Полная версия

Главная arrow География arrow Литолого-фациальный анализ нефтегазоносных толщ

  • Увеличить шрифт
  • Уменьшить шрифт


<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>

РЕГИОНАЛЬНЫЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ

Типы природных резервуаров и ловушек углеводородов

Нефтегазоносность является одним из важнейших свойств осадочных толщ. В их состав входят определенные литолого-стратиграфические комплексы, которые отличаются региональной нефтегазоносностью в пределах обширной территории. Основными факторами, определяющими образование региональных нефтегазоносных комплексов являются [5]:

  • 1) накопление органического вещества и вмещающих его осадков в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания бассейна седиментации;
  • 2) отсутствие возможности попадания рассматриваемой толщи в зону активного водообмена и аэрации в последующие фазы развития восходящих движений;
  • 3) наличие в комплексе пород, характеризующихся благоприятными коллекторскими свойствами;
  • 4) наличие в комплексе толщи плохо проницаемых пород - покрышек для обеспечения сохранности залежей.

Таким образом, региональный нефтегазоносный комплекс - это природная система, состоящая из совокупности горных пород, условия накопления и дальнейшее преобразование которых характеризуются благоприятными геологическими, геохимическими, гидрогеологическими, тектоническими и другими факторами, обусловившими возникновение, развитие и завершение процессов регионального нефтегазообразования и нефтегазонакоп- ления [5].

Региональный нефтегазоносный комплекс состоит из трех частей:

  • • нефтегазопроизводящей толщи, генерирующей нефть или газ;
  • • нефтегазосодержащей толщи, представленной коллекторами, в которых содержатся скопления нефти и газа;
  • • перекрывающей ее слабопроницаемой толщи-покрышки, обеспечивающей сохранность скоплений углеводородов.

Две последних составляющих создают природные резервуары - естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать.

Форма природного резервуара обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами. По этому принципу выделяются пластовые, массивные и литологически ограниченные природные резервуары [9, 23, 26].

Пластовый резервуар представляет собой коллектор, имеющий широкое площадное распространение (сотни и тысячи квадратных километров), характеризующийся небольшой мощностью (от долей до десятков метров) и ограниченный в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Движение флюидов по пласту - боковое.

Возможны 3 варианта строения пластового резервуара (рис. 29):

  • а) пласт - коллектор однородного состава и хорошо выдержан по площади и мощности;
  • б) пласт - коллектор, регионально выдержанный на больших площадях, выклинивается к сводам отдельных поднятий;
  • в) пласт - коллектор представлен несколькими прослоями, сообщающимися между собой, и имеет неровную кровлю и подошву.

Массивный резервуар представляет собой мощную (несколько сот метров) толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и ограниченную с боков плохо проницаемыми породами (рис. 30).

Массивный резервуар обычно приурочен к структурному, эрозионному или биогенному выступу. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, представляя единую гидродинамически связанную толщу. Коллекторы могут быть представлены терригенными, карбонатными породами. Движение флюидов в массивных резервуарах - вертикальное и боковое.

Разновидности пластового резервуара

Рис. 29. Разновидности пластового резервуара: 1 - коллектор;

2 - экранирующая толща

Схема строения массивного резервуара. Породы

Рис. 30. Схема строения массивного резервуара. Породы: 1 -рифовая постройка;

  • 2 - известняки органогенно-обломочные; 3 - известняки глинистые;
  • 4 - доломиты; 5 - мергели; 6 - аргиллиты

Частым случаем массивного природного резервуара являются ископаемые рифы, представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки [21, 22].

Возникновение рифов часто начинается на локально приподнятых участках морского дна (аккумулятивных формах рельефа, тектонических поднятиях, затопленных вулканических конусах и т. д.), в мелководных условиях при глубинах не более первых десятков метров. В этом случае образуются одиночные изолированные рифы, относительно симметричные в поперечном сечении. Кроме того, рифы часто возникают на перегибе морского дна, при смене мелководных обстановок более глубоководными. В этом случае формируются протяженные вдоль этого уступа, асимметричные в поперечном сечении рифовые системы.

Природные резервуары, литологически ограниченные, практически со всех сторон окружены непроницаемыми породами. Примером такого природного резервуара является линза песчаников в глинах (рис. 31) [29].

Кроме того, к ним относятся все участки повышенной пористости и проницаемости, которые могут возникать в различных породах по разным причинам (например, зоны дробления, выщелачивания и т. п.). Этот тип резервуара является замкнутой изолированной системой с ограниченной циркуляцией флюидов.

Форма, размер, пористость и проницаемость пород резервуара определяют его вместимость, т. е. энергетический запас. У пластовых резервуаров он наибольший, т. к. флюиды, создающие напор, подтекают с огромной площади.

Часть природного резервуара, в котором может образоваться скопление нефти или газа, называется ловушкой. Схематически образование ловушки происходит следующим образом [12, 29].

Литологически ограниченный природный резервуар

Рис. 31. Литологически ограниченный природный резервуар: а - схема; б - разрез Покровского нефтяного месторождения (Волго-Уральская НГП). Породы: 1 - песчаники; 2 - нефтенасыщенные песчаники; 3 - глины; 4 - известняки

Породы природного резервуара насыщены первичными седиментационными или внедрившимися инфильтрационными (атмосферными) водами. Нефть и природный газ по отношению к седиментационной воде являются более поздними образованиями. Оказавшись в свободном состоянии в природном резервуаре, заполненном водой, нефть или газ стремятся занять в нем самое высокое положение. Они перемещаются вверх, оттесняя воду, до тех пор, пока достигнут кровли пласта-коллектора.

Нефть (или газ) из точки А (или Б) может переместится в точку Л, но не может переместится из точки Л в точку А (или Б). В точке Л нефть (или газ) будет задерживаться (экранироваться), т. е. заполнит ловушку (рис. 32).

Схема возможных перемещений и экранирования нефти (или газа) в природном резервуаре [12]

Рис. 32. Схема возможных перемещений и экранирования нефти (или газа) в природном резервуаре [12]:

а- в случае литологического экрана; б- в антиклинально изогнутом пласте

 
<<   СОДЕРЖАНИЕ ПОСМОТРЕТЬ ОРИГИНАЛ   >>