Геология нефти и газа

35

Размещено на http://www.allbest.ru/

Геология нефти и газа

1.Свойства и состав нефтей и природных газов

Существует несколько определений понятия "нефть". Это связано с существованием двух различных точек зрения на принцип построения определения:

за основу принимается характеристика свойств и состава нефти - "Нефти являются смесями сложных органических соединений, в которых преобладают углеводороды (УВ)" (В.И. Вернадский, 1934 г.);

за основу берется генетический признак, как он мыслится на уровне современной науки - "Нефть - это выделившиеся в отдельную фазу наиболее стойкие жидкие гидрофобные продукты фоссилизации органического вещества, захороненного в субаквальных отложениях" (Н.Б. Вассоевич, 1967 г.).

Наиболее общим подходом к проблеме, будет рассмотрение нефти как физико-химической системы - природного углеводородного раствора, очень сложного, многокомпонентного и разнообразного по составу, свойствам и соотношению этих компонентов (А.Н. Гусева, 1978).

Каждый раствор состоит из растворителя и растворенного вещества. В качестве растворителя в нефти можно рассматривать жидкие углеводороды (в поверхностных условиях), а растворенным веществом будут являться газы, твердые углеводороды и неуглеводородные соединения.

Нефть с одной стороны является истинным раствором, с другой - коллоидным. Коллоидные частицы в нефти сформированы из асфальтенов с сорбированными на их поверхности смолами и более низкомолекулярными соединениями (дисперсная фаза). Остальная часть жидкого растворителя называется дисперсионной средой (рис. 1).



Рис. 1 Схема коллоидной частицы: 1 - асфальтены (ядро); 2 - смолистые вещества (сольватная оболочка); 3 - переходная зона; 4 - жидкие УВ нефти (дисперсионная среда).

Нефть состоит из основных органогенных элементов: углерода, водорода, кислорода, серы, азота, и, в меньшей степени, фосфора (табл. 1).

Таблица 1. Элементный состав нефтей

Элементы	Нефть, вес %
Углерод	82-86
Водород	12-14
Кислород	0,n-2
Сера	0,0n-6 (максимум 10)
Азот	0,05-1,5 (максимум 2)
Фосфор	0,n

Также в нефти можно найти почти все элементы периодической системы Менделеева. В разных нефтях их концентрации различны и незначительны. Поэтому они называются микроэлементами. Среди микроэлементов преобладают ванадий и никель.

В составе нефти выделяют также группы компонентов, близких по составу и свойствам: асфальтены, асфальтеновые кислоты, смолы, масла, твердые парафины.

Выделяемые группы компонентов являются аналитическими, то есть полученными в результате разрушения образца нефти растворителями и анализа образовавшихся частей природного углеводородного раствора. В разных нефтях выделенные аналитические группы имеют неодинаковый состав.

В качестве растворителей используют петролейный эфир ("легкий" с температурой кипения 40-700С и "тяжелый" с температурой кипения 70-1000С), бензол, спирт, спиртобензол. Вначале путем добавления к нефти "легкого" петролейного эфира получают две группы компонентов: мальтены, растворившиеся в смеси петролейного эфира и нефти и асфальтены, оставшиеся нерастворенными.

В свою очередь, выпавшие в осадок асфальтены осаждаются на бумажном фильтре и разделяются на асфальтеновые кислоты (смываются с фильтра спиртом) и собственно асфальтены (остающиеся на фильтре).

Мальтены состоят из масел и смол, которые выделяются путем адсорбции на силикагеле. Десорбируют масла "тяжелым" петролейным эфиром, а смолы - бензолом (получая при этом нейтральные смолы) и спиртобензолом (кислые смолы). Масла состоят только из углеводородов, из них выделяется группа высокомолекулярных n-алканов (С16 и выше), называемая твердыми парафинами.

Смолы и асфальтены часто объединяются под общим названием асфальтено-смолистые вещества.

Углеводородную часть состава нефти образуют три основные класса углеводородных соединений.

1. Алкановые (парафиновые, метановые) - соединения с открытой цепью и простыми связями между атомами углерода. Являются насыщенными (предельными) углеводородами. Гомологический ряд имеет формулу СnH2n+2.

Алканы с неразветвленной цепью называются нормальными (n-алканы, n-парафины). Алканы, имеющие в строении разветвленную открытую цепь, называются изоалканами (i-алканы, i-парафины) (рис. 2).



Рис. 2 Структура алканов

2. Циклановые (циклоалкановые, циклопарафиновые, нафтены) - соединения, имеющие в своей основе замкнутую цепь (кольцо) из метиленовых (СН2) групп. Поэтому называются также полиметиленовыми углеводородами. Могут содержать один (моноциклические нафтены) или два и более (полициклические нафтены) кольца. Гомологический ряд моноциклических нафтенов - СnH2n, бициклических - СnH2n-2, трициклических - СnH2n-4. Являются, наряду с алканами, предельными углеводородами. В нефтях содержатся нафтены с пятью и с шестью атомами углерода в кольце (циклопентаны и циклогексаны). В некоторых нефтях обнаружены нафтены с семичленными циклами, но их количество крайне незначительно. Кольца с числом атомов углерода меньше 5 и больше 7 в нефти не обнаружены (рис. 3).

Рис. 3 Структура цикланов (нафтенов)

3. Арены (ароматические) - содержат в своей структуре бензольное кольцо. Делятся на моноарены (бензол и его гомологи - СnH2n-6), и полиарены (бициклические - СnH2n-12(14); трициклические - СnH2n-14(16)). Являются ненасыщенными (непредельными) углеводородами (рис. 4).



Рис. 4 Структура Аренов

Кроме трех основных классов углеводородов, в нефтях обнаружены также алкены (олефины) - соединения, в которых два или большее число атомов углерода имеют двойные связи (СnH2n-2). В нефтях встречаются в виде следов, так как обладают слабой устойчивостью и распадаются с образованием алканов. Так же, как и арены, являются ненасыщенными углеводородами.

Помимо углеводородных соединений в нефтях присутствует и достаточное количество соединений неуглеводородной природы (гетероатомные соединения), то есть содержащих в молекуле атомы азота, серы и кислорода, называемых гетероэлементами. Из гетероатомных соединений, в основном, состоят асфальтено-смолистые компоненты нефтей.

Природные газы - это все газообразные вещества, известные в природе. Наибольшее значение среди них имеют горючие (углеводородные) газы, поэтому в практике часто под природными газами понимают именно горючие газы, хотя это не совсем верно. Кроме углеводородных к основным химическим типам природных газов относятся углекислые и азотные газы.

Горючие газы представляют собой природную смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. В пластовых условиях углеводородный газ может образовывать отдельные скопления - газовые залежи или газовые шапки нефтегазовых месторождений. В таком случае газ называется свободным. Если газ растворен в массе жидкого флюида, тогда он носит название растворенного. Обнаружены также газогидраты - твердые вещества, похожие на снег или лед, и состоящие из молекул углеводородных газов, внедренных в кристаллическую решетку воды.

К основным компонентам пластового газа относят метан и его гомологи (этан, пропан, бутаны). Также часто газ содержит сероводород, гелий, углекислый газ, азот и инертные газы, иногда ртуть. По составу углеводородов газы подразделяются на сухие и жирные. Сухие углеводородные газы состоят преимущественно из метана, содержание этана и пропана - в пределах нескольких процентов. Более тяжелые углеводороды встречаются в десятых и сотых долях процента или отсутствуют. Жирные углеводородные газы содержат углеводороды от метана до декана, а также следы УВ от С11 до С16.

2.Классификация нефтей

К настоящему времени существует множество классификаций нефтей. Цели создания этих классификаций различны и зависят, в основном, от того, в какой области науки или производства используется тот или иной тип классификации. Соответственно различаются физико-химические параметры, на которых эти классификации основаны: нефтепереработчиков больше всего интересует процентное содержание, химический состав и физические свойства (вязкость, температура застывания, содержание серы и т.д.) фракций при последовательной перегонке нефти (бензина, керосина и т.д.); геологам и геохимикам необходимо проводить идентификацию нефтей с целью сопоставления их с органическим веществом материнских пород, определения эволюции нефтей (используются химические и структурные данные о групповом и индивидуальном составе нефтей).

Технологическая классификация нефтей (ГОСТ 912-66), используемая на нефтеперерабатывающих заводах России приведена в табл. 2.

Таблица 2. Технологическая классификация нефтей

Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации (например - IТ1М1И1П1). Используется такая классификация в основном для сортировки нефти, поступающей на предприятие по ее переработке.

Существует ряд классификаций, применяющихся в пределах определенных нефтегазоносных территорий. Зачастую в них используется один (чаще всего плотность) или несколько физико-химических параметров (табл. 3).

Таблица 3 Классификация нефтей (А.Э. Конторович).

Индекс нефти	Плотность, кг/м3	Содержание фракции н.к.-200 0С, %	Содержание серы, %	Содержание асфальтено - смолистых веществ, %	Содержание твердых парафинов, %
0	800	25	0,5	10	5
1	800-840	25-50	0,5-1,0	10-20	5-10
2	840-880	50-75	1,0-3,0	20-35	10
3	880-920	75-100	3
4	920

Таблица 4 Классификация нефтей по групповому углеводородному составу (Н.Б. Вассоевич и др.).

Класс нефти	Содержание углеводородов, %
	Метановые	Нафтеновые	Ароматические
Однокомпонентные 1. Метановый 2. Нафтеновый 3. Ароматический	80-100 0-10 0-10	0-10 80-100 0-10	0-10 0-10 80-100
Двухкомпонентные 4. Нафтено-метановый 5. Нафтено-метановый 6. Метано-нафтеновый 7. Метано-нафтеновый	65-80 45-75 25-50 10-25	10-25 25-50 45-75 65-90	0-10 0-10 0-10 0-10
Трехкомпонентные 8. Нафтено-ароматико-метановый 9. Ароматико-нафтеново-метановый	50-80 37,5-65	10-25 25-45	10-25 10-25

Однако наиболее полные классификации отражают как физико-химические свойства нефтей, так и их состав (чаще всего - групповой или структурно-групповой). К числу таковых можно отнести типизацию нефтей Ботневой Т.А. (1987) и классификацию Старобинеца И.С. (1986).

1. По соотношению метановых и нафтеновых углеводородов (М/Н) в бензиновой фракции (н.к.-200 0С) нефти делятся на 6 типов:

Таблица 5

Тип нефтей	М/Н	Индекс
Метановые	1	I
Метано-нафтеновые	0,99-0,7	II
Нафтено-метановые	0,69-0,5	III
Нафтено-метано-ароматические	0,49-0,41	IV
Нафтено-ароматические	0,4-0,3	V
Нафтеновые	0,3	VI

Нефти, в которых отсутствует бензиновая фракция, по соотношению парафино-нафтеновых и нафтено-ароматических УВ (ПН/НА) во фракции, выкипающей свыше 200 0С, подразделены на 3 типа:

2. В пределах типа нефти делятся по плотности на 4 группы:

Таблица 6

Группа нефтей	Плотность, кг/м3	Индекс
Легкие	850	1
Средние	851-870	2
Тяжелые	871-900	3
Очень тяжелые	900	4

3. Далее используются данные о содержании других компонентов:

Таблица 7

Категория нефтей	Показатель	Индекс
Содержание асфальтено-смолистых веществ, %
Малосмолистые	10	См1
Смолистые	11-20	См2
Высокосмолистые	20	См3
Содержание серы, %
Малосернистые	0,5	СР1
Сернистые	0,51-2	СР2
Высокосернистые	2	СР3
Содержание твердых парафинов, %
Малопарафинистые	1,5	Пр1
Парафинистые	1,51-6	Пр2
Высокопарафинистые	6	Пр3

Используя классификационные индексы, тип нефти можно представить в виде формулы. Нефть метановая средняя малосмолистая малосернистая парафинистая имеет формулу I.2.См1.Ср1.Пр2.

3.Типизация нефтей (И.С. Старобинец)

1. По групповому углеводородному составу бензиновых и структурно-групповому составу фракций, выкипающих до 500 0С (Са, Сн и Сп - молярное содержание углерода в ароматических циклах, нафтеновых и метановых УВ по данным кольцевого анализа) нефти делятся на:

метановые (М), М60 %, Сп60 %;

нафтеновые (Н), Н60 %, Сн50-60 %;

метано-нафтеновые (МН), М+Н60 % (МНА), Сп+Сн60 (СпСнСа);

нафтено-метановые (НМ), М+Н60 % (НМА), Сп+Сн60 % (СнСа);

метано-ароматические (МА), М+А60 % (МАН), Сп+Са60 % (СмСаСн);

нафтено-ароматические (НА), Н+А60 % (НАМ), Сн+Са60 % (СнСа).

2. По содержанию смолистых веществ (сумма асфальтенов и смол):

малосмолистые (СМ1) - менее 5 %;

смолистые (СМ2) - 6-15 %;

высокосмолистые (СМ3) - более 15 %.

3. По содержанию серы:

малосернистые (S1) - менее 0,5 %;

среднесернистые (S2) - 0,6-1 %;

сернистые (S3) - 1-2 %;

высокосернистые (S4) - более 2 %.

4. По содержанию твердых парафинов:

практически беспарафинистые (П1) - менее 0,5 %;

малопарафинистые (П2) - 1-3 %;

парафинистые (П3) - 3-8 %;

высокопарафинистые (П4) - более 8 %.

5. По выходу бензиновых фракций (н.к.-200 0С):

низкобензиновые (Б1) - 0-5 %;

среднебензиновые (Б2) - 5-15 %;

бензиновые (Б3) - 15-30 %;

высокобензиновые (Б4) - более 30 %.

Используя индексы можно охарактеризовать тип нефти в целом. Метано-нафтеновая бензиновая высокопарафинистая сернистая смолистая нефть будет иметь индекс МН Б3 П2 S2 СМ2. Существует также множество графических классификаций. Одной из наиболее распространенных является классификация нефтей с использованием треугольной диаграммы (Б.Тиссо, Д.Вельте). Отличительной особенностью рассматриваемой классификации является учет влияния различных факторов преобразования углеводородов в природных условиях, то есть можно определить эволюционную направленность превращения нефтей (рис. 5).

Рис. 5 Классификация нефтей (Б. Тиссо и Д.Вельте)

4.Классификация газов

Разными исследователями были рекомендованы те или иные классификации газов (В.А. Соколов, А.А. Карцев, М.И. Суббота, И.С. Старобинец и др.).

Химическая классификация природных газов, охватывающая наиболее часто встречающиеся в природе газы, разработана Н.А. Еременко и С.П. Максимовым (1953 г.). Согласно классификации выделяются десять классов газов. Для отнесения газа к тому или иному классу используют выражение данных химических анализов газа на треугольнике (рис. 6).

Рис. 6 Типизация природных газов (Н.А. Еременко, С.П. Максимов).

5.Типизация углеводородных газов (И.С. Старобинец)

Классификация основана на определении содержания отдельных компонентов в составе углеводородных газов (табл. 5).

В данной классификации используется коэффициент жирности газа (а = С2+высш/СН4*100):

Таблица 5. Типизация углеводородных газов (И.С. Старобинец).

Тип газов	Показатель	Индекс
	Коэффициент жирности газов
Сухие	0,3-8	а1
Полужирные	8-20	а2
Жирные	20-30	а3
Высокожирные	30	а4
	Содержание азота, %
Низкоазотные	5	N21
Азотные	5-15	N22
Высокоазотные	15-30	N23
Аномально азотные	30	N24
	Содержание сероводорода, %
Низкосернистые	0,5	H2S1
Сернистые	0,5-2	H2S2
Высокосернистые	2-6	H2S3
Аномально сернистые	6	H2S4
	Содержание углекислого газа, %
Низкоуглекислые	2	CO21
Углекислые	2-10	CO22
Высокоуглекислые	10-20	CO23
Аномально углекислые	20	CO24
	Содержание гелия, %
Низкогелиеносные	0,1	He1
Гелиеносные	0,1-1	He2
Высокогелиеносные	1	He3
Содержание газового конденсата, г/м3 (для газа из газоконденсатных залежей)
Низкоконденсатные	50	КГ1
Конденсатные	50-200	КГ2
Высококонденсатные	200	КГ3
Содержание газового бензина, г/м3 (для попутного газа из нефтяных залежей) (1 % С5+высш = 36 г/м3)
Низкобензиновые	50	БГ1
Бензиновые	50-200	БГ2
Высокобензиновые	200	БГ3

По классификации, сухие низкоконденсатные бессернистые углекислые низкоазотные низкогелиеносные газы имеют условное обозначение а1 КГ1 H2S1 CO22 N21 He1.

6.Породы-коллекторы и покрышки

нефть органический газ

Природный резервуар нефти и газа представляет собой естественное вместилище жидких и газообразных веществ (флюидов), в котором может происходить их миграция. Природные резервуары состоят из двух элементов - коллекторского тела и ограничивающего его флюидоупора (экраны, покрышки). Коллекторское тело (пласт, толща, линза) слагается пористыми, проницаемыми породами, благодаря чему под влиянием внешних сил в них возможно перемещение УВ, воды и других флюидов. Непроницаемые или мало проницаемые пласты и толщи пород-флюидоупоров перекрывают коллекторское тело сверху, часто подстилают снизу и даже окружают со всех сторон. Такое ограничение препятствует рассеиванию флюидов в окружающем пространстве.

Породы, содержащие жидкие или газообразные флюиды и, отдающие их при разработке, называют коллекторами. Они могут быть различными по генезису - осадочные, магматические и метаморфические (табл. 6). Способность пород вмещать и отдавать при разработке нефть, газ и воду неодинаковы. Основные признаки, характеризующие качество пород-коллекторов - пористость, проницаемость и насыщенность пор флюидами. Коллекторские свойства осадочных пород зависят от литологического состава, физико-химических и геологических факторов.

К поровому типу коллекторов отнесены породы - коллекторы, в которых мелкие поры (1мм и мельче) более или менее изометричной формы, соединены между собой проводящими (поровыми) каналами. Диапазон изменения объема порового пространства очень большой - от единиц до нескольких десятков процентов (40-50%), очень сильно варьирует проницаемость - от 10-16 до 10-12 м2. Общая особенность коллекторов порового типа, если их поровое пространство не заполнено УВ, постепенное понижение коллекторских свойств с глубиной за счет уплотнения пород, минерального новообразования и др. процессов.

Трещинный тип породы-коллектора характеризуется тем, что фильтрующее поровое пространство в нем представлено открытыми (зияющими) трещинами. Трещинный коллектор обладает низкой трещинной пористостью, не более 2,5-3%. В породах могут быть и межзерновые (межгранулярные) поры, однако их суммарный объем не более 5-7%, к тому же часть таких пор оказывается изолированной. В большинстве случаев трещинный коллектор вторичный, постдиагенетический.

К смешанному (сложному) типу относятся породы-коллекторы, в которых сочетаются различные виды порового пространства: межзерновой, трещинный, каверновый, межформенный, внутриформенный и др. Эти сочетания могут быть неодинаковыми. Поэтому при характеристике коллекторов название ведущего вида пор помещается в конце определения. Например, смешанный, каверново-трещинный тип коллектора следует понимать как коллектор, в котором главная роль принадлежит трещинам, хотя объем порового пространства каверн может быть больше объема трещин. Коллекторские свойства пород-коллекторов смешанного типа изменяются в широком диапазоне.

Таблица 6 Классификация пород-коллекторов нефти и газа.

Тип горных пород	Тип коллектора	Вид порового пространства	Характерные литологические разности пород
Обломочные	поровый	межзерновой	Пески, песчаники, алевриты, алевролиты, промеж. разности пород
	трещинный	трещинный	Песчаники и алевролиты регенерационной структуры, прочные песчаники и алевролиты с карбонатным цементом
	смешанный (сложный)	Меж. трещинный	Прочные песчаники и алевролиты с остаточной межзерновой пористостью
Карбонатные	поровый	межформенный	Биогенные, биохемогенные, оолитовые известняки и доломиты
		внутриформенный	Биоморфные (фораминиферовые, гастроподовые, коралловые) известняки
		межзерновой	Дол. и доломитовые хемогенные и криптогенные известняки, доломиты
	трещинный	трещинный	Крип. доломиты, извест. хемогенные окремнелые и глинисто-кремнистые
	смешанный (сложный)	Межз., Трещ. каверновый	Уплотненные известняки и доломиты различного генезиса
Глинистые	трещинный	трещинный	Аргиллиты известковистые, аргиллиты известково-кремнистые
Магматические и метаморфические коры выветривания, кремнистые, сульфатные	поровый	межзерновой	Коры выветривания гранитов, гнейсов, силициты
	трещинный	трещинный	Метаморфические сланцы, серпентиниты, андезиты, кремнистые породы, ангидриты
	смешанный (сложный)	межзерновой, трещинный	Серпентиниты, андезиты

Флюидоупоры предотвращают от рассеивания в окружающем пространстве жидкие и газообразные флюиды, содержащиеся в пласте-коллекторе. Флюидоупоры по своей природе могут быть плотностными и динамическими.

Плотностные флюидоупоры возникают вследствие сильного уплотнения пород уже на начальных стадиях катагенеза. Их экранирующая способность определяется малым размером пор, через которые невозможна или крайне затруднена фильтрация жидкостей или газов. Такие экранирующие толщи формируются, прежде всего, за счет хемогенных пород - каменных солей, ангидритов, гипсов, некоторых известняков.

Динамические флюидоупоры возникают из интенсивно уплотняющихся пород. Их пористость с погружением снижается быстрее, чем у окружающих пород, вследствие чего происходит отжатие флюидов (в основном свободной воды) в соседние менее уплотненные породы. За счет этого пористые и даже обладающие невысокой проницаемостью пласты глинистых пород становятся экранами на пути фильтрации флюидов, находящихся в нижележащих песчаных или алевритовых породах. Динамические пласты-экраны по мере погружения и дальнейшего уплотнения переходят в обычные плотностные.

Породы-флюидоупоры в отличие от пород-коллекторов имеют чрезвычайно низкую проницаемость (менее 1.10-17 м2) и через них практически не осуществляется фильтрация жидкостей и газов, если и существует естественный отток УВ из залежи через покрышку, то он не более, чем приток (в противном случае скопление УВ может рассеяться).

Качество пород-флюидоупоров определяется литологическими признаками (минеральный состав, строение пород и др.) и геологическими факторами.

Наиболее эффективной экранирующей способностью обладает толщи каменной соли. Качество глинистых покрышек непостоянно: глубже 2,5-3,5 км их пластичность уменьшается и они переходят в аргиллиты, экранирующие свойства, которых, менее надежны. Далее по экранирующим свойствам располагаются мергели, ангидриты, известняки.

7.Классификация и типы природных резервуаров и ловушек нефти и газа

Природный резервуар - естественное вместилище нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов (И.О. Брод, Н.А. Ерёменко).

Форма природного резервуара определяется соотношением в разрезе и по площади пород-коллекторов с вмещающими их слабо проницаемыми породами. Выделяются три типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные.

Пластовый резервуар - совокупность проницаемых пород-коллекторов, ограниченных у кровли и подошвы непроницаемыми породами (рис. 7). Обычно представлены терригенными породами и хорошо выдержаны по литологии и мощности.

Массивный резервуар - совокупность проницаемых литологически однородных или неоднородных пород-коллекторов, ограниченных в отличие от пластовых резервуаров непроницаемыми породами только у кровли или у размытой поверхности отложений, слагающих эрозионные выступы. Различают однородно-массивные и неоднородно-массивные природные резервуары.

К литологически ограниченным резервуарам относят в основном проницаемые породы-коллекторы, окружённые со всех сторон слабопроницаемыми породами (линзовидные тела). К ним также относятся резервуары, образующиеся в результате появления локальной трещиноватости или кавернозности, вследствие выщелачивания пород подземными водами, а также резервуары, возникшие вследствие ухудшения коллекторских свойств, пласта в связи с литологической изменчивостью.



Рис. 7 Типы природных резервуаров: а - пластовый; б - однородно-массивный; в - неоднородно-массивный; г-д - литологически ограниченный; е - пластово-массивный; 1 - породы покрышки; 2 - породы-коллекторы; 3 - поверхность несогласия.

В природе часто выделяют и пластово-массивные резервуары, которые на отдельных участках разреза имеют характер пластовых, хотя в целом выступают как массивные, т.е. представляют собой единую гидродинамическую систему, вследствие чего водонефтяные и (или) газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке.

Ловушка - часть природного резервуара, в которой благодаря отсутствию движения флюидов последние распределяются согласно закону гравитации.

В зависимости от причин, обуславливающих возникновение ловушек, различают структурный, стратиграфический и литологический типы. Последние два называют неструктурными ловушками.

К ловушкам структурного типа относят в основном сводовые и тектонически-экранированные (рис. 8).



Рис. 8 Типы ловушек структурного типа: а - сводовая ловушка; б - тектонически-экранированная ловушка. 1 - нефть на разрезе; 2 - нефть в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 - тектонические нарушения; 5 - известняки; 6 - вулканогенные образования; 7 - соляной шток; 8 - пески; 9 - глины; 10 - грязевой вулканизм и диапиризм; 11 - аргиллиты.

Формирование ловушек литологического типа обусловлено литологической изменчивостью пород-коллекторов: выклиниванием песчаников и алевролитов по восстанию слоёв, изменением пористости и проницаемости коллекторов, а также трещиноватостью и другими причинами (рис. 9). Часто литологические ловушки представлены песчаными линзами преимущественно глинистых толщ, или в аллювиальных отложениях русел палеорек. Ловушками литологического типа также называют рифовые тела. Ловушки стратиграфического типа возникают при несогласном перекрытии головных частей размытых пород-коллекторов непроницаемыми толщами. Внекоторых случаях ловушки образуются в результате появления гидродинамического экрана, созданным напором вод, циркулирующих по тектоническим нарушениям или по поверхности стратиграфического несогласия (рис. 10).



Рис. 9 Типы ловушек литологического типа: а - литологически-экранированная; б - литологически-ограниченная; в - приуроченная к рифовому массиву.

Рис. 10 Типы ловушек стратиграфического типа: а - в присводовой части антиклинали; б - на моноклинали.

8.Классификация залежей нефти и газа

Под залежью нефти и газа понимается единичное скопление этих полезных ископаемых. Иногда такое скопление именуют элементарным, локальным, изолированным либо ограниченным со всех сторон. Понятие «залежь нефти и газа» различными авторами определяется по-разному:

И.О. Брод - ограниченное со всех сторон скопление нефти и газа в природном резервуаре;

И.О. Брод, Н.Л. Еременко - всякое элементарное единичное скопление нефти и газа (аналогичное определение дали К.Г Лаликер, А.И. Леворсен и др.);

М.К. Калинко - крупное скопление нефти в горных породах, которое имеет объем более 10 м3 и представляет непрерывную фазу толщиной не менее 0,1 м или изолированное скопление газа в недрах которое занимает объем (в пластовых условиях) более 1000 м3;

А.А. Бакиров - естественное локальное скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах.

Если скопление достаточно велико и разработка его рентабельна оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условно. По мере развития методов извлечения жидких и газообразных полезных ископаемых из горных пород меняется оценка залежи с точки зрения рентабельности ее разработки.

Основными параметрами залежи являются качество и количество находящихся в ней нефти, газа и конденсата. Форма и условия залегания их определяются типами природного резервуара и ловушки, температурой, давлением и естественным режимом (энергией) залежи.

Классификация залежей нефти и газа напрямую связана с классификацией ловушек углеводородов и приведена в табл. 7.

Таблица 7 Классификация залежей нефти и газа.

Класс	Группа	Тип	Вид ловушки
Структурный	Залежи антиклиналей и куполов	Сводовые	Антиклинали и купола простого ненарушенного строения (рис. 11а);
			Ослож. разрывными нарушениями (рис. 11б);
			осложненные диапиризмом и грязевым вулканизмом (рис. 11в).
			Солянокупольные структуры (рис. 11г).
			Структуры, осложненные вулканогенными образованиями (рис. 11в).
Класс	Группа	Тип	Вид ловушки
Структурный	Залежи антиклиналей и куполов	Висячие	Структуры: простого и сложного строения (рис. 12а,б);
			осложненные диапиризмом (рис. 12в);
			грязевым вулканизмом (рис. 12в).
		Тектонически экранированные	Структуры, осложненные разрывными нарушениями (рис. 13а,б);
			Диапир. и грязевым вулканизмом (рис. 13в).
			Солянокупольные структуры, осложненные вулканогенными образованиями (рис. 13г).
			Поднадвиговые структуры (рис. 13д).
		Блоковые	осложнённые дизъюн. нарушениями (рис. 14а);
			осложнённые солянокупольными структурами (рис. 14б);
			осложнённые диапиризмом, грязевым вулканизмом, вулкан. образованиями (рис. 14в).
		Приконтактные	Пласты, экранир.: соляным штоком (рис. 15а);
			диапировым ядром или образованиями грязевого вулканизма (рис. 15б);
			вулканогенными образованиями (рис. 15в).
	Залежи моноклиналей	Нарушенных моноклиналей	Экранированные разрывными нарушениями моноклинали (рис. 16а).
		Ненарушенных моноклиналей	Флексуры и структурные носы (рис. 16б,в).
	Залежи синклиналей		Бортовые и центральные части синклиналей (рис. 17).
Окончание таблицы 7
Класс	Группа	Тип	Вид ловушки
Рифогенный	Залежи рифовых массивов		Рифогенные образования (рис. 18а,б).
Литоло- гический	Залежи литологически экранированные	Выклинивающихся или замещенных коллекторов	Участки выклинивания коллекторов вверх по восстанию пластов замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 19а,б).
		Экранированные асфальтом	Экранированные отложениями асфальта и битума (рис. 19в).
	Залежи литологически ограниченные	Шнурковые или рукавообразные	Песчаные образования ископаемых русл палеорек, прибрежно-дельтовые образования палеорек (рис. 20а).
		Баровые	Песчаные валоподобные образования ископаемых баров (рис. 20б).
		Линзовидные	Линзовидно или гнездообразно залегающие кол. среди непроницаемых пород (рис. 20в).
Стратигра-фический	Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых несогласно залегающими слоями непроницаемых пород	Под несогласиями на тектонических структурах	Участки стратиграфических несогласий на антиклиналях или моноклиналях (рис. 21а,б).
		Останцовые	Участки эродированной поверхности погребенных останцов палеорельефа (рис. 21в).
		Выступовые	Выступы кристаллического фундамента (рис. 21г).
Литолого-стратигра-фический	Залежи литолого-стратиграфических экранов		Участки выклинивающихся пластов под стратиграфическими несогласиями (рис. 21а,б,в,г).

Рис. 11 Сводовые залежи: а - ненарушенные; б - нарушенные; в - структур, осложнённых криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г - солянокупольных структур.

Рис. 12 Висячие залежи: а - простого ненарушенного строения; б - осложнённых разрывным нарушением; в - осложнённых диапиризмом или вулканогенными образованиями.



Рис. 13 Тектонически экранированные залежи: а - присбросовые; б - привзбросовые; в - осложнённые диапиризмом или грязевым вулканизмом; г - солянокупольных структур; д - поднадвиговые.

Рис. 14 Блоковые залежи: а - осложнённые дизъюнктивными нарушениями; б - осложнённые солянокупольными структурами; в - осложнённые диапиризмом, грязевым вулканизмом, вулканогенными образованиями.

Рис. 15 Приконтактные залежи: а - с соляными штоками; б - с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма; в - с вулканогенными образованиями.



Рис. 16 Залежи моноклинальных структур: а - экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б - связанные с флексурными осложнениями моноклиналей; в - связанные со структурными носами на моноклиналях.

Рис. 17 Залежи синклинальных структур.

Рис. 18 Залежи рифогенных образований: а - приуроченные к одиночным рифовым массивам; б - приуроченные к группе (ассоциации) рифовых массивов.



Рис. 19 Литологически экранированные залежи: а - приуроченные к участкам выклинивания пласта-коллектора по восстанию слоёв; б - приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в - экранированные асфальтом.

Рис. 20 Литологически ограниченные залежи: а - приуроченные к песчаным отложениям ископаемых русл палеорек; б - приуроченные к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров; в - приуроченные к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам.



Рис. 21 Залежи связанные со стратиграфическими (литолого-страти-графическими) несогласиями: а - в пределах локальных структур; б - на моноклиналях; в - на поверхности погребённых останцев палеорельефа; г - на поверхности погребённых выступов кристаллических пород.

9.Классификация месторождений нефти и газа

Приведенные ниже определения понятия «месторождение нефти и газа», данные разными авторами, показывают, что оно трактуется достаточно сходно:

И. М. Губкин - всякое более или менее значительное естественное скопление нефти в земной коре;

И. О. Брод - совокупность залежей нефти к газа, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади;

А. И. Леворсен - совокупность залежей, приуроченных к единому структурному элементу или тесно связанных друг с другом любым иным образом;

Н. А. Еременко - участок земной коры определенного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа;

Н. Б. Вассоевич, М. К. Калипко - участок земной коры (обычно стратисферы), с которым связана одна или несколько залежей газа, нефти или других нафтидов;

В. Б. Оленин - участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей нефти и (или) газа в ловушках, формирование которых обусловлено генезисом и строением этого участка;

А. А. Бакиров - местоскопление нефти и газа - это ассоциация (совокупность) единичных их скоплений (залежей), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, расположенным на одной локальной площади. Термин «месторождение нефти и газа» неверен по смыслу, т.к. часто нефть добывают далеко от того места, где она зародилась, поэтому его нужно заменить на термин «местоскопление нефти и газа»;

Н.Б. Вассоевичем, Н.А. Еременко и В.Б. Олениным в понятие «месторождение» включается не только сумма залежей, но и вся толща пород, принимающая участие в строении месторождения.

Группа или тип месторождений предопределяют и тип встречающихся в них залежей. Отсюда вполне естественно должны вытекать и особенности поисков и разведки различных нефтяных и (или) газовых месторождений, а в дальнейшем и принципы их разработки.

Нефтяное и (или) газовое месторождение должно прежде всего характеризоваться геологическим строением участка земной коры, к которому оно приурочено, и типами ловушек с залежами нефти и (или) газа. Часто приводятся дополнительные параметры, характеризующие месторождение: геологическое строение или положение данного участка по отношению к более крупным тектоническим элементам земной коры, наличие различных структурных планов, количество залежей, запасы, плотность запасов на площади, фазовое состояние УВ в залежах, вертикальная зональность распределения УВ, характер давления в пластах, количество базисных горизонтов и т. д.

Тектонический принцип, например, положен в основу классификации месторождений, предложенной Н.А. Еременко (табл. 8).

Условия формирования того или иного структурного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано развитие этого элемента. В качестве основных геоструктурных элементов в земной коре в данной классификации выделены геосинклинали и платформы. Особенности развития геосинклиналей и платформ предопределяют характер структурных осложнений в их пределах, поэтому правомерно разделение структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, на два основных класса: геосинклинальные (складчатые) и платформенные. Переход от геосинклинали к платформе осуществляется, как правило, через предгорный (передовой) прогиб, который хотя и развивается в значительной своей части на теле платформы, является как бы переходным элементом между ней и геосинклиналью. Внешняя часть предгорного прогиба несет на себе черты, характерные для платформы, а внутренняя обладает некоторыми особенностями, присущими геосинклинали.

Таблица 8 Классификация месторождений нефти и газа (Н.А. Еременко).

Класс	Подкласс
Месторождения платформенных областей	Месторождения: глубоких грабенов внутриплатформенных впадин (синеклиз) крупных сводовых поднятий и их склонов платформенной ступени (зона шельфа) крутого склона платформы (или уступа)
Месторождения складчатых областей	Месторождения: центральной части передового (предгорного прогиба) внутреннего борта предгорного прогиба собственно складчатых зон межгорных впадин на древнем основании наложенных мульд

Большинство предложенных классификаций месторождений нефти и газа базируется на тех или иных тектонических представлениях. Иногда вслед за классификацией залежей (ловушек) делается упор на генезис геологических форм, к которым приурочено месторождение.

Таблица 9 Основные генетические типы местоскоплений нефти и газа (А.А. Бакиров).

Класс	Группа и подгруппа местоскоплений
Структурный	Местоскопления, приуроченные к антиклинальным и куполовидным структурам простого строения антиклинальным и куполовидным структурам с несоответствием структурных поверхностей отдельных стратиграфических подразделений: характеризующимся смещением сводовых частей отдельных литолого-стратиграфических подразделений с существенно различным строением отдельных структурных этажей антиклинальным и куполовидным структурам, нарушенным разрывными дислокациями антиклинальным и куполовидным структурам, осложненным соляной тектоникой
Класс	Группа и подгруппа местоскоплений
Структурный	антиклинальным и куполовидным структурам, осложненным диапиризмом или грязевым вулканизмом: с открытым грязевым вулканом или открытым диапировым ядром с погребенным грязевым вулканом или криптодиапиром антиклинальным структурам и куполовидным поднятиям, осложненным вулканогенными образованиями моноклиналям синклиналям
Рифогенный	одиночным рифовым массивам группе (ассоциации) рифовых массивов
Литологический	участкам выклинивания пластов-коллекторов или замещения проницаемых пород непроницаемыми (литологически экранированными): выклинивания пласта-коллектора по восстанию слоев замещения проницаемых пород непроницаемыми запечатанным образованиям асфальта песчаным образованиям вдоль прибрежных частей палеоморей: образованиям ископаемых русел палеорек валоподобным песчаным образованиям ископаемых баров линзообразно залегающим пластам-коллекторам
Стратиграфический	участкам стратиграфических несогласий: на антиклиналях на моноклиналях на эродированной поверхности погребенных выступов палеорельефа
Литолого-стратиграфический	участкам выклинивания пластов-коллекторов, срезанных эрозией и перекрытых со стратиграфическим несогласием непроницаемыми отложениями более молодого возраста

Литература

нефть органический газ

1.Геология нефти и газа: Учеб. для геолог. специальностей вузов. Под ред. Э.А. Бакирова. М.:Недра, 1990.

2.Бакиров А.А. и др. Геология и геохимия нефти и газа. М.:Недра, 1982.

3.Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.:Наука, 1998.

4.Ермолкин В.И. и др. Критерии прогноза фазовой зональности углеводородов в осадочных толщах земной коры. М.:Недра, 1998.

5.Справочник по геологии нефти и газа. Под ред. Н.А. Еременко. М.:Недра, 1984.

Размещено на Allbest.ru