pdf.php@id=6161.pdf

а

Рис. 7.2. Пластовая сводная залежь, разбитая на блоки: а — общ ий вид, б — план, в — профиль; 1— стратоизогипсы экранирующей плоскости,

2 — стратоизогипсы кровли пласта, 3 —линии пересечения кровли и п о ­ дошвы пласта с экранирующей плоскостью, 4 — водонефтяной контакт,

5 — залежь

Л.В. Каламкаров, В.Б. Вильсон, А.И. Леворсен, В.Л. Рассел, К.В. Сандерс, В.Б. Херой, К. Хилд и др.).

Наиболее широкое распространение получила классификация ловушек И.О. Брода, в которой в качестве главного признака ис­ пользуется тип природного резервуара. В соответствии с тремя типами природных резервуаров в ней выделяются три основные группы залежей: 1) пластовые, 2 ) массивные и 3) залежи, литоло­ гически ограниченные со всех сторон.

И.О. Брод подчеркивал, что именно по типу природного ре­ зервуара, определяющего условия перемещения и дифференци­ ации флюидов, должны выделяться основные группы залежей. Отличительная черта первых двух групп состоит в том, что они образуются в природных резервуарах, имеющих региональное распространение и насыщенных водой на всем их протяжении. Вода заполняет подавляющую часть резервуара и ограничивает залежь нефти и(или) газа, занимающих незначительную часть природного резервуара — ловушку, т.е. вода в этом случае явля­ ется ведущим фактором, формирующим залежь. В третьей группе залежей — литологически ограниченных — резервуар со всех сто­ рон ограничен непроницаемыми породами, в которых не проис­ ходит циркуляции вод и вода может только подстилать залежь в резервуаре, но при этом не создает напор.

1. Группа пластовых залежей согласно условиям форми­ рования ловушки подразделяется на две подгруппы: сводовых Çпластово-сводовых) залежей и залежей экранирования (пластовоэкранированных) (рис. 7.3, а—д, л, м).

Пластово-сводовые залежи приурочены к ловушкам, пред­ ставляющим собой антиклинальный изгиб пласта-резервуара. Формирование таких залежей происходит в результате движения флюидов по пластовому резервуару, ограниченному непроницае­ мыми породами в кровле и подошве пласта. Такие залежи рас­ пространены очень широко как в платформенных, так и в склад­ чатых областях. Они часто бывают разбиты разрывами на блоки (см. рис. 7.2).

Вторая подгруппа — пластово-экранированные залежи, фор­ мирование которых может происходить только после того, как пластовый резервуар был срезан экраном, препятствующим движению флюидов вверх по восстанию пласта. Экраны мо­ гут представлять собой поверхности тектонических нарушений, стратиграфических несогласий и литологических замещений. В зависимости от характера экрана выделяются залежи трех видов экранирования: тектонически экранированные, стратиграфи­ чески экранированные и литологически экранированные (см. рис. 7.3, б, в, г, д).

312

Тектонически экранированные (дизъюнктивно экранирован­ ные) залежи формируются в том случае, если в результате дизъ­ юнктивных дислокаций моноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми по­ родами (см. рис. 7.3, б). По генетической природе экраны могут быть сбросами, взбросами, надвигами и сдвигами. Разрывы явля­ ются также и путями миграции флюидов, один и тот же разрыв в разное время может выполнять разные функции — быть прово­ дящим каналом в эпоху растяжения и быть экраном при сжатии. Тектонически экранированные залежи присутствуют как в плат­ форменных, так и в складчатых областях, но в последних они распространены значительно шире. Тектонические нарушения часто разбивают пластово-сводовые залежи. Некоторые исследо­ ватели называют подобные комбинированные залежи пластово­ сводовыми тектонически экранированными (см. рис. 7.3, л). Примеры месторождений таких залежей приведены на рис. 7.4, в, г. Сложно построенные тектонически экранированные залежи характерны для краевых прогибов. На рис. 7.5 приведен схемати­ ческий разрез Бориславского месторождения нефти и газа Предкарпатского прогиба. Тектоническими экранами являются по­ верхности пологих надвигов, характерных для складчатых бортов краевых прогибов. Экранирование соляным штоком рассмотрено И.О. Бродом как частный случай тектонического экранирования, характерный для соляно-купольных районов платформенных об­ ластей (см. рис. 7.3, в)\ экранирование жерлом грязевого вулкана (рис. 7.6) также является разновидностью тектонического экра­ нирования, распространенной в складчатых областях с грязевул­ канической деятельностью. В.Б. Оленин выделяет два последних случая в качестве самостоятельных видов в группе ловушек экра­ нирования.

Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ло­ вушкам, формирование которых связано с несогласным пере­ крытием одной серии пластов плохо проницаемыми породами более молодой серии, т.е. породы пластового резервуара по по­ верхности несогласия контактируют с непроницаемой покрыш­ кой (см. рис. 7.3, г). Обычно залежи формируются в ловушках стратиграфического экранирования в случае углового несогласия между контактирующими толщами. В подобных ловушках при приближении к поверхности несогласия, как правило, наблюда­ ется улучшение коллекторских свойств природного резервуара, обусловленное влиянием эрозии в период отсутствия осадконакопления. Иногда в таких ловушках наблюдается обратная зави­ симость — ухудшение коллекторских свойств при приближении к поверхности несогласия в результате заполнения пустот верх-

314

3 — грязевулканическая брекчия; 4 — тектонические нарушения;

5 — скважины

ней части ловушки минеральным веществом, выпавшим из цир­ кулировавших здесь вод. Залежи нефти и газа, экранированные или запечатанные асфальтом, по мнению И.О. Брода, также от­ носятся к этому виду залежей, поскольку они сохранились благо­ даря асфальтовой пробке, образовавшейся вследствие окисления нефти в период подъема и эрозии. По времени же формирования они различны. Обычные стратиграфически экранированные ло­ вушки и залежи формируются после перекрытия пласта коллек­ тора несогласно залегающей непроницаемой толщей, в то вре­ мя как запечатывание асфальтом происходит в период эрозии, т.е. залежь к моменту формирования несогласия, видимо, уже существовала. Залежи, связанные с запечатыванием асфальтом, В.Б. Оленин также выделил в самостоятельный вид в группе ло­ вушек экранирования.

Литологически экранированные залежи приурочены к ловуш­ кам, экраном которых служат литологические замещения и вы­

316

клинивания пластов коллекторов. Формирование таких ловушек обусловлено литологическим ограничением коллекторского пла­ ста природного резервуара в результате его выклинивания или фациального замещения одновозрастными плохо проницаемыми отложениями. Экранирование такого типа происходит по восста­ нию пластов и связано с замещением песчаных пластов глини­ стыми (см. рис. 7.3, д). Закономерной чертой ловушек, возник­ ших за счет замещения коллекторов природного резервуара плохо проницаемыми отложениями, является постепенное ухудшение пористости и проницаемости коллекторской части по мере непо­ средственного приближения к поверхности выклинивания.

Ловушки этого вида возникают в прибрежно-морских толщах в условиях частой смены уровня моря. Классическим примером подобных залежей являются литологически экранированные за­ лежи нефти в майкопской толще Предавказья (месторождения Восковая гора, Асфальтовая гора др.).

2. Группа массивных залежей связана с массивными природ­ ными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Движение флюидов в них происходит преимуще­ ственно в вертикальном направлении. Отличительная черта мас­ сивных залежей — гидродинамическая связь всех частей залежи, несмотря на различие емкостно-фильтрационных свойств и при­ сутствие разделов и соответственно единство зеркала водонефтя­ ного или газоводяного контакта в пределах всего выступа (хотя этот признак не является определяющим) (см. рис. 7.3, е, ж, з).

По генезису ловушек массивные залежи делятся на три под­ группы: в структурных, эрозионных и биогенных выступах.

Залежи в структурных выступах связаны с ловушками текто­ нического происхождения. Структурные выступы представляют собой антиклинальные складки (см. рис. 7.3, е) или структурные выступы горстового характера (рис. 7.7). Массивные залежи, свя-

fvH* И 2

Рис. 7.7. Схематический разрез горстовой массивной залежи: 1 — газ, 2 — нефть

317

занные с антиклинальными складками, широко распространены, особенно в платформенных областях. Массивные резервуары бы­ вают литологически относительно однородные и неоднородные. Первые чаще связаны с карбонатными резервуарами (например, известняки турнейского яруса нижнего карбона Татарии, верхне­ го карбона и нижней перми Башкирии, верхняя юра Северного Кавказа, карбонатная формация Асмари бассейна Персидского залива).

Неоднородные массивные резервуары распространены значи­ тельно шире, они сложены толщами песчано-глинистых пород с невыдержанными фильтрационно-емкостными свойствами. При наличии окон в глинистых прослоях и их невыдержанно­ сти по простиранию часто возникают условия для сообщаемости и гидродинамической связи песчаных пластов, т.е. единый мас­ сивный резервуар состоит как бы из серии пластовых, но сооб­ щающихся между собой. К резервуарам такого рода приурочены крупнейшие газовые залежи в сеномане севера Западной Сибири (Уренгойское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское месторожде­ ния), а также главная залежь в неокоме крупнейшего месторож­ дения нефти в России — Самотлор. Следует отметить, что эти залежи некоторые исследователи относят к категории пластовых, поскольку серия песчаных пластов сеномана ограничена снизу непроницаемой глинистой пачкой, т.е. по типу резервуара эти за­ лежи пластовые или сложнопластовые, а по положению зеркала газоводяного контакта массивные.

Массивные залежи в эрозионных выступах приурочены к вы­ ступам палеорельефа, перекрытого в верхней части непрони­ цаемыми породами (см. рис. 7.3, ж). Независимо от литоло­ гического и петрографического состава пород (изверженные, метаморфические или осадочные породы), слагающих выступ, емкостно-фильтрационные свойства резервуара определяются прежде всего интенсивностью и длительностью денудационно­ эрозионных процессов. Коллекторские свойства таких резерву­ аров часто ухудшаются с глубиной. Подобные залежи широко распространены на юге Западной Сибири, где они приурочены к выступам, сложенным гранитами, палеозойскими карбонатными и терригенными породами. Обычно это мелкие залежи, хотя из­ вестны и крупные (Ла-Пас в Венесуэле, Белый Тигр на шельфе Вьетнама).

Массивные залежи в биогенных выступах или рифовых масси­ вах распространены достаточно широко. Массивный резервуар этого типа сложен главным образом известняками, в меньшей степени доломитами (см. рис. 7.3, з). Структура известняков и всего массива определяется, с одной стороны, рифообразую-

318

ловушке пластового резервуара, в то же время по характеру водо­ нефтяного контакта эта залежь массивная. Для названия подоб­ ных залежей используется термин неполнопластовая залежь, или массивная пластовая залежь, но последний термин явно неуда­ чен. В нем первое определение исключает второе в первоначаль­ ных значениях этих терминов. Необходимо отметить, что термин «массивная» использовался И.О. Бродом для залежей, приуро­ ченных к ловушкам в массивных резервуарах, т.е. приуроченных к массивам, сложенным главным образом карбонатными и(или) изверженными и метаморфическими породами. Главными при­ знаками этих залежей являются их ограничение покрышкой только сверху и единое непрерывное зеркало ВНК. В то время еще не были известны гигантские газовые залежи в терригенных толщах мела в Западной Сибири. Поскольку залежи с не­ прерывными зеркалами водонефтяного (ВНК) или газоводяного контактов (ГВК) часто наблюдаются и в пластовых резервуарах значительной мощности, например в терригенных пластах мела Западной Сибири, то такие залежи можно отнести к неполно­ пластовым. Если еще учитывать изменение положения ВНК во времени, то критерий непрерывности зеркала ВНК и ГВК нельзя считать вполне определяющим.

Приведенное выше выделение подгрупп проведено по разным признакам: по форме ловушек (например, сводовые), их генезису (в биогенных выступах) и по характеру ограничения (ограничен­ ные плохо проницаемыми породами и др.). К сожалению, ни в одной из известных классификаций залежей этого полностью из­ бежать не удалось, на каком-то уровне происходит смешивание признаков деления по форме или генезису.

Классификация ловушек В.Б. Оленина (1977) имеет много общего с классификацией, составленной И.О. Бродом (1951), но отличается принципом деления на едином уровне и составом классификационных категорий. И.О. Брод использовал в каче­ стве главного признака тип природного резервуара, В.Б. Оле­ нин — форму ловушки. Согласно этому признаку, ловушки с неф­ тью и(или) газом по форме подразделяются на четыре крупные группы: I — изгибы, II — выступы, III — ловушки экранирования, IV — линзы и линзовидные ловушки. Каждая из четырех групп подразделяется по генезису ловушки; всего выделяется 15 видов. Эта классификация более детальная, она существенно дополняет классификацию И.О. Брода, что естественно, так как была созда­ на на 25 лет позже, но и она не лишена недостатков. Во-первых, в ней не нашли места массивные залежи в антиклинальных ло­ вушках, широко распространенные в природе и заключающие значительную часть запасов нефти и газа. Во-вторых, подразде­

320