Чистые, без примесей углеводороды бесцветны, цвет нефтям придают примеси, в основном - смолы.
Оптическая активность нефтей – способность вращать плоскость поляризации света. Она обусловлена хиральностью (киральностью) молекул углеводородов в нефтях. Это вид изомерии, фундаментальное свойство органических соединений существовать в виде пространственно несовместимых зеркально симметричных форм - энантиомеров (как перчатки на левую и правую руку). Оптически активными могут быть только хиральные молекулы. Важнейшие ферментативные процессы в живых организмах протекают стерео селективно, с участием только одного энантиомера. Большинство нефтей вращают плоскость поляризованного луча вправо, известны и левовращательные нефти. Отмечено, что чем моложе нефть, тем больше угол поворота поляризованного луча. Поскольку образование веществ, обладающих оптической активностью, характерно для жизненных процессов, то оптическая активность нефтей является свидетельством их генетической связи с биологическими системами. Установлено, что главными носителями оптической активности нефти являются циклоалканы – хемофоссилии.
Показатели преломления и спектры поглощения нефтей разнообразны и строго индивидуальны. На этом свойстве нефтей основаны их ИК и УФ спектроскопия.
Люминесценция – свечение под действием облучения неотъемлемое свойство нефтей и продуктов их преобразования. Люминесцируют не чистые вещества, а их растворы, главным образом смол. На люминесцентных свойствах соединений нефти основан ряд эффективных и простых методов их исследования.
Нефти очень разнообразны, их классифицируют по разным признакам. См. приложение 3.
Газовые углеводородные системы.
Природные газы – это углеводородные растворы, имеющие в атмосферных условиях газообразное состояние. Природные газы находятся в Земле в различном состоянии: свободные в атмосфере и в газовых залежах, растворенные в водах, сорбированные, окклюдированные, в виде твердых растворов (газогидраты) (Баженова, 2000). Газы, растворенные в нефти и выделяющиеся при разработке, называются попутными.
Основными компонентами природного газа являются углеводороды от метана (основная доля) до бутана. Кроме того, природные газы включают углекислый газ, азот, сероводород, инертные газы. По соотношению метана и других компонентов, природные газы делятся на сухие, состоящие преимущественно из метана- 85% и содержащие менее 10 cм3/м3 конденсата, тощие (содержащие 10 – 30 cм3/м3 конденсата) и жирные (30 -90 cм3/м3 конденсата).
Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления, понижением температуры, растет в ряду С1 – С4, и с уменьшением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения. Если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу.
Из не углеводородных газов, присутствующих в месторождениях природного газа, упомянем сероводород и гелий.
Сероводород (H2S) – бесцветный горючий высокотоксичный газ с характерным резким запахом. При концентрации его в воздухе более 0,1% можно умереть, предельно допустимое его содержание в воздухе – 0,01 мг/л. В природных газах содержание сероводорода редко превышает 1%
Гелий (Не) – благородный (химически инертный) раз без цвета и запаха. Среднее содержание гелия в земной коре 1∙10 –6 вес.%, в атмосфере 5,2∙10 –4 об.%, в природных газах содержание гелия достигает 18 об%, в попутных – 0,5%. Гелий – ценнейшее химическое сырье.
Газогидрат (газовый клатрат)– соединение метана с водой, имеющее облик подтаявшего льда. Область его устойчивости при нормальном давлении – до -4°С. Кристаллическая решетка клатратов построена из молекул воды, во внутренних полостях которых находятся молекулы газа, образующего гидрат. Незаполненная газом решетка существовать не может, чем отличается ото льда. Техногенные газогидраты, образующие пробки в газопроводных скважинах и стволах, известны более 150 лет. В настоящее время в природном состоянии газовые клатраты описаны в зонах распространения вечной мерзлоты, в придонных илах Мирового океана. Проблеме гидратов газа и их промышленного использования посвящена многочисленная литература. Однако, многие вопросы размещения, добычи и использования газовых гидратов разработаны недостаточно. Самое главное - не вполне еще ясно, являются газогидраты уникальным природным образованием, имеющим исключительно научный интерес, или перспективным нетрадиционным промышленным источником газового сырья.
1.8.2. Происхождение нефти и газа.
1.8.2.1. Концепции неорганического происхождения нефти.
Идея возможности неорганического происхождения нефти была выдвинута в XIX веке замечательным естествоиспытателем А.Гумбольтом. Позднее популярность неорганической теории была связана с авторитетом Д.И.Менделеева и с привлекательностью космических идей В.Д.Соколова. Позднее концепции неорганического происхождения развивались петербургским геологом Н.А.Кудрявцевым, киевским исследователем Б.Н.Кропоткиным, а также зарубежными учеными – К.Мак-Дерматом, Ф.Хойлем и др.
- В нашей стране наиболее широкую известность получила теория, сформулированная Д.И.Менделеевым, доложенная им в 1876 году в Русском химическом обществе. По его мнению, вода, проникая по разломам в глубинные недра Земли, вступает во взаимодействие с карбидами металлов. Образовавшиеся при этом взаимодействии углеводородные пары по тем же разломам поднимаются в верхние части земной коры, где конденсируются, образуя скопления нефти.
В 1889 году в Московском обществе испытателей природы В.Д.Соколов доложил свою концепцию неорганического происхождения нефти. Это было время увлечения теорией космизма, начинал работать К.Э.Циолковский. Идеи единства вещественного состава Солнечной системы, естественных связей земного и небесного носились в воздухе. Сущность же теории сводилась к следующему:
1. Углеводороды возникают в космических телах на ранних стадиях их развития из углерода и водорода, количество которых во всех космических телах, в том числе и в Земле огромны.
2. Возникшие таким образом углеводороды на Земле поглощаются расплавленной магмой.
3. При остывании магмы и кристаллизации магматических горных пород, углеводороды отделяются от нее, и мигрируют по трещинам и разломам.
4. Попадая в верхние части литосферы, и конденсируясь, углеводороды дают основной материал для образования различных битумов.
В настоящее время имеется много различных моделей неорганического происхождения нефти. Они основываются на следующих фактах.
- Многочисленные месторождения приурочены к зонам разломов.
- Встречаются месторождения в магматических и метаморфических горных породах.
- Углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов, в ультраосновных породах (кимберлитах) алмазоносных трубках взрыва, в метеоритах и хвостах комет, атмосфере планет и в рассеянном космическом веществе.
Схематически неорганическая теория в современной интерпретации выглядит следующим образом. Источником углеводородов является вода и углекислый газ, которых в мантии содержится в 1 куб. м 180 кг и 15 кг соответственно (по данным Е.К.Мархинина). В присутствии закисных соединений металлов (главным образом закиси железа) образуются углеводороды. Высокие давления недр Земли подавляют термическую деструкцию сложных молекул углеводородов. По расчетам Э.Б.Чекалюка оптимальные глубины для синтеза, полимеризации и циклизации углеводородов из воды и углекислого газа составляют 100-200 км.
На эти аргументы можно возразить следующее:
1. Не все месторождения приурочены к зонам разломов.
2. В магматические и метаморфические горные породы углеводороды могли попасть из осадочных пород в результате миграции.
3. Углеводороды космоса и магматических проявлений существуют в единичных молекулах и совершенно незначительных примесях. Никто не спорит, что углеводороды образуются химическим путем. Однако крупные скопления таким образом сформироваться не могут.
Важным достоинством концепций неорганического происхождения нефти является ее оптимистичность. Количество воды и углекислого газа в мантии по человеческим меркам неисчерпаемо и это дает нам надежду на то, что ресурсы нефти и газа на Земле значительно больше разведанных сегодня, и продолжают пополняться, то есть теоретически безграничны.
1.8.2.2. Концепции органического происхождения нефти (исторический аспект).
Соображения об органическом происхождении нефти были сделаны в 1759 году М.В.Ломоносовым в работе «О слоях земных». Он полагал, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур. «…Выгоняется подземным жаром из приуготовляющихся каменных углей оная бурая и черная масляная материя и вступает в разные рассолы…». Первые эксперименты получения нефтеподобных продуктов из органического вещества животного происхождения были проделаны немецким химиком Г.Гефером, который нагревал животные жиры при повышенном давлении до температуры 320-4000.
Современная концепция органического происхождения нефти восходит к монографии И.М.Губкина «Учение о нефти». В соответствии с этой моделью, нефть образуется следующим образом:
Исходное вещество для образования нефти – органическое вещество морских илов, состоящее из животных и растительных организмов. Перекрывающие илы осадки предохраняют его от окисления. Погруженный на глубины до 50 м он перерабатывается анаэробными микробами. При погружении в глубокие недра горные породы, содержащие РОВ (рассеянное органическое вещество) попадают в область давлений 15-45 МПа и температур 60 - 150°. Такие условия находятся на глубинах 1,5 – 6 км. Под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы (коллекторы), по которым она мигрирует к месту образования будущих залежей.
Отечественная нефтегазовая геология подтвердила положения И.М.Губкина. На основе прогнозов, сделанных на базе этой теории, развитой его многочисленными последователями, отечественная нефтегазовая геология долгие годы позволяла прогнозировать и открывать месторождения, что сделало Советский Союз ведущей нефтегазовой державой мира. Основные аргументы в пользу биогенного происхождения нефти следующие:
1. Приуроченность 99,9% промышленных скоплений нефти к осадочным породам.
2. Сосредоточение наибольших запасов в отложениях геологических периодов с наибольшей активностью биосферы.
3. Сходство элементного, и, главное, - изотопного состава живого вещества и нефтей.
4. Оптическая активность нефтей.
1.8.2.3. Образование природного газа.
Природный газ распространен в природе гораздо шире, чем нефть. Его формирование может происходить различными способами.
При биохимическом процессе образование метана происходит в результате переработки органического вещества бактериями. (Иногда эти бактерии поселяются на нефти, которые перерабатывают ее в метан, азот и углекислый газ).
Термокатализ заключается в преобразовании в газ органического вещества под действием давлений и температур в присутствии катализаторов – глин. Наиболее интенсивно термокатализ происходит при температуре 150-200°.
Если глины с повышенным содержанием органического вещества обогащены ураном, может запуститься радиационно-химический процесс образования газа, который заключается в воздействии радиоактивного излучения, на углеродные соединения. В результате органическое вещество распадается на метан, водород и окись углерода. Оксид углерода, в свою очередь, распадается на кислород и углерод, при соединении с водородом которого также образуется метан.
При механических воздействиях на угли на контактах зерен возникают напряжения, которые служат источниками энергии для механохимического образования метана.
Космогенный процесс описан при описании космической модели образования нефти В.Д.Соколова.
Главное значение в природе, вероятно, имеют термокаталический и биохимический способы образования метана. Возможно, определенную роль играет и «космический» (он же «мантийный») метан, наблюдаемый в «черных курильщиках».
1.8.3. Современная модель образования залежей нефти и газа.
В обобщенном виде современная модель формирования залежей нефти и газа в результате накопления органического вещества (ОВ) и его преобразования в углеводороды (УВ) приведена в таблице 12.
Таблица 12.
Образование залежей углеводородов.
| Стадия | Состояние и формы нахождения ОВ и УВ | Геологические условия среды, формирующей скопления | Источники энергии, преобразующие ОВ, УВ и их скопления. |
| Накоп-ление и захоронение ОВ | Исходное органическое вещество осадков в диффузно - рассеянном состоянии | Водная среда с анаэробной геохимической обстановкой. | Биохимическое воздействие организмов и ферментов, действие каталитических свойств минералов |
| Генерация УВ | УВ нефтяного ряда в рассеянном состоянии | Потенциально нефтегазоматеринские толщи с анаэробной геохимической средой | Геостатическое давление, температура недр, высвобождающаяся внутренняя химическая энергия ОВ при перестройке в УВ, радиация из вмещающих пород. |
| Миграция УВ | УВ в свободном и водогазорастворенном состоянии | Породы-коллекторы | Гравитация, геодинамическое давление, гидродинамические процессы, капиллярные силы, диффузия. |
| Аккумуляция УВ | Скопления УВ | Породы-коллекторы и покрышки, ловушки. | Гравитация, геодинамическое давление, гидродинамические процессы, капиллярные силы, диффузия. |
| Консервация УВ | Скопления УВ | Породы-коллекторы и покрышки, ловушки, восстановительная геохимическая среда, застойный режим пластовых вод, благоприятные давления и температуры. | |
| Разрушение скоплений УВ | УВ в рассеянном состоянии | Разрушение покрышек, или ловушек, растворение, окисление, разложение УВ | Тектонические движения, химические и биологические процессы, диффузия |
1.8.3.1. Аккумуляция рассеянного органического вещества (РОВ).
Органическое вещество накапливается в осадках в диффузно- рассеянном состоянии и разлагается под воздействием биохимических процессов и микроорганизмов (процесс протекает до глубины 50м).
Породы, и способные в подходящих условиях генерировать углеводороды
называются нефтематеринскими.
Такие породы содержат в повышенных (до 0,5%) концентрациях органическое вещество, накапливаются в субаквальной анаэробной среде в условиях относительно устойчивого погружения бассейна седиментации. Более всего обогащены таким веществом темные глинистые толщи типа олигоцен-миоценовой майкопской серии Кавказа, девонского доманика Волго-Уральского и Тимано-Печорского бассейнов, карбонатные (рифогенные) формации.
Общей особенностью осадочных толщ, вмещающих залежи нефти - их субаквальное происхождение, то есть осаждение в водной среде. Первоначально представлялось, что такие толщи должны обязательно откладываться в морских условиях, но после открытия крупных месторождений в континентальных, озерных, дельтовых фациях в Китае стало ясно, что среда должна быть водной, но не обязательно морской. Нефтесодержащие толщи должны обладать не менее чем 2-3 километровой мощностью. Толщи такой мощности могут накапливаться в крупных впадинах земной коры, для чего требовалось длительное и устойчивое погружение соответствующих участков земной коры. Такие участки называются нефтегазоносными бассейнами.
1.8.3.2. Преобразование рассеянного органического вещества в углеводороды. По мере погружения осадков, при повышении температуры до 80-1000С. (10-30%) органического вещества (ОВ) преобразуется в нефть. На большей глубине (6 км) при 1200С – в газ (рис. 1.23).
В различных тектонических условиях геотермическая ступень различна. На древних платформах температура растет с глубиной медленнее, чем на молодых, а в геосинклинальных областях температура растет с глубиной быстрее всего, поэтому, и глубина формирования залежей нефти различна в различных регионах. Определенную роль играют и местные факторы. Например, мощные толщи каменной соли, имеющие хорошую теплопроводность, являются «природными холодильниками». Их присутствие увеличивает величину геотермической ступени и глубину, на которой могут образовываться залежи нефти. По некоторым оценкам эта величина может достигать 7 км. Диапазон газообразования значительно шире.
Нефтеобразованию существенно способствуют поступающие из мантии флюиды. Это особенно заметно в молодых рифогенных бассейнах типа Суэцкого залива Красного моря. Таким образом, глубинный, эндогенный фактор принимает существенное участие в процессе нефте- и газогенерации.
| Рис. 1.23. Общая схема генезиса углеводородов в зависимости от глубины при среднем геотермическом градиенте. |
Так как действие этого фактора происходит импульсами, то и генерация углеводородов также может иметь несколько фаз (рис. 1.24). Активная роль флюидов подробно изучается в так называемой флюидодинамической теории. В соответствии с этой концепцией, нефтегазообразование - это универсальный саморазвивающийся процесс, закономерно сопровождающий существование осадочных бассейнов, которые являются накопителями органического вещества и производителями углеводородов. Осадочные бассейны являются «заводами» по производству нефти и газа.
1.8.3.3. Миграция. Природные резервуары.
Под действием высокого давления недр углеводороды отжимаются, эмигрируют из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. Происходит эмиграция, или первичная миграция нефти. Коллекторы могут находиться в переслаивании с материнскими глинами, а иногда это могут быть и сами глины, если они достаточно трещиноваты. Примером может служить баженовская свита. Западной Сибири, залегающая в кровле юры, или миоценовая свита Монтерей Калифорнии. Однако гораздо чаще коллекторы залегают выше по разрезу осадочного бассейна, чем нефтематеринские толщи, или замещают их по простиранию. Так образуются нефтегазоносные комплексы – сочетания нефтематеринских пород, коллекторов и флюидоупоров.
Вместе с нефтью, или раньше нее в неизмеримо больших количествах из материнской породы отжимается вода. Поэтому породы-коллекторы практически всегда водоносные. Вода в них имеет различное происхождение. Она может быть захоронена вместе с осадками (погребенная), проникать с поверхности (инфильтрационная), или поступать из глубин (ювенильная).
Рис. 1.24. Схема взаимодействия процессов погружения, конвекционного прогрева и нефтеобразования в осадочных бассейнах. 1 – осадочный разрез в условиях погружения, флюидонасыщенные зоны разуплотнения (I),: 2 – нефтегазовая, 3 – газонефтяная, 4 – газовая, 5 – термального газа, 6 – кислых газов, 7 – газорудная, 9 – астеносфера, 0- земная кора, 10 – верхняя мантия, 11 – соляные купола (V), 12 – грязевые диапиры (IV), 13 – разломы, 14 – изотермы, 15 – перемещение неуглеводородных теплоносителей (III), 16 – перемещение углеводородных потоков(II), 17 – направление движения УВ, 18 – направление движения водно-углекислых флюидов.
В свободном, или растворенном состоянии углеводороды мигрируют по порам и трещинам по природному резервуару (внутрипластовая, или межпластовая миграция.). Если миграция осуществляется по пласту, она называется боковая, или латеральная, вверх – вертикальная. Миграция происходит либо в растворе с водой (молекулярная), либо в свободном состоянии - фазовая.
Легче и лучше миграция проходит по порам, уже «смазанным» углеводородами.
Миграция углеводородов идет из областей повышенного давления в области пониженного давления. Однако в этот общий принцип могут вмешаться дополнительные факторы.
1. Сила тяжести. Вода может увлекать нефть своим потоком. Однако на ее перемещение действуют кроме перепада давлений силы гравитации, направленные вниз. В спокойном же состоянии углеводороды, наоборот, всплывают над водой.
2. Капиллярные силы, удерживающие воду и нефть в порах.
3. Диффузия, ориентированная перпендикулярно градиенту концентрации вещества и направленная в сторону меньших концентраций. Особенно активно диффузия действует в газах, что ведет к разрушению залежей.
Порода-коллектор в обрамлении пород - флюидоупоров, по которому может перемещаться флюид, называется природным резервуаром. Различают пластовые, массивные, пластово-массивные и литологические природные резервуары (рис. 1.25).
Рис. 1.25. Природные резервуары
1 – пластовый. 2 – массивный, 3 – пластово-массивный,
4 -литологически ограниченный (по Л.П.Мстиславской, 1996).
- Пластовый, у которого толщина (метры, первые десятки метров) намного меньше, чем площадь распространения (сотни квадратных километров). Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов в ней происходит вдоль пласта. Гидродинамический потенциал таких резервуаров очень велик, а при отборе флюидов в нескольких локальных участках пластовые давления восстанавливаются достаточно быстро.
- Массивный – такой, у которого размер по разным направлениям примерно сопоставим. Обычно, это рифовые массивы, или подобные им выступовые тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху.
- Пластово-массивный – если толща пластов-коллекторов, переслоенная непроницаемыми породами, имеет общий водонефтяной контакт, говорят о пластово-массивном резервуаре;
- Литологический – образует наиболее обширную группу – это резервуары, в которых породы-коллекторы ограничены со всех сторон. Это могут быть линзы песка в глинистой толще, или какой-то участок повышенной трещиноватости, или кавернозности в массиве осадочных, или изверженных пород; погребенная речная долина, выполненная песчано-алевритистыми осадками.
1.8.3.4. Ловушки. Образование залежей.
В природных резервуарах существуют такие участки, по которым флюиды не могут перемещаться и образуют скопления. Такие участки природных резервуаров называются ловушками (рис. 1.26). Углеводороды перемещаются по пласту - коллектору до тех пор, пока не встретят и не заполнят ловушку. Тогда они образуют залежи - естественные, единичные, скопления нефти и газа в коллекторе.
Рис. 1.26. Ловушки (по Л.П.Мстиславской, 1996).
1. структурные а - сводовая, б – тектонически экранированная,
2 - литологические, в – с выклиниванием коллектора,
г – с фациальным замещением коллектора непроницаемыми породами,
3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая.
Классификации ловушек чрезвычайно разнообразны. Как правило, среди них выделяют следующие виды.
- Структурные, в которых флюиды улавливаются обратным падением пород, или тектоническим экраном. То есть ловушку образуют структурные формы;
- Литологические, в которых флюиды улавливаются благодаря замещению по разрезу пород-коллекторов не коллекторами. Это замещение может происходить либо вследствие уменьшения толщины породы-коллектора до нуля – выклиниванием породы, либо постепенным (фациальным замещением) породы коллектора породой флюидоупором;
- Стратиграфические, в которых экранирующей поверхностью является поверхность несогласия;
- Рифогенные – образованные рифами;
- комбинированные - Структурно-стратиграфические.
Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.
Залежи могут формироваться из рассеянных углеводородов, (первичные), или из разрушенных залежей – (вторичные).
Скорость накопления нефти в первичных залежах составляет n х 10–13 кг/м2с. Скорость же вторичной миграции по данным И.В.Высоцкого составляет от 12 до 700 т/год.
Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные – нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще объектом добычи становятся залежи в неантиклинальных ловушках - рифогенных, литологических, стратиграфических. В последнее время внимание привлекают так называемые жильные залежи, связанные с зонами трещиноватости.
Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционных залежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.
1.8.3.5. Элементы залежей.
В залежи выделяется (рис. 1.27).
- Кровля – граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.
- Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.
1. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,
2. Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой,
3. Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью,
4. Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта
5. Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта
6. Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.
7. Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.
8. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.
| Рис. 1.27. Элементы залежи Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5 – газовая. |
1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.
Так как основным параметром залежи является геометрия вмещающего резервуара, генетическая классификации залежей в основных чертах является морфологической. Наиболее полно и последовательно генетический принцип изложен в классификации залежей А.А.Бакирова.
В классификации А.А.Бакирова учитываются не только форма ловушек, но и их генезис самих залежей, что позволяет более обосновано строить их модели и проектировать разведку. В классификации выделяются четыре основных класса, которые разделяются на группы, подгруппы и типы.
Структурные залежи – самый распространенный класс, и его классификация наиболее разветвленная.
Самые распространенные залежи структурного класса – антиклинальные, а в них - сводовые. Они характеризуются тем, что залежь находится в сводовой части ловушки. Висячие залежи –довольно редкий вид. В них водонефтяной контакт не горизонтален. Причины этого различные, чаще всего связаны с разными гидродинамическими напорами и разными коллекторскими свойствами. Тектонически экранированные залежи могут находиться в различных частях ловушки, – как на своде, так и на крыльях. При этом часть залежи ограничена разрывным нарушением, является обязательным составным элементом залежи. В приконтаковых залежах сводовая часть обычно замещена каким-либо инородным телом (соляным куполом, грязевым вулканом и т.д.).
О группе моноклинальных залежей следует сказать, что они могут формироваться только в случае осложнения моноклинали какими-либо дополнительными структурами – складками и разрывами.
Залежи синклиналей чрезвычайно редкие, они могут формироваться только в случае безводных скоплений нефти.
Так как структурные залежи наиболее легкий объект для поисков, то их фонд к настоящему времени в значительной степени исчерпан, поэтому все больший интерес представляют залежи других классов.
В классе литологических залежей выделяются две принципиально разные группы – литологически экранированные, образованных пластовыми природными резервуарами, и литологически ограниченные, формирующихся в литологических природных резервуарах.
Стратиграфические залежи обусловлены стратиграфическими несогласиями. При этом, залежи могут формироваться как в размытых и перекрытых частях структур, так и в возвышенностях погребенного ископаемого рельефа. Особый интерес представляют стратиграфические залежи, связанные с выступами блоков фундамента в нижнем структурном этаже. В последних двух типах залежей коллекторами служит древняя поверхность рельефа – трещиноватая и разрушенная древним выветриванием.
Последний по порядку, но не по значению - класс рифогенных залежей - содержащий многие богатейшие месторождения.
На рисунках 1.28 – 1.31 приведены схематические геометрические образы залежей этих типов – структурная карта, и соответствующий им разрез.
Кроме перечисленных существуют и другие классы залежей. Например, в настоящее время все больший интерес нефтяников вызывает класс жильных залежей, приуроченных к зонам трещиноватости горных пород.
Таблица 13 Генетическая классификация залежей.
| Класс | Группа | Тип | Вид |
| Структурный | Антиклиналей | Сводовые | Простого, ненарушенного строения (рис. 1.28 - I) |
| Осложненные разрывами (рис. 1.28 –II) | |||
| Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым) (рис.1.28. – III). | |||
| Осложненные соляными куполами | |||
| Осложненные вулканическими образованиями | |||
| Висячие | Простого, ненарушенного строения (рис. 1.29 -I) | ||
| Осложненные разрывами | |||
| Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым) | |||
| Осложненные соляными куполами | |||
| Вулканическими образованиями | |||
| Тектонически - экранированные | Осложненные разрывами (рис. 1.29 -I) | ||
| Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым) | |||
| Осложненные соляными куполами | |||
| Вулканическими образованиями | |||
| Поднадвиговые (рис. 1.29 -III) | |||
| Блоковые (рис. 1.29 -IV) | |||
| Приконтактовые | Соляным штоком (рис. 1.30 -I) | ||
| Осложненные грязевым диапиром. | |||
| Моноклиналей | Экранированные разрывом (-ами) (рис. 1.30 -II) | ||
| Экранированные флексурами и структурными носами (рис. 1.30 -III) | |||
| Синклиналей (рис. 1.30 -IV) | |||
| Литологический | Литологически экранированные | Участки выклинивания коллектора (рис. 1.31 -I) | |
| Фациального замещения (рис. 1.31 -II) | |||
| Экранированные битумной пробкой (рис. 1.31 -III) | |||
| Литологически ограниченные | Шнурковые, или рукавообразные | Русла палеорек (рис. 1.31 -IV) | |
| Дельты палеорек | |||
| Баровые тела (рис. 1.31 - V) | |||
| Линзы (рис. 1.31 -VI) | |||
| Стратиграфический | Структурно-стратиграфические (рис. 1.32 -I) | ||
| Останцовые (рис. 1.32 -II) | |||
| Выступовые 1.32 -III | |||
| Рифогенный (рис. 1.32 -IV) | Одиночных рифов | ||
| Ассоциаций рифов | |||
| Тектонический – жильный.[3][1] |
Рис. 1.28. Сводовые залежи нефти
I – простого, ненарушенного строения, II – осложненные разломом (сбросом), III – осложненные диапиром (вулканом, грязевым вулканом, соляным куполом). 1 – нефть (в разрезе), 2 – нефть (на структурной карте), 3 – стратоизогипсы, 4 – разлом на разрезе, 5 – разлом на структурной карте, 6 – коллектор (песок), 7 – флюидоупор (глина), диапир (соляной купол, вулканогенное образование) 9 – известняк, 10 – алевролит.
Рис. 1.29. Структурные сводовые висячие и структурные тектонически экранированные залежи антиклиналей I – висячая залежь простого, ненарушенного строения, II – тектонически - экранированная залежь, осложненная сбросом, III – поднадвиговая залежь, IV - блоковая залежь. Условные обозначения те же, что и на рис. 1.28.
Рис. 1.30. Структурные залежи - приконтактовые, моноклиналей и синклиналей. I – приконтактовая, II – моноклинали, осложненной разломом, III – моноклинали, осложненной структурным носом, IV - синклинали.
Условные обозначения те же, что и на рис. 1.28.
Рис. 1.31. Литологические залежи. Литологически экранированные - связанные с участками выклинивания коллектора - I, фациального замещения коллектора - II, экранированные битумной пробкой, III.
Литологически ограниченные: шнурковые, связанные с руслами и дельтами палеорек IV баровыми телами - V, линзами - VI.
Условные обозначения: 1 - линия выклинивания, 2 - битумная пробка, 3 - линия пересечения нефтеносного пласта с дневной поверхностью. Остальные обозначения те же, что и на рис. 1.28.
Рис. 1.32. Стратиграфические залежи. Структурно - стратиграфические - I, останцовые (связанные с палеохолмами палеорельефа) - II, выступовые, блоковые, (связанные с выступами блоков фундамента) III. Залежи рифогенного класса, -IV. Условные обозначения: 1 - срез подстилающих залежь толщ поверхностью несогласия, 2 - выступ фундамента, гипсово-ангидритовая толща, 4 - поверхность несогласия. Остальные обозначения те же, что и на рис. 1.28.
1.8.3.7. Консервация залежей.
Флюиды в ловушке распределяются по своему удельному весу. Сверху – газ, затем – нефть и внизу – вода. Залежи консерв