1 Ловушки нефти и газа, их классификация

Основная масса природных резервуаров в недрах земли заполнена водой.

Нефть и природный газ, оказавшись в природном резервуаре, заполненном водой, могут перемещаться по нему. Основной причиной, вызывающей дифференциацию, перемещение нефти и газа в природном резервуаре, является разница в плотностях этих веществ и движение воды в резервуаре.

 1.1 Миграция

Любые перемещения нефти, газа и воды в земной коре называют миграцией. Под действием силы всплывания нефть и газ будут мигрировать вверх по резервуару до тех пор, пока не достигнут его кровли. Дальнейшее движение возможно, если кровля резервуара имеет наклон. Движение вдоль наклонной кровли резервуара будет происходить до тех пор, пока на пути этого движения не появится препятствие. Перед препятствием нефть и газ способны образовывать скопления – они оказываются заключенными как бы в ловушку. По определению И.О.Брода ловушка – это часть природного резервуара, в которой может установиться равновесие нефти, газа и воды.

2 Сопоставление терминов:коллектора,природного резервуара и ловушки

Таблица 1 – Сопоставим три термина: коллектор, природный резервуар, ловушка

Определение	Характеризуется
Коллектор	Типом породы, типом проницаемости (поровая, трещинная, вмешанная), величинами пористости, эффективной пористости проницаемости,(с этими параметрами связаны определения удельной поверхности,раскрытости трещин, их системы, густоты и т.д.)
Горная порода - обладающая способностью вмещать нефть и газ и отдавать эти полезные ископаемые при разработке
Природный резервуар	Типом коллектора, соотношением коллектора с непроницаемыми породами,ёмкостью,гидродинамической характеристикой и пластовой энергией, формой и условиями залегания
Природная ёмкость для нефти, газа и воды, существование которой обусловлено соотношением коллектора с плохо проницаемыми породами
Ловушка	Типами резервуара и коллектора, условиями образования, формой, ёмкостью. В частном случае у резервуаров, литологически ограниченных со всех сторон, параметры резервуара и ловушки могут совпадать, когда весь резервуар представлен одной ловушкой
Часть природного резервуара, в которой может установиться равновесие между газом, нефтью и водой

 

3 Ловушка нефти и газа

Ловушка нефти и газа – часть коллектора, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и (или) газа. Элементами ловушки являются коллектор нефти и газа, покрышка, экран. Наиболее распространена классификация ловушек, сочетающая поисковые и генетические признаки.

Рисунок 1 – Ловушки сводовые, тупиковые, или экранированные, и линзообразные

3.1 Сводовые ловушки

Сводовые ловушки образуются в сводовых частях антиклиналей, над соляными куполами, глиняными диапирами , интрузивными массивами, в теле погребённых рифовых массивов и эрозионных выступов — под облекающими их покрышками.

3.2 Ловушки экранированного типа

Ловушки экранированного типа возникают на крыльях и периклиналях антиклиналей, на флексурах и моноклиналях при появлении по восстанию их литологического или гидродинамического экранов. В зависимости от происхождения экрана различают ловушки: тектонически экранированные, возникающие в результате сброса, взброса, надвига или внедрения массива каменной соли, глиняного диапира, интрузивного тела, а также экранирования (боковой поверхностью жерла грязевого вулкана); стратиграфически экранированные – при несогласном перекрытии коллектора герметичным экраном; литологически экранированные – привыклинивании, уплотнении коллектора или запечатывании коллектора асфальтом; гидродинамически экранированные, возникающие на моноклиналях, флексурах, в зонах угловых несогласий и разрывных нарушений при нисходящем движении воды и встречном всплывании нефти.

3.3 Линзообразные (или литологически ограниченные) ловушки

Линзообразные (или литологически ограниченные) ловушки образуются в коллекторах линзообразного строения (погребённых песчаных барах, русловых и дельтовых песчаниках, пористых зонах карбонатных пород). Ловушки могут находиться в различных частях структур.

 Ловушками нефти и газа являются узкие, асимметричные складки, осложненные разрывными нарушениями и надвиганием северных крыльев на южные. Породы-коллекторы не выдержаны по площади, чем объясняется развитие литологически ограниченных залежей. Для этого этажа характерны малодебитные залежи, несмотря на значительное число горизонтов, достигающее 27 ( Мирзаани, Патара - Шираки), запасы месторождений незначительны.

Ловушками нефти и газа для местоскоплений этого класса служат рифовые массивы. Рифообразующие организмы развиваются лишь в определенных палеогеографических, фациальных и палеотектонических условиях.

Ловушками нефти и газа являются сложнопостроенные антиклинали, нарушенные надвигами и взбросами, при этом некоторые слои продуктивных отложений, как на Старо-Грозненском местоскоплений, имеют опрокинутое (ненормальное) залегание.

Ловушками нефти и газа являются сильно нарушенные сбросами и взбросами антиклинали, некоторые из которых осложнены диапиризмом и грязевым вулканизмом. Подавляющее большинство залежей относится к тектонически-экранированным и блоковым, когда наблюдается большое смешение по вертикали отдельных частей продуктивного пласта.

Ловушками нефти и газа являются узкие и длинные надвинутые друг на друга антиклинали, часто с опрокинутым залеганием слоев.

Ловушками нефти и газа являются пологие платформенные антиклинали и купола, в редких случаях скопления обнаружены на моноклинали.

4 Примеры залежей в некоторых месторождениях

Свыше 70% запасов нефти и газа находится в ловушках сводового типа, заключённых в антиклиналях.

Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении. При движении воды наблюдается наклонный водонефтяной раздел, иногда вся нефть может быть вытеснена из ловушки водой. Довольно часто наклонные водонефтяные разделы встречаются в залежах некоторых месторождений Ашперонского полуострова,их называют висячими залежами (рисунок 2).

Рисунок 2 – Нефтяные и газовые залежи

Поперечный разрез месторождения Сураханы Ашперонского полуострова на месторождении Дигбой (по Е. В. Корпсу,1949)

1 – нефть; 2 – газ;3 – нефть только в верхних песках; 4 – газ в нижних песках; 5 – нефть в верхних песках

Рисунок 3 –Поперечный разрез месторождения Сураханы Ашперонского полуострова на месторождении Дигбой (по Е. В. Корпсу,1949)

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их плотностям. Нарушение такого вполне закономерного распределения внутри ловушки может быть вызвано действием капиллярных сил в случае неоднородности коллектора, составляющего ловушку.

На моноклиналях многочисленные ловушки часто возникают в зоне крупного тектонического нарушения с небольшими структурными осложнениями. На рисунок 4,а,б,в в виде схемы представлены три возможных случая соотношения моноклинально залегающих пластов и экранирующей поверхности. И. О. Брод обратил внимание, что для образования экранированных залежей необходимо, чтобы в плане линия водонефтяного или водогазового раздела образовывала замкнутый контур с линией экрана. Замкнутые контуры могут возникать при пересечении моноклинали с каким-либо структурным осложнением, например структурным носом (рисунок 4,б),плоской экранирующей поверхностью. То же произойдет, если на фоне моноклинального поднятия пород наблюдаются пологие изгибы и экранирующая поверхность представляет собой не плоскость,а кривую поверхность(рисунок 4,в);это наиболее частый случай в природе.

 5 Типы разделения ловушек по Н. Б. Вассоевичу

Н. Б. Вассоевич подразделяет все ловушки на три основных типа: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые два типа связаны с различного рода выклиниванием коллекторов, при котором препятствием для дальнейшей миграции является твердая фаза вещества. Поэтому эти типы можно назвать ловушками выклинивания.

В незамкнутых ловушках нефть и газ удерживаются благодаря антиклинальному изгибу слоев или существованию выступов (неровностей), обусловливающих возникновение подпора воды со всех сторон.

а – залежей нефти и газа не образуется; б и в – возможно образование залежей нефти и газа.1-нефть;2-газ;3-положение экрана

Рисунок 4 –Условия формирования залежей нефти и газа, связанных с экранированием

6 Факторы формирования ловушек по И.М.Губкину

И. М. Губкин выделяет два основных фактора в формировании ловушек: структурный и лито-логический. При этом он подчеркивает наибольшее значение тектонического фактора. И. М. Губкин выделял также стадию разрушения нефтяных местозарождений.

Убедительные доказательства биогенной природы нефте-материнского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников (прогениторов) в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных нефтях из залежей. Важным явилось обнаружение в составе нефти хемофоссилий — весьма своеобразных, часто сложно построенных молекулярных структур явно биогенной природы, то есть унаследованных (целиком или в виде фрагментов) от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода (¹²C, ¹³C) в нефти, органическом веществе пород и в организмах (А. П. Виноградов, Э. М. Галимов) также подтвердило неправомочность неорганических гипотез.

Считается, что основным исходным веществом нефти обычно является зоопланктон и водоросли, обеспечивающие наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керогене алифатических и алициклических молекулярных структур).

В древности существовали теплые, богатые питательными веществами моря, такие как в Мексиканском заливе и древний океан Тетис, где большое количество органического материала падало на дно океана, превышая скорость, с которой оно могло разложиться. В результате большие массы органического материала были погребены под последующими отложениями, такими как сланец или соль. Это подтверждается наличием толстого слоя соли над месторождениями нефти на Ближнем Востоке. Образование соляных отложений свидетельствует о том, что данные водоёмы длительное время были достаточно мелкими, плохо сообщались с остальным океаном и испарение сильно превышало приток морской воды извне. Впоследствии эти зоны оказались на суше в результате движения континентов. Условия достаточно уникальные, поэтому большую часть современных органических осадков на дне океана ждёт другая судьба — при движении океанической коры они попадают в зону субдукции.

Породы, образовавшиеся из осадков, содержащих такого типа органическое вещество, потенциально нефтематеринские. Чаще всего это глины, реже – карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зонымезокатагенеза, где вступает в силу главный фактор нефтеобразования – длительный прогрев органического вещества при температуре от 50 °C и выше. Верхняя граница этой главной зоны нефтеобразования располагается на глубине от 1,3 – 1,7 км (при среднем геотермическом градиенте 4°С/100 м) до 2,7—3 км (при градиенте 2° С/100 м) и фиксируется сменой буроугольной степени углефикации органического вещества каменноугольной. Главная фаза нефтеобразования приурочена к зоне, где углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г. Эта фаза характеризуется значительным усилением термического и (или) термокаталитического распада полимерлипоидных и других компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в том числе низкомолекулярные (C₅-C₁₅), почти отсутствовавшие на более ранних этапах превращения органического вещества. Эти углеводороды, дающие начало бензиновой и керосиновой фракциям нефти, значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно, вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них и выделения воды в результате дегидратации глин, усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы. При миграции по коллекторам в ловушки нефть всегда поднимается, поэтому её максимальные запасы располагаются на несколько меньших глубинах, чем зона проявления главной фазы нефтеобразования, нижняя граница которой обычно соответствует зоне, где органическое вещество пород достигает степени углефикации, свойственной коксовым углям. В зависимости от интенсивности и длительности прогрева эта граница проходит на глубинах (имеются в виду максимальной глубины погружения за всю геологическую историю данной серии осадочных отложений) от 3—3,5 до 5–6 км.

7 Типы ловушек по А. И. Леворсену

А.И.Леворсен предлагает все ловушки подразделять на три основных типа:

1)структурные ловушки;

2)стратиграфические ловушки;

3)комбинации обоих типов.

Существуют и другие попытки классифицировать ловушки по различным признакам, например по характеру их контура или типу коллектора. Но все эти схемы следует признать менее удачными.

В природном резервуаре нефть,газ,вода находятся совместно. Поскольку нефть и газ легче воды,то они всплывают кверху,поэтому при рассмотрении природного резервуара особенно большое внимание уделяется характеру перекрытия его непроницаемыми породами сверху – покрышке. Покрышка важна и в другом плане: создание в резервуаре артезианской,водонапорной системы возможно только при наличии покрышки. Конечно, существенное значение имеет также наличие нижней ограничивающей водоупорной поверхности. Находящиеся в природном резервуаре нефть,вода,газ образуют энергетическую систему. На распределение нефти,газа,воды в природном резервуаре большое влияние оказывает сам характер коллектора: его мощность,однородность,степень расслоенности непроницаемыми прослоями и др.

Характеризуя тот или иной природный резервуар, отмечают прежде всего следующие его особенности: тип коллектора, слагающего резервуар (поровый, трещинный); соотношение коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами; емкость резервуара; условия залегания резервуара.

          Американский геолог – нефтяник А.Леворсен выделяет:

а) структурные ловушки,у которых верхняя ограничивающая поверхность изогнута выпуклой стороной вверх в связи с какой-либо деформацией коллекторского пласта;

б) стратиграфические ловушки, основным фактором формирования которых являются некоторые отклонения в стратиграфических соотношениях или в литологическом составе пластов, или то и другое вместе. К этим отклонениям относятся фациальное замещение, локальное изменение проницаемости, выклинивание пласта – коллектора по восстанию, независимо от того, чем оно обусловлено;

в) комбинированные ловушки – комбинация двух типов ловушек, описанных выше.

8 Условия образования ловушек и их типы

Безусловно,И.М.Губкин прав, когда подчеркивает ведущую роль тектонического фактора в образовании ловушек и залежей. Все другие факторы – литологическое выклинивание, стратиграфическое перекрытие, тектоническое экранирование, появление зон трещиноватости и т.д. – в той или иной степени являются производными от тектонического фактора. Имея в виду это постоянное действие последнего, его непосредственное или косвенное влияние на образование ловушек, можно признать все же целесообразным подразделять ловушки по условиям их образования на следующие типы:1)ловушки складчатых дислокаций;2)ловушки разрывных дислокаций;3)ловушки стратиграфических несогласий;4)ловушки литологические;5)различные комбинации перечисленных типов.

Первые два типа ловушек возникают в случае непосредственного воздействия тектонического фактора при создании структурного плана данного участка земной коры.

Рисунок 5 – Геологический профиль Елшано-Курдюмского месторождения (по данным Елшанского нефтепромыслового управления,1957)

Ловушки второго типа можно наблюдать и в песчаниках чокрака и карагана (неоген) в поднадвиге Старогрозненского месторождения на Северо-Восточном Кавказе,а также в отложениях красноцветной толщи(средний плиоцен) на месторождениях Челекен, Котур-Тепе, Небитдаг и Кумдаг. Другим, весьма своеобразным примером образования ловушки в связи с дизъюнктивными нарушениями является тектоническая брекчия меловых отложений месторождения Маунт-Кам  в Техасе.Третий тип ловушек образуется при двояком воздействии тектонического фактора .С одной стороны ,тектонические движения вызывают появление  определенного структурного плана ,благодаря этому появляется возможность для перемещения нефти и газа по направлению к наиболее благоприятным локальным участкам резервуара. С другой стороны, тектонические движения  вызывают появление стратиграфического несогласия. Несогласное перекрытие резервуара, структурно осложненного (иногда при этом эродированного) плохо проницаемыми породами, приводит к завершению формирования ловушки(рисунок 8).

Рисунок 6 – Геологический профиль Елшано-Курдюмского месторождения (по данным Елшанского нефтепромыслового управления,1957)Поперечный геологический разрез Старогрозненского месторождения(по А.Г.Алексину)

Образование ловушек четвертого типа непосредственно связано с изменением литологического состава пород. В большинстве случаев литологические изменения

1 – свита тейлор,2 – мел остин,3 – спанец игл-форд,4 – песчаник вудрайн

Рисунок 7 – Разрез месторождения Маунт-Кам(округ Хилл,Техас) с небольшой ловушкой и скоплением нефти,сформировавшимся на брекчированной площади мела остин,перебитой сбросами(по А.И.Леворсепу)

В осадочной толще являются следствием изменения условий осадко-накопления ,которые в свою очередь являются функцией тектонических движений.

Рисунок 8 – Ловушки четвертого типа

Ловушки пятого типа, формирование которых вызвано сочетанием нескольких факторов, весьма широко распространены в природе.

На рисунке 9 показана ловушка в песчаниках карагана(неоген), образованная сочетанием пликативной дислокации (антиклинальная складка) с дизъюнктивным нарушением (тектонический экран) на месторождении Ташкала на Северо-Восточном Кавказе.

Рисунок 9 – Ловушка в песчаниках карагана

На рисунке 10 показано образование ловушек в пластовом резервуаре вследствие его размыва и последующего перекрытия плохо проницаемыми породами. Сложное сочетание пликативной дислокации дизъюнктивного нарушения и стратиграфические несогласия.

Рисунок 10 – Образование ловушек в пластовом резервуаре

1 – нижний; b – пзамор;2 – элктон; 3-шунда

Рисунок 11 – Месторождения Элк-топ-Харматтан и Восточный харматтан в Западной Канаде (по Дж. Бокман,1963)

Рисунок 12 – Поперечные геологические разрезы месторождения Брагуны (по Л.Г.Алексину)

Наблюдается при образовании ловушки в XVII пласте (чокрак,неоген) месторождений Брагуны на Северо-Восточном Кавказе.