Для сдачи тестов, рубежного контроля, а также закрепления материала используйте браузеры MS Internet Explorer, Mozilla Firefox, Chromium
    Главная страница электронного учебника План урока
    Содержание дисциплины

    Классификация природных газов
    Содержание дисциплины

    Контрольная работа №1

    Учебная тема
    Массивные природные резервуары

    Массивные природные резервуары


    Природный резервуар – это естественное вместилище нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов. Флюид - это нефть, газ, вода в горных породах. Морфология природного резервуара определяется соотношением в разрезе и по площади пород-коллекторов с вмещающими их слабопроницаемыми породами.
    Среди природных резервуаров выделяют три основных типа: пластовые, массивные и литологически ограниченные.
    Пластовый резервуар представляет собой совокупность проницаемых пород-коллекторов, ограниченных в кровле и подошве непроницаемыми породами (рис.6 а). Пластовые резервуары характеризуются терригенными и карбонатными породами. Они хорошо выдержаны по литологии и мощности на значительных площадях нефтегазоносных областей. Породы-коллекторы характеризуются небольшими мощностями (до десятков метров).



    Рис. 6(а). Пластовый резервуар.


    МАССИВНЫЙ РЕЗЕРВУАР

    Массивный резервуар представляет собой совокупность проницаемых пород-коллекторов, ограниченных в отличие от пластовых резервуаров непроницаемыми породами только у кровли.

    Массивный резервуар характеризуется:


    1. Резервуары этого типа имеют мощную толщу (несколько сот метров).

    2. По литологии делятся на:

    однородно - массивные. Они встречаются в карбонатных отложения (известняках и доломитах) (рис. 6,б).

    неоднородно - массивные. Они сложены карбонатными и терригенными породами (рис. 6, в).



    Рис. 6 (б). Однородно-массивный резервуар.







    Рис. 6 (в). Неоднородно-массивный резервуар.


    ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

    К ним относятся проницаемые породы-коллекторы, окружённые со всех сторон слабопроницаемыми породами (рис.6 г). Пример, песчаные тела – линзы.




    Рис. 6 (г). Литологически ограниченный резервуар.


    В природе довольно часто встречаются резервуары, которые могут быть отнесены и к пластовым, и к массивным (рис.6 д). Такого рода резервуары (пластово-массивные) на отдельных участках разреза имеют характер пластовых, хотя в целом выступают как массивные, т.е. представляют собой единую гидродинамическую систему. Вследствие чего водонефтяной контакт (ВНК) и газонефтяной контакт (ГНК) находятся на одной гипсометрической отметке. В таких резервуарах залежи нефти и газа значительной высоты.






    Рис. 6 (д). Пластово-массивный резервуар.


    ПРИРОДНЫЕ ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА


    Под ловушкой понимается часть природного резервуара, в которой возникают условия, способствующие образованию и сохранению скоплений (залежей) нефти и газа. Ловушка чаще всего характеризуется застойными гидродинамическими условиями. Гравитационный фактор определяет распределение в ловушке газа, нефти и воды по их удельным весам. Н.Б. Вассоевич предлагает делить все ловушки на 3 основных типа: замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Первые два типа связаны с разного рода выклиниванием пластов коллекторов. В незамкнутых ловушках углеводороды удерживаются благодаря антиклинальному перегибу слоев или существованию выступов – это структурный тип ловушек. Нефть и газ в таких ловушках как бы «плавают» на воде. В общем плане выделяются две группы ловушек: структурные и неструктурные (неантиклинальные). К структурным относятся те ловушки, которые образовались в результате изгиба слоев природных резервуаров пластового и массивного типов.

    Очень большим разнообразием форм и генезиса характеризуются ловушки неструктурного типа. Среди них различают:

    а) ловушки стратиграфических несогласий, обусловленные экранированием пласта коллектора по поверхности несогласия;

    б) ловушки литологические, обусловленные выклиниванием или литологическим замещением пород коллекторов;

    в) палеогеоморфологические ловушки, обусловленные различными факторами формирования древнего рельефа.

    Для образования ловушек экранирования (стратиграфического, литологического, тектонического экранирования) необходимо, чтобы в плане изогипсы кровли резервуара замыкались на линию экрана, образуя с ним замкнутый контур. Это возможно тогда, когда кровля практически моноклинального залегания резервуара испытывает поперечные структурные осложнения, типа структурных носов (рис.7 б), либо экран образует нелинейную поверхность.




    Рис.7. Условия образования залежей нефти и газа, связанных с экранированием (по Н.А. Еременко)

    а – залежи не образуются; б, в – образование залежей возможно; 1– нефть; 2 – газ; 3 – линии экранов; 4 – изогипсы пласта; 5 – направление миграции.


    Следует отметить, что названия основных групп ловушек отражают преимущественную, но не исключительную роль того или иного фактора. Ловушки образуются, как правило, при совместном участии ряда факторов и рассматриваются как комбинированные. 


    СТРУКТУРНЫЕ ЛОВУШКИ


    Чтобы понять, что такое структурные ловушки, необходимо различать два понятия: «структурная амплитуда» и «структурный рельеф» (рис.8).

    Структурная амплитуда (замкнутая высота) определяется как превышение гипсометрически наиболее высокой точки над самой низкой замкнутой изогипсой.

    Под структурным рельефом складки, обычно превышающим ее структурную амплитуду, понимается высота, на которую смятый в антиклинальную складку пласт возвышается над региональным наклоном (тренд). Он измеряется длиной перпендикуляра, опущенного из наивысшей точки складки на поверхность регионального наклона пласта.




    Рис.8. Структурная амплитуда и структурный рельеф.

    При определении структурной амплитуды за горизонтальную опорную поверхность принимается уровень моря. Величина структурной амплитуды при регионально наклонном пласте не равна структурному рельефу:HР HС.

    Одна и та же складка может иметь различную структурную амплитуду, величина которой изменяется при изменении регионального наклона (рис. 9).





    Рис.9. Примеры величины структурной амплитуды.

    Из ловушек структурного типа обычно различают:

    1. Сводовые.

    1. Сводовые тектонически экранированные.


    СВОДОВЫЕ ЛОВУШКИ

    Углеводороды, мигрируя в коллекторах по восстанию слоёв или перпендикулярно к их напластованию по тектоническим нарушениям попадают в ловушку, т.е. в своды антиклинальных структур, где и формируют промышленные скопления нефти и газа (рис.10 а).

    Нередко сводовые ловушки называют антиклинальными, все остальные неантиклинальными.
    СВОДОВЫЕ ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННЫЕ ЛОВУШКИ

    Эти ловушки встречаются в складчатых областях и в районах развития соляных куполов (рис.10 б).





    Рис. 10. Разрез и план сводовой (а) и тектонически экранированной (б) ловушек в пластовом резервуаре.


    МАССИВНЫЕ ЛОВУШКИ

    Ловушки массивного типа приурочены к мощной толще пород, перекрытых сверху и с боков непроницаемыми горными породами (гипсами, ангидритами и др.) (рис.11).





    Рис. 11. Ловушка, приуроченная к рифовому массиву.


    ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫЕ ЛОВУШКИ

    Формирование ловушек литологического типа обусловлено:

    1. Литологической изменчивостью пород-коллекторов.
    2. Выклиниванием песков и песчаников по восстанию пластов (рис.12).
    3. Изменением пористости и проницаемости коллекторов.
    4. Трещиноватостью горных пород.




    1-линия выклинивания

    Рис. 12. Литологически экранированная ловушка.


    Среди ловушек широко развиты комбинированные или сложные, т.е. такие, образование которых обязано различным факторам.

    Содержание дисциплины

    Классификация природных газов

    Закрепление материала
    Тестирование материала
    Содержание дисциплины

    Контрольная работа №1