Типы пород-коллекторов и резервуаров больших глубин.

 

Результаты бурения глубоких и сверхглубоких скважин показывает, что в глубоких частях осадочных бассейнов вскрываются такие же горные породы, какие встречаются на малых и средних глубинах. Среди пород-коллекторов выделяются те же типы: каверновые, поровые, порово-каверновые, трещинные, порово-трещинные. Но существенные преобразо-вания происходят в структуре пустотного пространства: в результате

 

 

90

уплотнения пород поры и пустоты в них уменьшены по размеру. Каверны становятся мелкими, а поры и поровые каналы - тонкими, микроскопически-ми. Емкость породы - коллектора и природного резервуара уменьшается.

 

В глубиной усиливаются катагенетические процессы: перекристали-зация зерен, гидрослюдизация глинистых минералов, растворение минера-лов под давлением, аутигенное минералообразование и др. По мере увели-чения плотности пород возрастает их хрупкость, способность к растрески-ванию. В результате этого в породах возникает вторичная неоднородность, вторичные коллекторы и резервуары. Масштабы этих процессов зависят от многих причин и, прежде всего, от минералогического и гранулометриче-ского состава первичной породы, температуры и давления недр. Консерви-рующее влияние нефти и газа на структуру пустотного пространства при-знается всеми исследователями: после заполнения ими электролитические процессы в породе прекращаются. Поэтому нефтенасыщенные и газона-сыщенные породы сохраняют высокие коллекторские свойства и на боль-ших глубинах. Коллекторы могут залегать и на глубинах 10-15км, если они насыщены углеводородами.

 

Рифовые известняки являются лучшими коллекторскими породами и на больших глубинах. Они изначально обладают жестким каркасом, вы-держивающим большое давление. Поэтому они в значительной мере со-храняют первичные пустоты, в особенности, при заполнении их нефтью, газом. Уплотнение пород под давлением веса вышележащих пород и тек-тонических напряжений происходит и в рифовых известняках, но в мед-ленном темпе и на глубине пустоты в них уменьшаются до мелкокаверно-вых размеров. В большинстве случаев в таких породах встречаются пусто-ты всех типов совместно: каверны, поры, каналы, трещины макро и микро-размерности. Примером коллекторов такого типа являются рифовые из-вестняки Карачаганакского нефтяного месторождения в Прикаспийской впадине (42). На глубине более 5 км пористость их составляет 10-20 %,

проницаемость 100 ^– 500·10^-15м². На Северном Кавказе (Чечня) каверново-трещинные коллекторы встречены на глубинах до 5600м, в Венском бас-сейне - на глубине 7425м. Значительные скопления нефти в погребенных рифовых массивах установлены в Западной Канаде, Западном Техасе (Пермский бассейн, США), Припятской впадине (Украина).

 

Обломочные и оолитовые известняки, доломиты образуются на склонах рифовых массивов и в межрифовый фациальной зоне. Фильтраци-онно-емкостные свойства их зависят от условий седиментации и интен-сивности постседиментационных процессов. Опыты показывают, что по-роды, состоящие из зерен крупной фракции, уплотняются в меньшей сте-пени, чем мелко- и тонкообломочные разности: первичные пустоты био-морфных, органогенно-обломочных и оолитовых известняков сохраняются частично. С увеличением в породе количества цементирующего материала возрастает плотность, уменьшаются пористость, проницаемость. Длитель-

 

91

ное воздействие горного давления приводит к созданию более плотной упаковки зерен, уменьшению размеров пор и каналов. В структуре порово-го пространства при этом происходят заметные преобразования в сторону преобладания микро- и ультрамикропор, в которых движение флюидов не происходит. Жидкость в них прочно удерживается под действием молеку-лярно-поверхностных и капиллярных сил. С увеличением температуры и давления действие капиллярных сил уменьшается, поэтому на больших глубинах капиллярные поры (0,1-0,0001мм) могут участвовать в фильтра-ции жидкостей и газов.

 

Главную роль в образовании ёмкостного пространства карбонатных пород принадлежит вторичным пустотам. Лучше и раньше всех растворя-ется арагонит, из которого состоят обломки раковин и оолиты. Образуются пустоты растворения - поры и каверны. Растворимость зависит от химиче-ского состава и скорости движения подземных вод , выносящих с собой растворенные вещества. Особенно интенсивно такие процессы происходят

2) зоне развития гидрокарбонатных вод, вдоль по трещинам, в зоне брекчи-рования известняков, доломитов. На Тенгизском, Карачаганакском и Аст-раханском месторождениях пустоты растворения в известняках установле-ны на глубинах более 4 км. С глубиной, по мере возрастания температуры и давления меняются гидрохимические условия, возрастает растворимость многих минералов, в том числе кварца и полевых шпатов. Если вынос рас-творенных веществ отсутствует, раствор остается в породе и участвует в её перекристаллизации. Образующиеся при этом кристаллы имеют более крупные размеры, соответственно и поры увеличиваются, каркас породы становится более жестким, коллекторские свойства улучшаются. В зоне застойных вод происходят и обратные процессы - отложение солей в по-рах, трещинах и кавернах, в конечном итоге приводящие к ухудшению фильтрационно-ёмкостных свойств породы. Такие процессы обычно име-ют очаговый характер, они усиливают неоднородность породы и природ-ного резервуара в целом. Коллекторские свойства в них меняются в широ-ких пределах на коротком расстоянии, соответственно меняются дебиты флюидов в скважинах.

 

пластах небольшой мощности вторичные минералы (кальцит, до-ломит, ангидрит, гипс и др.) могут заполнить поры пород полностью от кровли до подошвы слоя, в то время как в слоях большей мощности про-цессы уплотнения и вторичного минералообразования начинаются в при-контактовых зонах (в кровле и подошве), а внутренняя часть слоя изолиру-ется от поступления флюидов сверху, снизу и сохраняется как коллектор. После заполнения коллекторских пород нефтью и газом вторичное мине-ралообразование в них прекращается, поровое пространство сохраняется, в особенности, если внутри залежи возникает аномально высокое пластовое давление (АВПД). В этом случае давление внутри пластовой нефти проти-востоит давлению уплотнения породы, препятствует сокращению объёма

 

 

92

пор и трещин, в которых находится нефть. Это подтверждается практикой: замеры показывают, что пористость пород в зоне АВПД выше, чем вне её. Обычно аномальное давление возникает в пластах, частично или полно-стью изолированных непроницаемыми породами.

 

Примерами коллекторов порового типа являются карбонатные тол-щи Волго-Уральской провинции. Трещиноватость в них развита слабо, микротрещины с раскрытостью до 0,1 мм ориентированы в основном пер-пендикулярно напластованию. Прослойки с проницаемостью более 50·10^-15м² представлены преимущественно обломочными известняками и водо-рослевыми доломитами. Толщина их составляет 0,2-1,0 м, редко - более 1,0 м. На Астраханском газоконденсатном месторождении (84) продуктивная карбонатная толща находится на глубине 4 -5 км. Коллектор тонкопоро-вый. Размер пор в известняках составляет не более 10-20 мкм, в доломитах - до 215 мкм. Процесс выщелачивания проявлен в ограниченных масшта-бах. Породы продуктивной толщи интенсивно трещиноватые. Трещины тонкие (1-5 мкм), быстро затухающие, создают оскольчатую отдельность в породе и обеспечивают высокие фильтрационные свойства коллектора.

 

Самый глубокий газоносный горизонт (71 тыс. м³/ сут.) вскрыт на месторождении Миле-Ранг в бассейне Анадарко в США на глубине

7145-8088 м. Коллекторские породы представлены трещинно-поровыми доломитами, имеют пористость 4%.

Микро- и тонкозернисные известняки, доломиты отличаются высо-кой плотностью и низкой пористостью ( не более 1 %). Промышленно-значимыми коллекторами они могут стать только при воздействии на них вторичных процессов: выщеличивания, трещинообразования, перекри-сталлизации. Как отмечает Б.К.Прошляков (1987), трещинные коллекторы образуются только в сильно уплотненных, хрупких породах. Микро и тон-козернистые известняки и доломиты отвечают этим условиям. По мере увеличения глубины залегания пород густота трещин в них возрастает. Чем меньше мощность пласта, тем выше густота трещин.

 

3) момента образования трещины заполняются подземными водами, нефтью или газом. Но на больших глубинах температурные условия для обра-зования новых нефтяных залежей мало благоприятные. Более вероятным на этих глубинах является образование новых порций углеводородных газов и конденсата за счет более глубокого преобразования рассеянного органическо-го вещества, содержащегося в осадочных породах. Не исключается участие в этом процессе глубинных газов, выделяющихся из недр Земли.

 

Снятие нагрузки вышележащих толщ способствуют раскрытию тре-щин. В зоне гипергенеза образуются трещины выветривания, а в карбона-тах - карстовые пустоты за счет растворения кальцита и доломита поверх-ностными кислыми водами. При последующем погружении территории пустоты и трещины выветривания в значительной мере могут быть захо-ронены под новыми слоями осадочного накопления. Исследователи отме-

 

 

93

чают (85), что под поверхностями несогласия карстовые пустоты сохраня-ются и на больших глубинах. Они фиксируются провалами бурового ин-струмента (до 1 м) и интенсивным поглощением бурового раствора. В Прикаспийской впадине к предбашкирскому и предкунгурскому переры-вам осадонакопления приурочены лучшие коллекторы (I-II классов) с крупными порами и кавернами. На Тенгизском месторождении размеры пустот выщелачивания в них достигает 10-40 мм, раскрытость трещин - до 0,2 мм. Такие же коллекторы установлены в девонских отложениях При-пяткой впадины: на месторождении Речица дебит нефти достигает 830 м³/сут. Трещинные коллекторы в известняках каменноугольного возраста выявлены на Выктульском нефтяном месторождении на глубине 5090 м (Тимано-Печорская провинция).

 

Песчаники являются основными типами коллекторов и на больших глубинах (см.табл.17). Они сохраняют свои фильтрационно-емкостные свойства в осадочных толщах, не испытавших дислокаций и существенно-го тектонического подъема. Лучше всего пустоты сохраняются в хорошо отсортированных средне-крупнозернистых песчаниках с низким содержа-нием цементирующего материала и слагающих слои повышенной мощно-сти. В этих породах поры имеют относительно большие размеры, при про-цессах уплотнения и вторичного минералообразования они уменьшаются по размеру, но остаются открытыми и способными к фильтрации. Напри-мер, на месторождении Кенкияк в Прикаспийской впадине хорошо отсор-тированные песчаники на глубине 4165- 4171 м (скв.104) имеют открытую пористость 16,3-16,5 %, проницаемость - (1197,8-1415,7)·10^-15м².

 

Большое влияние на физические свойства песчано-алевритовых пород оказывают цементирующие материалы и постседиментационные процессы. Размер пор обычно не превышает 0,154 - 0,414 диаметра зерен. Для гравели-тов он составляет не более 0,8 мм, песчаников - 0,04 - 0,5 мм, алевролитов - 0,05 - 0,01 мм. Цементом служит глинистое или карбонатное вещество. По-вышение количества цемента приводит к ухудшению качества коллектора. Пылеватые мелкоалевритовые частицы (0,05 - 0,01 мм) заполняют поры пес-чаных пород, значительно сокращая объём пор и проницаемость коллектора. Опыты показывают, что крупнозернистые и хорошо отсортированные пески уплотняются в меньшей степени, чем мелко- и тонкозернистые. При увели-чении давления до 300 атмосфер в зернах образуются трещины, до 7000 ат-мосфер - зерна срастаются друг с другом. Наиболее значительное сокраще-ние пористости происходит в плохо отсортированных песчаниках: при дав-лениях 100 атмосфер - на 2,5 %, 300 атмосфер - на 7%, 1500 атмосфер - на 13

 

К Сильно глинистые песчано-алевролитовые породы с глубиной полностью теряют свои коллекторские свойства (рис.20).

 

Как отмечет А.А.Ханин (1969) глинистый цемент наименее благо-приятен для фильтрации флюидов. Высокая их гидрофильность создает набухание в воде, а высокая дисперсность - отсутствие пор фильтрующего

 

94

размера. В плохо сцементированных песчаниках при движении флюида по пласту вместе с ним выносятся и глинистые частицы, которые закупори-вают поровые каналы и снижают дебиты в скважинах. Глины сорбируют нефть и газ, следовательно, снижают количество извлекаемого полезного ископаемого . Наличие глин в песчано-алевритовых породах увеличивает способность к уплотнению под давлением, поэтому распространение кол-лекторов с глинистым цементом с глубиной резко падает.

 

 

Рис.20. Графики уменьшения пористости и проницаемости горных пород А- Пористость песчаников в зависимости от содержания алевритовой примеси (За-

 

падная Сибирь, по А.В.Мальшакову, 1991);

Б- Проницаемость в зависимости от содержания цементирующего материала по ме-сторождениям: 1- Пачелма; 2- Ставрополье; 3- Бильче-Волица; 4- Арчеды; 5- Жирное (по А.А.Ханину, 1960);

 

 

95

В- Пористость в зависимости от глубины залегания. Породы: а- песчаные; б- алев-

 

ритовые; в- глинистые. Содержание фракций мельче 0,01мм: 1>80%; 2 - 60-80%. Со-

держание цемента: 3,4 - 30-50%; 5,6 - 10-30%; 7,8<10%. (по Б.К.Прошлякову, 1987)

 

Карбонатный цемент придает песчанику прочность и хрупкость, де-лает его устойчивым к уплотнению, но податливым к трещинообразова-нию при тектонических напряжениях. На больших глубинах в зоне высо-ких температур и давлений в карбонатном цементе образуются пустоты растворения. Этому способствуют макро- и микротрещиноватость породы.

 

5) результате таких процессов, ёмкость породы увеличивается и образуется вторичный коллектор, который может быть заполнен поздними генераци-ями газа и конденсата. Вторичная кальцитизация приводит к полной поте-ре коллекторских качеств породы. Карбонатно-глинистый цемент имеет те же достоинства и недостатки, что и карбонатный. Как отмечает Б.К.Прошляков (1987), с увеличением количества карбоната пористость и проницаемость терригенных пород существенно понижается. Но, это в том случае, если порода не подвергнута вторичным процессам преобразования (растворения, трещинообразования). При растрескивании пород объём пу-стотного пространства возрастает незначительно, но сильно увеличивается проницаемость. В Прикаспийской впадине терригенные породы приобре-тают способность растрескиваться на глубинах 4-4,5км. Карбонатность их здесь составляет 8,8-40,2 %, плотность - 2,43-2,62 г/см³, открытая пори-

 

стость - 3,7-12,8 %, проницаемость - (0,24-6,49)·10^-15м².

Тонкослоистые песчаники и алевролиты состоят из частого преслаи-вания прослойков песчаников, алевролитов, глин мощностью до 20-50см. Они являются коллекторами для нефти и газа в нижне-среднеюрских от-ложениях Западной Сибири, неогеновых отложениях Азербайджана, За-падной Туркмении и в ряде других регионов. Природные резервуары, со-стоящие из таких пород, характеризуются высокой степенью неоднород-ности в вертикальном направлении, что затрудняет подсчет запасов и из-влечение нефти в процессе разработки залежи. Несмотря на незначитель-ную мощность, отдельные прослойки хорошо отсортированных и высоко-проницаемых песчаников могут иметь широкое распространение по пло-щади и обеспечивать устойчивые притоки нефти и газа в скважинах. В тонкослоистых песчаниках широко развиты трещины, литогенетического типа, ориентированные вдоль слоистости, и в меньшей степени в попереч-ном направлении. В целом они обеспечивают наличие гидродинамических связей между прослойками и образование единого природного резервуара под экранирующей толщей.

Алевролиты на больших глубинах проявляют себя как коллекторы главным образом в молодых (неогеновых) отложениях (Азербайджан, За-падная Туркмения), подвергнутых процессам уплотнения в незначитель-ной степени (см. табл.17). В мезозойских и палеозойских толщах, залега-

 

 

96

ющих на больших глубинах , алевролиты уплотнены в высокой степени и как коллекторы встречаются редко.

 

Глинистые породы-коллекторы. На глубинах 3,5-4,0км глины преоб-разовываются в аргиллиты, монтмориллониты - в смешанно-слойные ми-нералы. В Днепрово- Донецкой впадине монтмориллонит и смешанно-слойные минералы на глубине 3,5км преобразованы в гидрослюды и хло-риты. Каолинит более устойчив к преобразованию и подвержен гидрослю-дизации на глубине 4км и более. В Азербайджане монтмориллонит при-сутствует и на глубинах свыше 5км. В Прикаспийской впадине глины ме-зозойского возраста преобразованы в аргиллиты на глубине 4км. В глинах

в аргиллитах более чем в других породах, проявлена ориентированная тек-стура - тонкая слоистость и сланцеватость, обуславливающая анизотроп-ность этих пород по физическим свойствам. По этим причинам абсолют-ное большинство трещин в них ориентирована вдоль слоистости. По про-исхождению такие трещины относятся к категории литогенетических. Об-разование их объясняется процессами гидроразрыва при отжимании из по-роды седиментационной воды. Аномально-высокое пластовое давление, сохраняющееся в флюидах, заключенных внутри глинистых толщ, способ-ствует образованию трещинных полостей вдоль микрослоистости и слан-цеватости. Однако резервуары в виде зон трещиноватости образуется не во всей глинистой толще, а только в высокобитуминозной, тонколистоватой и тонкослоистой её частях. Коллектор существует благодаря аномально-высокому давлению во флюидах, заполняющих трещинные полости. Такое давление способно противостоять горному давлению и сохранять микро-трещины в раскрытом состоянии. По мере отбора нефти давление в резер-вуаре падает, трещины закрываются, дебиты сокращаются. Нефтяные за-лежи в битуминозных глинах верхней юры выявлены в Западной Сибири (пласт Ю0) на глубинах 2,8-3,2км. Густота трещин в некоторых прослоях высокая (см. рис.91). Раскрытость трещин в среднем составляет 15-20мкм, длина - около 0,75см (38, 69). Нефть заполняет трещины и находится под аномально высоким давлением. Коэффициент аномальности составляет 1,6-2,0. Плотные разности глин трещиноваты слабо и являются экранами. Резервуары имеют сложные формы, притоки нефти в скважинах резко раз-личаются друг от друга.

 

Местоположение нефтяных залежей в пласте контролируется, глав-ным образом, степенью концентрации битуминизированного органическо-го вещества, из которого они образовались на месте его захоронения.

Небольшие залежи нефти и газа в трещиноватых кремнистых биту-минозных глинах верхнего миоцена выявлены в Калифорнии (США).

Такие же притоки нефти из сланцеватых битуминозных глин и мер-гелей доманикского горизонта девона были получены в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В Прикаспийской впадине (Каратюбе, Кен-кияк) такие коллекторы были выявлены в черных, буроватых глинах позд-недевон-каменноугольного возраста на глубинах свыше 4 км. В этих гли-

 

 

97

нах присутствуют частые прослойки алевролитов и песчаников толщиной от долей миллиметров до нескольких сантиметров. Микротрещины ориен-тированы параллельно наслоению и приурочены, главным образом, к гра-ницам прослойков разного вещественного состава.

 

в заключении краткого изложения состояния изученности и нефте-газоносности глубоко залегающих осадочных толщ сделаем основные вы-воды.

 

На больших глубинах коллекторами являются те же породы, что на малых и средних глубинах.

На глубине сохраняется та же зависимость коллекторских свойств от литологических параметров (структура, текстура), что на малых и сред-них глубинах.

Пористость обломочных пород с глубиной постепенно снижается примерно на 6-10% на каждые 1000м до глубины 4-5км, затем - в медлен-ном темпе.

 

Поры и пустоты с глубиной уменьшаются в размерах, коллектор-ские свойства ухудшаются, емкость природного резервуара сокращается. Поэтому рассчитывать ни наличие больших запасов углеводородов ни этих глубинах не приходится.

Доля нефти в общем балансе углеводородов с глубины 4км посте-пенно падает, доля газа возрастает.

С глубины 6 км возрастает значимость вторичных коллекторов, образование которых происходило при растрескивании и растворении под-земными водами карбонатных пород и карбонатного цементирующего ве-щества в терригенных породах.

Породы-коллекторы, которые на малых и средних глубинах были заполнены нефтью или газом, в значительной мере сохраняют свои перво-начальные свойства и при последующем погружении на большие глубины.

Каждый нефтегазоносный район имеет свои индивидуальные осо-бенности по степени вторичных преобразований пород-коллекторов с глуби-ной. В этом отношении лучшими являются бассейны, выполненные молоды-ми (палеоген-неогеновыми) отложениями. В осадочных бассейнах, испытав-ших тектонические подъемы, породы уплотнены в наибольшей степени.

 

По оценкам Б.К.Прошлякова и др. (42) поровый тип коллектора может встречаться в водонасыщенных терригенных и карбонатных поро-дах палеозойско-мезозойского возраста до глубины 6-7км, кайнозойского возраста - до глубины 8-10км. В нефтегазонасыщенных породах поровой тип коллектора может встречаться до глубины 10км. Трещинный и порово-трещинный типы коллекторов могут встречаться до глубины 13-15км.

Природные резервуары на больших глубинах имеют такие же формы как и на малых и средних глубинах, но с глубиной возрастает доля резервуаров сложной формы и неоднородного строения, состоящих из вто-ричных коллекторов трещинного, трещинно-кавернового и порово-трещинного типов.

 

 

98

и ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И ЛОВУШКИ ЛИТОЛОГИЧЕСКИ

СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫХ ТИПОВ

 

История исследований

 

На первом этапе поиска нефти (1860-1880 годы) существовала точка зрения, что нефть поступает из глубины Земли по трещинам. Поэтому сква-жины забуривались вблизи естественных выходов нефти на поверхность так, чтобы попасть на эти” нефтяные линии”. По мере увеличения количества скважин стало выясняться, что на глубине находятся пропитанные нефтью песчаные пласты, что нефть скапливается в наиболее приподнятой части ку-половидных складок под непроницаемыми глинистыми пластами. Эта точка зрения, получившая название “антиклинальной теории” была научно обосно-вана в 1860 году Х.Роджерсом на примере месторождений нефти Пенсильва-нии (США) и в 1861 году - канадским геологом С.Хантом. В России эта теория разрабатывалась по материалам бурения скважин на Северном Кавказе геоло-гами Г.А.Абихом, Г.О.Романовским и Д.В.Голубятниковым. Теория блестяще подтвердилась при разбуривании в 1890-1910 годах Старо- и Ново-Грозненских брахиантиклиналей, длина которых составляет около

 

и км.

Наиболее ранние сведения о наличии залежей, пространственно и генетически не связанных с антиклиналями, появились в 1880-1900 годах в работах американских геологов, пытавшихся увязать нефтяные месторож-дения с древними береговыми линиями. В отдельных работах 1900-1910 годов отмечалась приуроченность нефтяных залежей к песчаным линзам или пластам, срезанным эрозией, а затем перекрытым глинистыми слоями.

1909 году было открыто первое крупное нефтяное месторождение

9) Майкопском районе, но пробуренные позже многие скважины оказались вовсе пустыми. В 1911 году И.М.Губкин, только что закончивший Петер-бургский горный институт, построил карту песчаного тела, насыщенного нефтью. Эти тела в поперечном разрезе имели форму линзы, в плане - форму русел рек в углублениях мергельных пород верхнего мела. Такие залежи он назвал рукавообразными и сделал вывод, что они контролиру-ются линиями выклинивания песчаных тел, а не антиклинальными склад-ками. Вскоре такие залежи были выявлены в штате Оклахома и Восточном Канзасе (США) и были названы шнурковыми. С тех пор стало ясно, что нефть можно искать не только на сводовых частях антиклинальных скла-док, но и на склонах, моноклиналях, крыльях синклиналей. Перспективы поисков нефти и газа значительно расширились. О перспективах поисков месторождений нефти и газа в неантиклинальных (неструктурных) и ком-бинированных ловушках свидетельствуют разведанные в них крупные за-пасы углеводородов. В 1962 году добыча нефти из таких месторождений в США составила 31,5 % от общей добычи, в 1970 году - 40%. В СССР

наибольший интерес к поискам залежей неструктурного типа возник в 1950-

 

99

1960-х годах. Тогда в ряде регионов стало очевидным, что дальнейший при-рост запасов и увеличение добычи нефти и газа не могут быть достигнуты без описания и разработки этих перспективных объектов. Но для этого нужно бы-ло разработать вопросы теории и методики их прогнозирования и картирова-ния с привлечением всего отечественного и зарубежного опыта.

 

Такая работа была начата в США в 1930-х годах. В учебнике “Уче-ние о нефти” И.М.Губкин (1932 г.) приводит пример классификации зале-жей и месторождений американским геологом Ф.Клаппом, выделившим 7 групп скоплений нефти по форме ловушек:

 

4) антиклинального строения;

5) рукавообразные, шнурковые;

6) синклинальные;

7) моноклинальные;

8) сбросы и формы их сопровождающие;

9) разломы и трещины в изверженных породах;

10) скопление нефти, обусловленные влиянием литологического фактора. Отмечалось, что на моноклиналях ловушки формируются при:

 

B наличии литологических барьеров;

C осложнении сбросами;

D несогласном перекрытии;

E осложнении вторичной складчатостью.

1943 году М.Ф.Мирчинком была опубликована небольшая книга “Стратиграфические залежи нефти”. О зональных, рукавообразных и стра-тиграфических нефтяных залежах в эти годы писали И.М.Губкин (1937,1940), К.П.Калицкий (1939), П.П.Забаринский (1941), М.О.Бальзамов

 

(1945), Г.А.Хельквист (1944, 1946), М.В.Абрамович (1948), С.Ф.Федоров

(1948), Н.Ю.Успенская(1950), В.П.Маслов (1943, 1948, 1951), М.Ф.Мирчинк (1951, 1952).

2. началу 1950-х годов накопилось достаточное количество фактов, свидетельствующих о большом разнообразии ловушек литологического, стратиграфического и комбинированного типов. Обобщающие работы по типам ловушек нефти и газа опубликовали американские геологи:

 

А.И.Леворсен (1938), Н.Басс (1938, 1939), Лиллей (1938), Клапп (1938), Дж.Рич (1938), У.Хэроу (1941), С.Сандерс (1943), Х.Ловелли (1943). Было установлено, что основными ловушкообразующими факторами являются тектонические движения и палеогеографические условия, их одновремен-ное проявление на конкретном участке областей седиментации, конечными результатами которого явились:

1) фациальные замещения коллекторских пород;

2) внутриформационные выклинивания пластов – коллекторов;

3) размывы, несогласные перекрытия пластов, пачек;

4) изгибы слоев в виде складок, флексур;

5) конседиментационные поднятия;

 

 

100

6) нарушения слоёв сбросами;

7) резервуары шнуркового, лентообразного типов;

8) резервуары формы песчаных баров;

9) резервуары типа блуждающих песчаных линз;

10) песчаные полосы вдоль берегов палеоморей, морских течений;

11) образование ловушек структурного, литологического, стратигра-

фического и комбинированного типов.

Роль тектоники при этом сводится к созданию “путей и направлений для миграции нефти , форм, пригодных для скопления нефти, а литология создаёт резервуары, которые собирают в себя нефть, образуя ее залежи” (Губкин, 1932, с.294). Тем самым между резервуаром, ловушкой и залежью устанавливается прямая связь: каков резервуар - такова и ловушка, какова ловушка - такова и залежь.

В классификациях И.О.Брода (1944, 1951), Н.Ю.Успенской (1952) выделены такие же типы резервуаров, ловушек и залежей, какие выделяют геологи - нефтяники и в настоящее время:

1) структурные (сводовые);

2) массивные;

3) пластовые;

4) линзовидные, неправильные;

5) стратиграфические;

6) литологические;

7) тектонически экранированные.

Отдельные части провинции с однотипными ловушками рекомен-дуются выделять в качестве зон нефтегазонакопления (Успенская, 1952):

1) антиклинальные зоны (валы, погребенные кряжи);

2) солянокупольные зоны;

3) зоны регионального выклинивания или срезания;

4) погребенные в нижних структурных этажах сводовые поднятия;

5) сбросовые зоны.

В 1960-х и 1970-х годах фактический материал по типам ловушек и залежей существенно пополнился за счёт открытия новых месторождений нефти и газа в Прикаспийской провинции, в Западной и Восточной Сиби-ри. Появились первые отечественные монографические работы, специаль-но посвященные исследованию неструктурных ловушек нефти и газа: К.С.Маслов “Научные основы поисков литологических и стратиграфиче-ских залежей нефти и газа в терригенных толщах” (1968), К.К.Гостинцев, В.Я.Гроссгейм “Стратиграфические и литологические залежи нефти и га-за” (1969). Позже вышли из печати книги:

 

Палеогеографические основы поисков нефти и газа /Н.И.Марковский,

 

1973.

Литологические, стратиграфические и комбинированные ловушки нефти и газа /А.А.Гусейнов, Г.А.Каледа, Р.Г.Самвелов и др., 1978.

 

101

Залежи нефти и газа в ловушках неантиклинального типа /В.Я.Ратнер, Н .Н.Булатов, М.А.Зубова, Л.А.Польстер. Под ред. В.В.Семеновича, 1982.

 

Поиски залежей нефти и газа в ловушках неантиклинального типа /А.Г.Алексин, В.Т.Хромов, Н.В.Мелик-Пашаев и др. 1985.

Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и раз-ведке скоплений нефти и газа /А.А.Бакиров, А.К.Мальцева, 1985.

 

Поиски и разведка залежей нефти и газа в стратиграфических и ли-тологических ловушках /В.Ю.Керимов,1978.

Были переведены на русский язык книги американских геологов:

Геология нефти и газа /А.И.Леворсен, 1958.

Стратиграфические и литологические залежи нефти и газа / Под ред.

Р.Е.Кинга, 1975.

Стратиграфические ловушки в песчаниках / Д.А.Буш, 1977.

В 1977 году в высших учебных заведениях для специальности ”гео-логия и разведка нефтяных и газовых месторождений” введен курс “лито-логия и литолого-фациальный анализ”. В эти же годы были изданы первые учебники и учебные пособия по литологии нефтегазосодержащих горных пород:

Основы учения о породах - коллекторах нефти и газа /А.А.Ханин,

1965.

Породы - коллекторы нефти и газа и их изучение /А.А.Ханин, 1969. Природные резервуары нефти и газа /Ю.К.Бурлин, 1976.

 

Литология и литолого - фациальный анализ / Б.К.Прошляков, В.Г.Кузнецов, 1981.