Природные резервуары и ловушки

Природный резервуар — естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвиж­ных веществ^, форма которого обусловливается соотношением кол­лектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограни­ченный со всех сторон).

Пластовый резервуар (рис. 51) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве пло­хо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара яв­ляется сохранение мощности и литологического состава на большой площади.

Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, со­стоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Большинство массивных резервуаров, особенно широко рас­пространенных на платформах, представлено известняково- доломитизированными толщами. Для ряда месторождений было уста­новлено, что толща пород, представляющая собой единый резервуар, насыщенный газом, нефтью и водой, содержит породы различного литологического состава и различного стратиграфического возраста.

Критерием, позволяющим объединить мощную толщу пород в единый резерву­ар, является распределение в нем газа, нефти и воды по их удельным весам незави­симо от структуры, возрас­та и текстуры составляю­щих его пород.

Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород мас­сивные резервуары подраз­деляются на две группы:

1. однородные массив­ные резервуары — сложе­ны сравнительно однород­ной толщей пород, боль­шей частью карбонатных (рис. 52);

2. неоднородные мас­сивные резервуары — толща пород неоднородна. Цито­логически она может быть представлена, например, чередованием известня­ков, песков и песчаников, сверху перекрытых глина­ми. Проницаемость такой толщи в различных ее сло­ях колеблется. Но пере­мещение жидкости (воды, нефти) возможно во всех направлениях и происходит в общем независимо от наслоения пород (рис. 53).

Рис. 51. Принципиальная схема пластового резервуара: 1 — коллектор (песок); 2 — плохо проницаемые породы (глины)

Рис. 52. Схема однородного массивного резервуара

Рис. 53. Схема неоднородного массивного резервуара

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (рис. 54). В эту группу объединены природные резер­вуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жид­кие углеводороды окружены со всех сторон либо практически не­проницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоак­тивной водой. К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического состава, не распростра­няющимся на сколько-нибудь значительную площадь. Песчаные и мергелистые резервуары неправильной формы могут находиться в толще глинистых или плотных хемогенных пород.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего пред­ставляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.

Структурная (сводовая) — образованная в результате изгиба слоев.

Стратиграфическая — сформированная в результате эрозии пластов-коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми по­родами.

Рис. 54. Резервуар, литологически ограниченный со всех сторон практически непроницаемыми породами

у ^

Ловушка — часть при­родного резервуара, в кото­рой благодаря различного рода структурным дислока­циям, стратиграфическому или литологическому огра­ничению, а также тектони­ческому экранированию создаются условия для ско­пления нефти и газа.

Тектоническая — образованная в результате вертикального пе­ремещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непрони­цаемой горной породой.

Рис. 55. Типы ловушек

 

Цитологическая — образованная в результате литологического за­мещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

4.2.6. Залежи и месторождения нефти и газа

Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутству­ющих компонентов, сосредоточенных в ловушке, ограниченных по­верхностями разного типа, в количестве, достаточном для промыш­ленной разработки, называется залежью.

Типы: пластовая, массивная, литологически ограниченная, страти­графически ограниченная, тектонически экранированная (рис. 56). Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приу­роченных территориально к одной площади и сведенных с благоприят­ной тектонической структурой. Понятия месторождение и залежь рав­нозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имею­щее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической при­надлежности, принято называть многопластовыми.

В зависимости от фазового состояния и основного состава угле­водородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделя­ются на нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом; газовые, если оно содержит только газовые за­лежи, состоящие более чем на 90% из метана, газонефтяные и нефте­газовые (двухфазные)) В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая — газовая, в нефтегазовых — газовая шап­ка превышает по объему нефтяную часть. К нефтегазовым относят­ся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной ча­стью — нефтянрй оторочкой. Газоконденсатнонефтяные и нефтегазо- конденсатныеф первых — основная по объему нефтяная часть, а во вторых — газоконденсатная (рис. 57).

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза — конденсат.

4.2.7. Образование и разрушение залежей нефти и газа

Первично все пустоты в земной коре с момента образования оса­дочных пород были заполнены водой. И по мере образования но­вых слоев происходило постепенное погружение их в глубину. Бо­лее легкая пресная вода выдавливалась вверх, а более соленая, на­оборот, устремлялась в пониженные слои. Таким образом возника­ла первичная миграция воды в вертикальном направлении. С нако­плением в земной коре углеводородов они устремлялись вверх под действием высоких давлений и гравитационных сил. При первом же контакте с водой более легкие углеводороды, замещая воду в пусто-

g % Песчаник водом: |j л ц Скважина

 

 

геологический профиль лугйнецкого месторождения Ш ПЕСЧАНИК ГАЗОНАСЫЩЕННЫЙ Ш ПЕСЧАНИК НЕФТЕНАСЪППЕ-ННЫЙ Ш ПЕСЧАНИК ВОДОНАСЫЩЕННЫЙ

 

 

б) д) Рис. 56. Типы залежей: а — пластовый тип; б — литологически ограниченный; в - стратиграфически ограниченный; г — тектонически экранированный; д — массивный тип

 

 

нефтяная

газоконденсатнонефтяная Рис. 57. Классификация залежей по фазовым состояниям углеводородов

тах, занимают самые верхние участки земной коры, и даже, возмож­но, выходят на поверхность при наличии соответствующих усло­вий. В большей степени это касается углеводородов ароматическо­го ряда, чистых газов и реже легких фракций нефти.

Именно подобной схемой вертикальной миграции в земных слоях можно объяснить образование, накопление и разрушение нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей. Однако, для это­го необходимо иметь ловушки и резервуары с надежно перекрыва­ющими их плохо проницаемыми породами. Что способствует, оче­видно, долгой сохранности образовавшегося месторождения или залежи. В противном случае возникают естественные условия для дальнейшей вертикальной миграции более легких углеводородов, что и подтверждают открытие более «старых» месторождений очень вязкой нефти с низким содержанием газа и легких фракций. Это тя­жело добываемые запасы с высоким содержанием смол, парафина и серы.

Миграция флюидов по пласту-коллектору называется вторич­ной. Она обусловлена наклоном пласта или наличием перепада дав­ления. По данным A.JT. Козлова, наклон 1—2 м на 1 км считается до­статочным для перемещения нефти и газа.

газонефтяная нефтегазоконденсатная

Согласно классификации миграционных процессов, разработан­ной И.О. Бродом (1951 г.), вторичная миграция может быть латераль­ной (боковой) по пласту-коллектору и вертикальной по различным естественным каналам сквозь толщи пород. В соответствии с этими путями миграции могут служить поры, капилляры, трещины и раз­рывные нарушения в осадочном чехле. Масштабы миграции также различны. Региональная миграция контролируется особенностями тектонического строения зон нефти образования и нефтегазонако- пления. Локальная миграция контролируется ловушками различных типов. Миграция флюидов в растворенном в пластовых водах состо­янии называется молекулярной. Миграция в жидкой и газообразной фазах, а также в виде ретроградного газонефтяного раствора называ­ется фазовой.

Считается, что на первых порах нефть и газ переносятся пластовы­ми водами в растворенном состоянии. В процессе движения, видимо, образуются жидкая и газообразная фазы еще на значительном рассто­янии от ловушек. По мнению В.П. Савченко, дальнейшее перемеще­ние нефти и газа и накопление их в ловушках происходят посредством струйной миграции в верхних частях проницаемых пород. Скорость струйной миграции зависит от коллекторских свойств пород, физиче­ских свойств нефти, газа и воды, угла восстания слоев и т.п. По дан­ным В.П. Савченко, она может достигать 50 км за тысячу лет.

В некоторых случаях залежи нефти могут сформироваться в ре­зультате первичной миграции. По всей видимости, так формируют­ся некоторые литологически ограниченные со всех сторон залежи.

Различные процессы, протекающие в недрах земной коры и на ее поверхности, могут привести к физическому, химическому и биохи­мическому разрушению залежей нефти и газа.

Физическое разрушение происходит под воздействием тектони­ческих процессов в недрах. Химическое разрушение нефтяной зале­жи связано с потерей нефтью легких компонентов и с последующим превращением ее в твердые битумы. Биохимическое разрушение об­условлено деятельностью бактерий, разлагающих углеводороды, что в конечном счете приводит к уничтожению залежей нефти и газа.

Следы разрушения залежей нефти и газа можно обнаружить в не­драх Земли и на ее поверхности. Об этом свидетельствуют асфальто­вые озера (Апшеронский полуостров и другие районы), скопления серы, залежи битумов (Атабаска, США) и т.п. Кроме того, о разру­шении газовых залежей судят по проявлению грязевого вулканизма.

Контрольные вопросы

1. От чего зависит мощность «переходной» зоны?

2. От каких геологических факторов зависят кодлекторские свой­ства?

3. Почему величина нефтенасыщенности отличается от величи­ны пористости?

4. Каково практическое значение классификации промысловых вод?

5. Можно ли по картам изобар судить об изменчивости коллек­торских свойств пласта?

4.3. Нефтегазоносные провинции

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: