Конечно, все эти представления неверны, что станет понятным, когда мы рассмотрим условия залегания нефти и газа в недрах. Совершенно очевидно, что нефть и газ как и любая материя, должны находиться в пространстве. Рассмотрим, каким же может быть это пространство на глубине. Для этого в первую очередь надо определить, что представляют собой те горные породы,

которые слагают верхнюю часть земной коры и в которых чаще всего встречаются нефть и газ. Рассмотрим сначала песок. Представим себе, что он состоит из правильных сферических частиц одинакового объема. Расчеты показывают, что в зависимости от плотности укладки эти частицы могут занимать чуть больше половины (52,4%) или три четверти (74,2%) объема всей горной породы, а остальное пространство - свободное, составляющее от 25,8 до 47,6% породы, приходится на поры, в которых могут находиться любые жидкости и газы (рис. 18). Это значит, что теоретически в каждом кубическом метре песка может содержаться от 0,26 до 0,47 м³ нефти.

Рис. 18. Поры в песке при разной укладке зерен. Пористость песка, %: а - 25,8; б - 36,7; в - 47,6

Для того чтобы представить себе реально количество нефти, которое может находиться в такой породе, примем, что нефть содержится в порах такого песка который слагает пласт мощностью (или толщиной) 10 м Теоретически в таком пласте на площади всего 1 км может быть заключено от 2,58 млн. до 4,76 млн. м³ нефти, или, принимая ее среднюю плотность равной 0,86 г/см³, - от 2,219 млн. до 4,09 млн, т, и, следовательно, на площади в сотни квадратных километров -сотни миллионов тонн. Другие породы - известняки, доломиты - также содержат пустоты в виде пор, каверн, трещин и даже мелких пещер, количество и размен которых уменьшаются с глубиной. Общий объем таких пустот или, как принято называть, коэффициент пористости пород, может составлять от десятых долей процента до 20-30% объема пород.

Однако наличие пустот в горных породах еще не определяет полностью их свойства по отношению к нефти и газу. Дело в том, что размеры этих пустот могут быть самыми различными и именно от них зависит свойство пород пропускать жидкости и газы. Так, из физики известно, что благодаря действию сил молекулярного притяжения в капиллярных каналах поперечным сечением менее 0,001 мм вода не перемещается под влиянием силы тяжести, и требуется приложение значительных градиентов давления, чтобы сдвинуть такую пленочную, как ее называют, жидкость.

Поры всех осадков, накапливающихся подо дном водных бассейнов, с начала их образования заполнены водой. На суше, как только порода оказывается ниже уровня грунтовых вод, все ее поры также заполняются водой. Таким образом, когда в породу поступают нефть или газ, то для заполнения ее им надо вытеснить воду. Из пор крупнее 0,001 мм вода может уйти, а из более мелких пор при давлениях, обычно существующих на глубинах до 10 км, она не может быть вытеснена. По этой причине вода, нефть и газ в недрах могут двигаться по пластам песков, песчаников, пористых известняков, доломитов, различных трещиноватых пород, но для них совершенно непроницаемы пласты влажных глин, каменной соли, плотных известняков, ангидритов и других непористых и нетрещиноватых пород.

Поскольку пласты, содержащие в недрах подвижную воду, не разобщены друг с другом герметично, все они представляют собой своеобразную систему сообщающихся сосудов, давление в которых равно весу столба жидкости. По этой причине давление жидкости и газа в породах с глубиной увеличивается через каждые 10 м на 0,1 МПа, в общем случае достигая, например на глубине 1000 м, 10 МПа. Однако нередко пластовые давления превышают эту величину (см. ниже). Благодаря высокому давлению газ в недрах в соответствии с законом Бойля - Мариотта, занимает значительно меньший объем, чем на поверхности. Так, на глубине 1000 м при температуре 40°С в одном кубическом метре пространства содержится такое количество газа, которое на поверхности земли при стандартных условиях: давлении 1 МПа (760 мм рт. ст.) и температуре 15°С будет иметь объем, равный примерно 103 м³ (не точно из-за отклонения реального газа от идеального).

Определяющим моментом в распределении нефти, газа и воды в недрах является существенное различие их плотностей: пластовые воды обычно соленые, часто имеют плотность 1,05-1,25 г/см³, плотность нефти, как отмечалось, в среднем равна 0,86 г/см³, а в пластовых условиях, на глубине порядка 1000 м, благодаря большому количеству растворенного в ней газа (до 300 м³ в 1 м³ нефти) - 0,6-0,7 г/см³, наконец, плотность газа, преимущественно метанового, на этой же глубине - 0,07 г/см³. Согласно законам физики, указанные жидкости и газ распределяются в недрах в соответствии с их плотностями: вверху газ, ниже нефть, под которой почти всегда находится пластовая вода.

В природе часто проницаемые пласты чередуются с непроницаемыми и, как правило, вследствие тектоникеских движений изгибаются самым различным образом "наиболее повышенных участках проницаемых пластов образуются природные ловушки, в которых могут накапливаться нефть и газ (рис. 19). Эти ловушки в течение многих десятков лет и были основными объектами поисков нефти и газа.

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