Классификации ловушек нефти и газа

Предложены многочисленные классификации ловушек нефти и газа. [39]. Классификация Клаппасодержала следующие основные рубрики: 1) антиклинальные структуры; 2) синклинальные структуры; 3) гомоклинальные структуры; 4) куполовидные структуры или «купола»; 5) несогласия; 6) линзы песчаных пород; 7) трещины и пустоты независимо от их структурного положения; 8) структуры, обусловленные дизъюнктивными нарушениями [57]. Хиройподразделяет ловушки на: 1) седиментационные, 2) диагенетические, 3) деформационные [60]. Вильсон выделяет:1) закрытые коллекторы: а) закрытые локальной деформацией слоев; б) изолированные вследствие изменения пористости пород (для их формирования не требуется никакой деформации слоев, кроме региональ наклона); в) изолированные благодаря сочетанию складок и изменений пористости пород; г) изолированные благодаря сочетанию дизъюнктивных нарушений и изменений пористости пород и 2) открытые резервуары (не имеют промышленного значения) [61]. Хилд различает две группы резервуаров: 1) изолированные локальными деформациями слоёв; 2) изолированные вследствие изменения проницаемости пород [62]. Вилхелмсделал попытку учесть все факторы, принимающие участие в формировании ловушки. Основными подразделениями этой классификации являются: 1) ловушки, связанные с выпуклостью слоёв; 2) ловушки, связанные с изменениями проницаемости пород; 3) ловушки, связанные с выклиниванием коллектора; 4) соляные ловушки; 5) диапировые ловушки [63].

Приводимые классификации наглядно отражается смещение различных понятий в зарубежной нефтегазовой геологической науке, которое, к сожалению, до сих пор имеет место быть и в российской литературе.

//Вильсон, Хилд приравивают ловушки к природным резервуарам; Клапп, Вилхелмрассматривают ловушки для залежей нефти и газа наравне со структурными элементами контролирующими нефтяные и газовые месторождения//.

Ни одна из перечисленных классификаций не является полностью исчерпывающей, поскольку существует множество уникальных по своей природе ловушек, которые в совокупности не могут быть отражены даже в самой подробной классификационной схеме.

A.I. Levorsen (Geology of Petroleum, 1967.) рассматривает следующие типы ловушек: пластовые и структурные ловушки, связанные с образованием складок, сбросов, трещин. Этим типам ловушек он придает определяющее значение.

//Из всех основных элементов природного резервуара до начала бурения легче всего поддается определению наличия ловушек, связанных со структурными особенностями залегания коллекторов. Структурно-геологические исследования могут осуществляться различными методами: геологическим картированием, мелким колонковым бурением, подземным картированием и геофизческой съмкой. ….наиболее ценные сведения подтверждающие предшествующее прогнозирование, дает структурное картирование; оно становится основой прогнозирвания в тех случаях, когда ловушки контролируются деформациям, содержащих коллекторы отложений [35, с.222-223]//.

Предлагаемая схема проста и охватывает большинство типов ловушек, вмещающих промышленные запасы нефти и газа. По этой классификации все ловушки делятся на три основных типа:

1) структурные ловушки;

2) стратиграфические ловушки;

3) ловушки, представляющие собой комбинацию первых двух типов [35, c. 223].

Каждый из приведенных типов ловушек может быть дополнен параметрами, учитывающими их индивидульность. Классификации должны быть понятными и простыми – это обеспечит их универсальность и жизненность.

Структурная ловушка имеет куполовидное поднятие верхней поверхности горной породы в результате местной деформации, например, складко- или сбросообразования, либо их комплекса. Граница залежи внутри структурной ловушки определяется всецело или частично пересечением поверхности подпирающего зеркала воды с покрышкой, налегающей на деформированную породу-коллектор.

Стратиграфическая ловушка характеризуется тем, что основной фактор формирования ловушки представляет собой некоторое изменение стратиграфии или литологии, или обоих параметров в породе-коллекторе, например, изменение фаций, местное изменение пористости и проницаемости или исчезновение вверх по структуре породы-коллектора, вне зависимости от причины этого явления. Пространственная протяженность залежи в стратиграфической ловушке определяется полностью или в значительной степени каким-нибудь стратиграфическим типом, приуроченным к породе-коллектору. Залежь может покоиться на подпирающем зеркале вод, горизонтальном или наклонном, или заполнять поровое пространство породы-коллектора в отсутствии подстилающей воды.

Ловушки-комплексы (комбинированные). Между описанными крайними типами ловушек существует почти полный переход: наблюдаются ловушки, представляющие почти всевозможные комплексы структуры и стратиграфии. Ловушку, в которой явным существенным фактором является структура или стратиграфия, можно легко классифицировать как структурный или стратиграфический тип. Однако по мере приближения к промежуточной стадии все труднее становится определение относительного значения каждого из этих типов. В этой промежуточной группе ловушки, образованные структурными или стратиграфическими факторами в грубо равных пропорциях, лучше всего относить к ловушкам комбинированного типа.

Когда говорят о «ловушке», имеют обычно в виду на практике границы слагающей ее породы. Термины «структурная ловушка», «стратиграфическая ловушка», «антиклинальная ловушка» или «комплексная ловушка» применяются для объяснения условий их образования. Положение залежи в ловушке зависит от течения подпирающей воды. Там, где течение воды отсутствует, залежь заключена в наиболее приподнятой части ловушки. Если вода находится в движении, залежь может смещаться на различные расстояния по склону ловушки. Течение воды определяется по гидравлическому градиенту в данном районе. Поэтому даже при условии существования ловушки последняя может оказаться неэффективной в зависимости от характера жидкости, условий температуры и давления в настоящее время или в геологическом прошлом.

Большая часть запасов нефти и газа была встречена в ловушках, которые можно отнести целиком или частично к структурным. Наиболее важными особенностями структурных ловушек являются чрезвычайное разнообразие структурных условий, слагающих ловушки, а также протяжение структурных ловушек по вертикали через мощные отделы предполагаемых продуктивных горных пород.

Наиболее успешным методом определения местоположения ловушек является структурное картирование всех видов: картирование поверхности земли, подземное, колонковое бурение и геофизическое. Каждый из этих методов направлен к обнаружению местных высоких структурных условий в породах-коллекторах, которые могли бы оказаться ловушками с заключенными в них нефтяными или газовыми залежами. В местах, где залегают чистые, простирающиеся на большой площади, песчаные покровы, региональное падение имеет крутой угол, а там, где известны пологие пьезометрические поверхности, структурные ловушки должны обладать обычно большой структурной амплитудой, чтобы быть эффективными по нефтесодержанию. В линзовидных и изменчивых породах-коллекторах достаточна незначительная местная деформация. Оба эти условия могут осуществляться на одной и той же площади, где залегают различные породы-коллекторы [35].

Залежь нефти и/или газа – естественное локальное единичное скопление УВ в проницаемых пористых или трещиноватых породах-коллекторах ловушек различного типа. Почти всегда залежь нефти и/или газа находится под напором краевой или подошвенной воды. Размеры залежей и их формы определяются масштабами и морфологией ловушек. В залежах разделение флюидов происходит по гравитационному признаку – газ, нефть, краевая или подошвенная воды, которые их подстилают (рис. 2). При таком соотношении газа, нефти и воды залежь называется нефтяной с газовой шапкой. Если же нефтяная часть залежи значительно меньше газовой, залежь называется газовой с нефтяной оторочкой.

В недрах встречаются чисто газовые залежи, когда газ непосредственно контактирует с водой, или чисто нефтяные, когда отсутствуют свободные скопления газа. Соответственно выделяются и границы разделов (контактов): газоводяной (ГВК), ГНК и ВНК. По составу флюидов залежи делятся на нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, нефтегазовые, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатнонефтяные, нефтегазоконденсатные, газовые и другие.

Залежь нефти и газа надо рассматривать как «неоднородность» (вертикальную, горизонтальную), которая фиксируется в геологической среде, выражена морфологически, проявляется и регистрируется в геохимических и геофизических полях.

Залежь УВ – это тело физически и химически отраженное в окружающей среде, как на глубине (в недрах земной коры), так и на дневной поверхности Земли.

Залежь УВ – «объект», который благодаря своим миграционным свойствам проявляется в геологическом пространстве.

Залежь УВ формируется в соответствии с дискретным развитием земной коры, которое характеризуется сложным сочетанием тектонических движений, запечатленном в современном строении территории (акватории).

Залежь нефти и газа фиксируется в:

* морфоструктуре(«геология» еще не успела отреагировать, а растительность, например, уже «проявила» растущую структуру – складку, разлом и т.п.);

* геологической структуре – складчатой, разломной, разломно-складчато-блоковой (соответственно формируются ловушки антиклинального и неантиклинального типов во всем их многообразии);

* геохимической среде–углеводороды отчетливо фиксируютсявводоемах и водотоках, снежном покрове, почвенном слое, растительности и атмосфере;

* геофизических полях, которые исследуются разными геофизическими методами (гравиметрия, магнитометрия, электро- и сейсморазведка и др.).

Залежи нефти и газа – главное, что их отличает от залежей (месторождений) других полезных ископаемых (рудных, нерудных, твердых каустобиолитов) – это нестабильность местоположения, нефть и газ перемещаются туда, где условия для их накопления благоприятны. Сама залежь формируется только при условии ее сохранности. Поэтому, по мнению А.А.Бакирова и др. ( 1987) лучше говорить о местоскоплении нефти и газа и не употреблять термин «месторождение», хотя последний привычнее и укрепился в литературе [53].

Местоскопление нефти и газа – это ассоциация (совокупность) единичных их скоплений (залежей), приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам, расположенным на одной локальной площади. Другими словами, местоскопление – это участок земной коры определенного геологического строения, содержащий в себе залежь нефти и/или газа. Местоскопление – это совокупность залежей нефти и/или газа, а не совокупность пластов, насыщенных нефтью и/или газом [53].

Многочисленные и разнообразные природные скопления нефти и газа классифицируются внескольких аспектах [30, 53]:

* по групповому углеводородному составу нефтей;

* по описательным, генетическим и техническим признакам природных газов;

* по физическому состоянию углеводородов;

* по фазовому состоянию углеводородов;

* по величине извлекаемых и геологических запасов нефти и газа;

* по морфологии резервуаров нефти и газа, определяемом типом ловушек;

* по сложности строения резервуаров (ловушек) нефти и газа;

* по приуроченности залежей нефти и газа к различным тектонотипам;

* по стратиграфическому распределению углеводородов.

Существуют и другие классификации, например, учитывающие естественный ряд нафтидов: НЕФТИ – МАЛЬТЫ – АСФАЛЬТЫ – АСФАЛЬТИТЫ - КЕРИТЫ – АНТРАКСОЛИТЫ или плотности нефтей и так далее.

По плотности, выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяется на 5 типов [28, 39, 53] (табл. 11):

В зависимости от группового состава УВ выделяются классы и промежуточные типы нефтей: метановые – метаново-нафтеновые – нафтеновые - нафтеново-ароматические – ароматические [47].

Таблица 11. Плотность нефти в различных единицах

Классификации залежей по составу природных газов. Главными признаками описательных классификаций являются местоположение, физическое состояние и состав природных газов. В генетических классификациях газовые смеси различают по их происхождению. Отличительными признаками служат либо источники этих компонентов (органогенные, литогенные и т.п.), либо процессы, обеспечивающие их генерацию (биогенные, метаморфогенные и т.д.), либо и то и другое.

Технические (промышленные) классификации делят природные газы по их товарным качествам – по теплоте сгорания и по содержанию разных компонентов (гелиеносные, сероводородные и т.п.) .

Среди природных газов осадочной толщи, образующих промышленные скопления, выделяются сухие и жирные газы (табл. 12, 13)[11, 47, 49].

Таблица 12. Примеры жирного и сухого газа (в %) за вычетом N₂ , CO₂ и H₂S

Классификация залежей УВ по их фазовому состоянию. По фазовым соотношениям УВ, содержащихся в залежи, различаются семь типов скоплений [49]:

-Нефтяные залежи содержат скопления нефти с растворенным в ней газом. Содержание такого растворенного газа составляет обычно от 10 до 60 м³/м³, но в некоторых случаях может достигать и 500 м³/м³.

-Нефтегазовые– имеют в своем составе газовую шапку с нефтяной оторочкой;содержат скопления газа, подстилаемые нефтью на всей ее площади или частично. По составу газ является жирным - содержит тяжелые гомологи метана.

-Газонефтяные-представляют собой нефтяные скопления с газовой шапкой, при этом геологические запасы нефти составляют более половины от начальных суммарных ресурсов (НСР) УВ. Такой тип местоскоплений является одним из наиболее распространенных в большинстве нефтегазоносных провинций Мира.

-Газонефтеконденсатные- в газовой залежи растворено значительное количество жидких УВ.

-Нефтегазоконденсатные-отличаются от собственно газоконденсатных наличием в нижней части резервуара жидких УВ, представляющих собой легкую нефть.

-Газоконденсатные-представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С₅Н₁₂ и выше). Содержание стабильного конденсата может значительно изменяться и по площади крупных залежей: от 100-130 до 350-500 см³/м³.

-Газовые - нефть отсутствует, или образует оторочку, в количестве, не имеющем промышленного значения; содержат широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) (этан, пропан и др.). Газовые залежи могут содержать сероводород, углекислый газ, азот и, в небольших количествах, инертные газы, в т.ч. гелий.

Классификация месторождений нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа ^*) [10]

*) Приложение 3 к Приказу МПР России от 7 февраля 2001г. №126 «Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов [10].

Определение «мелкое», «среднее», «крупное», «уникальное» для месторождения сразу фиксирует разную его привлекательность для инвесторов.

Для газа учитывается его общее количество в объеме залежи - геологические запасы. В России они исчисляются в тысячах кубических метров; за рубежом, например, в США подсчитываются в тысячах кубических футов. В пересчете на «условное топливо» (УТ), 1000 м³ газа примерно соответствуют 1 т нефти. Запасы и добыча нефти исчисляются в России в тоннах, а в большинстве зарубежных стран - в баррелях. Баррель - это единица объема, не массы: 1 баррель =159 литрам. Для нефти разного типа он будет весить от 110 до 150 кг. Для сортов нефти, которые экспортирует Россия: 1 тонна нефти = 7,3 барреля.

В разных странах и в разных провинциях представления о том, какое месторождение следует считать мелким или крупным, существенно различаются. В США «уникальной» в настоящее время считается нефтяная залежь с извлекаемыми запасами в 100 млн. баррелей. По российским меркам — это 15-16 млн. т - месторождение среднее, близкое к мелким.

По сложности геологического строения выделяются залежи трех групп [10]:

- простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

-строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

- очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Классификация залежей нефти и газа по их приуроченности к различным тектонотипам на территории России и континентальном шельфе. В НГБ России выделяются залежи нефти и газа разных типов. НГБ (осадочно-породные бассейны - ОПБ) контролируются определенными тектоническими структурами земной коры – тектонотипами.

Тектонотип - термин для обозначения самостоятельного типа структур земной коры, имеющие только им присущие особенности тектонического развития и современного строения. Разные тектонотипы характеризуются различными масштабами нефтегазоносности, составом залежей, вертикальным диапазоном их распространения и другими особенностями нефтегазоносности. Непрерывный ряд геоструктур земной коры, выделяемых в качестве тектонотипов, от наиболее стабильных до наиболее подвижных выглядит следующим образом:

1) платформенные области (древние, молодые, авлакогены);

2) краевые системы (с разновидностями: полная краевая система, редуцированная,

краевые системы перед герцинидами, альпидами);

3) подвижные области (межгорные впадины, внутренние впадины и прогибы, синклинории, фронтальные и тыловые прогибы, современные геосинклинали).

Уровень удельных запасов УВ наиболее высок в объектах, связанных с подвижными областями (36 тыс. т/км³), наименьший – во внутриплатформенных бассейнах (9,8 тыс. т/км³) и в бассейнах эпиплатформенных орогенов (9,6 тыс. т/км³), средними удельными запасами располагают краевые системы [47].