Из многочисленных классификаций залежей по условиям возникновения и сохранения ловушек наибольшими преимуществами обладает классификация И. О. Брода, завершенная им в 1948 г. и выдержавшая испытание временем. И. О. Брод выделяет три основные группы залежей в соответствии с типами природного резервуара:
I. Пластовые залежи нефти и газа с двумя подгруппами:
а) пластовые сводовые и б) пластовые экранированные;
II. Массивные залежи нефти и газа;
III. Литологичеки ограниченные залежи нефти и газа.
Пластовые залежи. Ловушки в водонасыщенных пластовых резервуарах образуются либо вследствие сводового изгиба таких резервуаров, либо при наличии экранирующей поверхности, которая срезает пласт по его восстанию. При этом залежь должна замыкаться подстилающей ее водой, создающей препятствие для дальнейшего движения нефти и газа по пласту.
Пластовые сводовые залежи контролируются сводовыми изгибами пластового резервуара, форма которых определяет форму залежи, они связаны с антиклинальными складками и куполовидными поднятиями самого разнообразного вида и генезиса.
В сводовых залежах вода, подстилающая скопления нефти и газа, замыкает это скопление со всех сторон.
Таблица 1
Классификация группы пластовых залежей (по И. О, Броду)
Подгруппа
Род
Подрод
Пластовые сводовые залежи нефти
Ненарушенные сводовые залежи
Залежи в слабо выраженных ненарушенных сводах. Залежи в хорошо вырыженных ненарушенных сводах
Слабо нарушенные сводовые залежи (не разбитые на самостоятельные блоки)
Слабо нарушенные залежи в сводах, разбитых разрывами, выходящими за их пределы
Сводовые залежи, разбитые разрывами на самостоятельные блоки и сводовые залежи, срезанные разрывами
Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых эпиантиклинальными разрывами
Сильно нарушенные залежи в сводах, разбитых разрывами, выходящими за их пределы
Пластовые экранированные залежи нефти и газа
Тектонически экранированные залежи, по форме козырьковые, периклинальные, синклинальные и моноклинальные
Залежи, экранированные плоским разрывом
Залежи, экранированные сложно построенной поверхностью несогласия
Стратиграфмчески экранированные залежи, по форме периклинальные, синклинальные и моноклинальные
Залежи, экранированные плоской поверхностью несогласия
Залежи, экранированные сложно построенной поверхностью пласта
Литологически экранированные залежи, по форме периклинальные, синклинальные и моноклинальные
Залежи, экранированные прямолинейным выклиниванием пласта
Залежи, экранированные криволинейным выклиниванием пласта (по форме фестонообразные)
В сводовых залежах, рассеченных разрывами амплитудой меньше мощности продуктивного пласта, целостность залежи как объекта разработки сохраняется, и контур нефтеносности, обрамляющий залежь, сохраняет плавность очертания. При наличии разрывов с амплитудами, превышающими мощность продуктивного пласта, залежь оказывается разбитой на ряд разобщенных блоков. При этом контур нефтеносности (газоносности) испытывает ступенчатое смещение. В некоторых случаях, при наличии очень крупных разрывов, отдельные части залежи столь сильно разобщаются, что должны рассматриваться в качестве самостоятельных объектов разведки и разработки. Возникает даже вопрос о генетическом единстве этих залежей, связанных с различными элементами сводового изгиба пластов. Такие явления чаще всего бывают связаны с антиклинальными складками, которые разорваны надвигами. Эти складки распространены в окраинных зонах складчатых областей, в частности в Грозненском районе. Залежь в сводовой взброшенной части пластового резервуара должна быть отнесена к категории сводовых, срезанных разрывом, а залежь в поднадвиговой части следует отнести уже к категории пластовых, тектонически экранированных залежей.
Пластовые экранированные залежи характеризуются замыканием скоплений нефти и газа в пластовом резервуаре подпором воды к экранирующей поверхности, которая сложена слабопроницаемыми породами и пересекает пласт при его восстании. Экранирующие поверхности среза пластового резервуара образуются: а) при тектоническом разрыве сплошности пласта и сопутствующем его смещением на высоту, превышающую мощность пласта (тектонически экранированные); б) при размыве и последующем несогласном перерыве размытой головы пласта слабопроницаемыми породами (стратиграфическое экранирование); в) при вклинивании пласта при его восстании (литологическое экранирование). Выше было показано, что для образования ловушки экранирования необходимо, чтобы изогипсы пласта замыкались на поверхности экрана, что может произойти или при изгибе пласта (структурный нос, терраса), или при изгибе поверхности экрана.
Пластовые тектонически экранированные залежи распространены преимущественно в складчатых и солянокупольных районах. Они бывают связаны с различными элементами складок и соляных куполов, реже с моноклиналями.
Экранирование вследствие складкообразования
1. Деформация сжатия
а. Антиклинальный тип нефтяной залежи в разрезе и плане
Структурные – антиклинали, моноклинали, брахиантиклинали, купола и другие
(1 – нефтенасыщенные породы; 2 – водонасыщенные коллектора; 3 – непроницаемые породы (покрышки))
б. Синклинальный тип нефтяной залежи
Аккумуляция нефти в синклинали возможна только при отсутствии подошвенной или краевой воды
Б. Деформация, вызванная интрузией пород
а. Соляной купол
Песчаник на крыле может быть пережат или искривлен соляным массивом
б. Интрузия магмы:
- Шток, вулканический столб, или пробка, лакколит. Возможно вклинивание отложений вблизи интрузии в процессе осадконакопления. Если вулканическая деятельность происходила после отложения осадков, возможно экранирование вследствие процесса метаморфизма, изменившего характер пористости.
- Дайка или пластовая интрузия
Пластовые стратиграфически экранированные залежи – это залежи, образованные в пластовых резервуарах, срезанных несогласно залегающими слабопроницаемыми породами.
Известковый цемент, выщелоченный атмосферной водой или неглубокими трансгрессивными водами поверх несогласного залегания.
Местный перерыв, обычно связанный с крутой антиклинальной структурой.
Стратиграфические экраны в отличие от тектонических наклонены положе срезаемых ими пластов. Стратиграфически экранированные залежи распространены главным образом в платформах. Примером крупнейшей стратиграфически экранированной залежи является залежь нефти в песчаном пласте вудбайн верхнего мела, несогласно перекрытом карбонатными породами на месторождении Ист – Тексас на юге США
Экранирование обеспечивается смолистыми осадками, образовавшимися вследствие естественной дистилляции нефти, улетучившейся из резервуара
Пластовые литологически экранированные залежи образуются при замещении коллекторского пласта глинистыми породами. Пространственно и генетически они связаны с зонами и районами распространения стратиграфически экранированных залежей, т. е. с теми же зонами борьбы суши и моря.
Литологически экранированная залежь нефти, приуроченная
к зоне угловых дизъюнктивных несогласий
Массивные залежи, впервые определенные И. О. Бродом, образуются в выступах мощных резервуаров и ограничиваются сверху слабопроницаемыми породами, согласно или несогласно перекрывающими этот резервуар, а снизу – горизонтальной или волнистой поверхностью воды. По генезису и форме ловушек массивные залежи разделяются И. О. Бродом на три подгруппы: массивные залежи в структурных выступах; массивные залежи в эрозионных выступах; массивные залежи в биогенных выступах (табл. 3).
Таблица 2
Классификация группы массивных залежей (по И. О. Броду )
Род
Подрод
Массивные залежи в структурных выступах тектонического происхождения, форма верхней поверхности которых обусловлена в основном структурой месторождений
Массивные залежи простых однородно построенных структурных выступов
Массивные залежи простых неоднородно построенных структурных выступов
Массивные залежи в эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа
Массивные залежи простых однородно построенных эрозионных выступов
Массивные залежи простых неоднородно построенных эрозионных выступов
Массивные залежи в биогенных выступах, форма которых обусловлена в основном деятельностью рифостроящий организмов
Массивные залежи в одиночных биогенных выступах
Массивные залежи в группе биогенных выступов, обладающих общим нефтяным (водогазовым) разделом
Массивнее залежи чаще всего связаны с антиклинальными изгибами массивного резервуара, сложенного карбонатами или песчано – алевритовыми породами.
В массивных залежах заключены крупнейшие скопления газа в меловых отложениях севера Западной Сибири.
Реже встречаются залежи, связанные с горстовидными выступами карбонатных или других плотных пород.
Горст. Система разломов, встречающаяся в районах, подвергшихся горизонтальному сжатию.
Из двух других подгрупп весьма широким распространением пользуются залежи нефти и газа в биогенных – рифогенных сооружениях, которые встречаются на бортах и склонах впадин и краевых прогибов (коралловые рифы).
Литологически ограниченные залежи образуются в резервуарах, которые имеют локальное распространение и ограничены со всех сторон малопроницаемыми или в общем случае менее проницаемыми породами. Как правило, это или песчаные скопления самой разнообразной формы (от линзовидной до шнурковой),
Линзообразная форма скопления песка и песчаника. Отложение песка над прибрежным поднятием, мелью или банками (подводные дюнные гребни)
или же зоны локального выщелачивания и трещиноватости плотных пород (известняков или метаморфических и изверженных пород фундамента).
Пористость, возникшая от выщелачивания породы (известняка) или цемента (кальцита) или от замещения породы коллектора доломитом Обычно связана со слабыми изгибами поверхности несогласия
Общая классификации литологически ограниченных залежей по И. О. Броду приведена в (табл.3)
Таблица 3
Классификация группы залежей, литологически ограниченных со всех сторон
(по И. О. Броду)
Род
Подрод
Литологически ограниченные залежи в линзах и зонах повышенной пористости, заключенных и породах, дающих притоки воды в скважинах
Залежи в песчаных линзах, заключенных в песчаниках, насыщенных водов
Литологически ограниченные залежи в линзах и зонах повышенной пористости, окруженных непроницаемыми породами
Залежи в зонах повышенной пористости и проницаемости известково – доломитовых толщ, насыщенных водой.
Литологически ограниченные залежи в выступах микрорельефа, ограниченные в кровле литологически, а с трех сторон - породами, насыщенными водой.
Залежи в песчаных образованиях различной формы, , заключенных в линзах
Залежи в зонах повышенной пористости пород, недающих притока жидкости в скважинах
Формирование литологически ограниченных залежей нефти и газа, т. е. накопление их в зонах повышенной проницаемости в более или менее однородной толще пород, объясняется более высокой капиллярной проводимостью пород для воды, которая выталкивает нефть из более тонких капилляров в зоны и участки с более высокой пористостью. Имеются примеры залежей в линзах крупнозернистых песков, которые заключены в толще мелкозернистых песков, и эти последние насыщены водой.
Литологически ограниченная
залежь нефти, связанная с
антиклинальной структурой:
– линия замещения коллекторов
В ряде районов США и на территории бывшего Советского Союза кстановлены шнурковые, или рукавообразные, залежи нефти. Ловушки этого типа образованы длинными и узкими песчаными телами шириной до 1 км и протяженностью во много километров. Они заключены в глинистых или сланцевых толщах и представляют собой или заполненные песками русла, или ископаемые береговые песчаные бары.
Известны литологически ограниченные залежи в зонах развития трещиноватости карбонатных пород. Коллекторами в этих зонах являются или трещиноватые известняки, или же вторичные пористые доломиты, возникшие в эти зонах трещиноватости. Протяженный пояс залежей нефти такого типа известен в штате Мичиган, где он связан с полосой вторичных доломитов ордовика.
Список литературы
1. Зимина С. В. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. Томск:–Издательство ТПУ.–2003.–175с.
2. Пирсон C. Д. Учение о нефтяном плате. М: – Государственное научное техническое издание нефтяной и горно – топливной литературы.–1961.– 570с.
3. Сваровская Н. А. Физика пласта. Томск: –Издательство ТПУ.–2003.– 155с.
4. Соколов В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М: – Недра.–1979.–320с.