6 Ловушки нефти и газа: гидротермальные тектонических зон; метасоматически-трещинные; трещинные; карстово-трещинные.

В массивных гидротермальных тектонически ограниченных резервуарах могут сформироваться соответственно ловушки проявления выщелачивания по участкам между двумя сближенными разломами, назовём их гидротермальными тектонических зон ловушками.

Гидротермальные тектонических зон ловушки устанавливаются между сближенными разломами как зоны сплошного преобразования первичных карбонатных (и другого типа) пород, в которых, в результате этого преобразования сформировались породы-коллекторы, объединённые в единую систему трещинами. Такие ловушки формируются в участкам между двумя сближенными разломами. Они будут иметь узко линейное распространение в пределах отдельного тектонического блока, и будет ограничен разломами близкого простирания, ограничивающими зону воздействия гидротермальных процессов на сопредельные участки неизмененной породы, где коллектор не сформировался.

Метасоматически-трешинные ловушки имеют развитие в породах, подвергшихся выщелачиванию и другим гидротермальным процессам, которые сопровождаются выносом первичного материала породы и образованием вторичного пустотного пространства. Это может быть доломитизация или окремнение известняков, а в основном, это будет выщелачивание. Развитие подобных ловушек сопряжено с проявлением разломов и оперяющих их трещин. Пространственные очертания таких ловушек будут всегда линейно-наклонное. Особенностью данных ловушек – изменчивость значений ФЕС вдоль тектонической зоны и гидродинамическая сообщаемость всех участков проявления вторичных процессов, приведших к формированию пород0коллекторов в данной ловушке.

Трещинные ловушки могут иметь проявление в породах, не претерпевших интенсивного преобразования вторичными процессами. Это просто трещины в плотных породах. Их особенность – возможная большая протяжённость при малой ёмкости коллектора, проявленного в ловушке с одной стороны, и возможная связь такой ловушки со следующим типом ловушек – карстово-трещинных. В этом случае, ёмкость суммарно двух типов ловушек может значительно возрасти.

Карстово-трещинная ловушка является разновидностью трещинной или метасоматически-трещинной ловушки (соответствующее сочетание проявления вторичных процессов и трещинной тектоники).

В случае формирования карстовых полостей заполненных нефтью или газом, в том числе и через сопряжённую ловушку трещинного типа, мы будем иметь следующую картину. Наличие возможных образований подобного типа может быть косвенно подтверждено катастрофическими выбросами из контакта палеозоя и юрских отложений при бурении скважин в 70-ые годы в Томской области. Такие катастрофические выбросы задавливались, фонтанирование нефти прекращалось. В последующем, при попытке повторить выброс, скважины больше не фонтанировали. Это может быть связано с тем, что после ликвидации прорыва путём заполнения трещирной ловушки, вскрытой бурением, сопряжённой с карстовой полостью в результате заполнения участков трещин каким-то заполнителем при ликвидации выброса, в короткое время ловушка перестраивалась и по системе гидродинамически связанных тектонических каналов или трещин флюид перемещался в зоны, более благоприятные с точки зрения гидродинамики недр в данном участке.

Подобное явление мы наблюдаем в Томске на Белом озере, когда для ремонта чаши озера ключи, бившие на дне озера, были зацементированы, а после проведения благоустроительных работ никакие усилия строителей не смогли вызвать приток воды, считающейся целебной. Вода нашла другие пути выхода и источники забили под Воскресенской горой на улице Лермонтова.

6. Залежи нефти и газа. Гозонефтяной контакт (ГНК). Водонефтяной контакт (ВНК). Внешний и внутренний контуры нефте- газоносности). Длина, ширина, высота и площадь залежи.

Естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке, в количестве достаточном для промышленной разработки, (с единым ВНК) называется залежью При изучении залежей выделяют такие понятия, как газонефтяной контакт и водонефтяной контакт.

Газонефтяной контакт (ГНК) определяется как граница 100 %-го содержания свободного газа и 100 %-го растворения газа в нефти. В этом случае наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть—газ представляет собой границу в смеси углеводородов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их затруднено. Особенно сложно установить ГНК при наличии большой газовой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки. Точное определение контактов особенно требуется для построения карт изопахит эффективной нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти (рис.4.15.).

Водонефтяной контакт (ВНК) является границей, разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти в пласте уменьшается. Часть коллектора, в пределах которого наблюдается переход от чистой нефти к чистой воде, называется переходной зоной.

Наиболее тщательно должно быть установлено положение водонефтяного контакта в пологих структурах с небольшой высотой залежи нефти, так как погрешности, даже небольшие, сильно сказываются на точности подсчета запасов нефти. Наличие в песчаниках тонких прослоев глин сильно затрудняет определение положения водонефтяного контакта различными методами.

Для точного определения положения поверхности ВНК необходимо проводить следующий комплекс исследований: промысловые испытания скважин; изучение кернов; электрический и радиоактивный каротаж. Выделяют горизонтальные и наклонные ВНК. Для изучения характера поверхности ВНК в пределах залежи, определения положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, для построения карт эффективной нефтенасыщенной мощности строят карты изогипс поверхности ВНК.

Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен кровле пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.

Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).

Если в ловушке количество нефти и газа недостаточное для заполнения всей мощности пласта, то внутренние контуры газоносности и нефтеносности будут отсутствовать (у залежей в массивных резервуарах).

Длина, ширина и площадь залежи определяются по их проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).

Высотой залежи (высота нефтяной части залежи плюс высота газовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки.

При горизонтальном ВНК построение внутреннего и внешнего контура нефтеносности производится по структурной карте подошвы (внутренний контур) или кровли (внешний контур) пласта. Под номерами скважин подписывают абсолютные отметки ВНК. Затем на пропорциональном расстоянии между изогипсами проводят линию ВНК. Она не должна пересекать изогипсы, а трассируется параллельно им.

Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Э.А. Бакиров выделяет четыре класса залежей, включающие группы: структурные (антиклиналей и куполов; и моноклиналей, синклиналей), рифогенные (рифовых массивов), литологические (литологически экранированные и литологически ограниченные), стратиграфические (в коллекторах под несогласиями). Каждая группа в свою очередь подразделяется на типы.