, как показали сейсмические данные, представляет собой антиклинальную складку с углами падения на крыльях до 8 градусов. Никаких разломов не зафиксировано, что тоже важно. Глубина кровли на своде - 2650 м, водонефтяной контакт - на отметке 2720 м. Мощность пласта меняется в пределах от 8 до 14 м, что говорит о его относительной выдержанности. Все эти признаки указывают на то, что перед нами пластовая сводовая залежь.

Таблица 1.

Факторы, определяющие тип залежи

Из таблицы, как нам кажется, довольно четко видно, что по совокупности признаков залежь является классическим примером пластовой сводовой нефтяной. Соответственно, и подход к ее разработке будет стандартным - сетка скважин, традиционные методы подсчета запасов.

Однако, поскольку классификаций много, мы решили сравнить два подхода - морфологический и генетический. Сравнение представлено в таблице 2.

Таблица 2.

 Сравнение классификационных подходов

Как видно из таблицы 2, у каждого подхода есть свои сильные и слабые стороны. Генетический подход, безусловно, интересен с научной точки зрения, но для практических задач, связанных с подсчетом запасов и проектированием, морфологическая классификация оказывается удобнее и привычнее. Собственно, именно поэтому в нашем практическом примере мы использовали именно ее.

Таким образом, можно сказать, что классификация залежей нефти и газа - это инструмент, без которого невозможно грамотно спланировать ни разведку, ни разработку. При этом выбор конкретной классификационной схемы зависит от того, на какой стадии мы находимся и какие задачи перед нами стоят. На начальных этапах больше подходит генетический подход, а когда месторождение уже открыто и начинается проектирование - морфологический. В целом, нам представляется, что в современных условиях наиболее эффективным является комплексное использование разных подходов. Это позволяет снизить риски ошибок и более обоснованно подходить к оценке перспектив нефтегазоносности.