Характеристика основных типов природных резервуаров

Физические свойства

Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; при нормальных условиях, если не указано иное):

• Плотность:
• от 0,68 до 0,85 кг/м³ (сухой газообразный);
• 400 кг/м³ (жидкий).
• Температура самовозгорания: 650 °C;
• Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 4,4 % до 17 % объёмных;
• Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 Мкал/м³)^[1] (то есть 8-12 кВт·ч/м³);
• Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.
• Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается ввер

26. Битумы. Условия образования.

твёрдые или смолоподобные продукты, представляющие собой смесь углеводородов и их азотистых, кислородистых, сернистых и металлосодержащих производных. Битумы нерастворимы в воде, полностью или частично растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде и др. органических растворителях; плотностью 0,95—1,50 г/см³.

По природе и составу битумов видна их тесная генетическая связь с нефтью. Природный битум, так же как и нефтяной, является продуктом полимеризации и конденсации нефти под действием условий окружающей среды (температуры, давления). Исходным материалом для образования нефти, а следовательно и битума, как доказано в настоящее время, явились органические вещества растительных и животных остатков. Превращение этих органических веществ в углеводороды с дальнейшим образованием нефти и природных битумов, называемое битумизацией, протекает очень медленно.

Основными местами образования нефти служили стоячие водоемы на поверхности земли, в которых происходило естественное накопление органического материала (ила, водорослей, остатков животных организмов и т. п.). В отличие от заводских процессов переработки нефти, которые протекают в несколько суток или даже часов, нефтеобразование и битумообразование в природе протекали тысячелетиями. В этих процессах битум является конечным продуктом битумизации нефти, и его образование обычно относится к тому периоду, когда нефть из недр выступала на поверхность земли (например, в пористых горных породах), где и подвергалась окислительным и полимеризационным процессам с образованием битума.

27. Распределение органического вещества в осадочных породах. Рассеянное и концентрированное органическое вещество.

28. Форма нахождения органического вещества в осадочных породах.

1. Органическое вещество (ОВ) как в концентрированной является важнейшим генератором флюидов в осадочных бассейнах: углеводородов нефти, газоконденсатов, газов и не углеводородов H₂O, СО₂, N₂ и др.
2. Форма нахождения и морфология ОВ в осадочных породах различна:
3. 1) морфологически оформленный растительный детрит;
4. 2) бесструктурные включения гидрофобного ОВ в виде капель или комочков;
5. 3) сорбированное на поверхности минеральных частиц породы;
6. 4) растворенное, содержащее ОВ в форме солей;
7. 5) ОВ, входящее в состав кристаллической решетки минералов.
8. Под микроскопом выделяются три типа включений органического вещества в породе (Ларская, 1983):
9. I тип – дисперсное ОВ, размер частиц не более 0,005 мм, оно практически все находится в сорбированном состоянии;
10. II тип – детритное ОВ, размер частиц более 0,005 мм (менее 1 мкм), ОВ четко отделено от вмещающей породы. Он объединяет углистый, споро-пыльцевой и водорослевый детрит.
11. III тип – изотропные включения ОВ, форма и размер которых определяются размерами и формой межзернового пространства и не зависят от генезиса и структуры породы, т.е. это эпигенетичное ОВ. Причем, чем больше поверхность минеральных зерен, тем больше ОВ сорбируется. Именно поэтому глины наиболее обогащены ОВ по сравнению с другими литотипами.
12. При исследовании ОВ выделяют различные аналитические группы: растворимые компоненты (гуминовые вещества и битумоиды) и нерастворимые компоненты.
13. • Гуминовые вещества– гуминовые кислоты – фракция ОВ, извлекаемая водным раствором щелочи из осадков, почв, углей и осаждаемая минеральными кислотами. Они представляют собой вещества темно-коричневого – высокомолекулярные полимерные соединения, богатые кислородом, содержащие серу и азот. Они образуются на ранних стадиях биологического преобразования исходного ОВ из лигнина и, возможно из углеводно-белкового материала. Формируются. Часть их переходит в нерастворимое состояние, образуя гумины – вещества, углеродный скелет которых представляет ароматические циклы с короткими боковыми цепями.
14. • Битуминозные компоненты–битумоиды (в отличие от битумов – природных продуктов преобразования нефти). Битумоиды – компоненты ОВ, извлекаемые из ОВ и породы органическими растворителями – хлороформом и др. В компонентном составе битумоидов выделяются те же фракции, что и в нефтях: масла, смолы и асфальтены.
15. • Керогеном называют нерастворимую в водных растворах щелочей и в органических растворителях часть поликонденсированного органического вещества. Главнейшими составляющими керогена являются углерод и водород. Их соотношение изменяется довольно резко (С 48-92; Н 3,2 - 8,9) в зависимости от исходного ОВ и уровня диакатагенетической преобразованности. Согласно классификации Б. Тиссо и Д. Вельте (1981), выделяют три типа керогена.
16. • Первый тип – кероген с высоким содержанием водорода и низким кислорода (начальное атомное отношение Н/С_ат высокое – более 1,5 и О/Сат низкое – менее 0,1); формируется за счет водорослевых и микробных липидов и характерен для горючих сланцев.
17. • Второй тип – содержание водорода меньше, чем в первом типе (Н/Сат = 1,5-1), кислорода больше; формируется в результате отложения и накопления морских организмов (фито- и зоопланктон, бактерии с участием принесенных в бассейн ОВ высших растений). Этот кероген является источником УВ для большинства нефтяных месторождений, в том числе и гигантских.
18. Третий тип – керогены, бедные водородом (Н/Сат< 1, О/С = 0,2-0,3); образуются в основном из остатков наземной растительности. Кероген обычен для континентальных окраин и дельтовых толщ.

47. Генетические типы органического вещества.

1. Практически все органическое вещество можно разделить на два основных типа — сапропелевое и гумусовое [475] (■рис. 7-5). Термин сапропелевый относится к продуктам распада и полимеризации жирового, липидного, органического материала, такого, как споры и планктонные водоросли, отложенным в субаквальных илах (морских или озерных) обычно в условиях ограниченного поступления кислорода. Сапропелевое органическое вещество, т. е. жиры, масла, смолы и воски, характеризуется отношением водород/углерод (Н/С) в пределах от 1,3 до 1,7. Сапропелевые отложения, богатые органическим веществом, при созревании образуют богхеды и горючие сланцы. Современная пресноводная планктонная зеленая водоросль Botryococcus braunii, вырабатывающая жир, является источником австралийского куронгита, представляющего торфяную стадию богхедов. Эквивалент Botryococcus braunii каменноугольного возраста Рйа сконцентрирован в шотландских горючих сланцах (торбанитах). Пермский горючий сланец тасманит в Тасмании образован одноклеточной зеленой водорослью. Некоторые богхеды юрского возраста в Сибири содержат лишь аморфный лейптинит [577] .
2. Термин гумусовый относится к торфообразующим продуктам, главным образом представляющим собой наземный растительный материал, отлагавшийся в болотах в окислительных условиях. Для торфа характерно отношение Н/Сс^0,9, слишком низкое, чтобы он мог являться важным источником углеводородов. Гумусовое органическое вещество образуется из материала клеток и стенок растений, представленного в основном лигнином и целлюлозой, а также ароматическими таннинами, которые обладают высокой сопротивляемостью гниению. Категория гумусовых веществ включает также карбонизированное (фюзинитизированное) - органическое вещество, например древесный уголь и другие окисленные растительные остатки. Гумификация ускоряется в присутствии кислорода и под действием тепла (тропический климат).

50.

51. Сравнительная характеристика керогенов I, II и III типов. Диаграмма Ван-Кревелена.

52.

53. Преобразование органического вещества при диагенезе. Его основные факторы.

1. Процесс преобразования органического вещества и вмещающих его осадочных пород но мере их погружения ( в связи с изменением тсмп-р и давления) характеризуется определенной стадийностью. Для характеристики эволюции органич. Для характеристики степени превращенное ( т.н. зрелости) органич. R, %), элементный и пиролитич. Первые два метода являются опорными для сопоставления результатов всех пр.  [1]
2. Совершенно иначе развиваются процессы преобразования органического вещества, попавшего в магматические и метаморфические породы. В изливающихся магматических породах оно нагревается до нескольких сотен градусов, в результате чего разлагается с образованием метана, углекислого газа и углистых остатков. При этом иногда образуются жидкие углеводороды, нередко захватываемые кристаллизующимся веществом, в котором они обособляются в газожидкостных включениях.  [2]
3. Основную роль в процессе преобразования органического вещества в этом случае приходится отводить деятельности микроорганизмов. Если за основной фактор превращения органического вещества принять температуру, то неизбежен вывод о поздней стадии образования нефти после погружения осадков на значительные глубины. Существуют две диаметрально противоположные точки зрения. Один ученые считают, что нефть образовалась на самых ранних стадиях диагенеза осадка, другие признают позднее образование нефти при погружении осадков на значительные глубины, в стадию катагенеза

57. Преобразование органического вещества при катагенезе. Его основные факторы.

58. Стадия катагенеза расчленяется на ряд подстадий: раннюю — протокатагенез (буроугольный этап углефикаций), среднюю — мезокатагенез (каменноугольный этап), позднюю — апокатагенез (антрацитовый этап). Протокатагенез характеризуется погружением пород в области температур 50- 80°С и давлений 30,4-35,5 МПа. Процесс дальнейшего физико-химического преобразования органики, но в более жёстких термобарических условиях, сопровождается преимущественно образованием газообразных углеводородов за счёт отщепления периферических групп от исходной макромолекулы органического вещества. Одновременно происходит разукрупнение (отделение низкомолекулярных углеродистых соединений) и укрупнение молекул органического вещества (полимеризация основной матрицы керогена), к концу подстадий — созревание микронефти (жирные кислоты частично декарбоксилируются, частично полимеризуются и переходят в полимерлипиды). Мезокатагенез (MK) — основная подстадия в истории образования нефти. Она расчленяется на ряд градаций от MK1 до MK5. Породы при погружении продолжают уплотняться, температура к концу MK достигает 200-250°С, давление — 179,2-202,6 МПа. Происходит внутримолекулярная перестройка основной матрицы керогена, в результате которой выделяется широкая гамма углеводородов. На градациях MK1-MK3 при температурах 60-180°С образуется основная масса углеводородов нефтяного ряда — главная фаза (зона) нефтеобразования; на последующих градациях (MK4-MK5) генерируется в основном газ — зона преимущественно метанообразования, 2-я главная зона газообразования. На подстадии апокатагенеза (температура свыше 250°С) происходит графитизация углефицированного вещества; в начале подстадии продолжается генерация метана, к концу — происходит выделение в основном кислых газов, разложение нефти. В стадийности газонефтеобразования газ начинает процесс нефтегазообразования, сопровождает основную генерацию нефти и завершает её (зоны конденсата и сухого газа).

59. Главная фаза нефтеобразования.

этап максимальной генерации в материнском органическом веществе того или иного типа битумоидов, которые скапливаются в ловушках и образуют нефтесодержащие скопления.

60. Главная фаза газообразования.

теоретическое понятие, характеризующее этап наиболее интенсивного образования природных газов в ходе термического разложения материнского органического вещества.

61. Главная зона нефтеобразования.

62. Нефтегазоматеринские породы.

1. осадочные породы, способные в определённых геологических условиях выделять свободные углеводородные флюиды, образованные в процессе диа- и катагенетических преобразований заключённого в них рассеянного органического вещества.
2. Нефтегазоматеринские породы отличаются концентрацией органического вещества (OB) и геохимическими условиями формирования. Породы с содержанием OB до 0,2%, сформировавшиеся в окислительных и субокислительных условиях седименто- и диагенеза, не являются нефтегазоматеринскими породами. Малопродуктивными нефтегазоматеринскими породами могут быть почти все литологические типы пород слабовосстановительных и восстановительных геохимических фаций; высокопродуктивными нефтематеринскими породами — глинистые, глинисто-карбонатные и карбонатно-глинистые породы восстановительных геохимических фаций; газоматеринскими — глинистые, алеврито-глинистые и глинисто-алевритовые породы слабовосстановительных и восстановительных фаций.

65. Осадочно-миграционная концепция происхождения нефти.

1. Эта теория предполагает в качестве источника образования нефти осадочные толщи, а именно – рассеяное органическое вещество (РОВ), содержащееся в осадочных породах. Впервые гипотеза органического происхождения нефти была высказана М.В.Ломоносовым, отметившим, в частности, образование битумов из углей при нагревании без доступа кислорода.
2. Органическое происхождение нефти и природного газа ныне признается большинством геологов и химиков. Геологическое доказательство этой теории базируется на закономерностях в размещении залежей нефти и газа в земной коре. 99,9% известных скоплений нефти и газа локализовано в осадочных толщах. Причем, залежи нефти и газа приурочены не ко всякой осадочной толще, а лишь к определенным их частям. Геологическим доводом в пользу этой теории является также наличие нефти в линзах проницаемых пород внутри непроницаемых толщ.
3. Химические доказательства базируются на сходствах органических соединений нефтей с органическими соединениями битумоидов, извлекаемых из рассеянного органического вещества осадочных горных пород различными растворителями. Особенно близкое сходство имеют строения молекул липоидов и некоторых углеводородов нефтей. Кислородные, азотистые и сернистые соединения нефтей имеют явно биогенное происхождение. В золе нефтей обнаруживаются те же микроэлементы, что и в золе каменных углей, органическое происхождение которых не вызывает сомнения.
4. Одним из доказательств в пользу органического происхождения нефтей является их оптическая активность. Полученные же в результате неорганического синтеза искусственные нефти оптически не активны. На генетическое родство нефтей и рассеянного органического вещества указывает и близость изотопного состава углерода нефтей и изотопного состава углерода органических веществ. Вертикальные зональности в изменении изотопов серы нефтей и вмещающих их осадочных толщ почти полностью идентичны.
5. В лабораторных условиях из органических соединений холестерина, олеиновых и стеариновых кислот под действием хлористого аммония еще в 1927-31г г. академиком Н.Д. Зелинским при температуре около 200°С получена искусственная нефть, содержащая типичные представители нафтено-метановых углеводородов, из которых состоит природная нефть. Повторные опыты показали, что процесс превращения хлопковых масел, олеиновых кислот в жидкие углеводороды при воздействии глин, песков, мела в качестве катализатора достаточно интенсивно происходит уже при температуре около 100°С.
6. Углеводородные соединения обнаружены в современных осадках Черного моря. Восстановленная часть рассеянного органического вещества осадков древнего Каспия содержит углерода 80%, водорода 10%, кислорода с азотом-10%. Для сравнения: содержание углерода в нефтях составляет 85%, водорода-11%, кислорода-4%, т.е. этим битумам остается потерять около 5-7% кислорода, чтобы достигнуть элементарного состава нефти. Эти явления, очевидно, представляют собой начальную стадию процессов нефтеобразования.
7. Вывод: гипотеза органического происхождения нефти доказывается достаточно убедительно как геологическими факторами, так и химическими исследованиями, и, благодаря научным анализам советских ученых-геологов, по праву получила название осадочно-миграционной теории происхождения нефти.
8. Любая осадочная горная порода в том или ином количестве содержит рассеянное органическое вещество: остатки планктона, бактерий, водорослей, макро- и микрофауны, рыб, наземных растений и животных, захороненные в илах на дне морей, озер, рек. Среднее содержание органического углерода в морских глинах составляет 2-3%, в песчаниках – 1-1,5%. Некоторые разновидности осадочных пород, такие, как битуминозные глины, сапропелиты, горючие сланцы содержат органический углерод в количестве от 20 до 50%.
9. Органические остатки растительного мира относятся, в основном, к гумусовому типу, животного мира - к сапропелевому ряду.
10. В зависимости от конкретных условий преобразование органических остатков горных пород может происходить в трех разных направлениях:
11. 1) тление - при свободном доступе кислорода
12. 2) гумификация - при ограниченном доступе кислорода
13. 3) гниение - при отсутствии доступа кислорода
14. При всех этих процессах происходит образование газов (в том числе и углеводородных), жидкого и твердого вещества. В условиях недостаточного кислорода происходит брожение вещества под действием микробов. Часть новообразованных продуктов через поры пород удаляется в атмосферу и гидросферу, другая часть сохраняется в породе. Преобразование органического вещества в осадке до почти бескислородных углистых или битуминозных веществ может происходить лишь в восстановительной или слабо восстановительной среде. Само органическое вещество в процессе своего разложения создает в породе восстановительные условия.
15. Битумоид, извлеченный из породы хлороформом, по существу представляет собой "микронефть" - дисперсную нефть, находящуюся в породе в рассеянном состоянии. Однако полного сходства битумоидов с нефтями нет, хотя они состоят из тех же метано-нафтеновых и ароматических углеводородов.
16. Фито- и зоопланктон поставляет главную массу исходного для нефти органического вещества, но в образовании компонентов нефти могут участвовать и другие водные организмы и вообще все живое вещество планеты. Исследованиями установлено, что в I м³ современных осадков Черного моря содержится около 100 граммов углеводородов (микронефти).

82. Концепция неорганического происхождения нефти.

1. В качестве основных аргументов для подкрепления неорганической теории происхождения нефти сторонники её приводят следующие факты.
2. 1. Наличие месторождений нефти в кристаллических породах фундамента.
3. 2. Нефтегазопроявления, нахождение углеводородов в продуктах деятельности вулканов, в космосе, «в трубках взрыва».
4. 3. Факты получения углеводородов лабораторным путем, в условиях высоких температур и давлений (реакция Фишера-Тропша).
5. 4. Присутствие углеводородных газов и жидких углеводородных флюидов в глубоких скважинах, вскрывших кристаллический фундамент (в Татарстане Миннибаевская и Новоелховская скважины, скважина Гравберг в Швеции и др.).
6. 5. Невозможность объяснения с позиций органической теории огромных концентраций нефти в гигантских месторождениях мира, невозможность объяснения, как происходит отрыв рассеянных углеводородов от материнской толщи (эмиграция).
7. 6. Молодой (кайнозойский) возраст залежей газа и постпалеозойский (преимущественно кайнозойский) возраст залежей нефти на древних платформах.
8. В.Б.Порфирьев считал, что все известные в мире нефтяные месторождения образовались недавно – в промежутке времени от миоцена до четвертичного периода. К.Б.Аширов также считал, что все залежи нефти недавно формировались, в результате альпийских тектонических движений.
9. 7. Связь нефтяных месторождений с глубинными разломами и т.д.

92. Современная микстгенетическая концепция образования углеводородов.

ЧАСТЬ 2

1. Коллекторы нефти и газа. Основные понятия.

2. горные породы, способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений. Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора.

3. Емкостные свойства коллекторов. Пористость, ее виды.

1. Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:
3. К_п = V_пор/V_породы ? 100 %.
5. Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.
6. Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.
7. Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.
8. Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.
9. По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.
10. Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм; ультракапиллярные < 0,1 мкм.
11. Размеры и конфигурация внутриформенной пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных органических остатков.
12. Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.
13. Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (К_пл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию.Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности (?). По степени пластичности выделяются три группы пород (табл. 1).
14. Таблица 1. Группы пород по степени пластичности

1. Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.
2. Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %.
3. При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м² площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин.
4. Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм).
5. Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989).
7. Факторы, определяющие емкостные свойства коллекторов.
8. Породы коллекторы и неколлекторы.
9. Одной из важнейших задач на стадии разведки и подготовке к разработке залежи является изучение внутреннего строения залежи нефти или газа.
10. Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве.Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.
11. Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.
12. Внутреннее строение залежиопределяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так ипо площади залежи.
13. Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.
14. .
15. По времени образования выделяются первичныепустоты ивторичные.Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.
16. Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа — это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений.
17. На рисунке 1.8 показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.
18. 
19. Рисунок 1.8 — Различные типы пустот в породе
20. а— хорошо отсортированная порода с высокой пористостью;б— плохо отсортированная порода с низкой пористостью;в— хорошо отсортированная пористая порода;г— хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами;д— порода, ставшая пористой благодаря растворению;е— порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости.
21. Пористость и строение порового пространства
22. Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной,открытую,эффективнуюидинамическуюпористость.
23. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом.Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:
24. .
25. Открытая пористость образуется сообщающимися порами.Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:
26. . (1)
27. Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.
28. . (2)
29. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.
30. Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.
31. При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.
32. Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.
33. В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Несложные расчеты показывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен показанной на (Рисунке 1.9) коэффициент пористости будет составлять »47.6 %. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (Рисунок 1.10) пористость будет составлять всего 25.9 %.

Рисунок 1.9 — Свободное расположение шаров в модели фиктивного грунта	Рисунок 1.10 — Тесное расположение шаров в модели фиктивного грунта

51.

52. Фильтрационные свойства пород-коллекторов. Закон Дарси.

53. Дарси закон устанавливает линейную зависимость между объемным расходом жидкости или газа и гидравлическим градиентом (уклоном, перепадом давления) в пористых средах, например, в мелкозернистых, песчаных и глинистых грунтах. Дарси закон является эмпирическим, он адекватно описывает характер движения поровой жидкости при относительно малых градиентах давления, в том числе при фильтрации воды через грунт под плотинами и другими гидротехническими сооружениями, через стенки и дно каналов. Дарси закон обычно используют при расчетах режимов разработки нефти и газа.

54. Проницаемость абсолютная, фазовая, относительная.

1. Проницаемость горных пород пласта - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления.
2. При относительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).
3. Хотя при сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы.
4. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, глины с массивной пакетной упаковкой, алевролиты.
5. Плохо проницаемыми породами являются: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели.
6. Различают также абсолютную, фазовую и относительную проницаемости.
7. Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды, заполненной лишь одной фазой, инертной к пористой среде. Она зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, т.е. характеризует физические свойства породы.
9. Факторы, определяющие фильтрационные свойства пород.
10. Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.
11. Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости.
12. Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости к_п соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот v_п к общему объему породы v:
13. кп = vп / v.
14. Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.
15. Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.
16. Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.
17. Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.
18. Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость - его пропускную способность и, следовательно - коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.
20. Типы коллекторов по видам пустотного пространства. Первичные, вторичные коллекторы.
21. Традиционные типы коллекторов.
22. Основные типы коллекторов - терригенные и карбонатные.
23. Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.
24. Терригенные коллекторы занимают 1^е место.
25. На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.
26. К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.
27. Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией - размером зерен.
28. Размер частиц: крупнозернистых песков - 1-0,25 мм; мелкозернистых песков - 0,25-0,1 мм; алевролитов - 0,1-0,05 мм.
29. Емкостно-фильтрационные свойства различны.
30. Пористость составляет 15-20%, проницаемость - 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).
31. Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.
32. Глинистость ухудшает коллекторские свойства.
33. Карбонатные коллекторы занимают 2^е место.
34. На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.
35. Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:
36. - Наличие, в основном, только 2^х основных породообразующих минерала - кальцита и доломита;
37. - Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.
38. - Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.
39. Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).
40. Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин.
41. Эти коллекторы слабо изучены.
42. Глинистые коллекторы кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.
43. Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.
44. На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 - 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.
45. Возраст - волжский век и берриас (юра и мел).
46. Дебит нефти - в интервале 0,06 - 700 м³/сутки.
47. По строению коллекторы делятся на 3 типа - гранулярные, трещиноватые и смешанные.
48. Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.
49. Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.
50. Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.
51. Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы - трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.
52. Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатным отложениям, 1% - к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения - основными коллекторами нефти и газа.
53. Пористость горной породы - наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.
54. Проницаемость - способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины.
55. Непроницаемые породы или флюидоупоры - это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора.
56. Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.
57. Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.
58. По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.
59. Наилучшие по качеству флюидоупоры - это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин.
60. В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа.
61. Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.
62. Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.
64.  Нетрадиционные типы коллекторов.
65. К породам, роль которых в нефтегазоносности пока еще неве­лика по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сло­женные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузив­ными, метаморфическими породами и др. Их можно разделить на две группы. В одних нефтегазоносность обычно сингенетична, в других она связана с приходом углеводородов из соседних толщ.
66.  Классификация коллекторов Ханина.
67.  Классификация коллекторов Багринцевой.
68.  Основные сведения о породах-флюидоупорах.

123. Породы, плохо проницаемые для нефти, газа и воды, способны играть роль экранов (покрышек). Изолирующая способность пород-эк­ранов, перекрывающих залежь в природном резервуаре, обеспечивает­ ся их низкой эффузионной и диффузионной проницаемостью для нефти и газа при перепадах давления, возникшего в ходе формирова­ ния залежи и измеряемого десятками и первыми сотнями атмосфер. Скорость фильтрации (пропускная способность) через надзалежные покрышки много меньше скорости накопления УВ. Эта скорость также недостаточна для рассеивания образовавшихся скоплений УВ на протяжении многих десятков и даже сотен миллионов лет при неиз­ менной или слабо меняющейся общегеологической (тектонической, гидрогеологической) обстановке.

124. Лучшими покрышками считаются соленосные толщи, но наиболее распространены в этом качестве глины. Кроме указанных, флюидоупорами могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород. Если экранирующие свойства глинистых и соляных пород объясняются до определенных пределов давления и температуры их повышенной пластичностью, то другие типы пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки (флюидоупоры).

125. 276

126. Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторичных изме­ нений, трещиноватости. Большое значение также имеют находящиеся в глинах вода и OB.

127.

128.  Региональные, зональные и локальные флюидоупоры.

1. Флюидоупоры –это непроницаемые породы, лежащие над коллекторами нефти или газа и препятствующие миграции УВ в верхние горизонты земной коры. Флюидоупоры, которые непосредственно перекрывают залежи УВ, обычно называют покрышками.
2. Основными факторами, определяющими экранирующие свойства флюидоупоров, являются: проницаемость, литологические особенности, плотность, минеральный состав, характер распространения по площади, толщина и другие. По этим же признакам флюидоупоры и классифицируют.

1. Наиболее полной классификацией, которая включает основные характеристики коллекторов, является классификация Э.А. Бакирова (табл. 12).
2. По характеру распространения в ней выделяются региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры.
3. По отношению к этажам нефтегазоносности или нефтегазоносным комплексам выделяются межэтажные и внутриэтажные флюидоупоры. Межэтажные флюидоупоры имеют большую толщину и разделяют или перекрывают этажи нефтегазоносности. Внутриэтажные флюидоупоры имеют меньшую толщину и разделяют продуктивные пласты внутри этажа нефтегазоносности.
4. По литологическому составу выделяются однородные и неоднородные флюидоупоры. Однородные флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными и галогенными породами.
5. Неоднородные флюидоупоры делятся на неоднородные смешанные и неоднородные расслоенные. Неоднородные смешанные флюидоупоры состоят из пород различного литологического состава, например, песчано-глинистого, глинисто-карбонатного, терригенно-галогенного и другого, которые не имеют четко выраженной слоистости. Неоднородные расслоенные флюидоупоры состоят из чередующихся слоев различных пород.
6. Флюидоупорами являются глины, каменная соль, гипсы, ангидриты и некоторые разновидности карбонатных пород. Наиболее широко распространены глинистые флюидоупоры. Хорошими экранирующими свойствами обладает каменная соль, благодаря своей пластичности.
8.  Факторы, снижающие свойства флюидоупоров. Ложные покрышки.
9. В нефтегазоносных комплексах широко распространены породы, которые из-за малого объёма пустотного пространства не бывают коллекторами, но способны пропускать флюиды по сети трещин. В случае если такая порода залегает между коллектором с промышленной залежью УВ и флюидоупором, то её называют ложной покрышкой. Высота залежи и соответственно уровень её газоводяного (водонефтяного) контакта в таких случаях контролируется кровлей ложной покрышки. Следовательно, эффективная высота залежи оказывается меньше на толщину ложной покрышки, поскольку в ложной покрышке УВ рассеиваются.
10.  Нефтегазоносные комплексы, их типы.
11. Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента нефтегазоносных провинций, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия.
12. НГК характеризуются следующими показателями:
13. 1) литологическим составом и возрастом пород;
14. 2) толщиной и площадью распространения (объёмом);
15. 3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород;
16. 4) гидрогеологическими условиями;
17. 5) генетическими и морфологическими типами ловушек;
18. 6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.
19. По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью.
20. Классификации нефтегазоносных комплексов. Э.А. Бакиров классифицировал НГК по генетическому и геотектоническому признакам. В основе генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в основе геотектонического признака - характер пространственного распространения НГК.
21. По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности НГК разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные.
22. Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные, НГК состоят из нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента.
23. Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли главной зоны нефтеобразования. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки.
24. В смешанных, или эписингенетичных, НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.
25. По масштабам распространения НГК разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные НГК принимаются в этой классификации в трактовке А.А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям. К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК. Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками.
26. Строение проницаемой части НГК. Проницаемая или внутренняя часть НГК по объёму соответствует водоносному комплексу ГГБ - проницаемой толще пород, заключённой между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части НГК можно разделить на четыре типа.
27. К первому типу относятся НГК, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри таких комплексов могут быть лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами.
28. Ко второму типу относятся НГК, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. Поэтому залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более.
29. К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчиненное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах могут быть встречены по всему разрезу НГК. Этот тип НГК широко распространён в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах).
30. К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих НГК нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность НГК данного типа во многом связана с высоким содержанием ОВ и зонами новейшей тектонической активизации.
31. В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых НГП выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы. Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещё не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения – это наличие: пород-коллекторов; флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. Например, в Предкавказье, где большая часть осадочного чехла изучена относительно хорошо, таким перспективным НГК является палеозойский комплекс пород.
32. В настоящее время установлена региональная нефтегазоносность фундамента на всех континентах, исключая Антарктиду и в большинстве акваторий Земли. В связи с этим породы фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций следует относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа.
33. В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных НГК. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним НГК, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона, в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза.
34. Многоэтажное распределение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
35. Таким образом, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия:
36. 1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, ОВ, ловушек, нефтяных и газовых месторождений;
37. 2) наличие единых главных источников УВ;
38. 3) относительная гидродинамическая изолированность НГК и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части;
39. 4) определённая степень тектонической дислоцированности от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади;
40. 5) определённые палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа.
41. Данные свойства позволяют использовать в пределах выявленных НГК единую методику поисково-разведочных работ и широко применять геологические аналогии.
43.  Природные резервуары и их типы.

Природный резервуар — природное вместилище для нефти, газа и воды, форма которого обусловлена соотношением слагающих его пород-коллекторов с плохо проницаемыми породами. Это понятие во многом сходно с понятием месторождения. Природный резервуар характеризуется типом коллектора, его емкостью, гидродинамическими условиями и энергетическим уровнем.

Выделяют следующие основные типы природных резервуаров:

1. пластовые — ограничены на значительном протяжении в кровле и подошве плохо проницаемыми породами;
2. массивные — их размеры сопоставимы в трех измерениях, ограничены со всех сторон плохо проницаемыми породами, представлены, например, рифовыми образованиями, структурными изгибами мощных толщ проницаемых пород;
3. линзовидные — песчаные линзы среди глин, трещинные участки в различных плохо проницаемых породах.
5.  Характеристика пластовых резервуаров.

Характеристика основных типов природных резервуаров

Предыдущая12345678910111213141516Следующая

Природные резервуары - понятийная категория, которая определяет естественные природные системы и позволяет разрабатывать геологические модели для изучения влияния строения осадочных толщ на распределение в них залежей нефти и газа в ловушках различных генетических и морфологических типов. Анализ условий формирования ПР, их классификация и типизация с учетом генетических и морфологических признаков представляет не только теоретический, но и, прежде всего, практический интерес.

Термин впервые ввел В. Вильсон в 1934 году, который понимал под природным резервуаром естественное вместилище для нефти, газа и воды

И.О. Брод (1951) определил ПР как горную породу, в которой может происходить циркуляция подвижных веществ (флюидов) в недрах.

А. Леворсен (1967) представлял ПР как часть породы, содержащей залежь нефти и газа, т.е. по существу прировнял это понятие к понятию собственно залежи нефти и газа.

В современном понимании природный резервуар - это часть нефтегазоносного комплекса (НГК), представляющая собой систему горных пород в пределах зоны профиля седиментации элементарного циклита (или нескольких соседних в разрезе циклитов), в которых могут реализоваться условия миграции и аккумуляции углеводородов (УВ). Он характеризуется следующими показателями:

- типом коллектора;

- соотношением коллектора с непроницаемыми (флюидоупорными) породами;

- емкостью;

- формой и условиями залегания;

- гидродинамическими условиями и пластовой энергией.

Следовательно, ПР состоит из двух основных элементов: коллектора и ограничивающих его пород-флюидоупоров (экранов). Верхний флюидоупор, ограничивающий движение флюидов вверх, принято называть покрышкой.

В классификации ПР, предложенной Н.А. Еременко (1988), использованы следующие понятия:

- класс;

- генетический тип;

- порядок;

- распространенность;

- морфологический тип.

Класс природного резервуара устанавливается по литологическому составу слагающих его коллекторов и перекрывающего флюидоупора: терригенный, терригенно-карбонатный, карбонатно-терригенный, карбонатно-эвапоритовый, вулканогенно-осадочный, осадочно-вулканогенный и др. При определении класса в первой части указывается литологический состав пласта-коллектора, во второй - покрышки. Так название «терригенно-карбонатный» означает, что ПР сложен терригенными коллекторами и карбонатной покрышкой; «терригенный» - что и пласт-коллектор и покрышка представлены терригенными породами.

Яндекс.Директ

Основные характеристики ПР - емкостные и фильтрационные свойства и их изменчивость по разрезу и по площади определяются генезисом пород, образующих природный резервуар, то есть генетическим типом ПР. На основе изучения генезиса отложений осуществляется прогнозирование и поиски ловушек.

Природные резервуары могут быть моно- и полифациальными. Во втором случае, например, шельфовые пески могут сменяться баровыми или дельтовыми, а последние - аллювиальными образованиями, которые в совокупности формируют единую гидродинамическую систему. Монофациальные ПР в большинстве случаев имеют локальное распространение; региональные же резервуары почти всегда полифациальны.

По характеру взаимоотношения между элементами, образующими резервуар, определяют порядок ПР - простой (совершенный и несовершенный) и сложный. Использование этих понятий вызвано тем, что между пластами-коллекторами нередко залегают пачки-проводники, т.е. между коллекторами отсутствуют флюидоупоры. В этих случаях пласты могут иметь единый водонефтяной или газоводяной контакты и между ними имеется гидродинамическая связь.

Простой совершенный ПР - это пласт-коллектор с перекрывающими и подстилающими флюидоупорами.

Простой несовершенный ПР - часть простого совершенного и представляет собой сочетание пласта-коллектора с нижним или верхним флюидоупорами.

Сложный ПР - совокупность нескольких пластов-коллекторов и флюидоупоров. При этом флюидоупоры и сверху и снизу должны быть едиными для всех пластов-коллекторов.

Очень важная характеристика ПР - площадь его распространения. От нее в значительной мере зависят объем УВ и концентрация их в ловушках разных генетических и морфологических типов. В зависимости от распространенности природные резервуары могут быть региональными, зональными или локальными. Региональные ПР пространственно занимают более 50% площади седиментационного бассейна. Зональные ПР охватывают один или ряд тектонических элементов I порядка. Локальные ПР занимают часть площади тектонического элемента II порядка, либо территорию в пределах группы структур. Локальные и зональные совершенные ПР пространственно могут переходить в несовершенные в зависимости от фациальной изменчивости покрышки. Локально развитые ПР не могут образовывать крупные месторождения. Все гигантские месторождения связаны со сложными резервуарами, имеющими широкое распространение по площади.

Выявление морфологического типа ПР позволяет установить границы распространения резервуара, определить и спрогнозировать участки, наиболее благоприятные для формирования ловушек.

Выделяются три морфологических типа:

- линзовидный;

- рукавообразный;

- плащевидный.

Линзовидный тип обычен при локальном развитии резервуара; плащевидный характерен для регионального или зонального распространения, а рукавообразный наиболее част при зональном развитии ПР. Последний тип связан с зонами распространения аллювиальных отложений или отложений течений либо с локальным развитием отложений мелких русел, рек, баров и т.д.