Ловушки – вместилища залежей нефти и газа

Ловушки – вместилища залежей нефти и газа

 

Ловушки нефти и газа

Ловушкой называют объем пород, могущей вместить нефть или газ вне зависимости от её формы и условий возникновения, но при наличии способности к аккумуляции и консервации нефти и газа в ней [54¹, с. 397].

С ловушкой всегда связана залежь нефти и/или газа. Залежь нефти и/или газа всегда «ищет» удобную для себя ловушку.

Залежь всегда представляет собой нефть или газ (или то и другое одновременно), находящиеся в пористой и проницаемой массе горных пород, называемой коллектором. Эти породы-коллекторы, как правило, деформированы и ограничены непроницаемыми породами (именуемыми покрышкой) таким образом, что возникает ловушка, в которой и аккумулируются названные флюиды.

Чтобы не происходила их утечка, контакт пористых пород-коллекторов и непроницаемой покрышки должен быть изогнут и обращен выпуклой стороной вверх. Такой благоприятный для аккумуляции нефти и газа участок структуры (container) называют ловушкой (trap), а часть ловушки, содержащую нефть и газ – резервуаром (reservoir). Резервуары могут быть образованы разными породами, иметь различную форму, размеры и происхождение. Ловушка является частью резервуара. Последний же представляет собой вместилище для флюидов, образованное породой-коллектором, ограниченной не(слабо)проницаемыми породами.

Различаются коллекторы и ловушки (как резервуары), в которых могут скапливаться или уже скопились нефть и (или) газ.

Любой отдельно взятый резервуар неповторим в деталях, однако могут быть подмечены и общие черты сходства, характеризующие особенности резервуаров:

1. Порода-коллектор – вмещающий материал, характеризуется составом и структурой, непрерывностью или прерывностью его распространения в плане. Границы распространения коллектора могут совпадать в плане с контурами нефтяной (газовой) залежи …; в других случаях порода-коллектор, хотя и развита на обширной площади, может быть природным резервуаром только на отдельных благоприятных участках.

2. Поровое (пустотное) пространство – коллекторское пространство обычно выражается через коэффициент «пористость» (П), представляющий собой отношение объёма всех пустот горной породы к её общему объему, выраженное в процентах или в долях единицы [24, с. 433]. Под эффективным поровым пространством подразумевается та часть породы-колектора, которая доступна для миграции и аккумуляции нефти и обеспечивает сохранность последней. Степень свободы перемещения флюидов через соединяющиеся между собой поры породы выражается через коэффициент «проницаемость» (Пр), измеряемый объёмным расходомневзаимодействующей с породой жидкости определённой вязкости, протекающей через заданное поперечное сечение горной породы, перпендикулярное заданному градиенту давления. В системе СИ Пр выражается в м², в системе, принятой в нефтепромысловой практике, - в дарси (Д или D), при этом 1 D = 1,02х10^{-12 м2} ≈ 1 мкм² [24, c.465]. Пористость и проницаемость – свойства породы, зависящие от наличия в ней порового пространства, определяют способность коллектора удерживать и отдавать нефть.

3. Флюиды (нефть, вода, газ) в эффективном поровом пространстве коллектора могут находиться в состоянии статического или динамического равновесия, обусловленного эрозией, осадконакоплением, деформацией пород, или в связи какими-то другими факторами, изменяющими давление, температуру, плотность, объем и химические свойства флюидов. Эти изменения заставляют флюиды перемещаться.

4. Ловушка, обусловливающая удержание нефти и газа в залежи. Ловушка – форма, которую принимает та или иная часть коллектора, благодаря чему создаются условия для формирования залежи УВ.

Первым существенным элементом резервуара является наличие породы-коллектора, вторым — сообщающегося порового пространства, третьим — ловушки. Сообщающиеся поры в кол­лекторе должны в совокупности удерживать и накапливать нефтяную залежь [19].

Нефть и газ легче воды. Поэтому нефть всплывает через воду, пока ее путь не преграждает непроницаемый слой кровли горной породы. Если кровля породы выгнута снизу вверх, она не дает нефти и газу улетучиваться в широтном направлении, и таким образом образует ловушку. Вода подпи­рает нефтегазовую залежь, а напор воды прижимает нефть кверху к ограничивающим поверхностям ловушки, тем самым удерживая ее на месте. Подстилающая поверхность воды называется водо-нефтяным разделом или газо-водяным разделом, а также водо-нефтяным зеркалом или водо-нефтяным уровнем залежи [19].

Рис.1. Схема пластовой сводовой нефтегазовой залежи.

 

Поисково-разведочные работы на нефть, прежде всего, посвящены поискам ловушек в потенциальных коллекторах, так как ловушка соответствует месту, где нефть и газ, если только они присутствуют, скопляются в залежи.

Наиболее простым и распространенным способом превращения про­ницаемой глубинной формации в ловушку является образование антиклинали. Из обычных ловушек легче всего картируется антиклиналь и ее можно часто нанести на карту непосредственно по поверхности земли. Тесная связь нефтегазовых залежей с антиклинальными складками была обнаружена на раннем этапе развития нефтедобывающей промышленности и послужила обоснованием к развитию давно известной анти­клинальной теории залегания нефти и газа. Геологи повсеместно вели поиски антиклиналей и куполов для постановки на них разведочного бурения, исключая почти полностью все другие виды ловушек. Антиклинальная теория играла преобладающую роль в поисках нефти [19].

На территории России подавляющее большинство антиклинальных ловушек, особенно простых и в верхних горизонтах чехла, выявлено и разведано. Наступила пора открытия и освоения новых нефтегазогеологических объектов, связанных с обнаружением сложных резервуаров, продуктивность которых определяется неоднородностью нефтегазоносных комплексов (НГК) и, прежде всего, характером распределения коллектора. В пределах НГК продуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел (пласты, линзы, различные выступы-блоки, штоки и др.), которые они образуют в геологическом разрезе. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались. НГК образует пара – коллектор + покрышка - НГК = К+П

Решающим фактором нефтегазоносности становится неоднородность распределения коллекторов, контролируемая блоковым строением.

 

Таблица 1. Плотность нефти в различных единицах

Очень легкие до 0.80 г/см^3	Легкие 0.80-0.84 г/см^3	Средние 0.84-0.88 г /см^3	Тяжелые 0.88-0.92 г/см^3	Очень тяжелые более 0.92 г/см^3
^оAPI	г/см^3	^о API	г/см^3	^о API	г/см^3	^о API	г/см^3	^о API	г/см^3
конденсаты		0.8017		0.8498		0.8871		0.9340
	0.605		0.8063		0.8602		0.9042		0.953
	0.654		0.8155		0.8762				0.9659
	0.6690		0.8251						1.000
	0.7022		0.8398						1.037
	0.7201								1.076
Очень легкие нефти
	0.7389
	0.759
	0.7711
	0.7796
	0.7927

Источник: Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник /О.К.Баженова, Ю.К.Бурлин, Б.А.Соколов, В.Е.Хаин; Под ред. Б.А.Соколова. – 2 –е изд., перераб. И доп. – М.: Изд. Москов. Ун-та; Издат. центр «Академия», 2004. – 415 с., илл. – (Классический университет. Учебник). – с. 16-17.

Таблица 3. Типы природных газов земной коры

природная система	дегазация или сепарация
самопроизвольная	принудительная
подземный газ (пластовый)	свободный газ	газ дегазации и дебутани-зации сырого конденсата
пластовая нефть	нефтяной газ	газ глубокой стабилизации нефти
природная вода	водорастворенный спонтанный газ	водорастворенный газ
природные гидраты	газогидратный газ	водорастворенный газ газогидратной воды
горная порода	природные газы открытого трещинно-порового пространства	газы закрытых пор, окклюдированный, сорбированный и т.д.

Подгруппа 1.1.2. Висячие

Виды: - Структуры простого строения

- Структуры осложненные разрывными нарушениями

- В антиклиналях, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом

Подгруппа 1.1.3. Тектонически экранированные

Виды: - Блоковые структуры - разбитые разрывными нарушениями: присбросовые, привзбросовые

- Поднадвиговые

Подгруппа 1.1.4. Приконтактовые

Виды: - С соляным штоком

- С диапировым ядром, грязевым вулканом

- С вулканогенными образованиями

Группа 1.2. Залежи моноклинальных структур

Виды: - Экранированные разрывными нарушениями

- Во флексурных осложнениях моноклиналей

- Связанные со «структурными носами» моноклиналей

Класс II. Рифогенный

Виды: - В одиночном рифовом массиве; в ассоциации (ансамбле) рифовых массивов

Класс III. Литологические

Группа 3.1. Литологически экранированные залежи

Виды: - На выклинивании коллектора по восстанию

- На замещении проницаемых пород непроницаемыми

- Экранированные асфальтом и битумами

Группа 3.2. Литологически ограниченные залежи - приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек или валообразным структурам прибрежных палеобаров.

Виды: - Шнурковые, рукавообразные (палеорусла); баровые

Класс IV. Стратиграфические

Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых несогласно залегающими слоями.

Виды: - Залежи в локальных тектонических структурах (под угловым несогласием)

- В моноклиналях (под угловым несогласием)

- В выступах (останцах) палеорельефа

- В выступах погребенных кристаллических массивов

 

2.2.7. Классификация залежей нефти и газа по сложности геологического строения *)

По сложности геологического строения выделяются залежи трех групп:

- простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

- сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

- очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

*) Приложение 3 к Приказу МПР России от 7 февраля 2001г. №126 «Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.

Рис.2

Рис.3

Рис.4

Примеры месторождения нефти и газа на территории и континентальном шельфе России

 

Рис.5. Нефтегазогеологическое районирование территории и акваторий

Российской Федерации

 

Римские цифры в квадратах – нефтегазоносные провинции (НГП): I -Тимано-Печорская НГП, II- Волго-Уральская НГП, III- Прикаспийская НГП, IV - Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП, V- Западно-Сибирская НГП, VI -Хатангско-Вилюйская НГП, VII -Лено-Тунгусская НГП, VIII- Охотская НГП, IX- Притихоокеанская НГП, X- Восточно-Арктическая НГП,

Рис. 6

Рис. 7

3-2-2. Печоро-Колвинская нефтегазоносная область. Усинское нефтяное месторождение (по А.Я. Кремсу, Б.Я. Вассерману, Н.Д. Матвиевской, 1974 г.) контролируется брахиантиклиналью с более пологим западным и крутым флексурообразным восточным крыльями, приуроченным к региональному разлому, ограничивающему Колвинский мегавал. Открыто шесть залежей. Залежи нефти в отложениях среднего девона комбинированные - антиклинальные стратиграфически ограниченные. Рис. 8. а – структурная карта по подошве верхнего девона; б – геологический профиль по линии I-I. 1 – граница распространения среднедевонских отложений; 2 – изогипсы продуктивного горизонта; 3 – контур нефтеносности; 4 – нефть [4].

Рис. 8

3-2-3. Хорейверская нефтегазоносная область. Сандивейское нефтяное месторождение приурочено к куполовидному поднятию, осложненному локальными структурами. Открыты две залежи нефти. Залежь нефти в верхнекаменноугольных органогенно-детритовых известняках сводовая, массивная. Рис. 9. Залежь нефти в нижнепермских отложениях локализована в пределах двух участков: А (пластовая, литологически экранированная) и В (неполнопластовая, литологически экранированная). Геологический разрез продуктивных отложений нижней перми-карбона [4].

 

Рис. 9

3-2-4. Северо-Предуральская нефтегазоносная область. Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение контролируется крупной антиклинальной складкой в пределах северной части внутреннего борта Предуральского прогиба, приуроченной к Вуктыльской тектонической пластине. В своде антиклиналь осложнена тремя куполовидными поднятиями. Западное крыло более крутое (50 – 60⁰), чем восточное (20 – 25⁰), и осложнено взбросом. Открыто шесть залежей – газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой на южной периклинали, два нефтяных скопления на Северо-Вуктыльском и Подчеремском участках и залежь газа в южной части месторождения; выделены две нефтяные залежи. Залежь месторождения преимущественно газоконденсатная массивная, пластовая. Рис.10. Геологический разрез (по В.В.Шелгунову) [4, 8].

 

Рис.10

 

Рис. 11

Рис.12

Совхозное газоконденсатное месторождение приурочено к рифогенному массиву, который является частью рифовой полосы западной части Предуральского прогиба; представляет собой поднятие, осложненное северным и юго-восточным куполами. Газовая залежь, приуроченная соответственно к куполам рифового массива, имеет массивную форму и подстилается нефтяной оторочкой. Рис. 13. Структурная карта по кровле рифогенных известняков. 1- изогипсы, м; 2 – контур газоносности [10, 21].

 

.

Рис. 13

Рис. 14

 

 

3-6. Западно_Сибирская нефтегазоносная провинция

3-6-1. Ямальская газонефтяносная область. Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к одноименному поднятию (характеризуется валообразной формой), осложняющему Новопортовский вал в юго-восточной части Южно-Ямальского мегавала. Сводовая часть поднятия осложнена тремя куполами. Фундамент ступенчато по разломам погружается на глубину до 5000 м и более. Блоковая структура месторождения отчетливо выражена в осадочном чехле. Выявлено 16 залежей УВ. Рис. 15. Структурная карта по отражающему горизонту Т₄. 1 – номер скважины и абсолютная отметка кровли пласта, м; 2 – изогипсы, м; 3 – тектонические нарушения [17, 23].

 

Рис. 15

3-6-2. Надым-Пурская нефтегазоносная область. Уренгойское газоконденсатное месторождение приурочено к крупному антиклинальному поднятию (симметричной брахиантиклинальной складке, осложненной двумя куполами) находящемуся в центральной части Уренгойского мегавала. Рис. 16. Структурная карта по кровле сеноманских отложений. 1 – изогипсы отражающего горизонта «Б»; 2 – изогипсы по кровле сеноманских отложений; 3 – контур газоносности; 4 – скважины. Открыто 16 залежей: 8 - газоконденсатных, 7- газоконденсатных с нефтяной оторочкой, 1 – нефтяная с газовой шапкой. Сеноманская газовая залежь массивного типа [17].

 

Рис. 16

3-6-3. Среднеобская газонефтяносная область. Самотлорское нефтегазовое месторождение расположено на Нижневартовском своде в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое по кровле пласта БВ₁₀ объединяет несколько локальных структур. Диапазон нефтегазоносности: от средней юры (J₂) до аптского яруса нижнего мела (К₁а) включительно (АВ₁). Общая высота этажа нефтегазоносности около 600 м. Установлено 10 залежей. Все залежи антиклинальные, 6 из них осложнены литологическими ограничениями на крыльях. Рис.17. Залегание нефти и газа на уникальном Самотлорском нефтяном месторождении (Среднеобская НГО, Нижневартовский свод). 1 – песчаники, алевролиты; 2 – глинистые породы; 3 – газ; 4 – нефть [17].

 

Рис. 17

Рис.18

Балахнинское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию на положительной структуре II порядка, осложняющей Балахнинский мегавал. Месторождение однозалежное. Залежь газоконденсата пластовая тектонически экранированная [8].

Рис.19. Структурная карта (по Л.Л.Кузнецову, В.Д.Накарякову). 1 – сейсмоизогипсы отражающего горизонта II^б (средняя юра); 2- внешний контур газоносности; 3 – разрывные нарушения; 4 – скважины [8, 10].

 

 

Рис. 19

3-7-2. Вилюйская нефтегазоносная область. Средневилюйское газоконденсатное месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной структуре субширотного простирания, осложняющей западную часть Хапчагайского мегавала.

Выявлено семь продуктивных горизонтов. Толонское газоконденсатное месторождение приурочено к малоамплитудному осложнению структурного носа, сливающегося со Средневилюйской структурой; семь продуктивных горизонтов в триасовых и пермских отложениях. Средневилюйское и Толонское газоконденсатные месторождения: Рис. 20. а - структурная карта по подошве мономской свиты Т_1; З-б – разрез по линии I – I. 1 – скважина; 2 – номер скважины (в числителе) и абсолютная отметка подошвы мономской свиты, м (в знаменателе); 3 – песчано-алевролито-глинистая толща; 4 – глинистые покрышки; 5 – газовые залежи; 6 – изогипсы подошвы мономской свиты, м. Свиты: Т₁nk – нижнекельтерская, Т₁tg – таганджинская, Т₁ m – мономская, Т₂₊₃ bg – бегиджанская, J₁ ¹⁺²ks – кызыл-сырская, J₁s – сунтарская, J₂ jak – якутская, J₃ nv – нижневилюйская, J₃mr – марыкчанская, J₃br – бергеинская [11].

 

Рис.20

Рис. 21

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение по подсолевому комплексу приурочено к структурному выступу, с севера ограничено глубоким узким грабенообразным прогибом, в пределах которого значительно увеличена толщина терригенных отложений по сравнению с самим месторождением; в поперечном разрезе выделяется ряд палеозаливов и палеовыступов, простирание которых конформно простиранию ограничивающего с севера месторождение палеограбена. Выделяются три части: западная, чисто нефтяная, центральная газонефтяная, и восточная, преимущественно нефтяная. Все три зоны отделяются друг от друга полосами отсутствия разрезе продуктивных горизонтов. В восточной части нефтенасыщенной является и кора выветривания фундамента. В юго-восточном направлении залежь литологически выклинивается (исчезают породы-коллекторы). В сечении СВ-ЮЗ строение залежи неоднородно, блоки примыкающие к грабену с севера являются преимущественно газонасыщенными; в центральных блоках нефть занимает более высокое положение.

Рис. 22. Структура по кровле продуктивных горизонтов ВЧ-1 и ВЧ-2 [2].

 

Рис. 22

3-8-2. Байкитская нефтегазоносная область. Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение - залежь приурочена к структурному выступу северо-восточного простирания, осложненному серией продольных тектонических нарушений и связана с одним из центральных, более приподнятых его блоков. Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к южному склону крупного палеоподнятия. Рифейские отложения здесь отсутствуют, раздробленные тектоническими движениями породы фундамента сами являются достаточно хорошим коллектором для газа (получен промышленный приток газа). Отчетливо выделяются две ортогональные системы тектонических нарушений - северо-восточного и северо-западного простираний, разделяющие относительно поднятые и опущенные блоки; продольные нарушения являются основными структурообразующими элементами. Массивная нефтяная залежь, приуроченная к рифейским карбонатным отложениям, перекрыта поверхностью вендского несогласия. Промышленно нефтегазоносны и перекрывающие рифей карбонатные отложения оскобинской свиты венда. Карбонатные породы рифея – типичный каверно-порово-трещинный коллектор, в котором промышленные притоки обеспечиваются широко развитой их трещиноватостью. Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения. Рис.23. Структура по поверхности рифейских отложений [2].

Рис. 23

3-8-3. Ангаро-Ленская нефтегазоносная область. Ковыктинское газоконденсатное месторождение располагается к северу от Жигаловского вала, контролируется крупным одноименным разломом фундамента северо-восточного простирания, приурочено к пластовой литологически ограниченной ловушке, расположенной на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени. По кровле продуктивного парфеновского горизонта прослеживается пологая волнистая моноклиналь. Основным контролирующим залежь фактором является распределение «коллектор-неколлектор» в пределах продуктивного горизонта. Мозаичное изменение коллекторских свойств по площади во многом обусловлено наличием малоамплитудных разломов. Рис.24. Ковыктинское газоконденсатное месторождение: 1 – скважины и их номера; 2 – изогипсы по кровле парфеновского гшоризонта (П₂); 3 – граница отсутствия коллекторов в парфеновском горизонте; 4 – газоводяной контакт (а – газ, б – вода); 5 – тектонические нарушения; 6 – зона Хандинского разлома; 7 – контур площади месторождения с запасами категории С₁; 8 – лицензионные участки [2].

 

 

Рис. 24

Рис. 25

Одоптинское (Одопту-море) нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 3-5 км от берега на глубине моря 25 м и приурочено к трехкупольной мегантиклинали. Всего открыто 13 продуктивных пластов, содержащих 20 залежей: 3 нефтяных, 3 нефтяных с газоконденсатными шапками, 4 газоконденсатных с нефтяными оторочками; 10 газоконденсатных залежей в Центральном и Южном куполах. Залежи – пластовые, сводовые с элементами литологического контроля. Одоптинское (Одопту-море) нефтегазоконденсатное месторождение: Рис. 26. А) структурная карта по кровле XIX пласта; Б) – разрез по линии I – I.1 – скважина, 2 – нефть, 3 – газ и конденсат, 4 – контуры газоносности: а) внутренний, б) внешний; 5 – продуктивные песчаные слои и их номенклатура, 6 – линия разреза [1].

Рис. 26

Источник: Десятков В.М., Борсукова Н.А. Новый тип залеждей нефти и перспективы прироста запасов УВ в Калининградской области. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2002, №4, с. 25-28.

Рис. 28

 

4. Характеристика залежи нефти, приуроченной к антиклинальной структуре простого строения

 

Общая характеристика структуры, контролирующей залежь нефти (газа), и самой залежи предусматривает описание морфологии структуры, ее размерность (длина, ширина, площадь), ориентировку, литологию нефтегазоносного комплекса (НГК – коллектора и покрышки), глубины залегания покрышки, коллектора, тенденций изменений их толщин, физических свойств (пористости, проницаемости), притоков флюидов (вода, нефть, газ – состав, дебит и др.), определение высоты залежи нефти (газа) и глубины контактов (ВНК, ГНК, ГВК), контуров и площадей нефте- и газоносности, ожидаемых запасов нефти (газа) /подсчитанных … методом/.

Примерный текст

Нефтяная залежь приурочена к асимметричной брахиантиклинальной складке … простирания размерами... х... км. Падение … крыла структуры круче её … крыла. Ось шарнира складки погружается в … направлении.

Залежь пластовая сводовая, ненарушенная. Размеры залежи по внешнему контуру нефтеносности... х... км. Высота залежи - … м.

Общая площадь нефтяной залежи составляет... км². Наименьшая глубина, на которой вскрыта кровля пласта-коллектора -... м (а.о.-... м), максимальная - … м

Продуктивный горизонт, представленный песчаниками (какими?), перекрывается и подстилается глинистыми породами (аргиллитами – какими?) мощностью от … до... м. Толщина продуктивного горизонта (пласта-коллектора) изменяется от … до … м.

Пористость пород коллектора (песчаников) варьирует от … до …%, составляя в среднем - …%, проницаемость - от … до … μD (миллидарси). Повышенные значения проницаемости песчаников прослеживаются (например, вдоль оси структуры) в... направлении.

Промышленный приток нефти получен только в своде залежи (скв.1), где нефть встречена по всей мощности продуктивного горизонта. Встреченные в скважине №5 пластовые воды с обильными пленками нефти свидетельствуют о близости водонефтяного контакта (ВНК) к абс. отметке - … м. При проектировании разведки залежи скважины должны быть ориентированы на пересечение кровли пласта-коллектора в диапазоне абсолютных отметок от -… до -… м. Ожидаемые запасы нефти, подсчитанные / объемным методом / составляют … тыс.т (млн.т).

 

Литература

1. Алексейчик С.Н. Геология нефтяных и газовых месторождений Сахалина /С.Н.Алексейчик, Т.И.Евдокимов, В.С.Ковальчук и др. Тр. ВНИГРИ. Вып. 328. Л.: Недра, 1974. – 183 с.

2. Альбом месторождений нефти и газа в рифейских и венд-кембрийских отложениях Восточной Сибири. Красноярский край, Эвенкийский автономный округ, Иркутская область, Республика Саха (Якутия) / Под ред. М.Д.Белонина, В.Б.Арчегова. СПб.: ВНИГРИ,,2000. – 32 с.

3. Бакиров А.А.Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа /А.А.Бакиров, Э.А.Бакиров, В.С.Мелик-Пашаев и др. Под ред. А.А.Бакирова. Учебник для вузов. Изд. 3 –е, перераб. и исправл. М.: «Высшая школа», 1987. - 384 с.: ил.

4. Белонин М.Д. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения /М.Д.Белонин, О.М.Прищепа, Е.Л. Теплов и др. СПб.: Недра. -2004. – 396 с.

5. Блоковое строение осадоч­ных бассейнов и новые ти­пы зон нефтегазонакопления (теория и приложение к Сибирской платформе) /В.Б.Арчегов, Б.А.Лебедев, Э.А.Базанов, Н.В.Тимошенкова // Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ: сравнительная геология, ресурсы и пер­спективы освоения. Межд. конф. 21-26 апр. 1996г. Тез. докл.С.-П6.-1996.

6. Большаков Ю.Я., Амербаев Н.Н., Павлова И.В. Сложно построенные капиллярно-экранированные залежи нефти в юрских отложениях Западной Сибири. //Геология и геофизика, 1998, №3-с.315-320

7. Борисов А.В. Штокмановско-Лунинский структурный порог Баренцевоморского шельфа – новый крупный нефтегазоносный район России /А.В.Борисов, И.А.Таныгин, В.С.Винниковский, И.А.Борисова. - Геология нефти и газа, 1995, №7. - с. 10-15.

8. Васильев В.Г. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. /В.Г. Васильев, В.И.Ермаков, И.П.Жабрев и др. Под ред. И.П.Жабрева. - 2 –е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1983. – 375 с.: ил.

9. Восточная Сибирь. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. /Гл. ред. В.П.Орлов. Т.3. Ред. Н.С.Малич. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2002. – 396 с.

10. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений / Г.А. Габриэлянц; М.: Недра, 1972. - 400 с.

11. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири /М-во геологии СССР. Всесоюз. нефт. науч.-исслед. геол.-развед. ин-т. – Л.: Недра, 1980. – 200 с.

12. Геология нефти и газа Сибирской платформы / Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А. Трофимука. М.: Недра, 1981. – 552 с.

13. Грунис Е.Б. Ускоренная разведка и освоение залежей нефти в сложно построенных ловушках (на примере востока Русской платформы). СПб.: ВНИГРИ, 1995,-194с.

14. Денкевич И.А., Лукиных Э.Н., Хоментовская О.А. Перспективы поисков неантиклинальных ловушек в девонских отложениях Соль-Илецкого свода. //Геол. Нефти и газа,-1998, №6,-с.34-38.

15. Забалуев В.В. Методы поисков залежей углеводородов и обоснования заложения поисковых скважин. – М., 1994. – 46 с. //Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор / АО «Геоинформмарк». – Библиограф. С.42-46 (65 назв.).

16. Забалуев В.В., Базанов Э.А. Обоснование заложения поисковых скважин по комплексу геологических данных в условиях Сибирской платформы. //Прогноз зон нефтегазонакопления. /Тр.ВНИГРИ,-Л, 1988,-с.24-31

17. Западная Сибирь. Геология и полезные ископаемые России. В шести томах. Т.2 /Гл. ред. В.П.Орлов. Ред. 2 –ого тома: А.Э.Конторович, В.С.Сурков. – СПб.: Изд-во ВСЕГЕИ, 2000. – 477 с.

18. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири /А.Э. Конторович, И.И.Нестеров, Ф.К.Салманов, В.С. Сурков, А.А.Трофимук, Ю.Г.Эрвье. - М.: Недра, 1975.- 680 с.

19. Леворсен А. Геология нефти и газа / А.Леворсен; Изд. «МИР». – М.: Изд. «МИР», 1970. – 640 с.

20. Леонова Е.А. Основные направления поиска ловушек нетрадиционного типа в девонских отложениях Оренбургской области. //Геол.нефти и газа, 1998,-№6,-с.27-34

21. Максимов С.П. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции /С.П.Максимов, В.А.Киров, В.А.Клубов и др. М.: Недра, 1969. – 801 с.

22. Отмас А.А. Перспективы освоения нефти на территории Калининградской области / А.А.Отмас - Минеральные ресурсы России, №5-6, 2004, №5-6 - с. 27-32.

23. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газоносность Ямала / В.А.Скоробогатов, Л.В.Строганов, В.Д. Копеев – М.: ООО«Недра-Бизнесцентр», 2003. – 352 с.

24. Словарь по геологии нефти и газа. – Л.: Недра, 1988. – 679 с.

25. Шашель А.Г. Обоснование приоритетных направлений геолого-разведочных работ на нефть и газ на стадии высокой разведанности ресурсов (на примере Самарской области). //Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. -М, 1998

26. Clapp F.G. Role of Geologic Structure in the Accumulation of Petroleum, in Structure of Typical American Oil Fields, Am. Assoc. Petrol Geol., Tulsa, Okla., 2, pp. 667-716, 1929.

27. Heroy W.B. Petroleum Geology, in Geology 1888-1938, 50^th Anniv. Vol., Geol. Soc. Am., pp. 535-536, 1941.

28. Wilson W.B. Proposed Classification of Oil and Gas Reservoirs, in Problems of Petroleum Geology, Am. Assoc. Petrol Geol., Tulsa, Okla., 2, pp. 433-445, 1929.

29. Heald K.C. Essentials for Oil Pools, in Elements of the Petroleum Industry, Am. Inst. Min. Met. Engrs., New York, pp. 47-55, 1940.

30. Wilhelm O. Classification of Petroleum Reservoirs, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 29, pp. 1537-1579, 1945.

31. Bagirov E., Lercha J. Hydrates represent gas source, drilling hazard //Oil and Gas Journ.- 1997,-v.95,-N48,-p.p.99-104

32. Pyron A.J. Paleogeomorphic mapping applied in Stagecoach gas field, N.Y. //Oil and Gas Journ.-1997,-v.51,-p.p.106-110

 

9-19 декабря 2010 г. Доцент кафедры ГРМПИ В.Б.Арчегов. Рекомендовано для групп НГ, НБ, ТНГ, РФ

 

Ловушки – вместилища залежей нефти и газа

 

Ловушки нефти и газа

Ловушкой называют объем пород, могущей вместить нефть или газ вне зависимости от её формы и условий возникновения, но при наличии способности к аккумуляции и консервации нефти и газа в ней [54¹, с. 397].

С ловушкой всегда связана залежь нефти и/или газа. Залежь нефти и/или газа всегда «ищет» удобную для себя ловушку.

Залежь всегда представляет собой нефть или газ (или то и другое одновременно), находящиеся в пористой и проницаемой массе горных пород, называемой коллектором. Эти породы-коллекторы, как правило, деформированы и ограничены непроницаемыми породами (именуемыми покрышкой) таким образом, что возникает ловушка, в которой и аккумулируются названные флюиды.

Чтобы не происходила их утечка, контакт пористых пород-коллекторов и непроницаемой покрышки должен быть изогнут и обращен выпуклой стороной вверх. Такой благоприятный для аккумуляции нефти и газа участок структуры (container) называют ловушкой (trap), а часть ловушки, содержащую нефть и газ – резервуаром (reservoir). Резервуары могут быть образованы разными породами, иметь различную форму, размеры и происхождение. Ловушка является частью резервуара. Последний же представляет собой вместилище для флюидов, образованное породой-коллектором, ограниченной не(слабо)проницаемыми породами.

Различаются коллекторы и ловушки (как резервуары), в которых могут скапливаться или уже скопились нефть и (или) газ.

Любой отдельно взятый резервуар неповторим в деталях, однако могут быть подмечены и общие черты сходства, характеризующие особенности резервуаров:

1. Порода-коллектор – вмещающий материал, характеризуется составом и структурой, непрерывностью или прерывностью его распространения в плане. Границы распространения коллектора могут совпадать в плане с контурами нефтяной (газовой) залежи …; в других случаях порода-коллектор, хотя и развита на обширной площади, может быть природным резервуаром только на отдельных благоприятных участках.

2. Поровое (пустотное) пространство – коллекторское пространство обычно выражается через коэффициент «пористость» (П), представляющий собой отношение объёма всех пустот горной породы к её общему объему, выраженное в процентах или в долях единицы [24, с. 433]. Под эффективным поровым пространством подразумевается та часть породы-колектора, которая доступна для миграции и аккумуляции нефти и обеспечивает сохранность последней. Степень свободы перемещения флюидов через соединяющиеся между собой поры породы выражается через коэффициент «прон