Нефть и газ скапливаются в породах-коллекторах, заключенных в плохопроницаемых породах - флюидоупорах. В связи с этим, под термином «природный резервуар» известный ученый, геолог-нефтяник И.О. Брод предложил называть «...естественное вместилище для нефти и газа, внутри которого они могут циркулировать, и форма которого обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами». Как видно из этого определения, под природным резервуаром понимается не только часть толщи, содержащая нефть и газ, а весь выдержанный по площади резервуар, состоящий из нефтегазосодержащей и нефтегазоупорной частей.
В зарубежной литературе, особенно в американской, под термином «природный резервуар» исследователи подразумевают только ту часть породы-коллектора, которая заполнена нефтью или газом.
Природные резервуары бывают самых разнообразных типов и форм. Исходя из этого, И.О. Брод предложил их классифицировать по трем основным группам: пластовые, массивные и литологически ограниченные (табл. 8.19).
В природе наиболее широко распространены пластовые резервуары. Они могут представлять собой относительно литологически выдержанный пласт, окруженный плохо проницаемыми породами, выклинивающийся пласт (литологически ограниченный) среди плохо проницаемых пород, или несколько пластов-коллекторов, сообщающихся между собой внутри флюидоупора (рис. 8.23).
Массивные резервуары представляют собой совокупность проницаемых, литологически однородных или неоднородных пород-коллекторов, ограниченных только у кровли или у размытой поверхности отложений, слагающих эрозионные выступы или рифовые постройки. Различают однородно-массивные и неоднородно-массивные природные резервуары (рис. 8.24, а, б).
В большинстве случаев однородно-массивные резервуары встречаются в карбонатных отложениях (известняках и доломитах). Примером могут служить резервуары в трещиноватых и кавернозных известняках турнейского возраста Волго-Уральской провинции, в верхнемеловых карбонатных отложениях Северного Кавказа (Грозный) или в карбонатной толще Асмари (олигоцен) в Иране и Ираке.
Неоднородно-массивные резервуары, как правило, сложены чередующимися проницаемыми карбонатными и терригенными породами, Такие породы-коллекторы распространены в отложениях триаса, юры и мела в Западном Предкавказье (Ейско-Березанский район), в размытых и эродированных выступах палеозойских пород Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
В неоднородно-массивных резервуарах гидродинамическая связь между пластами может существенно отличаться друг от друга (рис. 8.25).
К литологически ограниченным резервуарам И.О. Брод и Н.А. Еременко относят проницаемые породы-коллекторы, окруженные со всех сторон слабопроницаемыми породами, такие как линзовидные тела (рис. 8.26).
К этому типу относятся также резервуары, образующиеся в результате появления изолированной локальной трещиноватости или кавернозности вследствие выщелачивания пород подземными водами, а также резервуары, возникшие вследствие ухудшения коллекторских свойств пласта (пористости и проницаемости) в связи с местной литологической изменчивостью пород.
Наиболее типичными примерами резервуаров литологического типа являются песчаные линзы в отложениях майкопской свиты на Кубани, приуроченные к руслам палеорек. Эти резервуары, названные шнурковыми, были впервые установлены и детально изученные И.М. Губкиным. О них мы говорили в самом начале этой книги. К этому же типу следует относить резервуары, приуроченные к рифовым телам, сложенным органогенными, локально кавернозными мшаиковыми известняками сакмаро-артинского возраста в Предуральском прогибе (Восточная Башкирия) и в других районах.
Классификация природных резервуаров нефти и газа, разработанная И.О. Бродом, имеет большое практическое значение. Однако в ней учитывается в основном морфология резервуаров и в меньшей степени условия их образования, т.е. генетические особенности. Поэтому кроме этого признака при классификации природных резервуаров необходимо учитывать также переходные формы природных резервуаров, гидродинамические условия формирования в них залежей нефти и газа. Этот пробел был восполнен Л.С. Мончаком и З.А. Табасаранским. Эти исследователи существенно расширили классификацию природных резервуаров. Прежде всего, они учли тот факт, что в природе довольно часто встречаются резервуары, которые могут быть отнесены как к пластовым, так и к массивным. При частом чередовании пластов-коллекторов и непроницаемых пород могут возникать условия для сообщаемости пластов-коллекторов через зоны выклинивания (окна) непроницаемых перемычек, или через зоны трещиноватости, а также по проводящим разрывным нарушениям. Такого рода резервуары (их правильнее называть пластово-массивными) на отдельных участках разреза имеют характер пластовых, хотя в целом выступают как массивные, т.е. представляют собой единую гидродинамическую систему, вследствие чего водонефтяные и (или) газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке (рис. 8.27).
В таких резервуарах часто формируются залежи нефти и газа значительной высоты.
Такие резервуары характерны для пермо-триасовых отложений Шебелинского газоконденсатного месторождения, юрской толщи Узеньского месторождения, девонских образований Туймазинского месторождения, каменноугольных отложений Мухановского нефтяного месторождения и др.
Проницаемые пласты во всех приведенных случаях образуют единый пластово-массивный резервуар вследствие сообщаемости разделяющих их непроницаемых пород-флюидоупоров. Данные разработки этих месторождений подтверждают наличие в них единой гидродинамической системы и единого горизонтального водонефтяного контакта для залежей. Так, на Туймазинском нефтяном месторождений при закачке воды в песчаный пласт девона (горизонт Д2) с целью поддержания пластового давления, наблюдалось повышение давления не только в пласте Д2, но и в Д, что можно объяснить только наличием в них единой гидродинамической системы.
Встречаются природные резервуары и с признаками массивного и литологического типов. Так, в рифогенных отложениях часто выделяются зоны повышенной пористости и проницаемости, которые разделены участками слабопроницаемых пород, развитых спорадически по площади и разрезу в виде пятен (Предуральский прогиб, Ишимбайская группа рифовых массивов). Хорошо проницаемые зоны, соединяясь в отдельных местах, друг с другом, образуют сложную систему со всеми признаками единого массивного резервуара. Эта группа резервуаров выделена в самостоятельный подтип и названа неправильно-массивными резервуарами.
Следует отметить, что природные резервуары, имеющие гидродинамические связи, в значительной мере определяют условия формирования и эксплуатации промышленных скоплений нефти и газа.
По этому признаку выделены природные резервуары с открытой, полузакрытой или закрытой гидродинамической системой (рис. 8.28).
В случае, если гидродинамически раскрытые резервуары непосредственно сообщаются с земной поверхностью или вышезалегающими породами, формирование в них скоплений нефти и газа может происходить только при наличии так называемых гидродинамически (гидравлически) экранированных ловушек, где нефть удерживается напором вод и капиллярными силами или в случае образования асфальтовой «пробки».
Совершенно иные условия существуют в гидродинамически полузакрытых природных резервуаров пластового и массивного типов, которые не имеют прямой связи с земной поверхностью или залегающими выше проницаемыми породами. Движение флюидов в таких природных резервуарах носит региональный характер. Скопления углеводородов в них возникают в основном за счет структурных изгибов пластов или за счет появления экранирующих тектонических нарушений. В таких природных резервуарах пластовые давления, как правило, соответствуют гидростатическим, Подобные природные резервуары развиты в миоценовых отложениях Грозненского района.
К гидравлически закрытым (изолированным) следует относить природные резервуары неправильной формы. Они, как правило, приурочены к линзовидным породам-коллекторам или зонам повышенной трещиноватости, ограниченным со всех сторон слабопроницаемыми породами. Движение флюидов в них весьма ограниченно. К этой группе следует относить также резервуары, типично пластовые и массивные с зонами выклинивания, замещения или стратиграфического несогласия. Они могут быть экранированы со всех сторон разломами (нарушениями) или комбинациями нарушений. Морфологически это типичные пластовые и массивные резервуары. Ho из-за потери связей с остальной частью резервуара, они превратились в гидродинамически закрытые системы, характеризующиеся специфическими особенностями для формирования скоплений в них нефти и газа, причем с такими резервуарами довольно часто связано возникновение аномально высоких пластовых давлений (АВПД).
Таким образом, классификация, разработанная И.О. Бродом, существенно дополнилась промежуточными подтипами; массивно-пластовыми и неправильно-массивными природными резервуарами, а также подразделением всех природных резервуаров на гидродинамически открытые, полуоткрытые (полузакрытые) и закрытые (полностью изолированные). Выделение подтипов природных резервуаров, а также разделение их по гидродинамической характеристике имеет большое значение при изучении особенностей формирования в них залежей нефти и газа.
- Литолого-фациальные и палеогеографические особенности формирования пород-коллекторов и пород-покрышек в осадочном чехле
- Породы-покрышки (флюидоупоры)
- Нетрадиционные коллекторы в разрезе осадочного чехла
- Классификация пород-коллекторов
- Породы-коллекторы
- Возможные пути образования углеводородов, входящих в состав нефтяных систем
- Электронно-парамагнитный резонанс
- Ядерно-магнитный резонанс
- Спектры электромагнитного излучения и спектрометрические методы исследований
- Масс-спектрометрия и хромато-масс-спектрометрия