Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 18

 

  Главная      Учебники - Разные     Геология нефти и газа (Еременко Н.) - 1968 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  16  17  18  19   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 18

 

 

 

Гл. VI. Горные   породы   как   вместилище   нефти   и   гааа

 

резервуара. Для характеристики коллектора резервуара может быть 
использована одна из классификаций коллекторов, описанных ранее.

 

По  соотношению  коллектора  с  ограничивающими  его  плохо  про-

ницаемыми  породами  И.  О.  Брод  предлагает  выделять  три  основных 

типа  природных  резервуаров:  1)  пластовые  резервуары;  2)  массивные 

резервуары;  3)  резервуары  неправильной  формы,  литологически 

ограниченные со всех сторон.

 

П л а с т о в ы   и  п р и р о д н ы й   р е з е р в у а р   (рис.  47) 

представляет  собой  коллектор,  ограниченный  на  значительной  пло-

щади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. В таком

 

Рис. 47.  Принципиальная схема пластового   резер-

вуара. 

1 — коллектор   (песок);    2 — плохо    проницаемые    породы 

(глины).

 

резервуаре  на  значительных  площадях  мощность  коллектора  более 

или менее выдерживается. При общем сохранении пластового характера 

коллектора  на  тех  или  иных  локальных  участках  или  по  границе 

распространения  коллектора  может  наблюдаться  существенное  из-

менение  мощностей,  приводящее  иногда  к  полному  выклиниванию 

коллектора.

 

Коллектор  в  пластовых  резервуарах  обычно  литологически  вы-

держан,  но  может  иметь  и  более  сложное  строение.  Он  может  быть 

представлен,  например,  тонким  переслаиванием  пород,  причем  по-

роды-коллекторы  отделены  друг  от  друга  относительно  незначитель-

ными,  иногда  выклинивающимися  глинистыми  разделами.  Такое 

явление  наблюдается,  например,  в  X  пласте  продуктивной  толщи 
(плиоцен)  на  месторождении  Бибиэйбат.  Другим  примером  может 

служить  ахтырская  подсвита  палеогена  на  северо-западном  Кавказе 

или  свита  фернандо  плиоценового  возраста  на  месторождении  Санта-

Фе-Спрингс в Калифорнии (США). В пластовом природном резервуаре 

существует  единая  гидродинамическая  (артезианская)  система. 

Давления  в  этой  системе  закономерно  изменяются  в  зависимости  от 

положения  областей  нагрузки  и  разгрузки.  Наиболее  характерным 

видом  движения  жидкостей  и  газов  является  боковое  движение  по 

пласту.

 

 

138 

 

§ 3. Коллекторы    и   природные   резервуары

 

М а с с и в н ы й   п р и р о д н ы й   р е з е р в у а р   представляет 

собой  мощную  толщу  проницаемых  пород,  перекрытую  сверху  и 

ограниченную  с  боков  плохо  проницаемыми  породами.  Коллекторы, 

слагающие  массивные  резервуары,  литологически  могут  быть 

однородными  (рис.  48)  или  неоднородными  (рис.  49).  Однородные 

массивные  резервуары  могут  быть  представлены  карбонатными, 

метаморфическими  или  изверженными  породами.  Пористость  и  про-

ницаемость таких коллекторов обусловлены наличием в них каверн и 

трещин.  В  качестве  примера  может  быть  приведено  газовое  место-

рождение  Шебелинка  на  Украине  (рис.  50).  Здесь  мощная  толща 

пород, охватывающая стратиграфический интервал от карбона до 

Рис.   48,   Схема   однородного   массив-     Рис. 49. Схема   неоднородного мас- 

ного резервуара. 

сивного резервуара. 

юры,  образует  единый  природный  резервуар.  Мощность  его  более 
1000  м.  В  строении  резервуара  принимают  участие  литологически 

самые  разнообразные  породы:  пески  и  песчаники,  глинистые  сланцы, 

галогенные осадки, ангидриты, карбонаты.

 

Распространение  зон  пористости  и  проницаемости  в  массивных 

резервуарах  не  имеет  строгой  стратиграфической  приуроченности, 

как  и  в  пластовых  резервуарах.  Часто  можно  наблюдать  в  теле  мас-

сива  отдельные  изолированные  зоны  с  хорошей  пористостью  и  про-

ницаемостью, пересекающие стратиграфические поверхности.

 

В  массивных  резервуарах  боковое  перемещение  жидкости  и  газа 

ограничено  распространением  проницаемых  зон  и  не  может  происхо-

дить  на  большие  расстояния.  Возможные  перемещения  но  вертикали 

соизмеримы или даже больше возможных перемещений жидкостей и 

газов  в  направлении  напластований.  Гидродинамические  системы 

массивных  резервуаров  пока  плохо  изучены.  В  некоторых  случаях 

наблюдается связь массивных резервуаров с пластовыми. Например, в 

Шебелинке  такая  связь,  по-видимому,  происходит  по  отложениям 

карбона.  В  таких  случаях  можно  говорить  о  сложном  сочетании  в 

земной  коре  резервуаров  двух  различных  типов.  Для  одного  из  них 

характерно  площадное  распространение,  для  другого  —  вертикаль-

ное.  В  то  же  время  для  многих  участков  земной  коры,  особенно  к 

геосинклинальных  областях,  можно  говорить  о  развитии  локальных 

по  площади  проницаемых  (трещиноватых)  зон  на  значительную 

глубину.

 

139 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Гл. VI. Горные  породы   как   вместилище  нефти   и  газа 

§ 3. Коллекторы   и   природные   резервуары 

соотношения  пропорциональны  количествам  содержащихся  в  ре-

зервуаре  флюидов.  Поэтому  важно  выяснить  хотя  бы  ориентировочно 

возможные  соотношения  между  нефтью,  газом  и  водой  в  резервуарах 

различного  типа.  Условия  образования  скоплений  нефти  и  газа  и 

наблюдаемые  в  природе  особенности  их  залегания  позволяют 

отметить следующее. В природных резервуарах неправильной формы 

возможно  полное  или  почти  полное  заполнение  всей  емкости 

резервуара нефтью и газом.

 

Уровень  энергетической  поверхности  (пьезометрический)  может 

резко отличаться от уровня энергетических поверхностей резервуаров, 

залегающих  выше  и  ниже  за  счет  избыточных  и  аномальных 

давлений.  При  вскрытии  такого  резер-

вуара  скважинами  поступление  нефти  и 

газа  на  поверхность  возможно  за  счет 

энергии,  аккумулированной  в  них  самих 
(рассматриваются 

только  естественные 

источники энергии).

 

В  массивном  резервуаре,  имеющем 

ограниченное  площадное  распространение, 

роль  энергии,  аккумулированной  в  нефти 

и газе, может быть значительной в общем 

балансе энергии.

 

Уровень энергетической поверхности в 

типичных массивных резервуарах может 

изменяться так же, как и в резервуарах, литологически ограниченных со 

всех сторон. При наличии связи массивного резервуара с пластовыми 

она наиболее убедительно устанавливается  по  характеру   

энергетической   поверхности.   В   этом случае изменения уровня 

должны происходить плавно, с появлением положительной  аномалии  

в   пределах  залежи   исключительно   за счет избыточных давлений.

 

В пластовых резервуарах доля энергии, аккумулированной  в нефти 

и  газе,  весьма  мала  по  сравнению  с  общей  энергией  резервуара.  В 

пластовых  резервуарах  изменения  энергетической  поверхности 

происходят  плавно  в  соответствии  с  направлением  и  скоростью 

движения воды в резервуаре. В случае неподвижных вод поверхность 

имеет  горизонтальное  положение.  В  случае  движения  вод  она 

наклонена  в  направлении  движения  воды.  На  фоне  общих  изменений 

уровня 

энергетической 

поверхности 

наблюдаются 

локальные 

положительные  аномалии  в  пределах  скоплений  нефти  и  газа, 

обусловленные  только  избыточным  давлением.  Появление  здесь  ано-

мальных  давлений  возможно  только  в  том  случае,  если  резервуар 

разбит  на  отдельные  тектонические  блоки,  изолированные  друг  от 

друга.  Но  тогда  резервуар  теряет  свою  основную  особенность  — 

непрерывность,  и  практически  не  может  рассматриваться  как  пласто-

вый. Отдельные изолированные блоки такого резервуара должны 

 

141 

Р е з е р в у а р ы  

не-

п р а в и л ь н о й   ф ор мы, 

л и т о л о г и ч е с к и  

о г р а н и ч е н н ы е   со 

в с е х   с т о р о н .   В  эту 

группу  резервуаров  объ-

единены  природные  резер-

вуары всех видов, в которых 

насыщающие 

их 

газообразные  и  жидкие 

углеводороды  окружены  со 

всех  сторон  практически 

непроницаемыми  породами. 

К 

резервуарам 

неправильной  формы  отно-

сятся  лишь  зоны  повышен-

ной  пористости  и  прони-

цаемости пород, связанные с 

местным 

изменением 

петрографического  состава 

породы  и  не  распростра-

няющиеся 

на 

сколько-

нибудь  значительную  пло-

щадь. 

Принципиальная 

схема  таких  резервуаров 

изображена  на  рис.  51.  Дви-

жение  жидкостей  и  газов  в 

них  ограничено  малыми 

размерами  самого  резер-

вуара.

 

Емкость 

резервуаров 

всех типов определяется их 

размерами  и  качеством 

коллектора.  С  емкостью 

резервуара тесно связан его 

энергетический 

запас. 

Энергетические  запасы  за-

полненного  жидкостью  и 

газом  природного  резер-

вуара  используются  глав-

ным  образом  для  извлече-

ния  на  поверхность  нефти, 

газа и в некоторых случаях 

воды.

 

При  прочих  равных 

условиях энергетические 

140

 

 

Рис.     51.       Принципиальная 

схема     резервуара,      ограни-

ченного      со      всех      сторон 

плохо    проницаемыми    поро-

дами. 1 — песок; 2 — глина.

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Гл. VI. Горные  породы  как  вместилище  нефти  и газа 

 

рассматриваться  самостоятельно  как  резервуары,  ограниченные  со 

всех   сторон.

 

В  табл.  34  представлена  классификация  природных  резервуаров  с 

учетом  сделанных  выше  замечаний.  Выделение  описанных  типов 

природных резервуаров в значительной степени условно. Здесь, так же 

как  и  в  классификации  коллекторов,  возможно  выделение  различных 

переходных типов.

 

Т а б л и ц а   34

 

Классификация природных резервуаров

 

Типы 

резервуаров 

 

Наиболее 

характерные 

группы 

коллекторов по 
классификации

 

Г.А. 

Теодоровича

 

 

Стратеграфичес
кая 
приуроченность 
коллекторов 

 

Направление 
движения 
жидкостей и 
газов 
 

Возможная 
максим. Роль 
энергии, 
аккумулированной 
в нефти и газе, по 
отношению ко 
всей энергии 
резервуара 
 

Пластовые

 

 

А и Б

 

 

Выдерживается

 

 

По 

напластованию

 

Незначительная

 

 

Массивные

 

 

В и  Б

 

 

Не 
выдерживается

 

По вертикали

 

 

Значительная

 

 

Лито логически 
ограниченные со 

всех сторон

 

 

Б и А

 

 

Выдерживается

 

 

Локально, 

ограниченно

 

 

Основная

 

 

§ 4. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ   СВИТЫ

 

В природных условиях залежи нефти и газа в большинстве случаев 

связаны  с  осадочными толщами. В таких толщах  породы-коллекторы 

занимают  иногда  очень  небольшой  объем.  Толщи  осадочных  пород  с 

заключенными  в  них  нефтеносными  и  газоносными  пластами 

называются нефтегазоносными свитами.

 

В  подавляющем  большинстве  разрезов  нефтегазоносных  областей 

породы,  содержащие  нефть  или  газ  или  то  и  другое  вместе,  не  обра-

зуют  непрерывной  пачки.  Они  чередуются  с  пластами  пород,  не 

содержащих  нефтегазоносных  пластов.  Так,  в  разрезе  Среднего 

Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной  области, по данным М. 

В.  Касьянова,  выделяются  четыре  самостоятельных  нефтегазоносных 

комплекса 

пород, 

разделенных 

регионально 

выдержанными 

глинистыми пачками. Первый нижний комплекс пород включает в себя 

отложения юры от подошвы битуминозной баженовской пачки вплоть 

до  фундамента.  Отложения  второго  комплекса  соответствуют  в 

основном  валанжину  и,  видимо,  частично  низам  готерива.  Третий 

нефтегазоносный  комплекс  соответствует  готериву  —  баррему,  т.  е. 

вартовской свите и ее аналогам. Четвертый пефтегазоносный комплекс

 

 

142

§ 4. Нефтегазоносные   свиты 

 

составляют  отложения  апт-альб-сеноманского  возраста,  которые  четко 

ограничены котайской пачкой в подошве и регионально выдержанными 

глинами туронского  возраста в кровле. Количество пластов в каждом 

комплексе  неодинаково.  В  первом  комплексе  выделяется  до  10 

пластов, во втором — до 20, в третьем — 12 и в четвертом — 19.

 

При  сравнительно  небольшом  количестве  типов  пород,  слагающих 

нефтегазоносные  свиты,  последние  характеризуются  значительным 

разнообразием сочетаний этих пород. Литологическая характеристика 

осадочных  толщ  зависит  от  геологических  условий  их  образования  и 

прежде  всего  определяется  геотектонической  жизнью  площади 

осадконакопления.  Схематично  можно  выделить  три  основные 

геотектонические  обстановки:  платформенную,  геосинклинальную  и 

переходную  обстановку  предгорных  прогибов.  В  типично  геосин-

клинальных  условиях  нефтяные  и  газовые  месторождения  почти  не 

встречаются.  Поэтому  ниже  рассматриваются  только  толщи  типично 

платформенных и предгорных областей.

 

А.  В.  Ульянов  собрал  материал  по  литологии  и  фациям  нефте-

газоносных  свит  большинства  нефтедобывающих  стран  мира.  Нефте-

газоносные,  газоносные  и  нефтеносные  свиты  земного  шара  он 

сгруппировал  в  15  литологических  групп.  Кроме  того,  в  качестве 

самостоятельных  А.  В.  Ульянов  выделил  трещиноватые,  извержен-

ные и метаморфические породы.

 

А.  В.  Ульянов  совместно  с  автором  рассмотрел  224  нефтегазо-

носные  свиты  разных  стран  мира,  залегающие  в  разных  геотек-

тонических  условиях.  Результаты  этих  исследований  приведены  в 

табл.  35  по  материалам  большинства  известных  нефтегазоносных 

районов.

 

Наиболее  распространенные  нефтегазоносные  литофации  следу-

ющие:  а)  известняки,  доломиты;  б)  глины  (сланцы)  с  прослоями  и 

линзами песчаников и песков; в) песчаники и пески.

 

Реже  всего  нефтегазоносные  свиты  представлены  такими  лито-

фациями:  а)  песчаниками  с  прослоями  конгломератов;  б)  глинами 
(сланцами) с прослоями и линзами известняков.

 

В  фациальных  группах,  выделенных  по  условиям  образования 

среди  нефтегазоносных  свит,  наиболее  широко  представлены  нор-

мальные  морские  осадочные  образования,  угленосная  фация  и  фация 

пестроцветных отложений. Наименее распространена флишевая фация, 

которая к тому же не встречается в платформенных условиях.

 

Обращает  на  себя  внимание  широкое  распространение  среди 

нефтегазоносных толщ угленосных осадков (11%) и довольно большое 

распространение соленосных (4%) и пестроцветных (6%) отложений.

 

В  Советском  Союзе,  по  данным  В.  Г. Васильева  и  А.ЦА.  Ханина 

(1963),  наблюдается  несколько  иное  распределение  залежей  нефти  и 

газа по литологии вмещающих толщ. Из 1172 рассмотренных

 

 

 
 

143 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Гл. VI. Горные  породы  как   вместилище  нефти  и  газа

 

 

Т а б л и ц а   35 

Распространенность и мощность литофаций нефтегазоносных свит

 

 
 

 

Встречае- 

 

 

Отношение 

числа описан- 

 

Средние мощности, м 

 
 

Литофаций 

 

мость лито-

фаций, % от 

общего 

количества 

(224) изу-

ченных свит 

 

ных литофаций в 

предгорных и 

межгорных 

областях к числу 

их на платформах 

 

на плат-

формах 

 

в пред-

горных 

прогибах 

 

1. Известняки, доломиты    
 

16,5 

10/27 

189 

280 

 

2.   Известняки  и   доломиты  с 
 прослоями глин 
 

5,8 

 

1/12 

 

255 

 

490 

 

3.   Известняки  и  доломиты  с 
прослоями песчаников,   песков и глин 
(сланцев)     

 
 

4,5 

 
 

1/9 

 
 

155 

 
 

127 

4. Глины   (сланцы)   с просло- ями  и  
линзами известняков 
 

 

2,7 

 

 

3/3 

 

 

42 

 

 

1120 

5. Глины (сланцы) и  песчани- ки 
(пески) с   прослоями из- 
вестняков (доломитов) 

 
 

6,7 

 
 

7/8 

 
 

266 

 
 

225 

6. Глины с прослоями извест- 
няков (доломитов),  песчаников 
(песков) и мергелей    

 
 

4,5 

 
 

8/2 

 
 

128 

 
 

823 

7. Глины (сланцы)  и  мергели с   
прослоями   песчаников   и песков 
 

 

7,6 

 

 

17/0 

 

 

— 

 

 

491 

8. Глины   (сланцы)   с  просло ями 
песков, песчаников, конгломератов 
галечников 

 
 

2,7 

 
 

5/1 

 
 

400 

 
 

931 

9. Глины   (сланцы)   с  просло- ями  и 
линзами   песчаников и песков 
 

 

15,6 

 

 

25/10 

 

 

130 

 

 

1291 

 

10.    Песчаники   с   прослоями 
конгломератов   

 

3,1 

 

 

4/3 

 

 

242 

 

122 

11. Песчаники и пески   
 

7,6 

 

11/6 

 

26 

 

130 

 

12. Угленосные осадки     
 

10,7 

 

11/13 

 

247 

 

1110 

 

13. Солепосные и  гипсоносные 
отложения 
 

 

4,0 

 

 

5/4 

 

 

333 

 

 

1607 

14.   Пестроцветные   отложения 
 

6,1 

 

7/7 

 

306 

525 

 

15. Флишев ые фации     

1,8 

4/0 

— 

498 

скоплений 74% приходится на долю скоплений, приуроченных к толщам 

терригенного  состава,  18%  —  к  толщам  карбонатного  -И  8%  —  к 

толщам терригенно-карбонатного состава.

 

Табл.  35  может  быть  использована  для  выяснения  характера 

распространения  нефтегазоносных  толщ  в  платформенных  и  пред-

горных 

условиях. 

Для 

полного 

решения 

поставленных 

вопросовнеобходимо  было  бы  провести  сопоставление  запасов  и 

добычи по выделенным типам литофаций.

 

 

144 

                                                                   Нефтегазоносные   свиты

 

Приближенным  критерием  для  оценки  распространенности  той 

или  иной  литофаций  к  пределах  платформы  и  геосинклинали  может 

служить отношение числа описанных литофаций в предгорных прогибах 

к  такому  же  числу  на  платформах.  Конечно,  цифры,  приведенные  в 

табл.  35,  могут  значительно  измениться  по  мере  пополнения  наших 

знаний, но при этом вряд ли изменятся вытекающие из нее выводы.

 

1.  Нефтеносные  и  газоносные  свиты,  выраженные  в  карбонатных 

литофациях  (табл.  35,  литофаций  1,  2,  3)  явно  преобладают  на 

платформах.

 

2.  Нефтеносные  и  газоносные  свиты,  выраженные  в  песчано-

глинистых  с  карбонатами  (4,  5),  песчаных  (10,  11),  пестроцветных 
(14),  угленосных  (12)  и  соленосных  (13)  литофациях,  примерно 

одинаково распространены на платформах и в предгорных прогибах.

 

3. Нефтеносные и газоносные свиты, выраженные преимущественно 

в  глинистых  (6,  7,  8,  9)  литофациях,  встречаются  главным  образом  в 

предгорных 

прогибах. 

Флишевая 

литофация 

наблюдается 

исключительно в предгорных прогибах.

 

Несколько сложнее вопрос о мощности нефтяных свит. Рассматривая 
табл. 35, можно заметить некоторую закономерность изменения 
мощностей. Она выражается в том, что в предгорных прогибах, как 
правило, мощность литофаций значительно больше, чем в 
платформенных областях. Исключения объясняются отсутствием 
фактических данных по мощностям соответствующих литофаций

 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

145 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  16  17  18  19   ..