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.).
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
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 водонефтяной контакт (ВНК).
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.
КРАТКИЕ ВЫВОДЫ
Если применить подход автора пособия к излагаемому материалу, то и в данном разделе можно усмотреть возможность добавить к предложенной классификации тип природного резервуара связанный с гидротермальной проработкой карбонатных и кремнисто-карбонатных пород, проявившиеся в посткатагенетическую стадию изменения пород. Невозможно сказать о распространении подобного типа резервуаров, но он имеет место быть в палеозойских отложениях Томской области.
Если применить изложенное выше к описанным нами ранее породам-коллекторам Западно-Сибирского региона, в частности Томской области, то юрские и меловые отложения относятся к пластовым резервуарам, а вот относительно пород-коллекторов, развитых по отложениям палеозоя, можно сказать следующее.
В палеозойских отложениях до настоящего времени установлено два основных типа резервуаров. Это массивные литологически неоднородные, приуроченные к корам выветривания, развитых по поверхности палеозойских отложений, выведенных на доюрскую поверхность в период континентального стояния региона (Пермь-триас). Такие типы резервуаров, связанные с корами выветривания имеют площадное распространение и их мощность и сплошность зависят только от состава пород палеозойского возраста подвергающихся разрушению процессами выветривания. А так как коллекторы развиты преимущественно в органогенных карбонатных или кремнисто-карбонатных породах, смятых в складки, разбитые разломами на блоки, испытавшие различное смещение, то и резервуар будет массивный литологически однородный и массивный литологически неоднородный, в зависимости от того, однородный или неоднородный состав будет у палеозойских пород, выведенных на доюрскую поверхность.
Здесь можно добавить массивный тектонический тип резервуара.
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.
Трещинные резервуары проявляются в плотных породах, испытавших тектоническое дробление со смещением блоков один относительно другого с образованием зазора между блоками, позволяющего проявиться свободной циркуляции флюидов, таких как вода, нефть и газ. Особенностью таких резервуаров будет их малая протяженность и малая пропускная способность для флюида. Но могут быть и серии сближенных трещин одной направленности, которые в совокупности могут составить достаточно проницаемый резервуар значительной протяженности. Трещинный резервуар установлен по всей скважине Арчинской 40, где проницаемые участки разделены непроницаемыми (рис.4.10.).
Рис. 4.10. Палеозойские отложения скважины Арчинская 40, с вынесенными участками проявления трещинного и гидротермального тектонического резервуара по материалам автора пособия.
Если рассмотреть поинтервально данные ФЕС (пористость и проницаемость), то в скважине устанавливается развитие трещинноватых зон, где проявлен коллектор трещинного типа (см. подраздел «Краткие выводы» в главе «Породы-коллекторы), стр. 95 данного пособия». (Т) – проницаемость по трещинам, (М, Т) – проницаемость по трещинам и по матрице породы. Из этих трещинных коллекторов при испытании получены притоки конденсата, газа и нефти (табл. 12).
Табл. 12. Данные ФЕС по скважине Арчинской 40.
| Интервал, м | Кп, % | Кпр*10-3 мкм2 | Тип коллектора |
| 3031,5-3039,5 | 0,4 | 32,7 | - |
| 3039,5-3042,7 | 0,3 | - | - |
| 3042,7-3045,7 | 2,4 | 11,5 | VIB(T) |
| 3048,0-3050,0 | 0.9 | 24.8 | - |
| 3053,1-3056,5 | 0.9 | 17.8 | VIB(T) |
| 3059,3-3061,6 | 1.1 | 0.35 | - |
| 3065,6-3069,6 | 0.4 | 10.6 | - |
| 3069,6-3073,6 | 1.7 | 22.5 | VIB(T) |
| 3073,6-3077,6 | 0.4 | 20.1 | - |
| 3077,6-3081,6 | 1.4 | 14.7 | VIB(T) |
| 3081,6-3085,9 | 1.9 | 6.9 | VIB(M,T) |
| 3085,9-3090,0 | 0.4 | 13.2 | - |
| 3104,4-3107,0 | 0.2 | 16.0 | - |
Как частный случай трещинного резервуара можно предположить наличие в природе резервуара карстово-трещинного типа.
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.
КРАТКИЕ ВЫВОДЫ
Все описанные выше ловушки сформировались в процессе седиментогенеза. Вслед за нашими рассуждениями о наличие резервуаров, формирование которых связано с посткатагенетическим и тектоническим трещинным преобразованием отложений древнего возраста, логично предположить и развитие соответствующего типа ловушек нефти и газа.
Если развить наше предположение о наличие в доюрских образованиях Западной Сибири резервуаров, не классифицированных ранее, то в развитие этой темы можно порассуждать и о наличие аналогичного типа ловушек.
Вмассивных гидротермальных тектонически органиченных резервуарах могут сформироваться соответственно ловушки проявления выщелачивания по участкам между двумя сближенными разломами, назовём их гидротермальными тектонических зон ловушками.
Гидротермальные тектонических зон ловушки устанавливаются между сближенными разломами как зоны сплошного преобразования первичных карбонатных (и другого типа) пород, в которых, в результате этого преобразования сформировались породы-коллекторы, объединённые в единую систему трещинами. Такие ловушки формируются в участкам между двумя сближенными разломами. Они будут иметь узко линейное распространение в пределах отдельного тектонического блока, и будет ограничен разломами близкого простирания, ограничивающими зону воздействия гидротермальных процессов на сопредельные участки неизмененной породы, где коллектор не сформировался.
Подобную ловушку мы имеем на Урманской площади, блок со скважиной 11 (рис.4.12.). Здесь зона проявления вторичных преобразований наложена на кору выветривания площадного типа, проявившуюся в улучшении пустотного пространства пород, примыкающих к доюрской поверхности.
Рис. 4.12. Типы резервуаров, развитых в палеозойских породах Томской области. Урманская площадь – массивный однородный тип резервуара, Арчинская площадь – гидротермальный тектонический тип резервуара (по А.Э. Конторовичу, И.А. Иванову, А.Е. Ковешникову и др, 1991). Полые кружки – газ, черные – нефть.
Метасоматически-трешинные ловушки 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. Развитие подобных ловушек сопряжено с проявлением разломов и оперяющих их трещин. Пространственные очертания таких ловушек будут всегда линейно-наклонное. Особенностью данных ловушек – изменчивость значений ФЕС вдоль тектонической зоны и гидродинамическая сообщаемость всех участков проявления вторичных процессов, приведших к формированию пород0коллекторов в данной ловушке.
Трещинные ловушки могут иметь проявление в породах, не претерпевших интенсивного преобразования вторичными процессами. Это просто трещины в плотных породах. Их особенность – возможная большая протяжённость при малой ёмкости коллектора, проявленного в ловушке с одной стороны, и возможная связь такой ловушки со следующим типом ловушек – карстово-трещинных. В этом случае, ёмкость суммарно двух типов ловушек может значительно возрасти.
Трещинная ловушка установлена, вероятно, в скважине герасимовская 5, где палеозойские породы представлены окварцованными известняками, преобразованными процессами выщелачивания. Здесь выделено две зоны проявления процессов выщелачивания, разделённых непроницаемыим участком. Верхний связан с проявлением площадной коры выветривания при континентальном стоянии региона (пермь-триас), а нижний – с проявлением трещинной ловушки. Из того и другого участков при раздельном испытании получены притоки нефти (рис.4.13.).
Рис. 4.13. Палеозойские отложения скважины Герасимовская 5, с вынесенными участками проявления трещинных и гидротермальных тектонических ловушек (по материалам автора пособия).
На всех участках, где проведены испытания – получены притоки нефти. Если посмотреть на таблицу коллекторских свойств, то видно, что участки развития пород-коллекторов разделены непроницаемыми участками, где породы-коллектора отсутствуют. Следовательно, мы имеем дело с пространственно сопряжёнными ловушками трещинного или метасоматически-трещинного типа (табл. 14).
Табл. 14. Данные ФЕС по скважине Герасимовской 5.
| Интервал, м | Кп, % | Кпр*10-3 мкм2 | Тип коллектора |
| 2767-2774 | 14,5 | 0,58 | - |
| 2775,5-2782,5 | 17,8 | 0,8 | - |
| 2791,4-2794,4 | 10,9 | 1,18 | - |
| 2794,4-2799,4 | 10,6 | 0,1 | - |
| 2799,4-2804,7 | 20,4 | 4,6 | VБ |
| 2804,7-2810,3 | 5,5 | VIB(M,T) | |
| 2810,3-2813,3 | 19,5 | 83,7 | VБ |
| 2813,3-2818,3 | 3,3 | VIB(M,T) | |
| 2818,3-2820 | 19,3 | 6,3 | VIB(M) |
| 2820-2824 | 23,4 | 8,4 | VIB(М) |
| 2824-2828 | 10,1 | - | - |
| 2828-2830 | 5,05 | 4,6 | VIB(М, T) |
| 2841-2845 | 4,1 | 0,1 | - |
| 2850-2854 | 3,7 | 0,1 | - |
| 2854-2858 | 3,2 | 2,1 | VIB(М, T) |
| 2961-2866 | 8,6 | 5,6 | - |
| 2866-2869 | 2,9 | 0,3 | - |
| 2869-2873 | 9,2 | - | - |
| 2873-2875,5 | 5,6 | VIB(T) |
Карстово-трещинная ловушка является разновидностью трещинной или метасоматически-трещинной ловушки (соответствующее сочетание проявления вторичных процессов и трещинной тектоники).
В случае формирования карстовых полостей заполненных нефтью или газом, в том числе и через сопряжённую ловушку трещинного типа, мы будем иметь следующую картину. Наличие возможных образований подобного типа может быть косвенно подтверждено катастрофическими выбросами из контакта палеозоя и юрских отложений при бурении скважин в 70-ые годы в Томской области. Такие катастрофические выбросы задавливались, фонтанирование нефти прекращалось. В последующем, при попытке повторить выброс, скважины больше не фонтанировали. Это может быть связано с тем, что после ликвидации прорыва путём заполнения трещирной ловушки, вскрытой бурением, сопряжённой с карстовой полостью в результате заполнения участков трещин каким-то заполнителем при ликвидации выброса, в короткое время ловушка перестраивалась и по системе гидродинамически связанных тектонических каналов или трещин флюид перемещался в зоны, более благоприятные с точки зрения гидродинамики недр в данном участке.
Подобное явление мы наблюдаем в Томске на Белом озере, когда для ремонта чаши озера ключи, бившие на дне озера, были зацементированы, а после проведения благоустроительных работ никакие усилия строителей не смогли вызвать приток воды, считающейся целебной. Вода нашла другие пути выхода и источники забили под Воскресенской горой на улице Лермонтова.
ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА
Естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке, в количестве достаточном для промышленной разработки, (с единым ВНК) называется залежью (рис. 4.14., 4.15.).
Рис.4.14. Пластовая сводовая залежь, разбитая на блоки: а – общий вид, б – план, в - профиль. 1 – стратоизопсы экранирующей плоскости; 2 – стратоизогипсы кровли пласта; 3 – линии пересечения кровли и подошвы пласта с экранирующей плоскостью; 4 – водонефтяной контакт; 5 - залежь (по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову, 2004 г).
При изучении залежей выделяют такие понятия, как газонефтяной контакт и водонефтяной контакт.
Газонефтяной контакт (ГНК) определяется как граница 100 %-го содержания свободного газа и 100 %-го растворения газа в нефти. В этом случае наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть—газ представляет собой границу в смеси углеводородов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их затруднено. Особенно сложно установить ГНК при наличии большой газовой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки. Точное определение контактов особенно требуется для построения карт изопахит эффективной нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти (рис.4.15.).
Рис.4.15. Принципиальная схема сводовой залежи. а – геологический разрез, б – структурная карта. 1 – нефтяная часть залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – газовая часть залежи; 5 – внешний контур газоносности; 6 – внутренний контур газоносности. hг - высота газовой шапки; hн – высота нефтяной части залежи; hг + hн = h – высота залежи (по Э.А. Бакирову, В.И. Ермолкину, В.И. Ларину и др., 1980 г.), и по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову, 2004 г).
Водонефтяной контакт (ВНК) является границей, разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти в пласте уменьшается. Часть коллектора, в пределах которого наблюдается переход от чистой нефти к чистой воде, называется переходной зоной.
Наиболее тщательно должно быть установлено положение водонефтяного контакта в пологих структурах с небольшой высотой залежи нефти, так как погрешности, даже небольшие, сильно сказываются на точности подсчета запасов нефти. Наличие в песчаниках тонких прослоев глин сильно затрудняет определение положения водонефтяного контакта различными методами.
Для точного определения положения поверхности ВНК необходимо проводить следующий комплекс исследований: промысловые испытания скважин; изучение кернов; электрический и радиоактивный каротаж. Выделяют горизонтальные и наклонные ВНК. Для изучения характера поверхности ВНК в пределах залежи, определения положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, для построения карт эффективной нефтенасыщенной мощности строят карты изогипс поверхности ВНК.
Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен кровле пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.
Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).
Если в ловушке количество нефти и газа недостаточное для заполнения всей мощности пласта, то внутренние контуры газоносности и нефтеносности будут отсутствовать (у залежей в массивных резервуарах).
Длина, ширина и площадь залежи определяются по их проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).
Высотой залежи (высота нефтяной части залежи плюс высота газовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки.
При горизонтальном ВНК построение внутреннего и внешнего контура нефтеносности производится по структурной карте подошвы (внутренний контур) или кровли (внешний контур) пласта. Под номерами скважин подписывают абсолютные отметки ВНК. Затем на пропорциональном расстоянии между изогипсами проводят линию ВНК. Она не должна пересекать изогипсы, а трассируется параллельно им.
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.
Э.А. Бакиров выделяет четыре класса залежей, включающие группы: структурные (антиклиналей и куполов; и моноклиналей, синклиналей), рифогенные (рифовых массивов), литологические (литологически экранированные и литологически ограниченные), стратиграфические (в коллекторах под несогласиями). Каждая группа в свою очередь подразделяется на типы.
КЛАССЫЗАЛЕЖЕЙ
Все залежи сгруппированы в классы: структурных, рифогенных, литологических, стратиграфических.
1. КЛАСС СТРУКТУРНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ:
а) группа залежей антиклиналей и куполов; типы: сводовые, висячие, тектонически экранированные осложненные сбросом, тектонически экранированные поднадвиговые, блоковые, приконтактовые),
б) группа моноклиналей; типы: экранированных моноклиналей, -дизъюнктивно экранированных; стратиграфически экранированных; литологически экранированных; гидрогеологически экранированных. моноклиналей, осложненных разломом, моноклиналей, осложненных структурным носом,
в) группа синклиналей (дальнейшего подразделения не имеет).
2. КЛАСС РИФОГЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ включает одну группу - рифовых массивов, включает: Залежи в рифогенных образованиях:
а) погребенные рифогенные сооружения,
б) сформированными рифостроящими организмами в морских условиях
3. КЛАСС ЛИТОЛОГИЧЕСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ:
а) группа залежей литологически экранированных: 1-располагаются в участках выклинивания пласта-коллектора; 2-фациального замещения пласта-коллектора; 3-экранированного битумной пробкой;
б) группа залежейлитологически ограниченных: 4-шнурковые, связанные с дельтами и руслами палеорек; 5) баровыми телами; 6) линзами.
4. КЛАСС СТРАТИГРАФИЧЕСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ: Структурно-стратиграфические: типы: 1-стратиграфические; 2-останцовые, связанные с палеохолмами палеорельефа; 3-выступовые, блоковые, связанные с выступами блоков фундамента;