Что такое нефтегазогеологическое районирование

Нефтегазогеологическое районирование

Зона нефтегазонакопленияЛокальный уровеньМесторождение
Залежь

Нефтегазогеологическое районирование — разделение осадочных бассейнов на нефтегазоносные объекты (территории) разного масштаба, от нефтегазоносных провинций до месторождений и залежей нефти и газа. Основывается на комплексе геологических показателей, определяющих время и условия генерации, миграции, аккумуляции и сохранности скоплений углеводородов.

Общепринятой схемы нефтегазогеологического районирования не существует. При районировании крупных территорий используется различная терминология: нефтегазоносная провинция или нефтегазоносный бассейн.

Понятие нефтегазоносный бассейн было введено И. О. Бродом и стало использоваться с 40—50-х (И. О. Брод, Н. А. Еременко, В. Е. Хаин, В. Б. Оленин, И. В. Высоцкий, Л. Уикс и др.). Смысл замещения понятия провинции на бассейн (при практическом сохранении контуров соответствующих территорий) обусловлен стремлением отразить связь нефтегазообразования и формирования залежей с осадочными бассейнами. По аналогии с бассейнами углей и горючих сланцев понятие «нефтегазоносный бассейн» удобнее, а термин «провинция» представляется более широким.

— Геология и геохимия нефти и газа, 2000

В пределах провинции или района выделяются нефтегазоносные области, которые в свою очередь делятся на нефтегазоносные районы, районы — на зоны нефтегазонакопления, в зоны нефтегазонакопления объединяются несколько сходных по геологическому строению месторождений, каждое из которых может состоять из одной или нескольких залежей.

Литература

Баженова О. К., Бурлин Ю. К., Соколов Б. А., Хаин В. Е. Геология и геохимия нефти и газа. — М.: Изд-во МГУ, 2000. — 384 c. ISBN 5-211-04212-3

Источник

Лекция 1. Нефтегазогеологическое районирование

Нефтегазогеологическое районирование-это расчленение исследуемой территории на отдельные части по степени сходства и различия геотектонического строения, а также состава слагающих их формаций.

Определение «нефтегазогеологического районирования»

Пространственное размещение крупных седиментационных бассейнов и региональных поднятий, а также изменения в их пределах во времени и пространстве литолого-фациальных условий накопления осадков и условий формирования и размещения областей регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Выделение в пределах исследуемой территории крупных геоструктурных элементов, с кот могут быть связаны регионально нефтегазоносные территории.

1. Выяснение закономерных связей размещения регионально нефтеносных территорий и зон нефтегазонакопления с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанных с ними формациями.

2. Выявление геолого-геохимических закономерных связей размещения прогнозных УВ в различных частях изучаемой территории, в том числе зон наибольших концентраций этих ресурсов.

3. Сравнительная дифференцированная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории с учетом особенностей строения и формирования ее крупных геоструктурных элементов.

4. Выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ.

5. Принципы выделения крупных нефтегазоносных территорий в СССР был предложен Губкиным, который делил их на провинции, области, районы.

Иерархия нефтегазогеологических объектов.

Залежи обычно встречаются группами, приуроченными к различным слоям в определенных тектонических структурах. Отдельные залежи объединяются в следующие ассоциации.

— Зоны (ассоциации смежных, сходных по геологическому строению залежей , приуроченных к единой группе связанных между собой ловушек). Чаще всего зоны нефтегазонакопления связаны с валами, валообразными, или изометричными поднятиями, региональными зонами выклинивания.

— Провинции (бассейны)- ассоциации смежных нефтегазоносных областей, связанные с тектоническими погружениями. Для нефтегазоносной провинции характерны общность тектонического строения, истории развития, стратиграфического диапазона нефтегазоносности.

При этом в основу выделения указанных подразделений был положен

При проведении н.г.р. в качестве главнейших предпосылок необходимо учитывать следующие факторы:

1. региональную тектонику и палеотектонику, т.е. современное и прошлое геотектоническое строение района, а также особенности формирования слагающих регион геоструктурных элементов;

2 литолого-стратиграфическую характеристику разреза, в том числе палеогеографические, формационные и фациальные условия накопления осадков в различных частях бассейна седиментации;

3 гидрогеологические условия оцениваемого района, в том числе палеогидрогеологические и палеогидродинамические условия изменения в пространстве и времени расположения областей питания и разгрузки пластовых вод, их состава;

4 геохимические условия региона, концентрация и состав битумов.

Среди перечисленных факторов, контролирующих процессы формирования залежей нефти и газа, основным является геотектонический, т.к. именно им определяются условия формирования и размещения регионального нефтегазонакопления. Большинство российских геологов-нефтяников – приверженцев органической теории происхождения нефти, считают этот фактор решающим и для нефтегазообразования. «Неорганисты» считают тоже его главным, т.е. решающим фактором считают разрывную тектонику.

Тектоника с любых позиций играет решающую роль в образовании в образовании структурных форм, служащих ловушками:

— в распределении береговых линий,

— зон выклинивания пластов,

-стратиграфических несогласий и литологических замещений, с которыми связано образование неантиклинальных ловушек,

— рифовые массивы, формирующиеся, как правило, вдоль зон крупных дизъюнктивных дислокаций,

— возникновение и развитие процессов миграции и аккумуляции,

— изменение региональных наклонов, влекущих изменение региональных зон питания и разгрузки пластовых вод и переформирование залежей.

1 – пластовый. 2 – массивный, 3 – пластово-массивный,

— Пластовый, у которого толщина (метры, первые десятки метров) намного меньше, чем площадь распространения (сотни квадратных километров). Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов в ней происходит вдоль пласта. Гидродинамический потенциал таких резервуаров очень велик, а при отборе флюидов в нескольких локальных участках пластовые давления восстанавливаются достаточно быстро.

— Массивный – такой, у которого размер по разным направлениям примерно сопоставим. Обычно, это рифовые массивы, или подобные им выступовые тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху.

— Пластово-массивный – если толща пластов-коллекторов, переслоенная непроницаемыми породами, имеет общий водонефтяной контакт, говорят о пластово-массивном резервуаре;

— Литологический – образует наиболее обширную группу – это резервуары, в которых породы-коллекторы ограничены со всех сторон. Это могут быть линзы песка в глинистой толще, или какой-то участок повышенной трещиноватости, или кавернозности в массиве осадочных, или изверженных пород; погребенная речная долина, выполненная песчано-алевритистыми осадками.

Ловушки. Образование залежей.

Рис. 1.26. Ловушки (по Л.П.Мстиславской, 1996).

г – с фациальным замещением коллектора непроницаемыми породами,

3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая.

Классификации ловушек чрезвычайно разнообразны. Как правило, среди них выделяют следующие виды.

— Структурные, в которых флюиды улавливаются обратным падением пород, или тектоническим экраном. То есть ловушку образуют структурные формы;

— Литологические, в которых флюиды улавливаются благодаря замещению по разрезу пород-коллекторов не коллекторами. Это замещение может происходить либо вследствие уменьшения толщины породы-коллектора до нуля – выклиниванием породы, либо постепенным (фациальным замещением) породы коллектора породой флюидоупором;

— Стратиграфические, в которых экранирующей поверхностью является поверхность несогласия;

— Рифогенные – образованные рифами;

Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.

Залежи могут формироваться из рассеянных углеводородов, (первичные), или из разрушенных залежей – (вторичные).

Скорость накопления нефти в первичных залежах составляет n х 10 –13 кг/м 2 с. Скорость же вторичной миграции по данным И.В.Высоцкого составляет от 12 до 700 т/год.

Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционных залежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.

В залежи выделяется (рис. 1.27).

— Кровля– граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.

— Подошва — граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.

1. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,

4. Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта

5. Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта

6. Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.

8. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.

Так как основным параметром залежи является геометрия вмещающего резервуара, генетическая классификации залежей в основных чертах является морфологической. Наиболее полно и последовательно генетический принцип изложен в классификации залежей А.А.Бакирова.

В классификации А.А.Бакирова учитываются не только форма ловушек, но и их генезис самих залежей, что позволяет более обосновано строить их модели и проектировать разведку. В классификации выделяются четыре основных класса, которые разделяются на группы, подгруппы и типы.

Структурные залежи – самый распространенный класс, и его классификация наиболее разветвленная.

О группе моноклинальных залежей следует сказать, что они могут формироваться только в случае осложнения моноклинали какими-либо дополнительными структурами – складками и разрывами.

Залежи синклиналей чрезвычайно редкие, они могут формироваться только в случае безводных скоплений нефти.

Так как структурные залежи наиболее легкий объект для поисков, то их фонд к настоящему времени в значительной степени исчерпан, поэтому все больший интерес представляют залежи других классов.

В классе литологических залежей выделяются две принципиально разные группы – литологически экранированные, образованных пластовыми природными резервуарами, и литологически ограниченные, формирующихся в литологических природных резервуарах.

Стратиграфические залежи обусловлены стратиграфическими несогласиями. При этом, залежи могут формироваться как в размытых и перекрытых частях структур, так и в возвышенностях погребенного ископаемого рельефа. Особый интерес представляют стратиграфические залежи, связанные с выступами блоков фундамента в нижнем структурном этаже. В последних двух типах залежей коллекторами служит древняя поверхность рельефа – трещиноватая и разрушенная древним выветриванием.

На рисунках 1.28 – 1.31 приведены схематические геометрические образы залежей этих типов – структурная карта, и соответствующий им разрез.

Кроме перечисленных существуют и другие классы залежей. Например, в настоящее время все больший интерес нефтяников вызывает класс жильных залежей, приуроченных к зонам трещиноватости горных пород.

Таблица 13 Генетическая классификация залежей.

Рис. 1.28. Сводовые залежи нефти

I – простого, ненарушенного строения, II – осложненные разломом (сбросом), III – осложненные диапиром (вулканом, грязевым вулканом, соляным куполом). 1 – нефть (в разрезе), 2 – нефть (на структурной карте), 3 – стратоизогипсы, 4 – разлом на разрезе, 5 – разлом на структурной карте, 6 – коллектор (песок), 7 – флюидоупор (глина), диапир (соляной купол, вулканогенное образование) 9 – известняк, 10 – алевролит.

Условные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Флюиды в ловушке распределяются по своему удельному весу. Сверху – газ, затем – нефть и внизу – вода. Залежи консервируются. В зависимости от соотношения мощности слоя коллектора и высоты залежи выделяют полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие) залежи. В зависимости от взаимного количества нефти и газа, по типам флюидов залежи разделяют (рис. 1.33) на газовые(1), газовые с нефтяной оторочкой (до 20%газа)(2), нефтегазовые и газонефтяные(3), нефтяные с газовой шапкой (4), нефтяные (5), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные.

Законсервированная залежь продолжает жить. Особенно активные процессы происходят в ней на водонефтяном и газонефтяном контакте, которые представляют собой не геометрические поверхности, а тела определенной мощности от сантиметров до метров, с постепенными переходами в содержании нефти и воды.

1.8.3.8. Разрушение залежей.

Залежи могут быть разрушены в результате действия следующих факторов.

— Исчезновения ловушки из-за ее наклона.

— Образования дизъюнктивного нарушения.

— Выведения ловушки в области, близкие к поверхности Земли (в окислительные условия).

— При воздействия микроорганизмов.

— Выведения ловушки на поверхность земли

— При попадании ловушки в большие глубины и под воздействие метаморфизма (повышение давления и температуры на глубине).

Если сравнить те факторы, которые разрушают залежь, и те, благодаря которым она формируется, то удивления достойно, что в мире существуют нефтяные и газовые залежи.

В природе встречаются различные типы и категории залежей – они соответственно классифицируются. Однако как правильно считает Бакиров А.А. классификации локальных скоплений недостаточно. Классифицируются региональные скопления – они необходимы для регионального прогнозирования и наиболее эффективного ведения работ. Классификация нефтегазовых территорий состоит в расчленении и объединении их в отдельные родственные категории, группы, классы, сходные по главным, определяющим особенностям геологического строения и условиям формирования залежей нефти и газа более крупных подразделений. При этом необходимо соблюдать определенные критерии и принципы. Наиболее распространенная классификация нефтеносных территорий –А.А.Бакирова. Она использована при составлении карты перспектив нефтеносности СССР (1983 год), а также при составлении методического руководства по количественной оценке прогнозных ресурсов УВ. Согласно этой схеме при н.г.р. выделяются следующие подразделения:

Залежь – естественное локальное скопление УВ в одном или нескольких пластах и контролируемые единым ВНК, ГНК. Залежи подразделяются на:

структурные, приуроченные к антиклиналям и делящиеся в свою очередь на пластовые сводовые и экранированные (литологически, стратиграфически и тектонически); блоковые, (Бакиров выделяет висячие или литологически экранированные)

залежи синклиналей – в безводных пластах (Аппачи, США);

Источник

НЕФТЕГЕОЛОГИ́ЧЕСКОЕ РАЙОНИ́РОВАНИЕ

Том 22. Москва, 2013, стр. 545

Скопировать библиографическую ссылку:

НЕФТЕГЕОЛОГИ́ЧЕСКОЕ РАЙОНИ́ РО ВА­НИЕ, по­сле­до­ва­тель­ное де­ле­ние круп­но­го гео­ло­гич. объ­ек­та (напр., кон­ти­нен­та, боль­шо­го гео­ло­гич. ре­гио­на) на бо­лее мел­кие со­под­чи­нён­ные час­ти, ха­рак­те­ри­зую­щие­ся воз­ра­стаю­щей сте­пе­нью од­но­род­но­сти неф­те­га­зо­гео­ло­гич. ха­рак­те­ри­стик. Ос­но­ва­но на вы­яв­лен­ных за­ко­но­мер­но­стях про­стран­ст­вен­но­го раз­ме­ще­ния неф­тя­ных и га­зо­вых ме­сто­ро­ж­де­ний, ус­ло­вий их об­ра­зо­ва­ния и со­хра­не­ния в ре­зуль­та­те ком­плекс­но­го (гео­фи­зич., гео­хи­мич., гео­ло­гич.) ис­сле­до­ва­ния тер­ри­то­рии. Осн. це­ли H. p.: вы­де­ле­ние соб­ст­вен­но неф­те­га­зо­нос­ных объ­ек­тов раз­но­го ран­га, по­тен­ци­аль­но или воз­мож­но неф­те­га­зо­нос­ных и бес­пер­спек­тив­ных для по­ис­ков неф­ти и га­за; срав­нит. диф­фе­рен­ци­ров. оцен­ка пер­спек­тив неф­те­га­зо­нос­но­сти разл. час­тей изу­чае­мых объ­ек­тов для вы­бо­ра оп­ти­маль­ных на­прав­ле­ний по­ис­ко­во-раз­ве­доч­ных ра­бот на нефть и газ. Проб­ле­ма­ми H. p. за­ни­ма­лись рос. гео­ло­ги A. A. Ба­ки­ров, И. O. Брод, H. Б. Вас­сое­вич, И. B. Вы­соц­кий, Г. X. Ди­кен­штейн, H. A. Ерё­мен­ко, C. П. Мак­си­мов, B. Б. Оле­нин, Г. E. Ря­бу­хин, A. A. Тро­фи­мук, H. Ю. Ус­пен­ская, B. E. Ха­ин и др., амер. ис­сле­до­ва­те­ли Э. Г. Вуд­роф, Ч. Шухерт, A. Ле­вор­сен, M. Хэл­бу­ти, P. Кинг и др. H. p. про­во­дит­ся по раз­ным прин­ци­пам, что от­ра­жа­ет не­од­но­знач­ность взгля­дов разл. ис­сле­до­ва­те­лей на ге­не­тич. ас­пек­ты, ме­ха­низм об­ра­зо­ва­ния ско­п­ле­ний неф­ти и га­за и др. во­про­сы гео­ло­гии неф­ти и га­за. Наи­боль­шие раз­но­гла­сия вы­зы­ва­ют прин­ци­пы вы­де­ле­ния круп­ных эле­мен­тов рай­они­ро­ва­ния. B на­уч. лит-pe встре­ча­ет­ся два па­рал­лель­ных ря­да эле­мен­тов H. p.: сис­те­ма неф­те­га­зо­нос­ных бас­сей­нов – неф­те­га­зо­нос­ный бас­сейн – неф­те­га­зо­нос­ный ре­ги­он – аре­ал неф­те­га­зо­на­ко­п­ления – зо­на неф­те­га­зо­на­ко­п­ле­ния – ме­сто­ро­ж­де­ние – за­лежь; по­яс неф­те­га­зо­на­ко­п­ле­ния – неф­те­га­зо­нос­ная про­вин­ция – неф­те­га­зо­нос­ная об­ласть – неф­те­га­зо­нос­ный рай­он – зо­на неф­те­газо­на­ко­п­ле­ния – мес­то­ро­ж­де­ние – за­лежь. Ве­ду­щим прин­ци­пом вы­де­ле­ния неф­те­га­зо­нос­ных про­вин­ций (об­лас­тей) яв­ля­ет­ся их совр. гео­тек­то­нич. по­ло­же­ние, а так­же струк­тур­ные осо­бен­но­сти, оп­ре­де­лив­шие сход­ные чер­ты гео­ло­гич. строе­ния и един­ст­во ус­ло­вий неф­те­га­зо­на­ко­п­ле­ния. H. p. в этом слу­чае про­во­дит­ся на гео­струк­тур­ной ос­но­ве; эле­мен­ты рай­они­ро­ва­ния (струк­ту­ры раз­но­го ран­га) вклю­ча­ют объ­ек­ты co сход­ны­ми ус­ло­вия­ми неф­те­га­зо­на­ко­п­ле­ния. Сто­рон­ни­ки H. p. на ос­но­ве неф­те­га­зо­нос­ных бас­сей­нов (ге­не­тич. рай­они­ро­ва­ние), по­ми­мо струк­тур­ной ха­рак­те­ри­сти­ки объ­ек­та, при­да­ют важ­ное зна­че­ние един­ст­ву ус­ло­вий ге­не­ра­ции в нём уг­ле­во­до­ро­дов. Ве­ду­щим критери­ем вы­де­ле­ния бас­сей­нов яв­ля­ет­ся ре­жим тек­то­нич. дви­же­ний, а также ус­ло­вия осад­ко­на­ко­п­ле­ния.

Источник

Лекция 1. Нефтегазогеологическое районирование

Нефтегазогеологическое районирование-это расчленение исследуемой территории на отдельные части по степени сходства и различия геотектонического строения, а также состава слагающих их формаций.

Определение «нефтегазогеологического районирования»

Пространственное размещение крупных седиментационных бассейнов и региональных поднятий, а также изменения в их пределах во времени и пространстве литолого-фациальных условий накопления осадков и условий формирования и размещения областей регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Выделение в пределах исследуемой территории крупных геоструктурных элементов, с кот могут быть связаны регионально нефтегазоносные территории.

1. Выяснение закономерных связей размещения регионально нефтеносных территорий и зон нефтегазонакопления с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанных с ними формациями.

2. Выявление геолого-геохимических закономерных связей размещения прогнозных УВ в различных частях изучаемой территории, в том числе зон наибольших концентраций этих ресурсов.

3. Сравнительная дифференцированная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории с учетом особенностей строения и формирования ее крупных геоструктурных элементов.

4. Выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ.

5. Принципы выделения крупных нефтегазоносных территорий в СССР был предложен Губкиным, который делил их на провинции, области, районы.

Иерархия нефтегазогеологических объектов.

Залежи обычно встречаются группами, приуроченными к различным слоям в определенных тектонических структурах. Отдельные залежи объединяются в следующие ассоциации.

— Зоны (ассоциации смежных, сходных по геологическому строению залежей, приуроченных к единой группе связанных между собой ловушек). Чаще всего зоны нефтегазонакопления связаны с валами, валообразными, или изометричными поднятиями, региональными зонами выклинивания.

— Провинции (бассейны)- ассоциации смежных нефтегазоносных областей, связанные с тектоническими погружениями. Для нефтегазоносной провинции характерны общность тектонического строения, истории развития, стратиграфического диапазона нефтегазоносности.

При этом в основу выделения указанных подразделений был положен

При проведении н.г.р. в качестве главнейших предпосылок необходимо учитывать следующие факторы:

1. региональную тектонику и палеотектонику, т.е. современное и прошлое геотектоническое строение района, а также особенности формирования слагающих регион геоструктурных элементов;

2 литолого-стратиграфическую характеристику разреза, в том числе палеогеографические, формационные и фациальные условия накопления осадков в различных частях бассейна седиментации;

3 гидрогеологические условия оцениваемого района, в том числе палеогидрогеологические и палеогидродинамические условия изменения в пространстве и времени расположения областей питания и разгрузки пластовых вод, их состава;

4 геохимические условия региона, концентрация и состав битумов.

Среди перечисленных факторов, контролирующих процессы формирования залежей нефти и газа, основным является геотектонический, т.к. именно им определяются условия формирования и размещения регионального нефтегазонакопления. Большинство российских геологов-нефтяников – приверженцев органической теории происхождения нефти, считают этот фактор решающим и для нефтегазообразования. «Неорганисты» считают тоже его главным, т.е. решающим фактором считают разрывную тектонику.

Тектоника с любых позиций играет решающую роль в образовании в образовании структурных форм, служащих ловушками:

— в распределении береговых линий,

— зон выклинивания пластов,

-стратиграфических несогласий и литологических замещений, с которыми связано образование неантиклинальных ловушек,

— рифовые массивы, формирующиеся, как правило, вдоль зон крупных дизъюнктивных дислокаций,

— возникновение и развитие процессов миграции и аккумуляции,

— изменение региональных наклонов, влекущих изменение региональных зон питания и разгрузки пластовых вод и переформирование залежей.

1 – пластовый. 2 – массивный, 3 – пластово-массивный,

— Пластовый, у которого толщина (метры, первые десятки метров) намного меньше, чем площадь распространения (сотни квадратных километров). Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов в ней происходит вдоль пласта. Гидродинамический потенциал таких резервуаров очень велик, а при отборе флюидов в нескольких локальных участках пластовые давления восстанавливаются достаточно быстро.

— Массивный – такой, у которого размер по разным направлениям примерно сопоставим. Обычно, это рифовые массивы, или подобные им выступовые тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху.

— Пластово-массивный – если толща пластов-коллекторов, переслоенная непроницаемыми породами, имеет общий водонефтяной контакт, говорят о пластово-массивном резервуаре;

— Литологический – образует наиболее обширную группу – это резервуары, в которых породы-коллекторы ограничены со всех сторон. Это могут быть линзы песка в глинистой толще, или какой-то участок повышенной трещиноватости, или кавернозности в массиве осадочных, или изверженных пород; погребенная речная долина, выполненная песчано-алевритистыми осадками.

Ловушки. Образование залежей.

Рис. 1.26. Ловушки (по Л.П.Мстиславской, 1996).

г – с фациальным замещением коллектора непроницаемыми породами,

3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая.

Классификации ловушек чрезвычайно разнообразны. Как правило, среди них выделяют следующие виды.

— Структурные, в которых флюиды улавливаются обратным падением пород, или тектоническим экраном. То есть ловушку образуют структурные формы;

— Литологические, в которых флюиды улавливаются благодаря замещению по разрезу пород-коллекторов не коллекторами. Это замещение может происходить либо вследствие уменьшения толщины породы-коллектора до нуля – выклиниванием породы, либо постепенным (фациальным замещением) породы коллектора породой флюидоупором;

— Стратиграфические, в которых экранирующей поверхностью является поверхность несогласия;

— Рифогенные – образованные рифами;

Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.

Залежи могут формироваться из рассеянных углеводородов, (первичные), или из разрушенных залежей – (вторичные).

Скорость накопления нефти в первичных залежах составляет n х 10 –13 кг/м 2 с. Скорость же вторичной миграции по данным И.В.Высоцкого составляет от 12 до 700 т/год.

Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционных залежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.

В залежи выделяется (рис. 1.27).

— Кровля– граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.

— Подошва — граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.

1. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,

4. Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта

5. Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта

6. Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.

8. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.

Так как основным параметром залежи является геометрия вмещающего резервуара, генетическая классификации залежей в основных чертах является морфологической. Наиболее полно и последовательно генетический принцип изложен в классификации залежей А.А.Бакирова.

В классификации А.А.Бакирова учитываются не только форма ловушек, но и их генезис самих залежей, что позволяет более обосновано строить их модели и проектировать разведку. В классификации выделяются четыре основных класса, которые разделяются на группы, подгруппы и типы.

Структурные залежи – самый распространенный класс, и его классификация наиболее разветвленная.

О группе моноклинальных залежей следует сказать, что они могут формироваться только в случае осложнения моноклинали какими-либо дополнительными структурами – складками и разрывами.

Залежи синклиналей чрезвычайно редкие, они могут формироваться только в случае безводных скоплений нефти.

Так как структурные залежи наиболее легкий объект для поисков, то их фонд к настоящему времени в значительной степени исчерпан, поэтому все больший интерес представляют залежи других классов.

В классе литологических залежей выделяются две принципиально разные группы – литологически экранированные, образованных пластовыми природными резервуарами, и литологически ограниченные, формирующихся в литологических природных резервуарах.

Стратиграфические залежи обусловлены стратиграфическими несогласиями. При этом, залежи могут формироваться как в размытых и перекрытых частях структур, так и в возвышенностях погребенного ископаемого рельефа. Особый интерес представляют стратиграфические залежи, связанные с выступами блоков фундамента в нижнем структурном этаже. В последних двух типах залежей коллекторами служит древняя поверхность рельефа – трещиноватая и разрушенная древним выветриванием.

На рисунках 1.28 – 1.31 приведены схематические геометрические образы залежей этих типов – структурная карта, и соответствующий им разрез.

Кроме перечисленных существуют и другие классы залежей. Например, в настоящее время все больший интерес нефтяников вызывает класс жильных залежей, приуроченных к зонам трещиноватости горных пород.

Таблица 13 Генетическая классификация залежей.

Рис. 1.28. Сводовые залежи нефти

I – простого, ненарушенного строения, II – осложненные разломом (сбросом), III – осложненные диапиром (вулканом, грязевым вулканом, соляным куполом). 1 – нефть (в разрезе), 2 – нефть (на структурной карте), 3 – стратоизогипсы, 4 – разлом на разрезе, 5 – разлом на структурной карте, 6 – коллектор (песок), 7 – флюидоупор (глина), диапир (соляной купол, вулканогенное образование) 9 – известняк, 10 – алевролит.

Условные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Флюиды в ловушке распределяются по своему удельному весу. Сверху – газ, затем – нефть и внизу – вода. Залежи консервируются. В зависимости от соотношения мощности слоя коллектора и высоты залежи выделяют полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие) залежи. В зависимости от взаимного количества нефти и газа, по типам флюидов залежи разделяют (рис. 1.33) на газовые(1), газовые с нефтяной оторочкой (до 20%газа)(2), нефтегазовые и газонефтяные(3), нефтяные с газовой шапкой (4), нефтяные (5), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные.

Законсервированная залежь продолжает жить. Особенно активные процессы происходят в ней на водонефтяном и газонефтяном контакте, которые представляют собой не геометрические поверхности, а тела определенной мощности от сантиметров до метров, с постепенными переходами в содержании нефти и воды.

1.8.3.8. Разрушение залежей.

Залежи могут быть разрушены в результате действия следующих факторов.

— Исчезновения ловушки из-за ее наклона.

— Образования дизъюнктивного нарушения.

— Выведения ловушки в области, близкие к поверхности Земли (в окислительные условия).

— При воздействия микроорганизмов.

— Выведения ловушки на поверхность земли

— При попадании ловушки в большие глубины и под воздействие метаморфизма (повышение давления и температуры на глубине).

Если сравнить те факторы, которые разрушают залежь, и те, благодаря которым она формируется, то удивления достойно, что в мире существуют нефтяные и газовые залежи.

В природе встречаются различные типы и категории залежей – они соответственно классифицируются. Однако как правильно считает Бакиров А.А. классификации локальных скоплений недостаточно. Классифицируются региональные скопления – они необходимы для регионального прогнозирования и наиболее эффективного ведения работ. Классификация нефтегазовых территорий состоит в расчленении и объединении их в отдельные родственные категории, группы, классы, сходные по главным, определяющим особенностям геологического строения и условиям формирования залежей нефти и газа более крупных подразделений. При этом необходимо соблюдать определенные критерии и принципы. Наиболее распространенная классификация нефтеносных территорий –А.А.Бакирова. Она использована при составлении карты перспектив нефтеносности СССР (1983 год), а также при составлении методического руководства по количественной оценке прогнозных ресурсов УВ. Согласно этой схеме при н.г.р. выделяются следующие подразделения:

Залежь – естественное локальное скопление УВ в одном или нескольких пластах и контролируемые единым ВНК, ГНК. Залежи подразделяются на:

структурные, приуроченные к антиклиналям и делящиеся в свою очередь на пластовые сводовые и экранированные (литологически, стратиграфически и тектонически); блоковые, (Бакиров выделяет висячие или литологически экранированные)

залежи синклиналей – в безводных пластах (Аппачи, США);

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник