строение нефтегазоносных тол

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1- порода-коллектор, 2- сообщающиеся поры, 3- флюиды (вода-нефть- газ), 4- ловушка.

Покрышки – породы –флюидоупоры, обеспечивающие сохранность залежей нефти и газа

Непроницаемый слой, перекрывающий коллектор (проницаемый слой), называется покрышкой. Покрышка препятствует миграции нефти и газа по вертикали и по горизонтали.

Проницаемость пород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу. Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость. Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые.

Сульфатно-солевые толщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и терригенных (глинистых) пород. Соли являются идеальным флюидоупором; 35% месторождений газа имеют солевые экраны. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже из-за развития в них трещиноватости. Непроницаемость солевых покрышек снижается при наличии терригенных прослоев.

Глинистые покрышки - наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости. В этом случае размеры пор весьма мелкие - субкапиллярные, а капиллярные силы сцепления флюида с породой весьма велики.

Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости - т.е. к снижению экранирующих свойств породы (бажениты). Иногда в качестве экрана выступают карбонатные толщи. В заполярной части Западной Сибири покрышки промышленных залежей образованы вполне пористыми породами, но с пористостью заполненной льдом и газогидратами - т.н. криогенные покрышки. На глубинах от 4-5 км и выше надежным экраном являются только солевые толщи.

Нефтегазоносные комплексы

11

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нефть и газа пространственно и генетически связаны с осадочными бассейнам (ОБ). Состав и структура пород в ОБ разнообразны. Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы (НГК), которые отражают разные этапы развития и отличаются по составу пород, степени их преобразования и, как следствие, - характером нефтегазоносности. НГК обычно отличаются сходными особенностями продуктивных пластов. Комплексы разделены между собой мощными толщами слабопроницаемых пород. В пределах НГК продуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел (пласты, линзы, различные выступы-блоки, штоки и др.), которые они образуют в геологическом разрезе. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались.

Природные резервуары - под этим термином И.О.Брод понимал природное тело определенной формы, во всем объеме которого происходят циркуляция флюидов и их дифференциация с выделением скоплений нефти и (или) газа в определенных местах – ловушках

А.И.Леворсен под резервуаром понимал только ту часть пласта, которая занята залежью УВ.

Подход И.О.Брода, по-видимому, является более широким и правильным. Он выделил три крупных группы природных резервуаров: пластовые, массивные и литологические ограниченные со всех сторон.

Под пластовыми резервуарами понимаются тела в слоистой толще, контролируемые различными антиклиналями, протяженность которых по латерали намного больше их мощности. Протяженность таких тел - десятки километров, а мощность (толщина) – первые или десятки метров. В кровле и подошве они ограничены плохопроницаемыми породами. Гидро-динамический потенциал таких резервуаров очень велик; отбор флюидов в нескольких локаль-ных участках слабо сказывается на его общих энергетических ресурсах (достаточно быстро восстанавливаются пластовые давления и др.). Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта.

Под массивными природными резервуарами понимаются такие тела (рифовые массивы, своды крупных складок, горстовые блоки и др.), размер которых (от десятков метров до десятков километров) по разным направлениям примерно сопоставим. Циркуляция флюидов происходит по горизонтали, вертикали и в других направлениях. Основное значение имеет перекрытие непроницаемыми или плохопроницаемыми породами сверху.

Резервуары, литологически ограниченные со всех сторон, образуют наиболее крупную группу природных резервуаров – это песчаные линзы в глинистых толщах, участки повышенной трещиноватости или кавернозности в массивах осадочных или

12

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

изверженных пород, погребенные речные долины, выполненные песчано-алевритовыми аллювиальными осадками, песчаные валы (бары), косы, пляжи, дюны и другое.

Коллекторами нефти и газа, слагающими природные резервуары, называются породы, способные вмещать флюиды (воду,нефть, газ) и отдавать их в естественном источнике или горной выработке (шахте, скважине и др.). Основным свойством породколлекторов является наличие пустотного пространства, которое и заполняют флюиды.

Пустоты – первичные и вторичные – характерны для всех видов(типов) пород; подразделяются по размерам и видам.

По размерам наиболее простым является их деление на три категории:

субкапиллярные с сечением пор менее 0,002-0,001 мм,

капиллярные с сечением пор от 0,002-0,001 до 0,1 мм,

Сверхкапиллярные - крупнее 0,1 мм.

По видам пустоты различаются более условно: поры – каверны

– биопустоты – трещины.

Поры – пустоты в обломочных породах между зернами (гранулами) – пористость межзерновая (межгранулярная); коллектор - поровый, межзерновой (межгранулярный).

Каверны – пустоты, возникающие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов; особенно характерны для карбонатных пород. Размеры каверн различны.

Биопустоты – внутриформенные (пустоты в раковинах – камеры аммонитов, фораминифер, коралловые скелеты и др.) и межформенные (пустоты между раковинами в известнякахракушняках).

Трещины – разрыв сплошности пород - литогенетические и тектонические; подразделяются по протяженности и раскрытию: менее 0,1 мм – микротрещины, более 0,1 мм – макротрещины.

13

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Баженова О.К. Геология и Нефтегазоносные комплексы – природные

14

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

еди-ного бассейна как природной системы.

3.Хайн Норман Дж. Геология, Нефтеносный комплекс (play) – комбинация

Выделение нефтегазоносных комплексов (НГК) в осадочной толще нефтегазоносных бассейнов (НГБ) обусловлено двумя проблемами – неоднозначной трактовкой термина НГК и различными по форме и содержанию подходами к их обособлению в разрезе. Так, некоторыми исследователями признается необязательным присутствие в комплексе нефтегазогенерирующих пород. Комплексы могут соответствовать одновозрастным формациям, хотя прямой аналогии между теми и другими не существует, выделяться в разведанных бассейнах по изменению запасов и накопленной добыче.

Исходя из ведущих критериев проведенного исследователями нефтегазогеологического расчленения разреза, эти подходы можно обозначить как структурно-вещественный, эпигенетический и

количественно-нефтегеологический.

Первый их них рассматривает НГК как часть исторически обусловленных структурно-формационных подразделений, обычно разделенных несогласиями с различающимися литологофациальными характеристиками состава, распространением и формированием коллекторов и покрышек. Именно в этом ключе проведено расчленение разреза Тимано-Печорской НГП в работах Г.Е. Дикенштейна (1987), Г.В. Важенина (1988), Е.Л. Власенко (1990), В.И. Громеки (1994), и их соавторов. Кроме единства условий формирования и характерного состава пластов иногда выдвигается требование единства процессов генерации, миграции и аккумуляции и в состав комплекса обязательно включаются нефтегазогенерирующие слои. Следует обратить внимание, что при этом размываются важнейшие по значению отличительные грани между НГК и углеводородными системами. Возражение вызывает и возможность использования несогласий как границ НГК. Как справедливо отмечено Б.А. Лебедевым, наиболее яркие и значительные несогласия предшествуют региональной покрышке и, таким образом, не ограничивают НГК, а усложняют его разрез. Неясным оказывается и один из главных критериев рассматриваемого подхода – обязательная целостность и характерность формационного и литологического состава НГК. Два дополнительно выдвигаемых требования – общность свойств содержащихся в комплексе нефти и газа или условий формирования залежей обычно входят в явное противоречие с условием литогенетического единства комплекса.

15

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Второй подход, несомненно, привлекателен, хотя и трудно реализуем на практике эпигенетический (генетический) принцип нефтегазогеологического расчленения разреза НГБ. Он достаточно подробно изложен в трудах Б.А. Лебедева и П.Б. Кабышева, украинских геологов. Как правило, комплексы, выделяемые на основе приуроченности к определенным стадиям эпигенеза, должны располагать и вполне отчетливой гидродинамической изолированностью (покрышкой), а также взаимосвязанностью большинства элементов проницаемой части НГК. Именно последнее обстоятельство определяет единство условий формирования УВ внутри комплекса. Некоторые исследователи считают присутствие региональной покрышки необязательным, однако именно с учетом этого характерного элемента типичного, полноценного НГК разработана одна из интереснейших классификаций НГБ, а для Тимано-Печорской НГП декларирована (но, к сожалению, не обоснована) вполне удовлетворительная трехчленная схема районирования ее осадочного чехла.

Анализируя стадиально-эпигенетическую зональность в осадочных бассейнах, Б.А. Лебедев приходит к выводу о трехчленном строении чехла на севере Тимано-Печорской НГП с выделением повторяющегося набора: проницаемая, флюидосодержащая толща и региональная покрышка. Ниже «аконсервационной» зоны им различаются: верхнепермско-юрский комплекс с верхнеюрсконеокомской региональной покрышкой, верхнедевонско-нижнепермский комплекс с нижнепермской покрышкой, ордовикско-верхнедевонский комплекс с верхнедевонской покрышкой. Юрские и триасовые отложения относятся к зонам слабого и умеренного уплотнения, породы среднего комплекса к зоне сильного уплотнения, нижняя региональная покрышка и изолируемая ею проницаемая часть разреза – к зоне очень сильного уплотнения. Подчеркивается решающая роль в нефтегазообразовании верхнедевонских (доманик) и раннепалеозойских отложений. Одновременно высказывается мысль о целесообразности разделения чехла большинства НГБ на две части: нижнюю - генерирующую и верхнюю – аккумулирующую.

В то же время реальное воплощение эпигенетического подхода в нефтегеологическом районировании (НГГР) чехла вызывает существенные трудности. Границы эпигенетических зон ведут себя иначе и более латерально неустойчивы, нежели разделы свит и ярусов. Кроме того, в разрезах они почти всегда не совпадают с границами литолого-стратиграфических подразделений и проходят внутри них, что еще больше осложняет выделение и обоснование НГК. Не очень понятна схема воплощения методических рекомендаций генетического подхода в случаях сквозной вертикальной миграции УВ по всему чехлу, а также в отсутствие

16

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

региональных покрышек, естественным образом разделяющих осадочный разрез.

Третий количественно-нефтегеологический подход использовался сравнительно небольшим числом исследователей. Е.Б. Грунис и др. и В.И. Богацкий пытались осуществить нефтегазогеологическое расчленение чехла Тимано-Печорской НГП по распределению залежей УВ в разрезе «… с учетом литофациального состава формаций, свидетельствующем о наличии нефтематеринских свит (НМС) и природных резервуаров…». Залежи УВ в Тимано-Печорской НГП установлены почти по всему чехлу – от силура до триаса включительно, что требовало применения количественного признака при вертикальном районировании. Однако таковой сформулирован не был и выделение НГК было проведено, главным образом, на основе дополняющих признаков: с учетом состава и особенностей накопления формаций. Это находит свое подтверждение в количестве и объемах выделенных НГК. И у Е.Б. Груниса и у В.И. Богацкого оно максимально и составляет 10 - 11 единиц в пределах фанерозойского чехла.

Тем не менее, хотя бы по замыслу, это направление представляется наиболее привлекательным в связи с попыткой использования максимально объективных результатов ГРР и признака, достаточно четко связанного с онтогенезом УВ – количества и распределения залежей в осадочном чехле НГП.

17