Выделяются следующие основные ти-пы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экрани-рованный.
^ Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи .
Части пласта: 1-водяная, 2 - водонефтяная, 3-нефтяная, 4 -газонефтяная, 5-газо-вая; 6 - породы-коллекторы; Н - высота залежи; Нг, Нн - высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи
Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изоли-рованному природному резервуару или связана с группой гидро-динамически сообщающихся природных резервуаров, в которых от-метки газожидкостного и водонефтяного контактов соответствен-но одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массив-ная или пластово-массивная.
^
1.5.2. Классификация залежей по фазовому состоянию УВ
В зависи-мости от фазового состояния и основного состава углеводо-родных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):
- нефтяные , содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;
Залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая-газо-вая (газовая шапка); в нефтегазовых-газовая шапка превыша-ет по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой;
- газовые , содержащие только газ;
^
1.5.3. Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи
Любая нефтяная или газовая залежь обладает потен-циальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного плас-та). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил-носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа, сжатого в газовых залежах и га-зовых шапках, и газа, растворенного в нефти. Кроме того, в зале-жах действует сила тяжести нефти.
Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливаю-щих приток флюидов к добывающим скважинам, называется ре-жимом залежи. В соответствии с характером проявления домини-рующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах-газовый и упруговодонапорный.
Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неод-нородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки техноло-гическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти, газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продук-тивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью про-дуктивных пластов, степенью гидрофобизации пород, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.
^
1.6. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ
МАСТОРОЖДЕНИЕ
представляет собой совокупность залежей неф-ти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и рас- в пределах одной площади.
Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие (табл.1)
Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам
По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов выделяются месторождения (залежи):
простого строения , связанные с ненарушенными или слабона-рушенными структурами, продуктивные пласты которых характе-ризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложного строения , характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площа-ди и разрезу ИЛИ литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами или наличием тектонических на-рушений;
очень сложного строения , для которых характерны как литоло-гические замещения или тектонические нарушения, так ^ И невыдер-жанность толщин и коллекторских свойств продуктивных плас-тов.
Сложность геологического строения месторождений устанавли-вается исходя из соответствующих характеристик основных зале-жей, заключающих основную часть (больше 70 %) запасов место-рождения. Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, их объемы и эко-номические показатели разведки и разработки.
^
1.7. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЪЕКТЫ, СОДЕРЖАЩИЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА. И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ КЛАССИФИКАЦИИ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ
Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентраци-ей месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства гео-тектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим райониро-ванием .
При нефтегазогеологическом районировании следует учиты-вать четыре основные группы факторов - критериев, контролиру-ющих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:
Современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;
Литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основан-ную на палеогеографических, формационных и фациальных усло-виях формирования осадков в различных частях этих территорий;
Гидрогеологические условия;
Геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).
Залежи и месторождения , связанные с геоструктурными элемен-тами соот-ветствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеоло-гического районирования наиболее низкого уровня.
Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловуш-кам, составляющим единую группу, осложняющую структуру бо-лее высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления.
Нефтегазоносный район представляет собой ассоциа-цию зон нефтегазонакопления, характеризующихся об-щностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.
Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазо-носных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уров-нем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризо-ваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и неф-тегазонакопления.
Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах од-ного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.
^ Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность кото-рых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазо-перспективными .
Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разре-зу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными едини-цами такого расчленения являются пласт, резервуар 1 , нефтегазоносный комп-лекс и нефтегазоносная формация.
Нефтегазоносным пластом называется толща про-ницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.
Нефтегазоносный горизонт представляет собой груп-пу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически свя-занных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.
Нефтегазоносный комплекс -это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрыш-кой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.
Нефтегазоносная формация представляет собой ес-тественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятны-ми для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.
Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами.
Классификации залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек и по форме природных резервуаров
Разделение залежей (месторождений) по величине запасов
Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию
Элементы залежей нефти и газа
Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. В двухфазной залежи газ занимает верхнюю часть ловушки. ниже пустотное пространство заполняется нефтью, а ещё ниже – водой. Поверхности контактов газа и нефти, нефти и воды называются поверхностями соответственно газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела. Наклон поверхности ВНК (ГНК) может быть связан с проявлением гидродинамических или капиллярных сил, а также с процессами новейшей тектонической деформации ловушки.
Если количества нефти или газа недостаточно для заполнения всей толщины пласта-коллектора в сводовой ловушке, то внутренние контуры нефтеносности и газоносности будут отсутствовать и такие залежи называются неполнопластовыми водонефтяными или водогазовыми. Внутренние контуры отсутствуют и у массивных залежей, которые сформировались в массивных природных резервуарах. Длина, ширина и площадь залежи определяется по её проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высота залежи (высота нефтяной части плюс высота газовой части, называемой у газонефтяной залежи газовой шапкой), называется вертикальное расстояние от подошвы залежи до её наивысшей точки.
Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности) .
Фазовое состояние УВ, их состав и взаимоотношение жидких и газообразных фаз являются важнейшими параметрами залежей. Углеводородные системы находятся в залежах, как в однофазном, так и в двухфазном состоянии. Однофазные залежи содержат только нефть или газ, а двухфазные – газ и нефть. При этом согласно плотности газ занимает верхнюю часть ловушки, а нефть – нижнюю. Нефтяная часть залежи подпирается водой. Название двухфазных залежей определяется соотношением фаз. Принято преобладающую фазу ставить на второе место. Название: «залежь газонефтяная» говорит, что в ней больше нефти, а название «залежь нефтегазовая» , - что в ней больше газа. При совместном учёте нефти и газа используется понятие «условное топливо» , при котором 1000 м 3 газ приравнивается к 1 т нефти.
Скопление свободного газа в газонефтяной залежи называется газовой шапкой . Газовая шапка образуется только в случае, когда давление насыщения нефти газом в залежи станет равным пластовому давлению при данной температуре. В нефтегазовой залежи её нефтяная часть, располагающаяся между газом и водой, называется нефтяной оторочкой .
Существуют различные классификации залежей УВ по их фазовому состоянию. Отличаются они количеством групп залежей и их состоянием. Например, К. Бека и И. Высоцкий (1976) выделяют газоводяные залежи, содержащие газ, растворенный в воде и газогидратные залежи.
В классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утверждённой Министерством природных ресурсов в 2005 году месторождения (залежи) нефти и горючих газов в зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений разделяются на шесть типов:
1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
2) газонефяные (ГН), в которых нефтяная часть залежи является основной, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи;
3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %;
4) газовые (Г), содержащие только газ;
5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;
6) нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.
Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации
Основной характеристикой залежи являются запасы , под которыми понимается количество нефти и газа, выявленное по данным бурения и достаточное для промышленной разработки. Запасы подразделяются на геологические и извлекаемые.
Геологические запасы – это количество нефти и газа, находящееся в залежах и подсчитанное по результатам бурения и разработки залежей.
Извлекаемые запасы – это часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.Соотношение между извлекаемыми и геологическими запасами определяется коэффициентом извлечения, который зависит как от естественных, так и от технических причин. Для нефти он колеблется в пределах от 0,1 до 0,8, а для газа – 0,9.
В зависимости от степени геологической изученности и промышленного освоения запасы нефти и газа подразделяются на четыре категории: А, Б, С 1 и С 2 .
Запасы разделяются также по степени экономической эффективности на промышленно-значимые и непромышленные . Промышленно-значимые запасы далее делятся на нормально-рентабельные и условно-рентабельные .
Кроме запасов выделяются геологические ресурсы – это количество нефти и газа, которое предполагается и оценивается количественно в пределах нефтегазоносных или перспективно нефтегазоносных пластов, горизонтов или комплексов региональных тектонических элементов, а также - в пределах нефтегазоносных провинций, областей, районов, зон, площадей и отдельных невскрытых бурением ловушек. Данные по количественной оценке ресурсов нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ.
По экономической эффективности ресурсы в последней классификации разделяются на две группы: рентабельные и неопределённо-рентабельные . В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы – это часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки.
Выделение категорий ресурсов производится на основе геологических аналогий, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, изученности участка недр параметрическим и поисковым бурением.
Таблица. Классификация залежей (месторождений) нефти и газа по величине запасов
1. Пластовая залежь:
а) Пластовые сводовые - залежь, приуроченная к резервуару пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве практически непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, к-ый подпирается водой.
б) Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами по поверхности статиграфического несогласия.
в) Пластовая тектонически экранированная - залежь в пласте, ограниченном вверху по его наклону разрывом, приводящим пласт в соприкосновение со слабопроницаемыми породами.
г) Пластовая литологически экранированная залежь приурочена к ловушке, обусловленной выклиниванием пласта-коллектора или ухудшением его коллекторских св-в вверх по восстанию.
2. Массивные залежи - скопления УВ в ловушке, образованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород.
М.з. в структурном выступе (выступ пород тектонического происхождения, образованном или антиклинальным изгибом пластов)
М.з. в эрозионном выступе (возвышающийся выступ - результат эрозии-размыва и под толщей более молодых малопроницаемых отложений)
М з. в биогермном выступе (вершина массива, перекрытого малопроницаемыми породами)
3. Литологическн ограниченные залежи - скопления Н (Г) в резервуаре неправильной формы, ограниченном со всех сторон слабопроницаемыми породами.
Понятии е нефтегазоносных провинциях, областях и зонах нефтегазонасыщения.
Нефтегазоносная провинция -это целостная совокупность различных крупных деоструктутрных истор. формир.развит. и в том числе общностью стратегр. диап. регион газоносности.(Западно-Сибирская, Восточно-Сибирская) Нефтегазоносная область - эго территория приуроченная к одному целостностаному, крупному геоструктурному элементу. Характеризуется общим геологическим строением и геолог-м условием развития включающий палеограграф. и пвлеотехнич. усл. нсфтегазообраз. и палеотехнич..(Прибалтийская, Ставропольская, Сахалинская) Зона гозон. ассоц, сложных исход. по геолог. строению месторождений нефти и газа приурочено в целом к единой группе генитически связанных между собой ловушек структуры.
Построение геологических профилей. Решаемые задачи.
Геологические профили называется наглядное изображение земной коры в вертикальной плоскости.
1. Общий профиль который показывает весь скрытый разрез скважины от забоя до устья.
2 .Забойной называют часть вскрытой скважины в интервале продуктивного пласта.
Первичным материалом является керновый материал и материалы шлама.
Все построение ведется в абсолютных отметках для этого из глубин залегания или подошвы пластов и различие характера насыщения высчитывают альтитуду.
Альтитуда – превышение любой точки на местности от нулевой отметки или от уровня моря.
За 0 принят Балтийское море. Построение ведется в двух масштабах в горизонтальном и вертикальном. Перед построением выбираем направление.
Решаемые задачи Геологический профиль наглядно показывает условие залегания пластов в разрыве скважины. Позволяет рассчитать отметки глубин залегания кровли или подошвы пластов различного литологического состава, позволяет определить углы падения пластов разреза, позволяет выявить в разрезе пласты коллекторы и оценить их характер насыщения, позволяет рассчитать отметку первоначального положения ГНК, ВНК, и т.д.
Составл структ.карт
Эта карта показывает распространение кровли или подошвы пласта с помощью изогипс.
Изогипсы – это линия все точки на которой кровли или подошвы равноудалены от нулевой точки.
Первичным материалом служит керновые материалы и материалы ГИС.
Построение ведется в абсолютных отметках.
Перед построением выбирается сечение изогипс.
Сечением изогипс называется равные по высоте отметки между двумя соседними точками.
В случае полого залегания пластов сечение принимается от 2-6 м.
Пласты с большим углом падения сечение выбирается 6- 20 м.
Метод треугольников в том случае когда в участке отсутствует тектонические нарушения. Метод профелей наоборот.
Решаемые задачи.
Структурная карта наглядно показывает кровли или подошвы пласта в горизонтальном залеже.
Карта позволяет определить форму и размеры залежи, позволяет определить структуру, определить углы падения пласта, определить наличие тектонических нарушений, определить местоположение внутреннего и внешнего нефтенасыщенности.
Эта карта является основой при проектировании местоположения залежи. Карта также является основой при составлении подчетного плана при подчете запасов нефти и газа.
Виды вод в горных породах.
Связанные воды
Свободные воды
Связанные воды
а) конституционная вода в кристаллических решетках минералов в виде отдельных разобщенных ионов Н+, ОН-, и др.
б) кристаллизационная – в кристаллических решетках минералов в виде отдельных молекул Н2О(гипс).
в) гидратная – присоединенная к частицам коллоидных веществ в виде плотно облегающих молекул и слоев(опал).
Свободная вода.
а) гидроскопическая – обособленные капельки на поверхности породы, связана молекулярными силами и не перемещается.
б) пленочная – в виде тонкой пленки над слоем гидроскопической воды может перемещаться от тонкой пленки к толстой.
в) капиллярная – в пустотах горных пород диаметром менее 1 мм.
г) гравитационная – в пустотах диаметром более 1 мм
Воды нефтяных месторождений. Промысловая классификация вод.
Воды в промысловых условиях классифицируются по их пространственно-геологическому отношению к залежам, которые служат объектами разработки.
Воды нефтяных (газовых) месторождений:
Грунтовые
Нефтяного (газового) пласта
а) внутри залежи
промежуточная
остаточная
б) законтурная
в) кроевая нижняя
г) кроевая верхняя
Напродуктивного водяного пласта
а) верхняяб) нижняя
Техническая
Выделяются следующие группы вод. грунтовые, нефтяного (газового) пласта, непродуктивного (водоносного пласта), тектонические, техногенные. Группы подразделяются на подгруппы. В продуктивном пласте внутри самой залежи нефти и газа содержится остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью или газом. Это в основном прочносвязанная, рыхлосвязанная и стыковая вода.
К промежуточной относится вода, насыщающая слои внутри залежи, являющейся единым объектом эксплуатация. Вода в продуктивном пласте, находящаяся под залежью в пределах внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (газоносности), относится к нижней краевой. В случае, когда залежь водоплавающая, вода обычно называется подошвенной.
Вода, находящаяся за внешним контуром нефтеносности (газоносности), именуется законтурной. К верхним краевым относится вода, находящаяся в пласте, содержащем залежь, и залегающая выше залежи. Случай довольно редкий. Воды водоносных горизонтов, залегающих выше продуктивного пласта, обычно называют верхними, а ниже - нижними. Это название условное, так как в многопластовом месторождении один и тот же водоносный горизонт может быть нижним по отношению к расположенному выше продуктивному пласту и верхним по отношению к залегающей ниже продуктивной толще. К тектонической относится вода, внедряющаяся в продуктивный пласт по тектоническим нарушениям. Вода, попадающая в нефтеносный (газоносный) пласт, в результате процессов, связанных с бурением скважин, их ремонтом, а также с разработкой месторождения (закачка вод для поддержания пластового давления, введение различных растворов при других методах воздействия на пласт и т.п.), называется техногенной.
Пластовое давление.
Пластовое давление - давление, к-ое испытывают пластовые флюиды, заполняющие пустотное (поровое) пространство горных пород, и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов.
Рпл.=(HY)/10, Y-плот.воды. Н-глубина
На ряде месторождений Рпл.превышает гидрост. Такое давл.наз-ся аномальным.
Начальное Рпл-это давл.замеренное на забоенеработающей скважины.
Текущее давл.-статич.давл.на забое замеренное после притоков флюида. Пласт.давл. различно, вледствие разницы глубин.
Наличие пластового давления, являющегося движущей силой Н., Г. и В. в пласте - одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых. Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей.
Рпл.пр.=Рн+(Нвнк-hн)*Pн/ 100
Pн-пласт.давл.замеренное
Нвнк-абс.отм..глуб.залег.внк
Hн-абс.отм.т.замера
Pн-плот.нефти
Пластовая температура.
Изучение изменения пластовой
температуры по объему продуктивного пласта и во времени необходимо при определении св-в пластовых флюидов, используемых в подсчете запасов нефти и газа, при проектировании и осуществлении разработки продуктивного пласта, установлении режима его работы и т.д. С увеличением глубины температура недр повышается. В различных районах земного шара градиенты температуры различны.
Параметры:геометрич.ступень-расст.в м при углублении на которую темпер.повыш.на 1 град.G=(H-h)/(T-t)
Геометрич.градиент-прирост температуры на кажд.100м Г=(T-t)*100/(H-h)
Если на пути движущегося по природному резервуару флюида встречается преграда (какой-либо экран или барьер), то начинается формирование скопления УВ - залежи, которая занимает определенную часть геологического пространства и является первым (низшим) членом системы нефтегеологического районирования. В качестве простейшего элемента районирования по генетическому принципу В.Б. Оленин рассматривал минимальный по размеру участок земной коры, который при этом в силу структурно-генетической характеристики способен заключать единичную залежь нефти и(или) газа. Большинство отечественных исследователей называют такие участки «ловушками». Ловушка, содержащая залежь УВ, является простейшим элементом системы нефтегеологического районирования.
Понятие «ловушка» использовали многие отечественные и зарубежные ученые (А.А. Бакиров, И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, В.Г. Вильсон, Н.А. Еремеко, М.К. Калинко, А.И. Леворсен, К.К. Лэйндс и др.). По И.О. Броду, под ловушкой понимается часть природного резервуара, в которой создаются условия для улавливания флюидов и формирования нефтегазового скопления, в ней устанавливается относительное равновесие подвижных веществ. Наличие ловушки - первое условие формирования залежи
Определение ловушки у разных авторов несколько отличается. В.Б. Оленин полагал, что ловушки без наличия в них флюидов нельзя уверенно называть ловушками, что только присутствие скопления флюидов - залежи определяет ее как таковую. Он дал следующее определение: «Ловушка, в которой присутствует залежь нефти и/или газа, представляет собой участок недр, состоящий из коллекторов и примыкающих гаюхопроницаемых отложений, способный аккумулировать углеводороды в своей кол-лекторской части и заключающий в ее пределах залежь нефти и/или газа». Бывают случаи, когда ловушка возникает вместе с залежью благодаря возникновению коллекторских свойств пород одновременно с нефтеобразованием.
Участки недр, предположительно обладающие указанными свойствами ловушки, но в которых залежи нефти и(или) газа еще не обнаружены, являются возможными нефтегазоносными ловуш-
ками. Каждая ловушка характеризуется суммарным объемом пустот коллекторов, который может быть заполнен нефтью или газом. Размер ловушек характеризуется высотой и площадью, которая изменяется от долей до десятков квадратных километров, а может достигать и гораздо больших (на порядок или два) величин.
В.В. Семенович определяет ловушку как часть природного резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, вызывающими перемещение флюидов (воды, нефти и свободного газа) в породах и препятствующими ему силами. Основные причины перемещения - разность давлений и гравитационное всплывания нефти и газа в воде. Противодействие перемещению флюидов оказывает покрышка, экран (в широком смысле флюи-доупор), которым чаше всего являются непроницаемые породы; экран также может создаваться напором воды, разницей давлений и др.
Залежь - это скопление углеводородов в ловушке, все части которого гидродинамически связаны. В залежах разделение флюидов происходит по гравитационному признаку, и если присутствуют нефть и газ, то залежь разделяется на газовую и нефтяную части. Залежи в основном подстилаются подошвенной водой. Соответственно выделяются и границы раздела: водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной контакт (ГНК), газоводяной контакт (ГВК). Пример изображения залежи в плане показан на рис. 7.1. Контакт не представляет собой ровную поверхность, нередко выделяется переходная зона, в более крупных каналах которой находится нефть, а более мелкие заполнены водой.
Необходимым условием возникновения залежи является наличие замкнутого субгоризонтального контура (граница ловушки). Определение этого понятия дано И.О. Бродом и Н.А. Еременко. Замкнутый контур рассматривается как линия, ограничивающая в плане максимальную возможную площадь залежи. Замкнутый контур представляет собой границу, ниже которой углеводороды не могут удержаться (например, обратный изгиб пласта - «замок»). В вертикальном разрезе замкнутый контур соответствует точке пересечения поверхности ловушки (точнее, природного резервуара) и наиболее низкого возможного положения нефте- (или) газоводяного контакта при максимальном заполнении ловушки (иногда называют выклиниванием или «нулевой изопахитой» залежи). Залежь нефти и(или) газа может распространяться во всем объеме резервуара внутри замкнутого контура (см. рис. 7.1) или занимать часть его.
Пример изображения более сложных залежей в антиклинальной ловушке, разбитой на блоки, показан на рис. 7.2. Замкнутые контуры образуются также при пересечении плоской экранирующей поверхностью моноклинали с каким-нибудь структурным
осложнением (структурным носом) или если на пути моноклинально залегающего пластового резервуара возникает экран с изогнутой поверхностью.
Залежи нефти и газа типизируются и классифицируются по разным признакам. Так, по составу флюидов залежи делятся на чисто нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, нефтегазовые, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные, чисто газовые и др.
В зависимости от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора, географического положения, глубины необходимого для добычи флюидов бурения и других показателей, по которым оценивается рентабельность разработки, залежи подразделяются на промышленные и непромышленные.
Наиболее распространенными являются классификации по типу ловушек, многообразие генетических и морфологических типов которых предопределило обилие типов и классов залежей нефти и газа.
Одна из первых подробных характеристик ловушек в России была опубликована И.М. Губкиным. Классификации ловушек, или залежей нефти и газа, заключенных в ловушках различного типа, составлены многими отечественными и зарубежными исследователями (М.В. Абрамович, А.Г. Алексин, А.А Бакиров. И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, Г.А. Габриэлянц, М.А. Жданов, НА Еременко, В.М. Завьялов, АЯ. Креме, М.Ф. Мирчинк, В.Я. Рат-нер, А.М. Серегин, Г.А. Хельквист, Н.Ю. Успенская, В.Е. Хаин, М.М. Чарыгин, Ю.М. Васильев, Л.В. Каламкаров, В.Б. Вильсон, А.И. Леворсен, В.Л. Рассел, К.В. Сандерс, В.Б. Херой, К. Хилд и др.).
Наиболее широкое распространение получила классификация ловушек И.О. Брода, в которой в качестве главного признака используется тип природного резервуара. В соответствии с тремя типами природных резервуаров в ней выделяются три основные группы залежей: 1) пластовые, 2) массивные и 3) залежи, литоло-гически ограниченные со всех сторон.
И.О. Брод подчеркивал, что именно по типу природного резервуара, определяющего условия перемещения и дифференциации флюидов, должны выделяться основные группы залежей. Отличительная черта первых двух групп состоит в том, что они образуются в природных резервуарах, имеющих региональное распространение и насыщенных водой на всем их протяжении. Вода заполняет подавляющую часть резервуара и ограничивает залежь нефти и(или) газа, занимающих незначительную часть природного резервуара - ловушку, т.е. вода в этом случае является ведущим фактором, формирующим залежь. В третьей группе залежей- литологически ограниченных - резервуар со всех сторон ограничен непроницаемыми породами, в которых не происходит циркуляции вод и вода может только подстилать залежь в резервуаре, но при этом не создает напор.
1. Группа пластовых залежей согласно условиям формирования ловушки подразделяется на две подгруппы: сводовых (пласто-во-сводовых) залежей и подгруппа залежей экранирования (пласто-во-экранированных) (рис. 7.3, а-д, л, м).
Пластово-сводовые залежи приурочены к ловушкам, представляющим собой антиклинальный изгиб пласта-резервуара. Формирование таких залежей происходит в результате движения флюидов по пластовому резервуару, ограниченному непроницаемыми породами в кровле и подошве пласта. Такие залежи распространены очень широко как в платформенных, так и в складчатых областях. Они часто бывают разбиты разрывами на блоки (см. рис. 7.2).
Вторая подгруппа - пластово-экранированные залежи, формирование которых может происходить только после того, как Пластовым резервуар был срезан экраном, препятствующим дви-
жению флюидов вверх по восстанию пласта. Экраны могут представлять собой поверхности тектонических нарушений, стратиграфических несогласий и
литологических замещений. В зависимости от характера экрана выделяются залежи трех видов экранирования: тектонически экранированные, стратиграфически экранированные и литологически экранированные (см. рис. 7.3, б, в, г, д).
Тектонически экранированные (дизъюнктивно экранированные) залежи формируются в том случае, если в результате дизъюнктивных дислокаций моноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми породами (см. рис. 7.3, б). По генетической природе экраны могут быть сбросами, взбросами, надвигами и сдвигами. Разрывы являются также и путями миграции флюидов, один и тот же разрыв в разное время может выполнять разные функции - быть проводящим каналам в эпоху растяжения и быть экраном при сжатии. Тектонически экранированные залежи присутствуют как в платформенных, так и складчатых областях, но в последних они распространены значительно шире. Тектонические нарушения часто разбивают пластово-сводовые залежи. Некоторые исследователи называют подобные комбинированные залежи - пластово-сводовые тектонически экранированные (см. рис. 7.3, л). Примеры месторождений таких залежей приведены на рис. 7.4, в, г. Сложно построенные тектонически экранированные залежи характерны для краевых прогибов. На рис 7.5 приведен схематический разрез Бо-риславского месторождения нефти и газа Предкарпатского прогиба. Тектоническими экранами являются поверхности пологих надвигов, характерных для складчатых бортов краевых прогибов. Экранирование соляным штоком рассмотрено И.О. Бродом как частный случай тектонического экранирования, характерный для солянокупольных районов платформенных областей (см. рис. 7.3, в); экранирование жерлом грязевого вулкана (рис. 7.6) также является разновидностью тектонического экранирования, распространенной в складчатых областях с грязевулканической деятельностью. В.Б. Оленин выделяет два последних случая в качестве самостоятельных видов в группе ловушек экранирования.
Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ловушкам, формирование которых связано с несогласным перекрытием одной серии пластов плохопроницаемыми породами более молодой серии, т.е. породы пластового резервуара по поверхности несогласия контактируют с непроницаемой покрышкой (см. рис. 7.3, г). Обычно залежи формируются в ловушках стратиграфического экранирования в случае углового несогласия между контактирующими толщами. В подобных ловушках при приближении к поверхности несогласия, как правило, наблюдается улучшение коллекторских свойств природного резервуара,
|
обусловленное влиянием эрозии в период отсутствия осадкона-копления. Иногда в таких ловушках наблюдается обратная зависимость - ухудшение коллекторских свойств при приближении к поверхности несогласия в результате заполнения пустот верхней части ловушки минеральным веществом, выпавшим из циркулировавших здесь вод. Залежи нефти и газа, экранированные или запечатанные асфальтом, по мнению И.О. Брода, также относятся к этому виду залежей, поскольку они сохранились благодаря асфальтовой пробке, образовавшейся вследствие окисления нефти в период подъема и эрозии. По времени же формирования они различны. Обычные стратиграфически экранированные ловушки и залежи формируются после перекрытия пласта коллектора несогласно залегающей непроницаемой толшей, в то время как запечатывание асфальтом происходит в период эрозии, т.е. залежь к моменту формирования несогласия, видимо, уже существовала. Залежи, связанные с запечатыванием асфальтом, В.Б. Оленин также выделил в самостоятельный вид в группе ловушек экранирования.
Цитологически экранированные залежи приурочены к ловушкам, экраном которых служат литологические замещения и выклинивания пластов коллекторов. Формирование таких ловушек обусловлено литологическим ограничением коллекторского пласта природного резервуара в результате его выклинивания или фа-циального замещения одновозрастными плохопроницаемыми отложениями. Экранирование такого типа происходит по восстанию пластов и связано с замещением песчаных пластов глинистыми (см. рис. 7.3, д). Закономерной чертой ловушек, возникших за счет замещения коллекторов природного резервуара плохопроницаемыми отложениями, является постепенное ухудшение пористости и проницаемости коллекторской части по мере непосредственного приближения к поверхности выклинивания.
Ловушки этого вида возникают в прибрежно-морских толщах в условиях частой смены уровня моря. Классическим примером подобных залежей являются литологически экранированные залежи нефти в майкопской толще Предавказья (месторождения Восковая гора, Асфальтовая гора др.).
2. Группа массивных залежей связана с массивными природными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Движение флюидов в них происходит преимущественно в вертикальном направлении. Отличительная черта массивных залежей - гидродинамическая связь всех частей залежи, несмотря на различие емкостно-фильтрационных свойств и присутствие разделов и, соответственно, единство зеркала водо-нефтя-ного или газоводяного контакта в пределах всего выступа (хотя этот признак не является определяющим) (см. рис. 7.3, е, ж, з).
По генезису ловушек массивные залежи делятся на три подгруппы: в структурных, эрозионных и биогенных выступах.
Залежи в структурных выступах связаны с ловушками тектонического происхождения. Структурные выступы представляют собой антиклинальные складки (см. рис. 7.3, е) или структурные выступы горстового характера (рис. 7.7). Массивные залежи, связанные с антиклинальными складками, широко распространены, особенно в платформенных областях. Массивные резервуары бывают литологически относительно однородные и неоднородные. Первые чаще связаны с карбонатными резервуарами (например, известняки турнейского яруса нижнего карбона Татарии, верхнего карбона и нижней перми Башкирии, верхняя юра Северного Кавказа, карбонатная формация Асмари бассейна Персидского залива).
Неоднородные массивные резервуары распространены значительно шире, они сложены толщами песчано-глинистых пород с невыдержанными фильтрационно-емкостными свойствами. При наличии окон в глинистых прослоях и их невыдержанности по
|
простиранию часто возникают условия для сообщаемости и гидродинамической связи песчаных пластов, т.е. единый массивный резервуар состоит как бы из серии пластовых, но сообщающихся между собой. К резервуарам такого рода приурочены крупнейшие газовые залежи в сеномане севера Западной Сибири (Уренгойское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское месторождения), а также главная залежь в неокоме крупнейшего месторождения нефти в России - Самотлор. Следует отметить, что эти залежи некоторые исследователи относят к категории пластовых, поскольку серия песчаных пластов сеномана ограничена снизу непроницаемой глинистой пачкой, т.е. по типу резервуара эти залежи пластовые или сложно-пластовые, а по положению зеркала газоводяного контакта - массивные.
Массивные залежи в эрозионных выступах приурочены к выступам палеорельефа, перекрытого в верхней части непроницаемыми породами (см. рис. 7.3, ж). Независимо от литологическо-го и петрографического состава пород (изверженные, метаморфические или осадочные породы) слагающих выступ, емкостно-фильтрационные свойства резервуара определяются прежде всего интенсивностью и длительностью денудационно-эрозионных процессов. Коллекторские свойства таких резервуаров часто ухудшаются с глубиной. Подобные залежи широко распространены на юге Западной Сибири, где они приурочены к выступам, сложенным гранитами, палеозойскими карбонатными и терригенны-ми породами. Обычно это мелкие залежи, хотя известны и крупные (Ла-Пас в Венесуэле, Белый Тигр на шельфе Вьетнама).
Массивные залежи в биогенных выступах или рифовых массивах распространены достаточно широко. Массивный резервуар этого типа сложен главным образом известняками, в меньшей степени доломитами (см рис. 7.3, з). Структура известняков и всего массива определяется, с одной стороны, рифообразующими организмами - кораллами, мшанками, водорослями, а с дру-
гой - характером его разрушения, накоплением детритусового материала, выщелачиванием, цементацией, перекристаллизацией и др. Интенсивность и взаимосвязь этих процессов обусловливает и емкостно-фильтрационные свойства, которые отличаются большей изменчивостью и невыдержанностью. С рифогенной формацией пермского возраста связан ряд залежей на востоке Русской плиты (Ишимбай, Чусовые городки).
3. Группа литологичест ограниченных (со всех сторон) залежей приурочена к ловушкам неправильной формы, ограниченных со всех сторон непроницаемыми породами. Наиболее распространенными среди них являются залежи в линзовидных песчаных телах различной протяженности, находящихся в глинистых нефтематеринских породах; встречаются также линзы проницаемых пород другого состава, например доломитов в глинистых известняках и др. (см. рис. 7.3, и, к). Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных горизонтов редко превышает первые десятки метров.
И.О. Брод выделил в этой группе три подгруппы: залежи, ограниченные плохопроницаемыми породами, ограниченные водоносными породами и залежи, ограниченные частично плохопроницаемыми и частично водоносными породами. Первая подгруппа наиболее многочисленна, такие ловушки и залежи, с ними связанные, представляют собой баровые тела, косы, прибрежные валы, палео-русла, например «шнурковые» залежи в майкопской толще Северного Кавказа. Две другие подгруппы залежей встречаются крайне редко.
Классификация И.О. Брода получила широкое распространение, выделенные им группы и типы залежей используются и до сих пор, хотя она и вызвала и критику. Так, А.Я. Креме считал, что И.О. Брод дал неправильную принципиальную схему сводовой пластовой залежи, взяв пласт-коллектор малой мощности. Если нарисовать принципиальную схему такой пластовой сводовой залежи с пластом-коллектором большой мощности, то получится массивная сводовая пластовая залежь (рис. 7.8). Несмотря на то что эта дискуссия происходила более 40 лет назад, этот вопрос не потерял своей актуальности. Действительно, залежь (см. рис. 7.8) относится к пластовым, так как приурочена к сводовой ловушке пластового резервуара, в то же время по характеру водонефтяно-го контакта эта залежь массивная. Для названия подобных за-
лежей используется термин неполнопластовая залежь, или массивная пластовая залежь, но последний термин явно неудачен. В ч нем первое определение исключает второе в первоначальных значениях этих терминов. Необходимо отметить, что термин «массивная» использовался И.О. Бродом для залежей, приуроченных к ловушкам в массивных резервуарах, т.е. приуроченных к массивам, сложенным главным образом карбонатными и(или) изверженными и метаморфическими породами. Главными признаками этих залежей являются их ограничение покрышкой только сверху и единое непрерывное зеркало ВНК.В то время еще не были известны гигантские газовые залежи в терригенных толщах мела в Западной Сибири. Поскольку залежи с непрерывными зеркалами водонефтяного (ВНК) или газоводяного контактов (ГВК) часто наблюдаются и в пластовых резервуарах значительной мощности, например в терригенных пластах мела Западной Сибири, то такие залежи можно отнести к неполнопластовым. Если еще учитывать изменение положения ВНК во времени, то критерий непрерывности зеркала ВНК и ГВК нельзя считать вполне определяющим.
Приведенное выше выделение подгрупп проведено по разным признакам: по форме ловушек (например, сводовые), их генезису (в биогенных выступах) и по характеру ограничения (ограниченные гаюхопроницаемыми породами и др.). К сожалению, ни в одной из известных классификаций залежей этого полностью избежать не удалось, на каком-то уровне происходит смешивание признаков деления по форме или генезису.
Классификация ловушек В.Б. Оленина (1977) имеет много общего с классификацией, составленной И.О. Бродом (1951), но отличается принципом деления на едином уровне и составом классификационных категорий. И.О. Брод использовал в качестве главного признака тип природного резервуара, В.Б. Оленин - форму ловушки. Согласно этому признаку, ловушки с нефтью и(или) газом по форме подразделяются на четыре крупные группы: I - изгибы, II - выступы, III - ловушки экранирования, IV - линзы и линзовидные ловушки. Каждая из четырех групп подразделяется по генезису ловушки; всего выделяется 15 видов. Эта классификация более детальная, она существенно дополняет классификацию И.О. Брода, что естественно, так как была создана на 25 лет позже, но и она не лишена недостатков. Во-первых, в ней не нашли места массивные залежи в антиклинальных ловушках, широко распространенные в природе и заключающие значительную часть запасов нефти и газа. Во-вторых, подразделение видов по генезису ловушки соблюдено не во всех группах. Например, группа III- ловушек экранирования - включает шесть видов: 1) ловушки экранирования по разрыву; 2) ловушки
экранирования по поверхности несогласия; 3) выклинивающиеся ловушки; 4) ловушки экранирования ядром диапира; 5) ловушки экранирования жерлом грязевого вулкана; 6) ловушки запечатывания асфальтом. Все они представляют собой варианты литологи-ческого экранирования, только в некоторых случаях литологичес-кий экран представлен секущим телом иного литологического состава. По сути же ловушки, экранированные ядром диапира и жерлом грязевого вулкана, по генезису не отличаются.
По мнению большинства исследователей, классификация залежей нефти и газа должна отражать главные особенности формирования ловушек, с которыми они генетически связаны, причем выделение типов, классов и(или) групп внутри типов должно быть проведено по единому принципу. Крупные подразделения, типы или классы выделяются по генетическому признаку, а в пределах генетических типов или классов - по морфологическому. Такие классификации предложены Н.Ю. Успенской, А.Я. Кремсом, А.А. Бакировым и др.
Предлагаемая ниже классификация (табл. 7.1) построена по тому же принципу, только в ней сделана попытка учесть большое число признаков: в основу выделения типов положен генетический принцип, подтипов - форма ловушек, классов - характер ограничения ловушки и подклассов - форма природного резервуара.
По генетическому признаку ловушки, содержащие нефть и газ, подразделяются на два основных типа: I - тектонический, II - седиментационно-стратиграфический. Для I типа залежей характерно преобладающее влияние тектонического фактора, и скопления нефти и газа обусловлены тектонической (структурной) формой ловушки; для II типа главным фактором является нетектонический - литологический, стратиграфический и др. Залежи нефти и газа этого типа приурочены к ловушкам, сформированным при преобладающей роли седиментационных, постсе-диментационных, эрозионных и других нетектонических процессов. При выделении типов подчеркивается преобладающее влияние того или иного фактора, поскольку и тектонический, и литологический, обусловленный седиментационными и постседимен-тационными процессами, в разной мере воздействуют на формирование всех известных в природе ловушек и залежей.
I. Тектонический тип по характеру морфологических структур делится на четыре подтипа: антиклинальный, синклинальный, моноклинальный и блоковый.
Первый - антиклинальный подтип - распространен наиболее широко. Ловушки этого подтипа выражены выпуклым изгибом природных резервуаров. Залежи в них И.О. Брод назвал сводовыми, по форме антиклинали. По характеру ограничения
ловушки, соответственно и залежи, выделяются четыре класса: 1) сводовые ненарушенные, в которых формирование ловушки и условия для улавливания флюидов обусловлены только антиклинальным изгибом слоев; такие залежи распространены очень широко в платформенных и складчатых областях, они связаны как с пластовыми, так и с массивными резервуарами; 2) сводовые, нарушенные разрывами, ограничение ловушки и(или) ловушек обеспечивается как антиклинальными изгибами, так и дизъюнктивными нарушениями, обеспечивающими частичное экранирование; частным случаем нарушения и экранирования является протыкание складки ядром диапира (соляного или глиняного). Залежи этого класса связаны прежде всего с пластовыми резервуарами, они встречаются и в массивных резервуарах, но значительно реже; 3, 4) - сводовые, осложненные литологическим выклиниванием и поверхностью стратиграфического несогласия, обычно пластовые, возможно также формирование залежей этих двух классов и в массивных резервуарах. Залежи класса 3 характерны для терригенных дельтовых и прибрежно-морских комплексов, накапливающихся в условиях частой смены уровня моря, класса 4 - для погребенных поднятий.
Все четыре класса залежей, связанных с антиклинальными складками, по времени образования могут быть как конседимен-тационными, так и постседиментационными. По генезису антиклинали сводовые ловушки могут представлять собой складки регионального сдавливания или бокового сжатия, имеющие, как правило, крутые углы наклона крыльев, подвернутые крылья, им свойственна линейность, подобные ловушки распространены в складчатых областях; складки, образованные над разрывом; отраженные изгибы. Последние гораздо положе изгибов бокового сжатия, они характерны прежде всего для платформенных областей; такие антиклинали возникают в осадочном чехле при перекрытии погребенных выступов - структур облекания, а также при вертикальных движениях блоков фундамента. С подобными антиклинальными ловушками связаны крупнейшие залежи нефти и газа.
В качестве самостоятельного второго подтипа в тектоническом типе ловушек и залежей выделяются, хотя и крайне немногочисленные, синклинальные складки. Такие залежи формируются только в пластовых резервуарах под действием гравитационного фактора при отсутствии в них воды. Нефть, будучи более тяжелой, чем газы, заполняющие поры породы в пластовом резервуаре, скатывается вниз. В ловушках-синклиналях встречена только нефть, образование залежей газа в синклиналях исключено. Ловушки, выраженные синклинальными изгибами, могут представлять собой только отраженные складки. Над разрывами и ядрами
диапиров синклинальные изгибы не образуются, а в синклинальных изгибах бокового сжатия, свойственных складчатым областям с активным гидрогеологическим режимом, возможность формирования залежей практически отсутствует. Залежи, приуроченные к синклинальным ловушкам, известны в Предаппалачском барсейне в Сев. Америке - Биг-Крик, Кэбин-Крик, Грифтисвил и Копли.
Третий подтип тектонического типа - моноклинальный - объединяет залежи в ловушках, образованных в результате экранирования моноклинали. И.О. Брод выделил их в качестве подгруппы экранированных в группе пластовых залежей, подразделив на тектонически экранированные, стратиграфически экранированные, литологически экранированные. В рассматриваемой классификации выделенные И.О. Бродом подразделения принимаются в виде классов, соответствующих ограничению ловушки: 6 класс - дизъюнктивно экранированный, 7 - стратиграфически экранированный, 8 - литологически экранированный. Залежи указанных классов приурочены к пластовым резервуарам, но могут формироваться и в массивных (см. табл. 7.1). Условия формирования ловушек этих классов даны при описании классификации И.О. Брода. В природе существует много различных примеров экранирования - соляным штоком, глиняным диапиром, жерлом грязевого вулкана, асфальтовой пробкой, магматическим телом; все указанные виды экранирования попадают в выделенные классы. Так, запечатывание асфальтом может быть частным случаем стратиграфического и(или) литологического экранирования. Исключение составляет экранирование напорной водой, этот вид ограничения ловушки выделен в качестве самостоятельного класса 9 - гидродинамически экранированных ловушек и залежей, с ними связанных (см. табл. 7.1). Залежи этого класса немногочисленны, установлены только в пластовых резервуарах и изучены недостаточно. Экраном для флюидов является напор вод, противостоящий всплыванию нефти и(или) газа вверх по восстанию пласта. Возникновению ловушек и залежей такого типа способствует резкое изменение мощностей пласта-коллектора. Примером подобного экранирования является газовая залежь Восточ-но-Луговского месторождения на Южном Сахалине. По мнению некоторых исследователей, формирование гигантского Даулета-бад-Донмезского газового месторождения в Восточной Туркмении также обусловлено гидродинамическим барьером.
Четвертый подтип - блоковый - представляет собой выступы тектонического происхождения - приподнятые блоки пород с различным типом залегания (горизонтальным, моноклинальным и др.). По характеру ограничения ему соответствует класс 10 - тектонически ограниченных со всех сторон ловушек и залежей, к
ним приуроченных. Помимо тектонического ограничения подобные ловушки могут быть осложнены литологическим или стратиграфическим экранированием. Залежи этого типа могут формироваться как в пластовом резервуаре, так и в массивном (см. табл. 7.1). В первом случае залежь возникнет, если пласт-резервуар находится в материнской толще, второй, более распространенный, - массивная залежь образуется по стандартной схеме, т.е. за счет вертикальной миграции.
II тип ловушек и залежей, с ними связанных, - седимента-ционно-стратиграфический. Он охватывает все многообразие объектов, в генезисе которых тектонические процессы не играли главенствующей роли, а их формирование обусловлено седимента-ционными, постседиментационными и денудационными процессами. По форме ловушек этот тип подразделяется на два подтипа: выступы и линзы.
В ловушках первого подтипа - выступах - формируются только массивные залежи. Этот подтип объединяет два класса ловушек: 11 - биогенные выступы с литологическим экранированием залежи и 12 - эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением. Ловушки, представленные структурными элементами указанного типа, выделены и названы И.О. Бродом (1951).
Биогенные выступы, представляющие собой рифовые массивы как одиночные, так и цепочку или группу рифов; в плане они имеют относительно правильную форму. Коллекторские свойства рифовых массивов резко меняются, наилучшие емкостно-фильтрационные параметры характерны, как правило, не для вершины рифового массива, а для расположенной ниже зернисто-обломоч-ной зоны, формирующейся на склоне рифа, обращенном в открытое море. Рифовые массивы различны по размерам - от первых десятков метров до очень крупных, высотой более 1 км (например, Карачаганакский риф на северном борту Прикаспийской впадины) (рис. 7.9). Рифовые массивы часто перекрыты галоген-но-сульфатными породами, представляющими наиболее совершенные покрышки. Рифовые постройки обычно формируются на бровке шельфа. Поиски и обнаружение новых биогенных массивов и связанных с ними массивных залежей - перспективное направление нефтепоисковых работ ближайшего будущего.
Класс ловушек выступов со стратиграфическим ограничением - эрозионные выступы - приурочен к выступам фундамента, формирование которых связано с эрозионными процессами. Емкостные и фильтрационные свойства резервуаров такого типа обусловлены интенсивностью и длительностью воздействия гипергенетических процессов, протекающих главным образом в аэробных условиях (идиогипергенез), хотя возможно и участие анаэробных процессов (криптогипергенез). В эрозионных высту-
пах коллекторские свойства в общем ухудшаются вглубь от поверхности размыва. В отдельных случаях помимо процессов выветривания в формировании коллекторских свойств массива принимают участие и эндогенные гидротермальные процессы. Это прежде всего касается массивов изверженных пород. Характерным примером подобной ловушки является залежь в гранитном массиве месторождения Белый Тигр (шельф Вьетнама), где емкостные свойства имеют явно полигенную природу и не наблюдается закономерного снижения емкости с глубиной.
Второй подкласс ловушек и залежей, с ними связанных, се-диментационно-стратиграфического типа - линзовидные тела. По характеру ограничения они делятся на три класса линз: 13 - литологического ограничения (седиментационные), 14 - текстурно-структурного ограничения (катагенетические), 15 - ограниченные водой - гидравлические. В ловушках этого подтипа формируются залежи только в резервуарах, ограниченных со всех сторон (см. табл. 7.1). Ловушки этого подтипа - линз и линзовид-ных ловушек - Н.Ю. Успенская (1955) именовала литологически замкнутыми, а И.О. Брод (1951) - литологически ограниченными (см. рис. 7.3, и, к).
Класс 13 - литологически ограниченных ловушек и залежей - наиболее распространенный, объединяет замкнутые тела определенного состава, ограниченные со всех сторон шюхопро-ницаемыми породами или находящиеся в толще иного литологического состава; прежде всего песчаные тела различной формы, приуроченные к глинистым НМ-толщам. Генезис таких песчаных тел различен: русловые, дельтовые, прибрежные аккумулятивные тела - бары, косы, дюны, глубоководные конусы выноса, т.е. первичные седиментационные линзы. Типичный пример - так называемые шнурковые залежи в майкопской толще Предкавказья, резервуарами для которых служат захороненные русловые речные отложения. Реже встречаются первичные седиментационные линзы, связанные с карбонатными породами. Это обычно некрупные залежи, но известны и исключения, например крупное газовое месторождение Картидж (северный борт бассейна Мексиканского залива); продуктивны оолитовые известняки нижнего мела, образующие линзу в песчано-известняковой толще.
Класс 14 - линзы текстурно-структурного ограничения - объединяет тела, обособление которых связано с изменением текстурных или структурных признаков без существенного изменения вещественного состава, обусловленные главным образом ка-тагенетическими процессами. Гораздо шире распространены вторичные ловушки - постседиментационные линзы, названные катагенетическими ловушками, к которым относятся и линзы тре-щиноватости. Формирование коллекторских свойств и соответ-
ственно ловушек происходит в результате перекристаллизации, выщелачивания, цементации, разуплотнения, обусловленных процессами трансформации минерального вещества, генерации флюидов, неравновесного уплотнения и т.д., они могут формироваться в толщах различного литологического состава - карбонатных, кремнистых, глинистых, реже терригенных, а чаще толщах смешанного состава.
Термин «катагенетическая ловушка» был предложен Н.Б. Вас-соевичем. Подобные ловушки рассматривались многими исследователями (М.В. Абрамович, Г.А. Габриэлянц, Л.Д. Виноградов, А.И. Леворсен, Г. Риттенхаус и др.), которые называли их по-разному: эпигенетические, диагенетические, ловушки запечатывания. Последний термин употреблялся для ловушек, полная изоляция которых происходила уже после формирования залежи. Первичная залежь в подобных ловушках формировалась в обычном резервуаре в традиционном коллекторе; такие ловушки не следует именовать катагенетическими. А.И. Леворсен, а затем Г. Риттенхаус, рассматривая класс диагенетических ловушек, подразделили их на два подкласса: 1) ловушки, возникающие за счет трансформации коллектора в неколлектор, 2) за счет преобразования неколлектора в коллектор. По-видимому, именно ловушки этого подкласса, в которых формирование коллектора также обусловлено катагенетическими процессами, следует относить к ка-тагенетическим. Залежи нефти и газа, приуроченные к подобным ловушкам, связаны прежде всего с так называемыми сланцевыми толщами. Они сложены кремнисто-глинистыми, карбонат-но-кремнисто-глинистыми образованиями с повышенными концентрациями ОВ. Типичным примером катагенетической ловушки в кремнистой толще является залежь месторождения Лост Хилс в бассейне Сан-Хоакин (Запад США). На периклинали складки пористые диатомиты замещаются глинистыми диатомитами с резко ухудшенными коллекторскими свойствами. Возникновение ловушки в данном случае обусловлено различной микроструктурой, формирование которой контролируется уровнем преобразованности участков толщи с различной кремнистостью. Другим примером таких ловушек являются участки повышенной кремнистости, характеризующиеся высокой трещиноватостью в менее кремнистых и менее трещинных, относительно непроницаемых зонах. Ограничение подобной ловушки - потеря трещино-ватости. В пределах каждого крупного изостадиального уровня формирование катагенетических ловушек определяется неравномерностью вторичных преобразований в толщах в зависимости от соотношения и характера распределения глинистой, кремнистой и углеродистой составляющих. Предпосылки же возникновения катагенетических ловушек закладываются в седиментогенезе -
неравномерность распределения карбонатного, кремнистого материала и ОВ.
Класс 15 - ловушки, ограниченные водой, или гидравлические, крайне редки. Залежь в подобных ловушках может существовать в случае, если силы гравитации слабее капиллярных. Это происходит в том случае, если нефть находится в линзах песчаных пород с высокой проницаемостью, окруженных породами с худшими коллекторскими свойствами, но и насыщенными водой. В качестве примера таких залежей, приуроченных к линзам крупнозернистого песка в тонкозернистом водоносном песчанике, И.О. Брод приводит «стофутовый песчаник» нижнего карбона в Аппалачском бассейне США.
Других примеров залежей подобного типа в литературе не встречено, хотя наличие их вполне возможно. Примером существования скоплений нефти, окруженных водой, являются так называемые «целики», образующиеся в результате обводнения залежи и разделения ее на отдельные линзы, окруженные со всех сторон водой. Они могут возникать при чрезвычайно интенсивном отборе нефти в невысоких залежах большой площади.
Основная часть всех известных залежей приурочена к антиклинальным сводовым ловушкам, и подавляющее число их уже обнаружено по крайней мере в бассейнах континентов. Перспектива открытия новых залежей, в том числе и крупных, связана с неантиклинальными ловушками, прежде всего с теми, которые труднее всего обнаруживать, - катагенетическими и седимента-ционными линзами.
Все рассмотренные выше классы ловушек и залежей, за исключением катагенетических, выделялись ранее разными исследователями в качестве самостоятельных классификационных категорий под сходными или несколько отличными названиями. Опубликовано большое количество работ с детальной характеристикой ловушек разных классов, примеры залежей разных классов рассматриваются и при характеристике месторождений.
Детальная классификация нетектонических ловушек, т.е. се-диментационно-стратиграфических, согласно приведенной выше классификации, была разработана Г.А. Габриэлянцем (2000) В ее основу положены условия формирования ловушек (табл. 7.2). Согласно этой классификации неантиклинальные ловушки подразделяются на две группы: литологические и стратиграфические. Далее каждая группа подразделяется по процессам, формирующим ловушку, которые объединены в две крупные группы: седи-ментационные и постседиментационные. В классификации, например, выделяются диагенетические и эпигенетические ловушки, которые в общем соответствуют катагенетическим (структурно-текстурное ограничение) ловушкам классификации авторов
По типу природного резервуара различают залежи (ловушки): пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон (И.О. Брод).
В залежах пластового типа УВ-флюиды контролируются кровлей и подошвой конкретного пласта-коллектора (чаще всего это песчаная пачка), который ограничен сверху и снизу породами-флюидоупорами, движение флюида осуществляется вдоль пласта (латерально).
Залежи пластового типа подразделяются на полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие). Первые имеют внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности, вторые – только внешний. В плане чаще всего имеют изометричную и удлиненную форму.
В залежах массивного типа УВ-флюиды удерживаются лишь породами покрышки, движение пластового флюида осуществляется во всех направлениях. Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо- и нефтеносности. Массивные залежи чаще приурочены к карбонатным коллекторам, в плане чаще всего имеют форму круга.
Литологически ограниченные со всех сторон залежи окружены непроницаемыми породами, движение пластового флюида не происходит, а внешний и внутренний контуры газо- (нефте-) носности в плане имеют неправильные очертания. Залежи чаще приурочены к обломочным и нетрадиционным коллекторам, к линзовидным и неантиклинальным ловушкам.
В зависимости от продуктивности эксплуатационных скважин А.Э. Конторовичем разработана классификация по рабочим дебитам (таблица 4). Необходимо отметить, что например в США среднестатистический дебит нефтяной скважины составляет 2-5 т/сут. В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам и погоня только за крупным экономическим эффектом.
Таблица 4 – Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по А.Э. Конторовичу)
По сложности геологического строения выделяются залежи:
простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;
очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (нефти более 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (нефти от 0,50 до 0,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (нефти от 0,25 до 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (нефти менее 0,25).