Тайны образования нефти и горючих газов - [18]
Рис. 19. Залегание нефти; газа и воды в складке осадочных пород: а - принципиальная схема; б - общий вид
Однако природа всегда изобретательнее, чем можно представить даже при самой богатой фантазии: казалось, что ловушки могут образовываться не только следствие изгибов, но и на месте рифов (рис 20) в зонах трещиноватости магматических пород (рис. 21), у соляных тел (рис. 22), в зонах выклинивания песков и песчаников, даже в трещиноватых глинах (например, в Западной Сибири) и в других случаях. Нередко в таких участках образуется сразу много ловушек, располагающихся одна под другой. Поэтому в пределах месторождений, как правило, встречается несколько залежей, находящихся на разных глубинах.
Рис. 20. Нефтяная залежь в рифе (месторождение в Западном Техасе, США)
Рис. 21. Нефтяная залежь в трещиноватых магматических породах (США) . Черным показана залежь нефти, остальными условными знаками - разные магматические и осадочные породы
Рис. 22. Нефтянные залежи в соляных куполах. Черным показана нефть
Залежи могут быть различными и по физическом) состоянию флюидов: однофазовыми - газовыми, газоконденсатными, нефтяными (рис. 23), двухфазовыми в зависимости от соотношения фаз: нефтяными с "газовой шапкой" или, наоборот, газовыми с нефтяной оторочкой (рис. 24). При этом поскольку в газе, особенно в двухфазовых залежах, часто содержится большое количество конденсата, то обычно такие залежи называют газоконденсатно-нефтяными, газоконденсатными с нефтяной оторочкой и т. д. (рис. 25). В пределах месторождений залежи могут чередоваться самым различным образом: над и под нефтяной залежью могут располагаться газоконденсатные или, наконец, эти залежи чередуются между собой (рис. 26). Максимальные известные в настоящее время глубины распространения залежей достигают 7 км.
Рис. 23. Геологический разрез месторождения 'Нефтяные Камин' в Каспийском море вблизи г. Баку
Рис. 24. Залегание нефти и газа в Самотлорском месторождении Западной Сибири. Породы: 1 - преимущественно песчаные, 2 - преимущественно глинистые, 3 - газ, 4 - нефть
Рис. 25. Залегание газа, содержащего конденсат и нефти в Уренгойском месторождении. Породы: 1 - преимущественно песчаные, 2 - преимущественно глинистые, 3 - переслаивание глинистых и песчаных пород, 4 - газ, содержащий конденсат, 5 - нефть
Рис 26. Залегание нефти и газа в месторождениях Битков - Старуня - Гвизд (Западная Украина): 1 - надриг, 2 - нефть, 3 - газ
Размеры месторождений в плане могут колебаться в больших пределах: от нескольких сотен метров до десятков и даже сотен километров. Так, гигантское нефтяное месторождение Гхавар в Саудовской Аравии, со держащее более 30 млрд. т нефти, приурочено к ловушке, протягивающейся более чем на сотню километров при ширине 50-60 км.
Крупнейшее в СССР Уренгойское газовое месторождение протянулось на 170 км при ширине 30-50 км и обладает запасами почти 6 трлн. м3. Этого количества газа хватило бы, чтобы обеспечить потребность Москвы в газе в течение 353 лет или всего мира в течение 4 лет (по потреблению 1979 года).
Говоря о запасах нефти и газа в месторождениях, следует иметь в виду, что никогда не удается извлечь полностью содержащиеся в них эти полезные ископаемые. Дело в том, что нефть, например, задерживается в уголках пор, в тупиковых каналах, просто на поверхности зерен породы, в более мелких порах и т. д. Количество извлеченной нефти по отношению к общему ее содержанию в месторождении может колебаться в весьма широких пределах - от 5 до 95% - и зависит от множества как природных, так и технических факторов: вязкости нефти, типа породы, в которой она находится, температуры и давления, содержания растворенных газов, частоты расположения эксплуатационных скважин, темпа отбора (т. е. количества ежегодно добываемой нефти по отношению к общему содержанию ее в залежах), темпа заводнения и т. д.
При добыче нефти всегда приходится решать весьма сложный вопрос: какое количество ее можно добывать ежегодно из данного месторождения. Можно, например, в течение первых нескольких лет резко увеличить добы чу, но в целом добыть из этого месторождения меньше и оставить в недрах больше нефти. То же относится и к количеству пробуренных на месторождении скважин: с одной стороны, чем больше их будет пробурено на месторождении, тем полнее будет извлечена нефть, с другой стороны, общее количество добытой с помощью одной скважины нефти будет снижаться и, следовательно, ее себестоимость будет возрастать (нужно учесть, что каждая скважина может стоить несколько сотен тысяч рублей). У нас в стране создано специальное научное направление - научные основы разработки нефтяных месторождений. В настоящее время в мире в среднем коэффициент извлечения нефти составляет примерно 33%, а по многим странам значительно меньше.
Коэффициент извлечения газа, естественно, значительно выше, чем нефти, но все же почти никогда не "оставляет 100%. В среднем он принимается равным 85%, но может быть значительно ниже и зависит как от природных факторов (состава содержащих газ пород, их пористости и проницаемости, наличия воды в пре-I делах залежи, битумов, окисленной нефти и др.), так и от технических показателей (количества скважин, темпов отбора и т. д.). При интенсивном отборе газ, содержащийся в плохо проницаемых участках, может оказаться "зажатым" со всех сторон водой и не попадет скважины, вследствие чего останется в недрах.
