Другие классификации залежей

По фазовому составу флюида:

однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные

двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.

По составу флюида залежи делят на:

Чисто нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание газа в нефти (газовый фактор) колеблется в среднем от 10 до 60 м3/м3, но иногда превышает 500 м3/м3.

Нефтегазовая залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Формирование газовой шапки может происходить за счет выделения газа из нефти.

Газонефтяная залежь состоит из основной газовой части с нефтяной оторочкой.

Газоконденсатные.

Газоконденсатно-нефтяные.

Чисто газовые.

Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяются термобарическими условиями залегания. В процессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие природной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на естественном режиме снижается пластовое давление, и если оно становится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи, наоборот, выпадают жидкие УВ.

Общепринятая классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов
Залежи: а — нефтяные; б — газонефтяные; в — нефтегазовые; г —газовые; д — газоконденсатнонефтяные; е — нефтегазоконден-сатные. 1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода; 4 —газоконденсат

Залежи н. и г. могут быть однопластовыми и многопластовыми.

Совокупность нефтяных залежей, объединенных общим участком земной поверхности и контролируемых единым геологическим структурным элементом, называют нефтяным месторождением.

Нефтяные М. бывают одно- и многообъектные, одно- и многоэтажные.

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.

Схема пластовой сводовой залежи (по И.X. Абрикосову, И.С. Гутману).

Части пласта: / — водяная, 2 — водонефтяная, 3 —нефтяная, 4 — газонефтяная, 5 — газовая; 6 — породы-коллекторы

Генетическая классификация неантиклинальных ловушек. Палеогеографические и тектонические предпосылки формирования ловушек разных типов

Известна значительная группа залежей в русловых отложениях рек, дельт и подводных течений в барах, эрозионных останцах и других неструктурных ловушках. Эти ловушки формируются под воздействием различных геологических процессов, имеют сложную форму, и направленные поиски их требуют, помимо бурения значительного количества скважин, тщательного анализа различных данных—условий лито- и тектогенеза, палеогеоморфологии для определения процессов их образования.

Наибольшее число залежей нефти и газа в ловушках неструктурного типа открыто в США, где плотность бурения очень высока. Подобные залежи известны и в отдельных районах Советского Союза — в Предкавказье, Волго-Уральской провинции, Каракумах, Ферганской долине и других районах.

Если ловушки структурного типа изучены достаточно хорошо, благодаря исследованиям И. О. Брода, А. А. Бакирова, А. И. Леворсена, Н. Ю. Успенской, В. Е. Хаина и др., то неструктурные ловушки менее изучены, они имеют меньшее распространение и точное определение различных их типов вызывает значительные трудности. И. М. Губкин, А. А. Бакиров, И. О. Брод, К. С. Маслов и другие исследователи рукаво-образные залежи в районе Майкопа относят к литологическим, А. И. Леворсен, М. В. Бальзаминов, У. Л. Рассел и другие считают залежи подобного типа стратиграфическими, Г.А.Хельквист — зональными.

Классификация, построенная на определении процессов, приведших к образованию того или иного типа ловушек, имеет большое практическое значение, так как позволяет на этапе региональных и поисковых работ при изучении палеогеографических условий представить возможные генетические типы ловушек, развитые в различных геологических формациях рассматриваемого региона.

Анализируя процессы, определяющие условия образования неструктурных ловушек, их можно разделить на две большие группы — седиментационные и денудационные. Из названия этих групп видно, что первая объединяет ловушки, сформировавшиеся в процессе осадконакопления, а вторая группа — ловушки, образовавшиеся в результате вторичных процессов, протекавших после формирования осадочных образований.

Из последующего описания видно, что для одной группы ловушек структурный фактор или имеет незначительную роль, или совсем не оказывает влияния на формирование ловушек, а для другой группы ловушек характерно формирование под воздействием как седиментационных и денудационных процессов, так и, в определенной степени, складкообразовательных.

Если для формирования ловушек первой группы обязательным является воздействие складкообразовательных процессов, то вторая группа седиментационных ловушек (дельтовые, баровые и рифовые) могут формироваться и в процессе осадкообразования. Выпуклые формы этих ловушек, образующиеся в процессе осадконакопления, создают условия для сохранения значительных скоплений нефти и газа, хотя и очевидно, что последующие тектонические движения значительно изменяют строение ловушек и влияют на формирование в них залежей нефти и газа.

     Образование рифовых ловушек почти исключительно определяется седиментационными причинами. Рифы обычно не связаны с локальными структурами в подстилающих отложениях. В отдельных случаях они развиваются на очень слабо выраженных поднятиях или структурных носах. Однако во всех случаях основная форма ловушки формируется за счет жизнедеятельности рифостроящих организмов. Амплитуда таких ловушек может изменяться от десятков до сотен метров. Столь же различны и площади этих ловушек. Склоны рифов обычно довольно крутые. Рифовые ловушки обладают весьма своеобразным и сложным типом природного резервуара, для которого характерна большая пестрота в распределении пористых и проницаемых участков даже в пределах одного рифа

    Среди аккумулятивных линейно вытянутых ловушек с песчаными коллекторами широко распространены ловушки, образованные в устьевых барах крупных рек и береговых валах. Фациальные условия осадконакопления обусловливают выпуклую форму кровли песчаного бара и почти горизонтальную поверхность подошвы. Многочисленные залежи в ловушках подобного типа разведаны в каменноугольных отложениях США и достаточно подробно описаны А. И. Леворсеном. Для баров характерна однородная сортировка песков и поэтому равномерные дебиты по скважинам, расположенным в различных частях залежи. В Восточном Канзасе полоса баровых песков Гринвуд и Батлер свиты чероки (карбон) имеет длину 168 км и ширину 85 км. Отдельные бары имеют вид удлиненных линз мощностью от 15 до 30 м и более, длиною 3—11 км и шириною до 2,5 км.

Вторая группа ловушек (подводных течений, речных) образуется под воздействием эрозионно-аккумулятивных процессов. Обычно это линейно вытянутые песчаные линзы, образующиеся в руслах рек и в ложах подводных течений. Залежи нефти в ловушках подобного типа достаточно широко известны. Впервые они выделены в 1910 г. И. М. Губкиным в Нефтяно-Ширванском районе под названием рукавообразных залежей. В США подобные залежи выделяются под названием шнурковых. В Западном Внутреннем бассейне многочисленные залежи нефти и газа в каменноугольных отложениях приурочены к песчаным руслам, врезанным в глинистые отложения. Длина палеорусел измеряется десятками километров, ширина до 0,5 км, мощность песчаников достигает 30 м.

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ
 

Прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.

Нефтегеологическое районирование осуществляется с целью подготовки научной основы для выяснения закономерностей формирования и размещения нефтегазоносных территорий и связи этих территорий с геоструктурными, элементами земной коры разного уровня (ранга) и соответствующими осадочными комплексами, для количественной и качественной оценки прогнозных ресурсов с учетом особенностей строения этих элементов, выявления закономерностей размещения прогнозных ресурсов и зон их наибольшей концентрации, выбора основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.

При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов — критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

современное геотектоническое строение изучаемых территорий особенности формирования их геоструктурных элементов;

литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

гидрогеологические условия;

геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химические свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (ОВ).

Основная роль при этом отводится геотектоническим процессам, которые обусловливают проявление остальных факторов. Так как качественная и количественная оценки прогнозных ресурсов нефти и газа в значительной мере базируются на принципе геологических аналогий, выделение объектов нефтегеологического районирования должно основываться на единой классификации геоструктурных элементов с учетом иерархической соподчиненности, соразмерности и особенностей формирования и развития элементов каждой из выделенных групп. Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления. Для таких зон характерны преимущественная приуроченность залежей к одним и тем же пластам, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков, закономерное изменение положений ВНК, ГВК и ГНК, степени заполнения ловушек, фазового состояния и свойств УВ, а также постоянство типов ловушек. Границы между смежными зонами нефтегазонакопления проводятся по осям впадин, разделяющих положительные структуры и зоны литологического замещения.

Зоны нефтегазонакопления наряду со структурным фактором могут контролироваться различного рода литолого-стратиграфическими факторами, в зависимости от которых выделяют классы, группы и подгруппы таких зон. В результате наложения этих факторов на структурный образуются структурно-фациальные зоны с присущим им особенностями строения залежей нефти и газа. Поэтому структурно-фациальные зоны характеризуются определенным режимом тектонического развития, который совместно с этими факторами обусловливает особенности их тектонического строения, формирования и условия залегания осадков.

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления. Для района характерны наличие в разрезе одних и тех же горизонтов, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков и закономерное от зоны к зоне изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ. Границы между смежными нефтегазоносными районами проводятся по осям впадин, разделяющих соответствующие району геоструктурные элементы и зоны литологического замещения. Нефтегазоносный район представляет собой часть более крупной единицы — нефтегазоносной области.

Нефтегазоносная область — это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Это предопределяет наличие в осадочном чехле одних и тех же литолого-стратиграфических и нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоносная область выделяется как часть нефтегазоносной провинции либо как самостоятельная территория.

Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы. Все нефтегазоносные области провинции характеризуются сходством главных черт геологического строения и развития в том числе общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, геохимических, литолого-фациальных и гидрогеологических условий.

Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазоперспективными.

Общая схема нефтегазогеологического районирования

Структурно-тектоническая схема кристаллического фундамента Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (по Шаргородскому И.Е. и др.)

Обзорная карта рельефа поверхности кристаллического фундамента территории Татарстана
Крупные выступы или блоки: 1-Акташско-Ново-Елховекий, 2-Ромашкино-Миниибаевский, З-Азнакаевскый. 4- Камский, 5-Кукморский. б-Ковапинский, 7-Фаминовско-Кандызский; авлакогены: 8- Камско-Бельский, 9 – Серновод-Абдуллинский

Названные тектонические элементы осложнены структурными элементами 2-го порядка, представляющими собой по фундаменту отдельные, относительно крупные блоки, которые находят свое отражение в осадочном чехле в виде структурных террас. В свою очередь для террас характерно наличие многочисленных структур 3-го порядка – локальных поднятий, которые объединяются в структурные зоны.

 

 

Лекция 3

o ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

Прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.

Нефтегеологическое районирование осуществляется с целью подготовки научной основы для выяснения закономерностей формирования и размещения нефтегазоносных территорий и связи этих территорий с геоструктурными, элементами земной коры разного уровня (ранга) и соответствующими осадочными комплексами, для количественной и качественной оценки прогнозных ресурсов с учетом особенностей строения этих элементов, выявления закономерностей размещения прогнозных ресурсов и зон их наибольшей концентрации, выбора основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.

При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов — критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

o современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

o литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

o гидрогеологические условия;

o геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химические свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (ОВ).

Основная роль при этом отводится геотектоническим процессам, которые обусловливают проявление остальных факторов. Так как качественная и количественная оценки прогнозных ресурсов нефти и газа в значительной мере базируются на принципе геологических аналогий, выделение объектов нефтегеологическога районирования должно основываться на единой классификации геоструктурных элементов с учетом иерархической соподчиненности, соразмерности и особенностей формирования и развития элементов каждой из выделенных групп. Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления. Для таких зон характерны преимущественная приуроченность залежей к одним и тем же пластам, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков, закономерное изменение положений ВНК, ГВК и ГНК, степени заполнения ловушек, фазового состояния и свойств УВ, а также постоянство типов ловушек. Границы между смежными зонами нефтегазонакопления проводятся по осям впадин, разделяющих положительные структуры и зоны литологического замещения.

Зоны нефтегазонакопления наряду со структурным фактором могут контролироваться различного рода литолого-стратиграфическими факторами, в зависимости от которых выделяют классы, группы и подгруппы таких зон. В результате наложения этих факторов на структурный образуются структурно-фациальные зоны с присущим им особенностями строения залежей нефти и газа. Поэтому структурно-фациальные зоны характеризуются определенным режимом тектонического развития, который совместно с этими факторами обусловливает особенности их тектонического строения, формирования и условия залегания осадков.

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления. Для района характерны наличие в разрезе одних и тех же горизонтов, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков и закономерное от зоны к зоне изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ. Границы между смежными нефтегазоносными районами проводятся по осям впадин, разделяющих соответствующие району геоструктурные элементы и зоны литологического замещения. Нефтегазоносный район представляет собой часть более крупной единицы — нефтегазоносной области.

Нефтегазоносная область — это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Это предопределяет наличие в осадочном чехле одних и тех же литолого-стратиграфических и нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоносная область выделяется как часть нефтегазоносной провинции либо как самостоятельная территория.

Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы. Все нефтегазоносные области провинции характеризуются сходством главных черт геологического строения и развития в том числе общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, геохимических, литолого-фациальных и гидрогеологических условий.

Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазоперспективными.

o Схема тектонического районирования Русской платформы (по В.Д.Наливкину, В.П.Кирикову, 1985).

Структурно-тектоническая схема кристаллического фундамента Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (по Шаргородскому И.Е. и др.)