- •Министерство образования и науки Российской Федерации
- •Введение
- •Тема 1. Современное состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса россии
- •Сырьевая база жидких ув (нефть и газовый конденсат)
- •Сырьевая база свободного газа
- •Тема 2. Нефть, природный горючий газ, воды нефтяных и газовых месторождений
- •2.1. Нефть и природный горючий газ
- •2.2. Элементарный состав нефтей и горючих газов
- •2.3. Групповой состав нефтей и нефтяных газов
- •2.4. Фракционный состав нефти
- •2.5. Тяжелые нефти природные битумы
- •2.6. Природные горючие (углеводородные) газы
- •2.7. Воды нефтяных и газовых месторождений
- •2.8. Промысловая классификация подземных вод
- •Тема 3. Происхождение нефти и газа – гипотезы, концепции и теории нефтегазообразования
- •3.1. Органическое происхождение нефти
- •3.2. Неорганическое происхождение нефти
- •Тема 4. Состав и строение нефтегазовмещающих толщ – коллекторы и покрышки – нефтегазоносные комплексы
- •4.1. Коллекторы
- •Покрышки
- •4.3.Нефтегазоносные комплексы
- •Тема 5. Ловушки, контролирующие залежи – скопления нефти и газа
- •5.1. Ловушки
- •5.2. Классификации ловушек нефти и газа
- •5.3. Нестандартные ловушки углеводородов
- •5.4. Морфологические типы резервуаров
- •Класс I. Антиклинальный Группа 1.1. Залежи антиклинальных и купольных структур
- •6. Зоны нефтегазонакопления – объекты локального прогноза
- •Тема 6. Зоны нефтегазонакопления
- •6.1. Зоны нефтегазонакопления – определения
- •6.2. Модели зон нефтегазонакопления и их типизация
- •6.3. Карты зон нефтегазонакопления
- •6.4. Локальный прогноз
- •Тема 7. Система и уровни прогноза нефтегазоносности
- •Тема 8. Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование
- •8.1. Тектоническое районирование
- •8.2. Нефтегазогеологическое районирование
- •Тема 9. Показатели нефтегазоносности
- •9.4. Гидрогеологические и палеогидрогеологические показатели.
- •9.5. Гидрогеохимические показатели к числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности недр относятся [1, 37, 53]:
- •9.6. Геотермические показатели
- •Тема 10. Условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа
- •Тема 11. Методы оценки ресурсного потенциала нефтегазогеологических объектов и эталонные участки для сравнительного геологического анализа
- •11.1. Методы оценки ресурсов нефти и газа
- •11.2. Эталонные участки для сравнительного геологического анализа
- •Тема 12. Методы подсчета запасов нефти и газа
- •Методы подсчета запасов нефти
- •Где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.Т;
- •12.2. Методы подсчета запасов газа
- •Тема 13. Методы прогноза нефтегазоносности
- •Тема 14. Методы поисков залежей нефти и газа
- •14.1.Традиционные методы поисков залежей нефти и газа
- •13.2. Несейсмические методы поисков залежей нефти и газа
- •*Аналитические методы (выявление углеводородных аномалий, обусловленных влиянием ув на вмещающую среду и биосферу).
- •**Геофизические методы (гравиметрические, магнитометрические и радиометрические методы, термометрия, термолюменисценция, изучение поглощения или отражения электромагнитного или светового потока).
- •***Геоморфологические методы(ландшафтные, морфографические, морфометрические и палеогеоморфологические методы).
- •****Геологические методы(подземное картирование, гидрогеологические показатели).
- •Комплексирование независимых друг от друга по виду анализов или объектов изучения методов, безусловно, повышает достоверность получаемых результатов [23].
- •Тема 15. Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ
- •Тема 16. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья
- •Тема 17. Арктические моря россии и их будущее. Поиски нефти и газа в условиях Арктических морей России
- •Тема 18. Охрана окружающей среды при обустройстве нефтяных и газовых месторождений
- •Заключение
- •Литературные источники, использованные при подготовке конспекта лекций
- •Обозначения и сокращения, принятые в нефтегазовой литературе
5.2. Классификации ловушек нефти и газа
Предложены многочисленные классификации ловушек нефти и газа. [39]. Классификация Клаппа содержала 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]. Хирой подразделяет 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]. Вилхелм сделал 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, Вилхелм рассматривают 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 скоплениеУВ в проницаемых пористых или трещиноватыхпородах-коллекторахловушек различного типа. Почти всегда залежь нефти и/или газа находится под напоромкраевойилиподошвеннойводы.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 фиксируются в водоемах 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 газаклассифицируются в нескольких 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 |
оAPI |
г/см3 |
оAPI |
г/см3 |
оAPI |
г/см3 |
оAPI |
г/см3 |
конденсаты |
45 |
0.8017 |
35 |
0.8498 |
28 |
0.8871 |
20 |
0.9340 | |
|
0.605 |
44 |
0.8063 |
33 |
0.8602 |
25 |
0.9042 |
17 |
0.953 |
85 |
0.654 |
42 |
0.8155 |
30 |
0.8762 |
|
|
15 |
0.9659 |
80 |
0.6690 |
40 |
0.8251 |
|
|
|
|
10 |
1.000 |
70 |
0.7022 |
37 |
0.8398 |
|
|
|
|
5 |
1.037 |
65 |
0.7201 |
|
|
|
|
|
|
0 |
1.076 |
нефти |
|
|
|
|
|
|
|
| |
60 |
0.7389 |
|
|
|
|
|
|
|
|
55 |
0.759 |
|
|
|
|
|
|
|
|
47 |
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 иH2S
газы |
жирный газ |
сухой газ |
метан СН4 |
40 |
85 |
этан С2Н6 |
30 |
9 |
пропан С3Н8 |
20 |
3 |
бутан С4Н10 |
6 |
2 |
пентан С5Н12 |
4 |
1 |
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]:
-Нефтяныезалежи 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]
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 м3газа 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]:
- простогостроения - 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 сложногостроения - 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].