Ловушки нефти и газа: гидротермальные тектонических зон; метасоматически-трещинные; трещинные; карстово-трещинные

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.

7. Залежи нефти и газа. Гозонефтяной контакт (ГНК). Водонефтяной контакт (ВНК). Внешний и внутренний контуры нефте- газоносности). Длина, ширина, высота и площадь залежи.

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. h_г - высота газовой шапки; h_н – высота нефтяной части залежи; h_г + h_н = 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.

8. Классы залежей: структурные; рифогенные; литологические; стратиграфические;

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;