44.Природные резервуары, их классификации, литологическая неоднородность и ее причины, характер изменения с глубиной.
Именно породы-коллекторы, обладающие способностью вмещать и отдавать флюиды в промышленных количествах, являются природными резервуарами. В нефтегазоносных районах по соответствующим пластам, горизонтам и толщам различаются «природные резервуары воды», «природные резервуары нефти, газа и воды», «природные резервуары нефти и газа». Природные резервуары воды неблагоприятны для нефтегазонакопления или сохранения залежей нефти и газа в коллекторах. К ним относятся не только обводненные сводовые изгибы пластов-коллекторов, не имеющие изолирующих покрышек, но и моноклинали, различные прогибы и впадины, в которых также весьма неблагоприятна обстановка для образования и сохранения промышленных залежей нефти и газа. Природные резервуары нефти, газа и воды представляют собой самые различные структуры, непредельно заполненные нефтью и газом по тем или иным горизонтам. Условия формирования и перераспределения залежей нефти и газа в этих резервуарах неодинаковы по сравнению с условиями в природных резервуарах нефти и газа, какими являются антиклинальные складки, предельно заполненные нефтью и газом. Структура по подошве изолирующей покрышки, вмещающая продуктивный комплекс, является природным резервуаром нефти и газа. Наличие благоприятной структурной формы по подошве изолирующей покрышки является одним из необходимых условий возникновения залежи. По мере роста амплитуды резервуара нефти и газа в его пределы вовлекаются новые горизонты. Однако увеличение стратиграфического диапазона промышленной нефтегазоносности зависит не только от высоты резервуара, но и от мощности промежуточных комплексов, разделяющих пласты коллекторов. Высота природного резервуара нефти и газа при горизонтальном положении зеркала пластовой воды представляет собой амплитуду структуры по подошве изолирующей покрышки. Как известно, амплитуды являются важнейшим показателем при сравнении структур и выявлении морфологических особенностей различных поднятий. Они определяют размеры куполов, седловин, являющихся рубежами зон нефтегазонакопления. Первый тип природных резервуаров характеризуются резко различными величинами этажа промышленной нефтегазоносности и амплитудами структур по кровле продуктивного коллектора. При этом амплитуда структуры по кровле продуктивного горизонта больше, чем этаж промышленной нефтегазоносности. Наблюдаемая разница возрастает с увеличением мощности промежуточного комплекса. Чем больше его мощность, тем меньше этаж промышленной, и наоборот. Особого внимания заслуживают случаи наличия большего этажа нефтегазоносности на малоамплитудных структурах по сравнению с высокоамплитудными. Второй тип природных резервуаров нефти и газа является переходным от первого типа к третьему, поэтому он заключает в себе некоторые черты обоих типов резервуаров.
С одной стороны, отсутствие промежуточных комплексов в сводах поднятий и, с другой — развитие их на структурных погруженных и в присводовых участках. Увеличение мощности промежуточных комплексов на структурных погружениях вызывает превышение амплитуды структуры по кровле коллектора над этажом промышленной нефтегазоносыости. В то же время отсутствие промежуточных комплексов в сводах поднятий при наличии коллекторов и выдержанной по площади изолирующей покрышки способствует увеличению этажа промышленной нефтегазоносности. Третий тип природных резервуаров нефти и газа его характерной чертой является непосредственный контакт подошвы покрышки с кровлей коллектора. Это приводит к тому, что при соответствующем учете мощности переходной зоны залежь — вода разница между этажом промышленной нефтегазоносности и амплитудой структуры по кровле продуктивного коллектора практически равна нулю. Резервуары третьего типа обладают замечательной особенностью, которая заключается в том, что при выдержанных по площади покрышке и коллекторе уже небольшая величина амплитуды структуры по подошве покрышки может обеспечить необходимые структурные условия для аккумуляции в коллекторе нефти и газа. Следует различать природные резервуары нефти и газа с промышленными ловушками и природные резервуары нефти и газа, в которых промышленные ловушки совершенно отсутствуют. Природные резервуары нефти и газа с промышленными ловушками. К ним относятся все структуры по соответствующим отложениям, имеющие промышленные залежи нефти и газа в коллекторе. По количеству продуктивных пластов-коллекторов природные резервуары могут быть подразделены на однопластовые и многопластовые. Однопластовые и многопластовые природные резервуары нефти и газа можно подразделить на однокупольные и многокупольные. В многокупольных резервуарах контур промышленной нефтегазоносности в одних случаях единый для всех куполов, в других — для нескольких куполов, в третьих — индивидуальный для каждого купола. Во всех случаях многокупольные природные резервуары нефти и газа имеют единое зеркало пластовой воды для всех куполов. Таким образом, каждый из трех типов резервуаров по количеству продуктивных пластов-коллекторов, количеству куполов и обособленности контуров нефтегазоносности последних подразделяется на следующие категории: однокупольные однопластовые, однокупольные многопластовые, однопластовые многокупольные и многопластовые многокупольные. К категории природных резервуаров нефти и газа, не промышленных ловушек, относятся все поднятия по подошве изолирующей покрышки, в пределах которых заключены только слабопроницаемые породы и нет коллекторов. При обследовании средствами газового каротажа сводовых скважин эти резервуары устанавливаются по наличию характерных аномалий углеводородных газов в слабопроницаемых отложениях. Вверх по разрезу аномалии резко сменяются на фоновые значения газопоказаний, которые соответствуют изолирующей покрышке, ограничивающей природный резервуар нефти и газа.
Источник
Характеристика основных типов природных резервуаров
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:
— соотношением коллектора с непроницаемыми (флюидоупорными) породами;
— 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 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.
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 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.
По соотношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами выделяются три основных типа ПР: пластовые, массивные и литологические ограниченные со всех сторон (таблица 1).
Пластовый ПР состоит из сравнительно однородного пласта-коллектора, ограниченного на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами.
В таком ПР мощность коллектора более или менее выдерживается на большой территории. При общем сохранении пластового характера на тех или иных локальных участках или на границе распространения коллектора может наблюдаться существенное изменение мощностей и даже полное выклинивание коллектора.
Таблица 1 – Классификация природных резервуаров (по И.О. Броду)
Источник