4.2.2. Факторы снижающие экранирующие свойства пород-флюидоупоров

Трещиноватость в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды.

Степень однородности покрышек играет важную роль в экранирующих свойствах: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество. Чистые глины уплотняются интенсивней и характеризуются низкой проницаемостью.

Мощность покрышки, определяет ее изолирующие качества и способность удерживать флюид.

Абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. На больших глубинах глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллекторами.

5. Строение и классификация ловушек и залежей нефти и газа

5.1. Понятие о ловушке и залежи нефти и газа. Строение залежи.

Ловушка – это часть природного резервуара, в которой создаются условия благоприятные для улавливания флюидов. Наличие ловушки – первое условие формирования залежи.

Залежь – это скопление углеводородов в ловушке. Разделение углеводородов в залежи происходит по гравитационному признаку. Обычно достаточно четко выделяется газовая, нефтяная и водяная части. Главное условие возникновения залежи - наличие замкнутого контура.

Рис. 5.1. Газонефтяная залежь на карте и геологическом разрезе.

1 – нефтяная часть залежи; 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - внутренний контур

нефтеносности; 4 - газовая часть залежи; 5 - внешний контур газоносности; 6 - внутренний контур газоносности.

Залежи нефти и газа классифицируют и типизируют по разным признакам. Наиболее распространенная классификация по типу ловушек.

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное скопление нефти и газа в ловушке.

Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

5.2. Классификация залежей по типу ловушек

И. О. Брод, Н. А. Еременко, А. А. Бакиров и другие исследователи выделяют 6 классов залежей по главным морфогенетическим показателям:

1. Ловушки складчатых дислокаций.

2. Ловушки разрывных нарушений.

3. Ловушки стратиграфических несогласий.

4. Ловушки литологические.

5. Ловушки рифовых массивов.

6. Ловушки комбинированные (складчато-стратиграфические, литолого-стратиграфические и т.п.).

1. Ловушки складчатых дислокаций.

Ловушки складчатых дислокаций связаны с антиклинальными складками – крутыми, высокоамплитудными в геосинклинальных областях, пологими – на платформах.

Объем антиклинальной ловушки зависит от ее структурной амплитуды, мощности резервуара-коллектора, пористости, пластового давления. Структурной амплитудой складки называется превышение гипсометрически наиболее высокой точки над самой низкой замкнутой изогипсой. Структурный рельеф складки – это высота, на которую смятый в складку пласт превышает региональный наклон

Рис. 5.2. Сводовые ловушки антиклинальных структур (по А.А. Бакирову):

а – ненарушенного строения, б - с тектоническим нарушением, в – осложненных диапирами, г – осложненных соляной тектоникой.

Залежь нефти: 1 – на профиле, 2 - в плане; 3 – изогипсы продуктивного пласта; 4 – тектоническое нарушение; 5 – песчаники; 6 - глины; 7 – известняки; 8 – вулканогенные породы; 9 – соль.