Природные резервуары и залежи нефти и газа

Размещено на http://allbest.ru

Введение

Природные резервуары это породы коллекторы, ограниченные флюидоупорами, в пределах которых происходит или может происходить движение (миграция) флюидов (воды, нефти и газа) и их аккумуляция. Это движение осуществляется при наличии перепада пластового давления, вызванного естественными или искусственными (техногенными) причинами. В отдельных частях природных резервуаров гидравлические силы могут быть уравновешены, тогда миграция флюидов здесь прекращается, в них происходят фазовые превращения и они разделяются по плотности. По плотности разделяются также газ и нефть, мигрирующие в водонасыщенном коллекторе природного резервуара в свободной фазе или струйной форме. Такие части природных резервуаров, в которых углеводороды могут аккумулироваться или которые уже заняты ими, называются ловушками нефти и газа, а сами единичные скопления углеводородов называются залежами. углеводород нефть газ морфологический

В настоящее время ловушки, в которых газовая залежь уже освоена, используются как природные хранилища газа (ПХГ). Например, на Северном Кавказе используется ловушка бывшего Северо Ставропольского газового месторождения. Летом, когда потребности в газе минимальны, в неё закачивается газ, поступающий из Западной Сибири, а зимой он извлекается для дополнительной подачи потребителям.

Термобарические условия недр, то есть пластовое давление и температура, определяют процессы генерации, миграции, аккумуляции и разрушения залежей нефти и газа, а также их энергетический потенциал, поэтому все эти вопросы имеют большое значение.



Природные резервуары улеводородов

В геологической литературе, посвященной нефтяной тематике нет однозначного понимания и трактовки термина «природный резервуар». Разные исследователи признают его термином свободного пользования, под которым обычно понимают: … коллектор, частично или со всех сторон ограниченный непроницаемыми породами и являющийся естественной емкостью для нефти и газа, внутри которой возможна циркуляция флюидов.

Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Понятие «природный резервуар» (ПР) впервые сформулировал И.О. Брод (1951), выделив при этом три основных их типа (рисю.1): пластовый, массивный и литологически ограниченный.

Пластовый резервуар представляет собой совокупность проницаемых пород -коллекторов, ограниченных у кровли и подошвы непроницаемыми породами. Как правило, пластовые резервуары представлены терригенными и карбонатными породами. Они хорошо выдержаны по литологии и мощности на значительных площадях нефтегазоносных областей. Породы коллекторы характеризуются небольшими мощностями (до десятков метров). Пластовые природные резервуары с литологически выклинивающимся коллектором широко развиты в отложениях многих геологических систем. Выклинивание пласта коллектора может происходить в случае моноклинального залегания осадочных образований в направлении восстания пород.

Массивные резервуары представляют собой большую толщу проницаемых пород, от нескольких десятков до тысячи метров, которые перекрыты флюидоупором. Это может быть высокоамплитудная складчатая структура, рифовый массив или эрозионнотектонический выступ. Залежи нефти или газа в таких резервуарах контролируются породами покрышками, только в кровле и с боков коллектора, а внизу, по всей площади, они подпираются водой. Различают однородномассивные резервуары и не однородномассивные резервуары.

В большинстве случаев однородномассивные резервуары встречаются в карбонатных отложениях (известняках и доломитах). Примером могут служить резервуары в трещиноватых и кавернозных известняках турнейского яруса Волго Уральской провинции, а также в верхнемеловых карбонатных отложениях Северного Кавказа (Грозный) или в карбонатной толще Асмари (олигоцен) в Ираке и Иране.

Неоднородномассивный резервуары в основном сложены чередующимися проницаемыми карбонатными и терригенными породами. Примером являются породы коллекторы в отложениях триаса, юры и мела Западного Предкавказья, а также в размытых и эродирванных выступах палеозойских пород Волго Уральской провинции.

К литологически ограниченным резервуарам И.О. Брод и Н.А. Еременко относят в основном проницаемые породы коллекторы, окруженные со всех сторон слабопроницаемыми породами - линзовидные тела. Кроме того к этому типу относят резервуары, образующиеся в результате появления локальной трещиноватости или кавернозности в следствии выщелачивания пород подземными водами, а также резервуары, возникшие вследствие ухудшения коллекторских свойств пласта в связи с местной литологической изменчивостью.

При осложнении пластового резервуара разрывными нарушениями в нем возникают такие же гидродинамические условия, какими характеризуются закрытые (изолированные) резервуары литологического типа.

По гидродинамическим условиям выделяются природные резервуары с открытой, полуоткрытой (полузакрытой) и закрытой гидродинамическими системами.

Гидродинамически открытые системы имеют связь с дневной поверхностью, которая может быть непосредственной и опосредованной.

В первом случае проницаемые породы пластового или массивного ПР выходят на поверхность.

Во втором случае связь с поверхностью происходит через проницаемые породы другого возраста и состава или по проводящим разрывным нарушениям. Формирование залежей нефти в резервуарах с открытой гидродинамической системой может произойти только за счёт гидравлического экранирования, когда нефть удерживается напором вод и капиллярными силами или за счёт образования асфальтовой пробки.

Рис. 1 Природные резервуары: апластовый, б однородно массивный, в неоднородно массивный, глитологически ограниченный; Породы: 1 непроницаемые, 2 проницаемые, 3 размыв.

Полуоткрытые гидродинамические системы связаны с пластовыми ПР. Движение флюидов в них происходит на значительной площади от области питания к области разгрузки. Пластовые давления обычно соответствуют гидростатическим давлениям.

Гидродинамические системы массивных ПР на глубине связаны с пластовыми ПР и поэтому являются их разновидностью.

Гидродинамически закрытые системы связаны в основном с литологически ограниченными резервуарами, в которых движение флюидов ограничено или невозможно. В них часто образуются аномально высокие пластовые давления.

При смене инфильтрационного гидродинамического режима на элизионный пластовые ПР становятся неоднородными. В них появляются блоки с различными коэффициентами аномальности пластовых давлений. Такие ПР предложено называть дифференцированными пластовыми резервуарами.

Породы коллекторы

Коллекторами называются породы, обладающие способностью к аккумуляции и фильтрации нефти, газа и воды. Эти процессы возможны, если порода имеет пустотное пространство, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами (рис. 2), объединенными в общую систему каналов.

Поры - это пустоты между минеральными зернами и обломками пород. Они имеют размеры менее 1 мм и заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны - это пустоты в горных породах размером более 1 мм.

Трещины - это совокупность разрывов сплошности породы.

По размерам поры и трещины разделяются на три категории: 1) некапиллярные или сверхкапиллярные, 2) капиллярные и 3) субкапиллярные или ультракапиллярные. К некапиллярным относятся поры диаметром более 0,5 мм и трещины шириной более 0,25 мм. Капиллярными являются поры от 0,5 до 0,0002 мм и трещины от 0,25 до 0,0001 мм. К субкапиллярным относятся поры менее 0,0002 мм и трещины менее 0,0001 мм.

Такое разделение пустотного пространства пород связано с тем, что в некапиллярных пустотах содержатся свободные флюиды (вода, нефть и газ), движение которых находится под действием гравитационных сил или перепада давления.

В капиллярных пустотах также содержатся свободные флюиды, но их движение находится под действием капиллярных или менисковых сил, а также гравитационных сил или перепада давления. Поскольку движение нефти и газа происходит в водонасыщенных коллекторах, то в капиллярных пустотах знак капиллярного давления на разделе фаз зависит и от таких свойств пород как гидрофильность или гидрофобность.

Рис. 2 Виды пустотного пространства пород (по О.Е. Мейнцер; 1923): а - хорошо отсортированная высокопористая порода; б плохо отсортированная низкопористая порода; в - хорошо отсортированная порода с пористыми зёрнами и очень высокой пористостью; г - хорошо отсортированная, но сцементированная порода пониженной пористости; д - порода с порами растворения; е - порода с трещинной пористостью

В субкапиллярных пустотах находятся физически связанные или адсорбированные флюиды. Эти флюиды крепко связаны с поверхностью минеральных частиц силами межмолекулярного притяжения и полностью закрывают просветы порово-трещинного пространства. Поэтому субкапиллярные пустоты для жидкостей и газов практически не проницаемы. Однако при высоких температурах и давлениях, когда капиллярные эффекты сводятся к минимуму или исчезают, движение флюидов по этим пустотам становиться возможным.

Поры и трещины могут быть первичными или сингенетичными и вторичными или эпигенетичными.

Первичные пустоты образуются между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород, одновременно с их формированием и обусловлены текстурными особенностями этих пород.

Вторичные пустоты образуются в результате катагенных процессов, что особенно характерно для карбонатных пород, а также в результате тектонических и гипергенных процессов.

Суммарный объем трещинных пустот разного происхождения всегда меньше объёма пор и каверн и лежит в пределах от сотых долей процента до 23 %, редко превышая 5 %. В среднем он составляет 0,11 %. Однако по сравнению спорами и кавернами, трещинные пустоты прямолинейны, имеют большую протяженность и глубину проникновения. Всё это оказывает огромное значение на фильтрационные свойства горных пород.

Трещины с раскрытостью более 0,1 мм хорошо прослеживаются визуально.

Основные свойства пород коллекторов

Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостнофильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.

Пористость породы - это её свойство, которое определяет ёмкость породы. В практике используются также различные коэффициенты пористости.

Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость - это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости Kп соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот Vп к общему объему породы V: Kп = Vп / V.

Открытая пористость - это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.

Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость - это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.

Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.

Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая - 40 %, у глин пористость лежит в пределах 4550 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 68 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.

Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость его пропускную способность и, следовательно коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.

Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м²). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Обычно коэффициент проницаемости выражают в микрометрах, 1 мкм² = 1012 м².

В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица - дарси (Д), 1 Д равен 1,02·1012 м² =1,02 мкм² (1Д ? 1 мкм²).

Проницаемость пород коллекторов нефти и газа меняется в широких пределах от 0,005 до 3,0 мкм². Наиболее часто она лежит в интервале от 0,05 до 0,5 мкм².У нефтеносных песчаников она находится в диапазоне от 0,05 до 3 мкм², а у трещиноватых известняков - от 0,005 до 0,02 мкм².

Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.

По величине коэффициента проницаемости породы коллекторы делятся на 5 классов:

I - очень хорошо проницаемые, более 1 мкм2

II - хорошо проницаемые - 0,1-1 мкм2

III - среднепроницаемые - 0,01-0,1 мкм

IV - слабопроницаемые - 0,001-0, 01 мкм2

V - непроницаемые, менее 0, 001 мкм2

Практическое значение с точки зрения нефтенакопления и нефтеотдачи имеют коллекторы первых трёх классов, а для газов - также и четвёртый класс.

Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.

Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух или трёхфазную систему: нефть - вода, газ - вода, газ - нефть, газ - нефть - вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.

Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.

Фазовая проницаемость выражается в тех же единицах, что и абсолютная (м², или Д) или в долях единицы абсолютной проницаемости.

Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.

При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.

Количество остаточной воды в залежах зависит от ёмкостно-фильтрационных свойств пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.

Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности kв измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой Vв, к общему объему пор породы Vп:

kв = Vв / Vп.

Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах.

Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются:

условия аккумуляции и фильтрации флюидов;

величина открытой или эффективной пористости и величина проницаемости;

характер проницаемости;

генезис и тип пород.

Породы коллекторы классифицируются и по другим критериям, или классификационным признакам, например: по масштабам распространения в пределах нефтегазоносных комплексов; толщине и выдержанности литологического состава; содержанию остаточной воды; количеству и составу цемента.

Флюидоупоры

Породы флюидоупоры служат необходимой составляющей природных резервуаров нефти и газа. Они предотвращают рассеивание жидких и газообразных флюидов, содержащихся в пласте коллекторе. Флюидоупоры могут быть как плотностными, так и динамическими. Плотностные флюидоупоры возникают в результате сильного уплотнения горных пород. Оно может происходить как на начальных стадиях катагенеза у каменных солей, ангидритов и некоторых известняков, так и на больших глубинах у пород самого разного состава. Экранирующая способность плотностных флюидоупоров определяется малым размером пор, прямо через которые невозможна либо крайне затруднена фильтрация и жидкостей, и газов. Минеральный состав пород флюидоупоров может быть различным. В глинистых пластах значительную роль играют глинистые минералы из групп мотмориллонита, каолинита, гидрослюды и хлорита. С глубиной количество минералов из группы монтмориллонита сильно понижается. Например, в древних мезозойских отложениях Прикаспийской впадины, Мангышлака и других районов монтмориллонит исчезает уже к глубине 18002000 м. Несколько медленнее преобразуется каолинит. Минералы групп хлорита и гидрослюды прослеживаются ровно по всему разрезу даже самых глубоких скважин. Качество глинистых покрышек зависит от их минерального состава. Более всего содействуют надежности экранирующих свойств особые минералы группы монтмориллонита.

Это определяется разной способностью глинистых минералов к набуханию и адсорбции. Самой высокой тенденцией к набуханию и адсорбции (50150 мгэкв/100 г) обладает монтмориллонит. Слабее эти свойства проявляются у минералов группы гидрослюд (у них адсорбционная способность 20--40 мгэкв/100 г) и далее у минералов группы каолинита. Экспериментальные исследования показали, что при добавлении в особо чистый, среднезернистый кварцевые пески 20% каолинита проницаемость данной смеси понизилась примерно в 500 раз, но при добавлении ровно такого же количества другого вещества (монтмориллонита) снижение больше 3000 раз. Широкое распространение имеют мономинеральные флюидоупоры, сложенные галитом, ангидритом, кальцитом, иногда доломитом. Они обладают более высокими экранирующими свойствами, так как такая минеральная неоднородность при незначительном изменении термобарических условий будет способствовать возникновению различного рода деформаций, и, конечно, образованию трещин, а также изменению растворимости отдельных компонентов

На основе анализа строения и распространенности слабопроницаемых пород Э.А. Бакировым была предложена классификация покрышек с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе:

Зональные покрышки бывают выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах месторождения), которые обусловливают сохранность отдельных залежей. Обычно развитые в пределах структурных форм II порядка, контролирующих группу или несколькими групп месторождений УВ. В качестве зональной покрышки выступает подсвита, реже пачка непроницаемых пород внутри нефтегазоносного комплекса или подкомплекса. В литологическом составе чаще всего представлены глинистыми породами; также сульфатными и глинистокарбонатными разностями.

Покрышка региональная - серия непроницаемых (слабопроницаемых) пород, часто занимающая ранг свиты или нескольких свит, представленная галогенами или глинистыми породами, перекрывающая нефтегазоносный комплекс на всей площади его распространения. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью. Они обычно прослеживаются в пределах отдельных регионов или крупных НГП (баженовская свита Западно Сибирской провинции и т. д.).

Субрегиональные покрышки - выделяются в объеме свиты, подсвиты, иногда пачки в карбонатных разрезах. Представлены слабопроницаемыми глинистыми, глинистокарбонатными, реже галогенными породами, которые перекрывают нефтегазоносный подкомплекс на всей площади его распространения. Часто развиты в пределах крупного

тетонического элемента I порядка. Вертикальное распределение залежей УВ в разрезе комплекса определяется особенностями состава и строения покрывающей толщи. Могут быть однородными (включающими в своем составе не более 15 % прослоев линзовидных проницаемых пород) и неоднородными (представляющими собой частое чередование пропластков разной проницаемости).

Локальная покрышка представляет собой пласт слабопроницаемой породы глинистого, глинистокарбонатного или иного состава, распространенный в пределах одного или нескольких близко расположенных месторождений, не выходящий за пределы зоны нефтегазонакопления. Может перекрывать не непосредственно нефтяную залежь, а только промежуточный пласт с крайне низкой емкостью пород.

По литологическому составу породы покрышки делятся на:

1) однородные покрышки, состоящие из пород одного литологического состава(глинистые);

2) неоднородные покрышки, состоящие из пород различного литологического состава (глинисто-соляные).

3) расслоенные покрышки, состоящие из чередования прослоев различных литологических разностей пород.

Мощность покрышек оказывает значительное влияние на экранирующие свойства. Для многих газоносных районов отмечается прямая связь между мощностями покрышек и высотами перекрываемых ими залежей.

Наличие трещиноватости в породах флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Особенно в зонах региональных разломов.

Алевролитовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью.

Абсолютно непроницаемых покрышек для нефти и газа в природе не существует. При определенном перепаде давлений глинистые породы становятся проницаемыми для углеводородов, т. е. глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем лучше ее изолирующие качества и способность удерживать залежь с большими высотами. Но на больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы превращаются в хрупкие тела. Следовательно, на больших глубинах они могут стать породами коллекторами.

Классификация ловушек углеводородов

Для образования промышленных скоплений нефти и газа необходимо наличие ловушек, в которые могут попадать, а затем накапливаться углеводороды, мигрирующие в природных резервуарах. Ловушка - это часть природного резервуара, в которой, благодаря уравновешенности гидравлических сил (из за отсутствия перепада пластовых давлений), может происходить аккумуляция нефти и газа и образоваться их залежь. Движение (миграция) УВ в ловушке отсутствует, поэтому газ, нефть и вода распределяются в ней по плотности, согласно закону гравитации. Главным фактором формирования ловушек, в самом широком смысле, является тектоника, а в более узком смысле, - структурно-тектонический фактор. Это подчеркивал еще И.М. Губкин (1932).

Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются: толщина коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до замка ловушки. Замок ловушки (точка высачивания УВ) - это гипсометрически наиболее глубокая часть экрана (покрышки), определяющая предельное заполнение ловушки нефтью или газом по замкнутой изогипсе.

На этапе становления геологии нефти как науки, во второй половине XIX века, трудами Г.В. Абиха, Г.А. Романовского, В. Логана, А. Уайта и других исследователей была сформулирована антиклинальная или структурная теория залегания нефти. Её возникновение объясняется тем, что большинство открытых в то время месторождений было связано именно с антиклинальными структурами. Еще раньше, в 1847 г., Г.В. Абих и затем в 1877 г., Д.И. Менделеев высказали предположения о связи нефти с разломами. В первые десятилетия ХХ века были установлены ловушки других генетических и морфологических типов, поэтому возникла необходимость их классификации. Классифицировать ловушки нефти начал американский геологнефтяник Ф. Клапп. Их классификацией он занимался с 1910 по 1929 год. Затем их классификации уделили внимание И.М. Губкин (1932), И.О. Брод (19371962), А. Леворсен (1967) и многие другие геологинефтяники России. В настоящее время известны десятки генетических, морфологических и генетикоморфологических классификаций ловушек. Генетические классификации учитывают условия образования ловушек, морфологические классификации форму ловушек, а генетикоморфологические классификации условия их образования и форму.

Целью классификации ловушек является установление и систематизация условий образования и развития различных форм ловушек, а также закономерностей их размещения в недрах. Знание процессов образования ловушек важно при их прогнозировании в перспективных нефтегазоносных комплексах, а знание морфологии ловушек необходимо при их выявлении, подготовке к поисково-оценочному бурению и определении системы размещения скважин.

В настоящее время известно, что в природных резервуарах существуют структурные, литологические, стратиграфические и гидродинамические ловушки.

Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые (антиклинальные) и тектонически экранированные ловушки. (рис. 3, а, б).

Рис. 3. Разрез и план сводовой (а) ловушки и дизъюнктивно(тектонически) экранированной (б) ловушки в пластовом резервуаре: 1 - пластовый резервуар; 2 - изогипсы кровли пласта коллектора; 3 - залежь в плане; 4 - тектоническое разрывное нарушение

Тектонически экранированные ловушки образуются в антиклинальных структурах и на моноклиналях, при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, так как своды и антиклинали тоже представляют собой тектонические экраны на пути движения нефти и газа. При моноклинальном залегании природного резервуара ловушка может образоваться только при условии, если тектонический разрыв (экран) представляет собой не прямую плоскую поверхность, а кривую или ломаную поверхность (рис. 4).

Ловушки структурного типа имеют ведущее значение в нефтегазовой геологии, поскольку с ними связано около 80 % залежей УВ, выявленных на Земле.



Рис. 4. Схема образования тектонически экранированных ловушек на моноклинали при изогнутом тектоническом экране (а), при пересечении двух нарушений (б); при прямом тектоническом экране 1 - изогипсы пластаколлектора; 2 - линии пересечения тектонического (в) ловушка не образуется. экрана с кровлей пласта; 3 - образовавшаяся ловушка; 4 - возможное направление миграции нефти и газа

Ловушки литологического типа образуются в результате выклинивания пород коллекторов по восстанию слоев (рис. 5) или их замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами, а также при появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород, или при наличии песчаных линз внутри глинистых толщ (см. рис.1, г).

Рис. 5. Литологически экранированная ловушка: 1 - линия выклинивания пласта коллектора. Остальные условные обозначения см. на рис. 3



В последних двух случаях понятия природный резервуар и ловушка совпадают. Ловушки стратиграфического типа образуются в результате денудационного срезания пород коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами (рис. 6, а, б).

Рис. 6. Стратиграфически экранированные ловушки: а - в присводовой части антиклинальной структуры; б - на моноклинали (непроницаемые породы представлены известняками).

К этому типу ловушек З.А. Табасаранский (1993) относит и рифовые тела, перекрытые гипсами, ангидритами или другими слабопроницаемыми породами (рис. 7).

Рис. 7. Ловушка, приуроченная к рифовому массиву: 1 - кавернозные и трещиноватые карбонатные породы; 2 - отложения, перекрывающие рифовое тело.



Вероятно, рифогенные ловушки можно выделить в самостоятельный генетический тип, как это делают некоторые исследователи.

Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие УВ. Таким образом, они образуются в результате появления экрана, созданного нисходящими высоконапорными водами, циркулирующими по пластам коллекторам, поверхностям стратиграфических несогласий и тектоническим нарушениям (А.А. Карцев, З.А. Табасаранский, 1957; Ю.П. Гаттенбергер, 1973; Н.А. Еременко, И.М. Михайлова, Б.М. Яковлева, 1978 и др.).

На рисунке 8 показаны гидродинамические условия в природных резервуарах, при которых образуются различные типы гидравлических ловушек и соответственно залежей нефти и газа (левая часть рисунка) и условия, при которых ловушки и залежи сформироваться не могут (правая часть рисунка).

Ловушки литологического, стратиграфического и гидродинамического типа обычно называют неструктурными или неантиклинальными ловушками. Их выявление вызывает наибольшие трудности при проведении геологоразведочных работ. В 70х - 80х годах Г.А. Габриэлянц разработал генетическую и морфологическую классификации неструктурных ловушек.

В генетической классификации ловушки разделены по условиям образования на седиментационные и постседиментационные. Под седиментационными понимаются ловушки, которые формировались в процессе осадконакопления под воздействием структурно-седиментационных, аккумулятивных и эрозионноаккумулятивных процессов.

Среди постседиментационных ловушек выделяются диагенетические, эпигенетические, химического выветривания, эрозионные и структурно-денудационные ловушки.



Рис. 8. Гидродинамические ловушки и влияние различных гидродинамических условий на формирование залежей нефти и газа I - собственно гидродинамические ловушки: I а - структурных носов и террас с прямым наклонным водонефтяным контактом (ВНК) или газоводяным контактом (ГВК), I б - на моноклиналях с изогнутой поверхностью ВНК (ГВК) при наличии U-образного изгиба пьезометрической поверхности вод, открытого вниз по падению слоев, I в - смешанные, где накопление нефти (газа) обусловлено как незамкнутым изгибом слоев, так и изогнутой формой ВНК (ГВК); II - гидродинамически экранированные ловушки: II а - литологогидродинамические, II б - стратиграфогидродинамические, II в - тектоногидродинамические; III - сводовогидродинамические ловушки. 1 - нефть (газ), 2 - вода, 3 - направление движения подземных вод, А В - линия горизонтальной поверхности (по Ю.П. Гаттенбергеру, 1973)

Генетическая классификация должна наиболее широко использоваться на региональном этапе и на стадии выявления объектов поискового бурения, когда на основе литологофациальных и палеогеоморфологических исследований возможно выделение определенных зон в литологостратиграфических комплексах, в которых целесообразно проведение геологоразведочных работ с целью выявления неструктурных ловушек конкретных генетических типов.

На стадии поиска и оценки месторождений (залежей) УВ выбор рациональных систем размещения и оптимального числа поисковооценочных скважин зависит от формы ловушек. Однако большинство классификаций плохо отражают морфологию неструктурных ловушек. В связи этим Г.А. Габриэлянц и М.Б. Павлов разработали морфологическую классификацию, в которой формы ловушек систематизированы и аппроксимированы минимальным числом простых геометрических тел. Ловушки, имеющие сложную форму, представлены в этой классификации комбинацией геометрических тел и отнесены к типу комбинированных.

Ловушки, связанные с неравномерной цементацией, уплотнением, трещиноватостью горных пород, неравномерным развитием палеокарста и некоторые другие отнесены в самостоятельный тип ловушек неправильной формы. Распределение пустотного пространства в них не подчиняется видимой закономерности и не поддается формализации. Генетическая и морфологическая классификации Г.А. Габриэлянца не сопоставимы друг с другом. Например, рифы и эрозионные останцы в генетической классификации относятся к разным группам, а в морфологической классификации они одновременно присутствуют в сегментовидном, конусовидном и призматическом типах ловушек.

В настоящее время компьютерная графика позволяет строить плоские модели или структурные карты природных резервуаров, ловушек и залежей УВ, а затем преобразовывать их в объемные трехмерные модели (блокдиаграммы). Для таких построений существуют различные прикладные программы. Объемные модели позволяют использовать компьютерные технологии для определения рациональной системы заложения поисковооценочных и разведочных скважин и для других целей.

Среди множества классификационных схем ловушек можно выделить чисто генетическую классификацию Н.А. Еременко, в которой выделено пять следующих типов:

1) ловушки складчатых областей;

2) ловушки разрывных дислокаций;

3) ловушки стратиграфических несогласий;

4) ловушки литологические;

5) различные комбинации перечисленных типов.

Н.А. Еременко подчеркивал, что образование всех этих типов ловушек связано в разной степени с тектоническим фактором. Например, образование ловушек четвертого типа непосредственно связано с изменением литологического состава пород.

Однако в большинстве случаев литологические изменения в осадочной толще являются следствием изменения условий осадконакопления, которые в свою очередь являются функцией тектонических движений.

Н.Б. Вассоевич предложил различать три основных типа ловушек: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые.

Под замкнутыми ловушками понимаются литологически ограниченные ловушки, под полузамкнутыми литологически экранированные, то есть ловушки, связанные с выклиниванием или замещением пород коллекторов непроницаемыми породами, а незамкнутые ловушки связаны со сводами антиклиналей.

В генетикоморфологической классификации В.Б. Оленина ловушки разделены по форме, а затем по генезису. Наиболее важным признаком ловушек В.Б. Оленин считал их форму (табл. 1).



Таблица 1

Классификация ловушек нефти и (или) газа (по В.Б. Оленину, 1974)

Анализ различных классификационных схем показывает, что структурные, литологические и стратиграфические ловушки, так или иначе, находят отражение во всех схемах и являются основными и наиболее широко распространенными генетическими типами ловушек.

Зоны нефтегазонакопления жильного типа

Важная роль разломов земной коры в формировании зон нефтегазонакопления в настоящее время мало у кого вызывает сомнение. При этом им отводится обычно роль каналов вертикальной миграции флюидов. Гораздо реже разломы рассматриваются как возможные вместилища нефти и газа, способные образовывать не только отдельные скопления, но и формировать региональные зоны нефтегазонакопления жильного типа. Наиболее благоприятными для этого представляются глубокозалегающие горизонты земной коры и интервалы осадочного чехла, сложенные низкопроницаемыми породами. В горизонтах с высокими емкостнофильтрационными свойствами этот процесс будет затушеван за счет более значительной внутрипластовой миграции углеводородов (УВ) от канала миграции.

В настоящее время установлено, что внутрипластовая миграция флюидов в низкопроницаемых породах находится в прямой зависимости от степени их тектонической трещиноватости. Учитывая локальный (очаговый) характер распространения участков повышенной трещиноватости, а также анизотропию проницаемости трещиноватых пород (проницаемость по вертикали существенно выше, чем по латерали), формирование залежей УВ в низкопроницаемых породах путем дальней латеральной миграции следует считать маловероятным.

Отмечается, что УВ заполняют трещины наиболее поздней генерации, а более ранние выполнены обычно вторичными минералами. Это свидетельствует о поступлении УВ в породы тогда, когда они уже имели низкую проницаемость, практически соответствующую современной. В пользу этого говорит и факт водонасыщенности пор матрицы (не нарушенных трещинами блоков пород).

Следовательно, залежи УВ в низкопроницаемых породах могли сформироваться лишь путем вертикальной миграции по трещинам. Решающая роль зон повышенной трещиноватости в процессах вертикальной миграции УВ подтверждается также приуроченностью месторождений нефти и газа к зонам разломов и к флексурам. Фильтрация флюидов в зонах разломов способствует развитию дополнительных пустот за счет процессов выщелачивания и растворения.

Повышенная трещинная и каверновая емкость в таких зонах создает то полезное пространство, которое при благоприятных условиях может служить вместилищем крупных скоплений УВ. Такие залежи характеризуются следующими наиболее общими особенностями:

1) отсутствие строгого структурного контроля;

2) трудность, а иногда и невозможность проведения водонефтяного контакта;

3) как правило, отсутствие законтурных вод и ограничение залежей зонами отсутствия притоков пластовых флюидов;

4) резкие колебания дебитов скважин от нулевых до сотен и более кубических метров в сутки. Они не согласуются с низкими значениями пористости и проницаемости пород. Высокие дебиты характерны для скважин, расположенных в непосредственной близости к разрывным нарушениям.

Перечисленные особенности свидетельствуют о том, что строение залежей в низкопроницаемых породах определяется прежде всего морфологией зон повышенной тектонической трещиноватости, а плотность запасов УВ в различных частях залежей - полезной емкостью всех вторичных пустот.

Морфология зон тектонической трещиноватости, в свою очередь, соответствует в целом морфологии зон разломов. Интенсивность трещиноватости определяется активностью проявления разломов и плотностью сети разрывных нарушений, составляющих зону крупного разлома. Определенное значение имеет и трещиноватость, возникающая в процессе формирования пликативных дислокаций в зонах разломов. Ширина зон повышенной тектонической трещиноватости соответствует в целом ширине зоны разлома и в случае выраженности их системой субпараллельных и оперяющих разрывных нарушений может достигать нескольких километров.

УВ, мигрирующие в разрезе низкопроницаемых пород по таким зонам, в случае возможности свободной разгрузки на дневную поверхность либо не образуют залежей, либо образуют жильные скопления тяжелых нефтей и битумов (рис. 9 а). В случае затрудненной вертикальной разгрузки могут возникнуть два варианта формирования залежей. Если избыточное давление в зоне миграции приводит к гидроразрыву какого либо пласта, УВ имеют возможность латерального проникновения в этот пласт. При этом образуется залежь с весьма сложной морфологией, сочетающей элементы как пластового, так и жильного залегания УВ (рис. 9 б). Расстояние проникновения в пласт будет зависеть от соотношения величины давления мигрирующих флюидов и сопротивляемости пласта гидроразрыву. Если же гидроразрыва пластов не происходит, может возникнуть залежь УВ жильного типа (рис. 9 в), приуроченная к вертикальной зоне трещиноватости.

Рис. 9. Варианты жильных залежей углеводородов: а-жильные скопления тяжелых нефтей и битумов; б-залежь углеводородов сложной морфологии (пластовожильная); в-залежь жильного типа.

Условия, способствующие формированию перечисленных типов залежей УВ, могут существовать в разрезах низкопроницаемых пород, залегающих на любых глубинах, но наиболее характерны для глубины более 4000-4500 м, где низкопроницаемые породы доминируют в разрезе. Вдоль флюидопроводящих разломов здесь могут формироваться протяженные зоны нефтегазонакопления, представленные системой описанных выше типов залежей, в большей или меньшей степени разобщенных между собой или же образующих единую залежь с весьма сложным строением. Такие зоны нефтегазонакопления с полным основанием можно назвать жильными, что соответствует как способу их формирования, так и условиям залегания УВ.

Глубина насыщения подобных зон будет зависеть от исходной глубины вертикального перетока УВ, их объема и масштаба внутрипластовой разгрузки.

Прекрасной иллюстрацией такого типа залежей могут служить УВ жильные месторождения битумов в Турции (Сегерюк, Хэрбол), штате Юта (США), Колумбии, Мексике, Кубе, Канаде и др., а также Садкинское, Каировское, Велиховское и другие месторождения в России. Представляют интерес и такие данные: на острове Барбадос прослежен непосредственный переход асфальтовой жилы в тяжелую нефть. Аналогичные явления отмечены и на острове Тринидат.

Не менее наглядным примером являются некоторые месторождения УВ США. Так, трещиноватость послужила косвенной причиной образования месторождения Дип-Ривер в штате Мичиган (рис. 10).

Рис. 10. Структурная карта подошвы группы траверс (девон) и предполагаемый разрез нефтяного месторождения ДипРивер (по Лендсу). Условные обозначения: 1 - нефтяные скважины; 2 - известняки; 3 - глины; 4 - пористые кавернозные доломиты; 5 - нефтяная залежь



Нефть содержится здесь в узком удлиненном теле пористых доломитов, заключенных в слабопроницаемых известняках верхней части формации роджер-ссити (средний девон), перекрытых глинистой толщей, являющейся покрышкой. Предполагают, что эти доломиты образовались в результате воздействия на известняки магнезиальных вод, циркулирующих по зоне трещиноватости в известняках. В непродуктивных скважинах не было обнаружено не только нефти, но и доломитов (в том числе и в скважинах, пробуренных в своде поднятий). Мощность продуктивной толщи - 5-10 м.

Группа месторождений Сципио - Пьюласки - Албион образует узкий и прямой пояс залежей общей длиной более 25 миль и шириной в среднем 3500 футов (рис. 11, 12), т.е. в данном случае можно говорить уже не об отдельной залежи, а о зоне нефтегазонакопления жильного типа. Месторождения открыты в 1957 г.

Рис. 11. Структурная карта кровли известняков трентон (ордовик) месторождений Албион, Пьюласки, Сципио (по Верди и др.). Штриховка - площадь продуктивных отложений



Рис. 12. Структурная карта кровли известняков трентон (ордовик) месторождения Сципио (по Бушу). Условные обозначения: скважины: 1 - непродуктивные; 2 - продуктивные; 3 - изогипсы кровли трентон, в м; 4 - сбросы

Если Сципио - чисто нефтяное месторождение, то Албион - газонефтяное. Суммарные запасы зоны оцениваются в более 100 млн баррелей нефти и более 200 млрд м3 газа. Нефть и газ добываются из доломитизированных известняков трентон (ордовик). Считают, что доломитизированные известняки приурочены к зоне разлома и имеют вторичное происхождение. Мощность продуктивных горизонтов - 20 м, пористость составляет 5 %, проницаемость - 3-4 мД.

Зоны тектонической трещиноватости, приуроченные к разрывам, в значительной мере определяют морфологию резервуаров и таких месторождений, как Трентон (запасы 14,8 млн т нефти) и Лима (67,3 млн т нефти), продуктивность которых также связана с известняками ордовика.

На временных сейсмических разрезах трещиноватость проявляется в виде зон поглощения, "грабенообразных" смещений осей синфазности (рис. 13). Более уверенно эти системы трещин выявляются в рельефе палеоповерхности. Достаточно контрастно, в виде систем ортогональных разнопорядковых трещин, проявляется регматическая трещиноватость. Эта трещиноватость, участвуя в формировании структурных поверхностей, проявляется, в первую очередь, в избирательности ориентировок структур и их элементов.

Рис. 13.Фрагмент глубинного сейсмического разреза с выделенными горизонтами и разрывными нарушениями.

Так, основными критериями выделения трещин по сейсмоданным являются: наличие зон поглощения, "грабенообразных" осложнений, смещения осей синфазности на временных сейсмических разрезах , наличие контрастных отрицательных (и положительных в их обрамлении) аномалий в скоростном поле, на скоростных разрезах и в спектрах величин эффективной скорости. Морфологическое проявление систем трещин в палеорельефе характеризуется врезами, линейным простиранием террас; прямоугольными уступами; линейным простиранием палеодолин.

По классификации С.С. Шульца, можно выявить несколько порядков тектонических трещин, ограничивающих вложенные блоки характерной размерности. Кроме размерности, пространственной ориентировки, тектоническая трещиноватость характеризуется глубиной проникновения.

Согласно известной классификации (А.Н. Криштофович), трещины характеризуются как скрытые, открытые и закрытые.

Степень открытости зон трещиноватости может быть определена: по интенсивности аномалий величин скорости (в системах Согласно известной классификации (А.Н. Криштофович), трещины характеризуются как скрытые, открытые и закрытые.

Степень открытости зон трещиноватости может быть определена: по интенсивности аномалий величин скорости (в системах трещин выявляются линейно-вытянутые аномалии VОГТ (x) интенсивностью до 200…250 м/с, величина аномалий резко возрастает в нефтегазонасыщенных зонах); наличию "грабенообразных" изгибов осей синфазности на временных сейсмических разрезах, высокоградиентных краевых участков врезов, бровок террас, линейных уступов; по ширине зон активного влияния дислокаций, являющихся результатом избирательности процессов эрозии и проявляющихся в увеличении ширины эрозионных форм рельефа, с шириной интервала эрозионной проработки рельефа для открытых трещин порядка 500…200 м, скрытых 200…50 м и закрытых менее 50 м.

Трещины, проявляющиеся в рельефе палеосводов, по степени раскрытости относятся к трещинам II и III порядков. Раскрытость трещин определяется приуроченностью поднятий к региональным и локальным зонам транспрессии и транстенсии, формирующихся, в том числе, локально на этапах осадконакопления в мобильной полосе палеоберега. Для них, согласно облика проявления и особенностям замыкания структурных линий, характерны: усиление динамических напряжений в линейных, радиальных, кольцевых системах трещин.

Особенности проявления систем трещин в рельефе палеоповерхности, характер их влияния на строение коллекторов рассмотрены ниже на примерах двух месторождений, продуктивных в верхней части фундамента: Севро-Останинского и Южно-Тамбаевского, и двух верхне юрских месторождений: Двуреченского и Западно-Моисеевского. Северо-Останинское (рис. 14) и Южно-Тамбаевское (рис. 15) месторождения расположены в прибортовых частях Колтогорско-Уренгойской и Чузикской рифтовых зон. Морфоформы поднятий формировались в условиях сложной системы деформирующих усилий близ узла сочленения рифтов, что способствовало возникновению напряжений транспрессивного типа.

В сводовой части Северо-Останинской структуры, в направлении северо-восточного (скв. 12, 13, 11) и юго-западного (скв. 417, 418, 4, 6, 15) замыканий, сформировались две наиболее контрастных зоны сдвиговых деформаций, в условиях наличия слабых растягивающих напряжений. Напряжённые зоны имеют сигмоидный облик, свойственный такого рода структурно-тектоническим формированиям взбросово-сдвигового характера (по М.Л. Коппу ). Сочетание напряжений сжатия и растяжения стало причиной образования на структуре дивергентно-веерной системы трещиноватости (рис. 14).

Близкий характер расположения систем трещин наблюдается на месторождении, представленном на рис. 15. Сводовую часть поднятия осложняет зона тектонической трещиноватости субмеридионального простирания (второго порядка в классификации С.С. Шульца ).

По характеру расположения систем "открытых" трещин можно предположить формирование структуры в условиях "левого вращения" и транспрессивных деформаций в центральной части структуры, что привело к образованию пустотно-порового пространства нефтегазонасыщенных ячей коллекторов на участках дивергентно-веерного "скучивания".



Рис. 14. Тектоническая трещиноватость в своде палеозойской структуры Северо-Останинского месторождения

В результате объемного "вращения" в центральной части структуры образовалась сигмоидного типа зона повышенной трещиноватости, коррелирующаяся с наиболее высокими отметками рельефа палеоповерхности.

Открытые системы трещин (скв. 76 расположена близ узла пересечения трещин второго

порядка) могли стать зонами подтока флюидов из обрамляющих впадин. Нефтегазоносность приурочена к дугообразным зонам рельефных осложнений поднятия.

Рис. 15. Степень тектонической трещиноватости в контуре палеозойской залежи углеводородов Южно-Тамбаевского месторождения

Карта тектонической трещиноватости для Двуреченского (северный купол) и Западно-Моисеевского (южный купол) поднятий приведена на рис. 16, построена по сейсмическим данным, система трещин выявлена по результатам морфоструктурного анализа по отражающему горизонту IIа. Тектоническая трещиноватость влияет на фильтрационные свойства коллекторов.



Рис. 16. Тектоническая трещиноватость в своде верхнеюрского поднятия Западно-Моисеевского и Двуреченского месторождений: структурные построения В.Г. Кужелева

В условиях дугового перераспределения тектонических напряжений фронтальные системы трещин (восточное обрамление структуры) характеризуются как скрытые. Дислокации западного обрамления, при большей проявленности в рельефе, играют положительную роль в формировании зон высокого нефтегазонасыщения, что, вероятно, связано с "пластичностью" коллектора за счёт существенно глинистого цемента. Их положительная роль в формировании коллектора объясняется также "правым" (слабым) вращением структуры.

...