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 средеуглеводороды 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

Очень легкие до 0.80 г/см3 Легкие 0.80-0.84 г/см3 Средние 0.84-0.88 г /см3 Тяжелые 0.88-0.92 г/см3 Очень тяжелые более 0.92 г/см3
о API г/см3 о API г/см3 о API г/см3 о API г/см3 о API г/см3
конденсаты 0.8017 0.8498 0.8871 0.9340
  0.605 0.8063 0.8602 0.9042 0.953
0.654 0.8155 0.8762     0.9659
0.6690 0.8251         1.000
0.7022 0.8398         1.037
0.7201             1.076
нефти                
0.7389                
0.759                
0.7927                

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

газы жирный газ сухой газ
метан СН4
этан С2Н6
пропан С3Н8
бутан С4Н10
пентан С5Н12
Уд. вес 1,057 0,674

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 м33, но в некоторых случаях может достигать и 500 м33.

-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 см33.

-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]

Размер (масштаб) месторождений Нефти (извлекаемой) млн.т Газ (геологических-извлекаемых) млрд. м3
уникальные более 300 более 500
крупные 60-300 75-500
средние 15-60 40-75
мелкие менее 15 менее 40

*) 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].

 






Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 5605; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2019 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей. | Обратная связь
Генерация страницы за: 0.013 сек.