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
ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА) - естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых п. Обычно под З. н. понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: 1) нефтяные (с растворенным в нефти газом);
2) газонефтяные - нефтянаязалежь с газовой шапкой; 3) газовые; 4) газоконденсатные (двухфазовые и однофазовые). Предложено большое количество схем классификации залежей, построенных на разных исходных принципах (Хельквист, 1946; Брод, 1951; Хаин, 1954; Абрамович, 1954; Мирчинк, 1955; Еременко,1961 и др.). Общепринятой классификации З. н. пока не выработано.
Геологический словарь: в 2-х томах. - М.: Недра . Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др. . 1978 .
Смотреть что такое "ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)" в других словарях:
По существу все залежи нефти и газа вторичные, сформировавшиеся в результате миграции из мест первоначального образования нефти и газа даже и в том случае, когда залежь расположена в разрезе материнской свиты п. Так считают большинство геологов… … Геологическая энциклопедия
Залежь нефти (газа) в ловушке, образованная неоднородными или разл. по составу, но проницаемыми для нефти (газа) п., перекрытыми сверху непроницаемыми отл. В З. н. м. поверхности, разделяющие газ, нефть и воду, горизонтальны и секут ловушку… … Геологическая энциклопедия
Различается среди экранированных залежей в тех случаях, когда накопление нефти и газа обусловлено дизъюнктивным тект. нарушением, создавшим экран задержки продвижению нефти или газа по восстанию пластов. Наименование “козырьковая” отображает… … Геологическая энциклопедия
Приуроченная к линзовидной формы песчаным отл. древних речных долин. В нашей стране впервые нефтяные залежи этого типа установлены в 1910 г. И. М. Губкиным в нижней части майкопской свиты. Позже (через 12 15 лет) подобные залежи были открыты в… … Геологическая энциклопедия
Залежь, в которой в данных пластовых условиях при данной температуре, давлении, составе нефти и газа, в нефти может раствориться какое то количество газа дополнительно к уже находящемуся в растворе. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра.… … Геологическая энциклопедия
залежь нефти - залежь газа — Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы залежь газа EN fluid accumulation … Справочник технического переводчика
IV.3. Классификация залежей нефти и газа
Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.
По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:
1. Нефтяные залежи , мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.
2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.
3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.
4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.
5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м 3 газа.
6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см 3 /м 3 . Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.
7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см 3 /м 3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счет следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.
Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).
8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:
1. Пластовые сводовые залежи. Они образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.
2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.
3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.
4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.
Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.
9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:
1. Массивные сводовые (антиклинальные).
2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.
3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.
Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в том числе такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубине 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.
10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Часто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал
на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.
Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.
А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.
Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h Г – высота газовой части; h Н – высота нефтяной части.
Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.
Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.
Залежью нефти и газа называется естественное скопление этих флюидов в ловушке, обусловленной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород .
Части пласта:
7 - водяная; 2 - водонефтяная; 3 - нефтяная; 4 - газонефтяная; 5 - газовая
Пластовые-экранированные залежи формируются только после того, как пластовый резервуар срезан экраном, препятствующим движению флюидов вверх по восстанию пласта. В зависимости от характера экрана выделяются залежи трех видов экранирования: тектонически экранированные, стратиграфически экранированные и литологически экранированные.
Тектонически-экранированные залежи образуются, когда в результате дизъюнктивных дислокаций миноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми породами (рис. 3.10). Экранами могут быть сбросы, взбросы, надвиги и сдвиги.
Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ловушкам, формирование которых связано с несогласным перекрытием одной серии пластов плохопроницаемыми породами более молодой серии. На рис. 3.11 показана залежь месторождения в пластовых резервуарах выше и ниже поверхности стратиграфического несогласия.
Литологически 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 фациального замещения одновозрастными плохопроницаемыми отложениями (рис. 3.12).
Рис. 3.10.
7 - непроницаемые породы; 2 - нефть; 3 - вода; 4 - разрывные нарушения
ГуГТП ?? Г~~1 4
Рис. 3.11. Стратиграфически экранированные залежи :
залежь; 2 - линия стратиграфического несогласия; 3 - песчаник; 4 - разрывные нарушения
Рис. 3.12.
1 - залежь
Массивные залежи связаны 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 (рис. 3.13).
1 1 1 1 Т 1 1 1 1 |
||||
Рис. 3.13.
7 - соль; 2 - глина; 3 - известняк; 4 - залежь
Литологически ограниченные (со всех сторон ) залежи приурочены к ловушкам неправильной формы, ограниченным со всех сторон непроницаемыми породами. Наиболее распространенными среди них являются залежи в линзовидных песчаных телах различной протяженности. Встречаются линзы проницаемых пород другого состава, например доломитов в глинистых известняках. Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных горизонтов редко превышает первые десятки метров.
Залежи нефти и газа классифицируются по разным признакам. По составу флюидов залежи делятся на:
- 1) чисто нефтяные;
- 2) нефтяные с газовой шапкой;
- 3) нефтегазовые;
- 4) чисто газовые;
- 5) газовые с нефтяной оторочкой;
- 6) газоконденсатные;
- 7) газоконденсатно-нефтяные и др.
В зависимости от рентабельности разработки, которая зависит от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора и его глубины залегания, а также от других показателей, залежи подразделяются на промышленные и непромышленные.
Под залежью нефти и газа понимается единичное скопление в одном или нескольких пластах-коллекторах, которые имеют единую гидродинамическую систему. Если скопление УВ достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью нефти и газа. Следовательно, понятие «промышленная залежь» определяется современным уровнем технологии добычи нефти, газа.
Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи- ее запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится все количество нефти, газа, находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (F) и c учетом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, которое можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Онизависят от: 1) физико-химических свойств нефти; 2) свойств коллекторов; 3) методов разработки.
При сочетании благоприятных параметров, например, при маловязкой нефти и высокоемких и хорошо проницаемых коллекторах можно достичь наиболее высокой отдачи пластов, в ряде случаев до 70-80%.
Однако, при сочетании худших показателей по нефти и коллекторам, например, при очень плотной высоковязкой нефти и низко проницаемых карбонатных коллекторах, извлечь более 15-20% нефти из недр практически невозможно.
Большое значение для повышения нефтедобычи имеет применение с начала разработки залежи наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты.
Количество извлеченной нефти по отношению к геологическим запасам выражается через коэффициент нефтеотдачи Кн:
Извлекаемые запасы, (т) , -геологические запасы, (т).
Коэффициент нефтеотдачи выражается в процентах или долях единицы. Пределы измерения , как и извлекаемых запасов, составляют от 15 до 80% (0,15-0,8).
Обычно в карбонатных коллекторах колеблется от 0,15 до 0,3; а в терригенных- 0,4-0,5, реже 0,6-0,8. Средняя величина в современных условиях составляет около 0,4-0,45.
Следовательно, более 50% разведанных запасов нефти в основных нефтедобывающих странах остается в недрах неизвлеченными. В связи с этим, перед нефтегазовой промышленностью стоит большая проблема, связанная с наибольшим извлечения нефти из недр. Особенно остро эта проблема стоит в тех регионах, где выявлены значительные по геологическим запасам местоскопления нефти, сложенные мощными толщами слабопроницаемых карбонатных коллекторов, а также залежи плотной вязкой нефти. Кроме того, большие трудности доставляет извлечение легкой, но высокопарафинистой нефти, что снижает нефтеотдачу пластов. Для снижения вязкости нефти и растворения парафина необходимо применение теплоносителей (горячей воды, пара и др.), что технически и экономически в большинстве регионов нашей страны считается неоправданным и практически в широких масштабах не применяется.
В отношении чисто газовых залежей коэффициент газоотдачи может достигать 70-80%, а в отдельных случаях еще выше.
Под местоскоплением нефти и газа понимают совокупность залежей (реже одна залежь), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, находящихся в пределах одной локальной площади. На рис. 4. Приведено строение 2-х местоскоплений нефти и газа, связанных с одной (а) и несколькими (б) ловушками.
При расчете контуров залежи нефти и газа по результатам разведки обязательно выполняются геологические построения: структурные карты и геологические профили. Обычно на разведочной площади бурят ряд скважин по профильной системе, затем строят геологические профили, на которые наносят результаты опробывания продуктивных пластов. По геологическим профилям строят структурную карту, на которой показывают контуры нефтеносности и газоносности. В обычных условиях поверхности, отделяющие нефть от воды, газ от нефти или газ от воды, являются практически горизонтальными (на одних абсолютных отметках). Поэтому, контуры нефтеносности и газоносности проводят в соответствии с конфигурацией изогипс пласта. На рисунке 5 приведен геологический профиль через нефтяную залежь, структурная карта нефтяного пласта, а также методика построения структурной карты и определение контуров нефтегазовой залежи.
Поверхность, разделяющая нефть и воду (газ и нефть, газ и воду), называется подошвой нефтяной (нефтегазовой, газовой) залежи или поверхностью водонефтяного(газонефтяного, газоводяного) раздела (контакта) –ВНК, ГНК, ГВК.
Рис. 4. Местоскопления нефти и газа.
Линия пересечения поверхности ВНК скровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, который выделяется для залежи в пластовом резервуаре. В массивном резервуаре внутренний контур нефтеносности отсутствует.
Высотой залежи (Н) называется кратчайшее расстояние от подошвы залежи ло ее наивысшей точки. В случае структурной ловушки- антиклинали или купола- наивысшая точка находится в своде в месте перегиба складки. Высота залежи в пластовом резервуаре на антиклинали больше толщины пласта (h) , ав случае массивного резервуара,наоборот, т.к. нередко в мощной коллекторской толще, например, карбонатном массиве, нефтяная залежь содержится в верхней части массива под покрышкой H h /
Рис. 5. Нефтегазовая залежь в профиле и плане.
Длина, ширина и площадь залежи (F) т.е. ее размеры определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).
Для расчета запасов нефти надо знать не общую мощность продуктивного пласта, а эффективную нефтенасыщенную мощность, которая определяется какк средневзвешенная по площади залежи (с учетом этого параьетра по скважинам) суммарная мощность хорошо проницаемых пропластков пласта. Эта величина определяется по данным промысловой геофизики, т.е. геофизических исследований скважин (ГИС).
Скопление свободного газа над нефтью в нефтегазовой залежи называется газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения ), нефти газом при данной температуре. Если пластовое давление(, то весь газ растворяется в нефти, а если , то образуется ГШ.
Степень заполнения пор нефтью (газом) называется нефтенасыщенностью и измеряется в процентах или долях единицы. Часто коэффициэнт нефтенасыщенности составляет 70-90% (0,Ю7-0,9). Следовательно в пластах в поровом пространстве может заключаться 70-90% нефти и газа, а остальное пространство заполнено остаточной (связанной) водой, т.е. остаточной водой после образования породы, которая обычно бывает связана с породой и является неподвижной.
Для расчета запасов УВ в залежах используют и другие параметры, которые вместе с формулами расчета рассмотрены ниже.
В некоторых случаях в земных условиях при заметном движении воды в продуктивном пласте образуется наклонный ВНК. Он смещается в направлении движения воды. В этом случае контур нефтеносности будет пересекать изогипсы продуктивного пласта.
В ряде случаев в результате действия микроорганизмов на контакте вода- нефть переходная зона нефти в подошве залежи разрушается и поверхность ВНК приобретает волнистый характер.
Коэффициент заполнения ловушки показывает отношение высоты нефтяной (нефтегазовой или газовой) залежи к амплитуде структурной ловушки (локального поднятия). - соответствуетполному заполнению ловушки (100%), а при ловушка заполнена УВ лишь наполовину (50%). В последнем случае количества УВ, поступивших в ловушку, было недостаточно для заполнения всей емкости ловушки.
По генезису ловушек типы залежей подразделяются на несколько классов: структурный, литологический, стратиграфический, рифогенный, смешанный (комбинированный).
Наиболее распространенный в земной коре залежи структурного класса, приурочены к антиклиналям, среди которых выделяются: сводовые, висячие, тектонически-экранированные, блоковые и приконтактные.
Нефть и газ в сводовых залежах обнаруживаются в самых приподнятых частях ловушек. В плане (на структурной основе) форма таких залежей, как правило, овальная или округлая и соответствует форме ловушки.
На рисунках представлены сводовая нефтегазовая залежь на антиклинали простого строения (без нарушений) и сводовая нефтяная залежь, связанная с куполом, нарушенным сбросом, а также сводовые залежи, различающиеся по фазовому состоянию (однофазовые и двухфазовые).
Висячие залежи нефти образуются в районах, где наблюдаются наибольшие напоры пластовых вод (складчатые области и предгорные прогибы). Принципиальная схема висячей залежи приведена на рисунке 7.
Тектонически-экранированные залежи УВ образуются в различных частях структур, где происходит экранирование залежи тектоническим нарушением (см. рисунок).
Блоковые залежи встречаются в тектонически активных районах, характеризуются амплитудой смещения по вертикали по нарушениям, превышающей мощность продуктивного пласта.