Типы природных резервуаров

Природные резервуары - естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Рис. 4.4. Природные резервуары: а – пластовый, б – массивный однородный, в – массивный неоднородный, г – литологически ограниченный, д – литологически ограниченный в погребенной речной долине, е – пластово-массивный. Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв (по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову и др., 2004 г).

Выделяют следующие типы природных резервуаров: 1. пластовые: - а) пластовые; 2. массивные: б) массивные однородные, в) массивные неоднородны; литологически ограниченные; 3 - литологически ограниченные со всех сторон: г) – прибрежных баров, д) речных долин; 4.Пластово-масивные: е) пластово-массивные (рис.4.4.).

Пластовый резервуар представляет собой коллектор, имеющий значительное распространение по площади (сотни и тысячи квадратных километров) и небольшую мощность (от долей метров до десятков метров). Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными образованиями. Очень часто в толще основного горизонта пород они включают линзовидные прослойки непроницаемых пород (рис.4.5.).

Рис. 4.5. Пластовый резервуар с включением линзовидных тел глинистых пород.

1 – глины; 2 – песчаники. (по Э.А. Бакирову, В.И..Ермолкину, В.И. Ларину и др., 1980 г.).

3)Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сотен метров) толщу пластов-коллекторов различного или одинакового литологического состава. Они бывают сложены терригенными и карбонатными породами. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются между собой, представляя единый природный резервуар. Частным случаем массивного природного резервуара являются ископаемые рифы, представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки (рис. 4.6.).

Неоднородные массивные резервуары, это такие резервуары, которые захватывают определенный стратиграфический интервал. В их строении могут принимать участие породы различного литологического состава: пески, песчаники, доломиты, известняки.

Достаточно часто неоднородные массивные резервуары представлены чередованием песчаных пластов с маломощными прослоями глинистых и алеврито-глинистых пород. В таких массивах могут чередоваться зоны в повышенными и с пониженными значениями ФЕС (фильтрационно-емкостых свойств). Благодаря наличию трещин, разломов, проницаемых окнах в глинах, в таких резервуарах пласты-коллекторы образуют единую гидродинамическую систему. На геологическом разрезе подобная картина выглядит как несколько пластов, заполненных нефтью или газом, которые имеют общий водо-нефтяной контакт (ВНК).

Рис. 4.6. Природные резервуары(по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову и др., 2004 г): б – массивный однородный, в – массивный неоднородный, Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Литологически ограниченные природные резервуары, практически окружены со всех сторон непроницаемыми породами. Примером такого природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород (рис.4.7.).

Литологически ограниченные резервуары, по определению Н. А. Еременко, представляют собой «... природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами». Они образуются благодаря особенностям проявления литологического состава пород и наличию проницаемых зон или «окон проницаемости» среди непроницаемых пород.

Рис. 4.7. Природные резервуары(по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову и др., 2004 г):

г – литологически ограниченный, д – литологически ограниченный в погребенной речной долине, Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Пластово-массивные резервуары представляют собой серию сближенных пластов, соединенных слабо проницаемыми слоями, в результате чего формируется резервуар с единым водонефтяным контактом (рис. 4.8.).

Рис. 4.8. Природные резервуары(по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову и др., 2004 г):

е – пластово-массивный, Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв.

Природные резервуары, как правило, в большей своей части заполнены водой. Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии в природном резервуаре, заполненном водой, стремятся занять самое высокое положение в нем. Они перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие гравитационного эффекта), до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора (подошвы пласта-флюидоупора). Дальнейшее их продвижение по пласту – коллектору происходит только тогда, когда кровля пласта наклонена к горизонту. И в этом случае нефть и газ перемещаются преимущественно вверх, по наклонному пласту – коллектору вблизи его кровли. Если они встретят на своем пути препятствие (литологический экран, изменение наклона пласта на обратное), то здесь (перед этим барьером) образуется скопление нефти и газа, так как нефть и газ будут экранированы этим препятствием.

3)Массивные гидротермальные тектонически органиченные резервуары будут иметь массивное распространение, в пределах отдельного блока, но будет ограничен разломами близкого простирания, ограничивающими зону воздействия гидротермальных процессов на измененные карбонатные породы. Подобный тип резервуара мы можем видеть на рис.4.9. (Урманская площадь, блок со скважиной 11). Особенность развития таких резервуаров по палеозойским отложениям Томской области - они накладываются на пустотное пространство, заложенное в стадию гиперенеза, когда палеозойские отложения в пермский и триасовый период были выведены на доюрскую поверхность и подвергались воздействию процессов поверхностного выщелачивания. Здесь воздействие гидротермальных растворов только улучшило коллекторские свойства пород.

В палезойских породах широко развит трещинный тип коллектора, который проявляется по всем карбонатным и кремнисто-карбонатным породам палеозойского возраста. Этот тип резевруаров мог бы быть отнесен к резервуарам, литологически ограниченным со всех сторон, если бы ограничения носили литологический характер, связанный со стадией накопления осадков или седиментогенезом. Здесь же мы имеем дело с ограничением, вызванным проявлением гидротермальных процессов, таких как выщелачивание и доломитизация, проявившихся в стадию посткатагенетического преобразования пород. Такие резервуары можно наименовать «гидротермальные тектонически ограниченные».

Рис. 4.9. Типы резервуаров, развитых в палеозойских породах Томской области. Урманская площадь – массивный однородный тип резервуара, Арчинская плоащдь – гидротермальный тектонический тип резервуара (по А.Э. Конторовичу, И.А. Иванову, А.Е. Ковешникову и др, 1991). Полые кружки – газ, черные – нефть.

Метасоматические зон трещиноватости резервуары имеют развитие в породах, подвергшихся выщелачиванию и другим гидротермальным процессам, которые сопровождаются выносом первичного материала породы и образованием вторичного пустотного пространства. Это может быть доломитизация или окремнение известняков, а в основном, это будет выщелачивание. Резервуары подобного типа будут иметь распространение, связанное с проявлением разломов и оперяющих их трещин. Пространственные очертания таких резервуаров будут всегда линейно-вытянутые. Особенностью данных резервуаров будет их непостоянство проницаемости по простиранию и изменчивость направления проявления.

Плюсом таких резервуаров является их возможное развитие в породах любого состава и генезиса. Это могут быть как осадочные породы, так и магматические и метаморфические породы.

Рассуждая логически можно предположить развитие и чисто трещинных резервуаров.

Карстово-трещинные резервуары являются разновидностью трещинных. Этот тип резервуара также связан с проявлением трещинной тектоники и выщелачиванием карбонатного материала пород агрессивными растворами. Отличие – наличие на пути миграции растворов участков. В которых формируются карстовые полости и даже карстовые пещеры. Открытые бурением, в частности, на территории Западной Сибири, до сегодняшнего дня подобные образования оказались выполненными глинистым материалом, что не мешает нам ожидать нахождения пещер и карстовых полостей при дальнейшем изучении доюрских образований как Западной Сибири, так, возможно, и Восточной Сибири.

ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА

Ловушкой называется часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их скопление (табл. 13).

Ловушки возникают преимущественно в пластовых резервуарах, испытавших структурные преобразования типа наклона или смятия. При наклоне формируются моноклинали, а при смятии – антиклинали и синклинали. Залежи нефти и газа формируются в первую очередь в антиклинальных ловушках и моноклиналях (рис.4.11.).

Рис. 4.11. Структуры, благоприятные для скопления нефти и газа: а - антиклинальная складка; б - моноклиналь;.1 - пески, 2- известняки, 3- глины, 4 - нефть, 5- газ, 6- вода, I, II, III- скважины (по Н.В. Короновской и А.Ф. Якушеву, интернет).

В практике разведочных работ на нефть и газ структурный тип называют антиклинальными ловушками, а ловушки всех остальных типов относят к категории неантиклинальных.

Ловушка в объеме представляет собой трехмерную систему, в которой благодаря ее форме и свойствам слагающих ее пород могут накапливаться и сохраняться углеводороды.

Наиболее распространенный способ образования ловушки, это смятие в виде антиклинальной складки пары коллектор-флюидоупор. Если в породу-коллектор данной породной ассоциации поступят нефть, вода или газ, то газ займет верхнюю часть, нефть – пространство ниже, а вода – все остальное пространство.

Формирование ловушки возможно и в том случае, когда проницаемый пласт, окруженный непроницаемыми породами, вверх по восстанию выклинивается, или же на пути возможной миграции нефти или газа возникнут непроницаемые экраны (литологические ловушки).

Ловушки сложены либо близковозрастными породами, с согласным перекрытием, либо с перерывом в осадконакоплении, с образованием новой покрышки, перекрывающей нарушение сплошности покрышки, существовавшей ранее. Во всех этих случаях резервуар пластовый и формирование антиклинальной складки происходит ввиду проявления тектонических процессов.

Табл.13. Типы ловушек и их графическое изображение (по Л.П. Мстиславской, 1996).

Типы ловушек	(по Л.П. Мстиславской, 1996)	комментарии
1) структурные или антиклинальные: а-сводовые, б-тектонически экранированные		Относится к пластовому резервуару
2) литологические: в) с выклиниванием коллектора г) с фациальным замещением коллектора непроницаемыми породами		Завешение по простиранию пластового резервуара
3) стратиграфически экранированные,		Пластовый резервуар, разрушненный эрозией, перекрытый новой покрышкой
4) рифогенные.		Массивный резервуар, перекрытый ловушкой в стадию седиментогенеза
5) литолого-стратиграфические		Выклинивание пластового резервуара; эрозия, перекрытие новой покрышкой

Особый случай – формирование рифогенного массива, сложенного карбонатными породами, и перекрытие их покрышкой. Резервуар массивный однородный. Для формирования ловушки проявления тектонических процессов, ведущих к складкообразованию не требуется.

В ловушках, образовавшихся в результате складчатости, известно наибольшее число залежей нефти и газа. Антиклинальные ловушки обычно охватывают всю толщу осадочных пород. Типы структур могут быть самыми различными — от пологих куполов до длинных антиклиналей с симметричными или асимметричными крыльями.

Размеры структурных ловушек также различны. Площадь отдельных структур достигает 5 тыс. км², высота складок может колебаться от единиц до 1000 м и более. Некоторые складки могут меняться по форме или смещаться с глубиной, в связи с чем наблюдается несовпадение структурных планов на различных глубинах.

Тектонические нарушения — сбросы, взбросы, надвиги — часто осложняют складки, изменяют их структуру и влияют на условия скопления нефти и газа. Обусловливая смещение слоев, они иногда приводят к разрушению залежей или их тектоническому экранированию. На отдельных месторождениях в складчатых областях наблюдаются многочисленные тектонические нарушения, что приводит к образованию большого числа самостоятельных залежей в тектонически экраниро-ванных ловушках.

Неантиклинальные ловушки могут образоваться как при осадконакоплении, так и при последующих денудационных и эрозионных процессах. Породы-коллекторы в результате фациальных замещений нередко могут переходить в латеральном направлении в непроницаемые породы и создавать ловушки нефти и газа литологического типа. Для формирования ловушек подобного типа необходимо не только замещение песчаных отложений глинистыми, но и наличие наклона пластов, возникшего в результате тектонических движений и приведшего к образованию замка ловушки. В процессе осадконакопления возможно образование песчаных тел линзовидной формы, заключенных в слабопроницаемых породах. Залежи обычно приурочены к линзам с повышенной пористостью и проницаемостью.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.

По происхождению различают:

Структурная или антиклинальная ловушка (сводовая) – образованная в результате изгиба слоев; включает Тектонически экранированная ловушка – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой;

Литологически экранированная ловушка – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми;

Стратиграфическая ловушка – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;

Рифогенная ловушка -сформированная в результате отмирания организмов-рифостроителей, накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего перекрытия непроницаемыми породами.