III.4. Природные резервуары нефти и газа

Пласт или группа пластов коллекторских пород, перекрытых сверху покрышкой, являются природными резервуарами для нефти, газа и подземных вод. Нефть и газ, обладая меньшим удельным весом всплывают из воды вверх до покрышки и занимают самые приподнятые части резервуара. Снизу нефть и газ подпираются подземными водами.

Основными показателями природных резервуаров являются форма, размеры, емкость, тип ограничения, тип коллектора, тип покрышки. По форме различают два основных типа резервуара: пластовый и массивный. По типу ограничения различают резервуары литологически ограниченные, стратиграфически ограниченные, тектонически ограниченные (Рис.2).

Пластовый резервуар представляет собой проницаемый пласт-коллектор, ограниченный снизу и сверху покрышками. Таких резервуаров в осадочной толще может быть множество. Толщина пластовых резервуаров и их коллекторские свойства более или менее сохраняются на значительных площадях. В среднем толщина составляет 10-20 м.

В каждом пластовом резервуаре существует своя гидродинамическая система. Гидростатическое давление в них закономерно уменьшается в сторону подъема пластов. Циркуляция жидкостей и газов в пласте в основном боковая, в сторону снижения пластовых давлений. Если пласты деформированны с образованием куполовидных и брахиантиклинальных складок, то в сводовой части последних (в зоне минимальных гидростатических давлений) могут образоваться залежи нефти или газа пластового сводового типа.

Таблица 8

Классификация пород-флюидоупоров по их экранирующим свойствам по а.А.Ханину (1968)

Классы		Макси-мальный размер пор, мкм	Проницае-мость по газу, мД	Давление прорыва газа через смоченную керосином породу, МПа	Характеристика пород
Высокий	I	<0.01	10-6	12	Соли, гипсы, ангидриты, высоко-дисперсные пластичные, монтмориллонитовые, смешанно-слойные глины
	II	0.05	10-5	8
Средний -	III	0.3	10-4	5.5	Глины, аргиллиты каолинит-гидрослюдистые
Низкий	IV	2.0	10-3	3.0	Глины, аргиллиты алевритистые, песчанистые, известковистые, плотные известняки, магматические породы
	V	10	10-2	0.5

Массивный резервуар представляет собой мощную проницаемую толщу, перекрытую сверху покрышкой. Снизу покрышка отсутствует или находится на далеком удалении. В таких резервуарах циркуляция жидкости и газа происходит главным образом снизу вверх. В кровле массивного резервуара могут образоваться крупные залежи нефти и газа массивного типа. Толщина массивных резервуаров составляет 100-500 м.

Литологически ограниченные резеравуары представляют собой резервуары пластовой, линзовидной, гнездовидной форм, перекрыты со всех или с двух-трех сторон непроницаемыми породами-покрышками. Формирование их связано с замещением по простиранию проницаемых пород (песков, песчаников) непроницаемыми породами (глинами). Зоны литологического замещения формируются первично при осадконакоплении и контролируются береговыми линиями древних морей, озер, руслами рек, границами фациальных замещений. Резервуары такого типа могут иметь сложные линзовидные, рукавообразные, шнурковые, полосовидные формы.

Стратиграфическое ограничение резервуаров пластового, редко массивного типов образуется при перерывах осадконакопления, в зоне угловых несогласий. Тектонические ограничения резервуаров возникает в результате нарушения пластов разрывами типа сброса, взброса, надвига. При этом зона разлома сама иногда служит в качестве непроницаемого экрана, но чаще результатом блоковых взаимоперемещений является возникновение тектонических контактов, когда проницаемые пласты-коллекторы приходят в соприкосновение с непроницаемыми породами-покрышками.