Основы геологии. Федеральное агентство по образованию ЮжноРоссийский государственный технический университет (нпи)
 Скачать 0.52 Mb.
|
Взбросы возникают в условиях сжатия и характеризуются перекрытием разорванных крыльев.Надвиги – это взбросы с наклоном поверхности сместителя менее 45-600. Шарьяжами или покровами называют надвиги с очень пологим сместителем и большой горизонтальной амплитудой смещения (перекрытия). Сдвиг – это разрывное нарушение, у которого смещение крыльев происходит по горизонтали вдоль линии простирания поверхности сбрасывателя. Разрывы без смещения. Трещины – это разрывные нарушения в горных породах, по которым не происходит видимых смещений. Принято выделять трещины вертикальные, горизонтальные и наклонные. Генетическая классификация предусматривает выделение тектонических и нетектонических трещин, среди которых выделяются разновидности. Нетектонические трещины: 1 – первичные трещины; 2 - трещины выветривания; 3 – трещины оползней, обвалов, провалов; 4 – трещины расширения пород при разгрузке. Тектонические трещины, трещины отрыва, скалывания, кливаж. Системы мелких макроскопических и микроскопических тектонических трещин в больших объемах горных пород, заполненные нефтью и газом, нередко образуют нефтегазовые залежи. Сочетание складчатых и разрывных нарушений горных пород, пород – коллекторов и флюидоупоров (покрышек и полупокрышек), проницаемых и экранирующих толщ (антиколлекторов) создают предпосылки для формирования ловушек нефти и газа и, следовательно, нефтяных и газовых месторождений. Разрушение нефтяных и газовых месторождений часто обусловлено наложением на них тектонических нарушений. При этом разрывные нарушения взбросового и надвигового и сбросового типа, формирующиеся в условиях сжатия массивов горных пород, способствуют образованию барьеров на пути миграции нефти и газа. Разрывные нарушения по границам расходящихся тектонических блоков земной коры являются причиной миграции нефти и газа на большие расстояния, вплоть до разрушения нефтегазовых залежей. 7. Формирование залежей нефти и газаДля образования крупных скоплений нефти и газа необходимо сочетание определенных геологических условий и обстановок: 1 – наличие проницаемых горных пород (коллекторов); 2 – наличие непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек); 3 - наличие перепада давления в нефте-газоносных толщах горных пород; 4- наличие структурных и литологических неоднородностей и дислокаций горных пород, создающих условия для скопления нефти и газа (ловушки). Нефть, газ и вода скапливаются в недрах в пористых, кавернозных или трещиноватых породах-коллекторах, заключенных в плохо проницаемые породы покрышки. Подобные вместилища нефти и газа И.О.Брод (1970) именует природными резервуарами. Под природными резервуарами понимается не часть толщи пород, содержащая нефть и газ, а весь резервуар, выдержанный на достаточно большом расстоянии и состоящий из нефте -газопроводящей и нефте- газоупорной части. В природном резервуаре может происходить циркуляция флюида, а в местах, осложненных ловушками, - формирование залежей нефти и газа. Важнейшее свойство природного резервуара – особенности размещения флюидов и их внутрирезервуарной миграции, определяется набором пород (коллекторов, полупокрышек, флюидоупоров) и их пространственными взаимоотношениями Природные резервуары подразделяются на три типа: пластовые, массивные и литологические. Наиболее распространены пластовые резервуары, представленные коллекторами, ограниченными в кровле и подошве плохо проницаемыми породами (рис. Габриэлянц, стр.21). Обычно пластовые резервуары хорошо выдержаны на значительной площади. Возможны случаи, когда пласты регионально прослеживаются на больших территориях, выклиниваются к сводам отдельных антиклинальных складок. Нередко пластовые резервуары представлены невыдержанными коллекторами, сообщающимися между собой. Массивные природные резервуары представлены мощной толщей пористых, кавернозных, однородных трещиноватых пород, образующих единую гидродинамическую систему. Над толщей пород-коллекторов залегает мощная толща непроницаемых пород-покрышек. Однородные массивные резервуары обычно сложены известково-доломитовыми толщами (Рис ), неравномерно насыщенными газом, нефтью и водой. Геологический возраст подобных резервуаров может быть различен. В теле таких массивов наблюдаются отдельные участки высокой проницаемости и плохо проводящие зоны. Неоднородные массивные резервуары часто охватывают значительный стратиграфический интервал. В их строении могут принимать участие самые различные породы пески, песчаники, известняки. Благодаря трещинам, разломам или невыдержанности экранирующих свойств глин пласты коллекторы образуют единую гидродинамическую систему. Литологически ограниченные резервуары представляют природные резервуары всех типов, в которых насыщенные их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами. Подобные резервуары образуются благодаря изменениям литологического состава пород и наличию проницаемых зон среди непроницаемых. 8. Миграция нефти и газа. Нефть и горючие газы отличаются от других полезных ископаемых высокой подвижностью, текучестью. Различные виды перемещения и передвижения нефти и газа в толще горных пород называются миграцией. Миграция нефти и газа – основное условие формирования их скоплений. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород (покрышек). Знание условий миграции углеводородов имеет важное теоретическое и практическое значение, так как оно позволяет прогнозировать зоны концентрации значительных скоплений нефти и газа, объяснять какими путями эти флюиды заполняют ловушки, почему одни ловушки содержат нефть и газ, а другие только газ, а третьи – пустые. Образовавшиеся из рассеянного органического вещества микронефть выжимается вместе с водой, по мере уплотнения нефтематеринских пород, в залегающие сверху толщи коллекторов. Это перемещение углеводородов называется первичной миграцией углеводородов. Первичная миграция осуществляется из нефтематеринских (нефтегазопроводящих) толщ в различные пористые и проницаемые породы-коллекторы. В природных резервуарах начинается вторичная миграция углеводородов. Вторичная миграция – это передвижение нефти и газа в пределах пласта –коллектора (латеральная пластовая миграция ) и из одного пласта в другой через толщу пород (вертикальная межпластовая миграция). Здесь они циркулируют по порам, трещинам и другим пустотам пород коллекторов. Вторичная миграция может завершиться образованием скоплений нефти и газа. Природные резервуары обычно заполнены водой. Углеводороды могут быть растворены в воде или находится в свободном виде (капельки и пленки нефти, пузырьки газа). Совместная миграция флюидов (вода, нефть, газ) различается по масштабам, направлению и путям их движения. По масштабу движения различают миграцию региональную (в пределах больших территорий) и локальную (в пределах ограниченных участков земной коры). Флюиды могут перемещаться в двух направлениях внутри пласта коллектора: 1 – по простиранию (наклону) пласта и 1 – вертикально, от подошвы к кровле. В первом случае миграция называется латеральной («латералис» - боковой) внутрирезервуарной, а во втором вертикальной. Если флюиды перемещаются в основном по трещинам и разломам из нижележащих пластов в вышележащие миграция называется межрезервуарной. В зависимости от путей движения флюидов различают миграцию поровую, капиллярную, а также по разломам и трещинам. При наличии хорошей непроницаемой покрышки и нижнего водоупорного экрана в ограниченном ими пласте-коллекторе создается водонапорный режим. Основной причиной, вызывающей миграцию нефти в коллекторах, является свободная циркуляция воды под влиянием гидростатического напора. Движущаяся вода увлекает жидкие и газообразные углеводороды – мельчайшие капли нефти и пузырьки газа. Попав в ловушку нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются. Нефть и газ легче воды, поэтому капельки нефти и пузырьки газа будут стремиться всплыть в верхнюю часть пласта-коллектора. Капли нефти и пузырьки газа сливаются в коллекторе и могут мигрировать в виде значительных масс, заполняя межзерновое пространство. Благодаря этому вся система может всплывать по наклонному пористому пласту. Часть нефти и газа могут быть растворены в воде под давлением и увлечены движущейся водой. Миграция флюидов в природном резервуаре в значительных масштабах становится возможной при наличии наклонов и соответственно перепадов давлений. Наклон 1-2 м на 1 км создает достаточные условия для продвижения нефти и газа. Передвижение нефти и газа происходит в пределах локальных ловушек из одних структур в другие, а также на значительные расстояния из зон нефтеобразования в зоны нефтенакопления. По формам проявления и физико-химическому состоянию углеводородов выделяются следующие основные виды миграции: -фильтрация газа и нефти по порам и трещинам горных пород; -прорывы газа и нефти через пласты пород и через воду; -перемещение газа и нефти в растворенном состоянии и в свободном виде вместе с водой; перемещение воды с содержащимся в ней газом и нефтью при уплотнении отложений; -всплывание газа и нефти в воде, заключенной в пористых породах; -диффузия газов и нефти. По данным В.П.Савченко газ за тысячу лет проходит около 50 км. 9. Ловушки нефти и газа Напомним некоторые важные термины нефтяной геологии, чтобы ясно представлять их различие: Коллектор - горная порода, обладающая способностью вмещать нефть и газ и отдавать эти полезные ископаемые при разработке. Различаются по типу породы, величины общей и эффективной пористости, проницаемости. Природный резервуар – природная емкость для нефти, газа и воды, существование которой обусловлено соотношением коллектора с плохо проницаемыми породами. Характеризуется соотношением коллектора с непроницаемыми породами, гидродинамическими показателями, форме и условием залегания. Ловушка – часть природного резервуара, в которой может устанавливаться равновесие между газом, нефтью и водой. Характеризуется типом резервуара и коллектора, условиями образования, форме, емкости. Параметры резервуара и ловушки могут совпадать, когда весь резервуар представлен одной ловушкой. При движении подземных вод в проницаемой среде, содержащиеся в них углеводороды, могут при определенных условиях образовать скопления нефти и газа. Для этого необходимо чтобы на их пути возникла преграда. Встретив такую преграду, углеводороды попадают в естественную ловушку и постепенно скапливаются перед ней. Ловушкой называют часть природного резервуара, в которой нефть и газ могут скапливаться в проницаемых породах и не могут вырваться из них. Различают ловушки структурные и неструктурные – стратиграфические, литологические и другие. Структурные ловушки образуются в результате, либо местного изгиба пластового природного резервуара, либо разрыва сплошности и вертикального смещения слагающих его проницаемых и непроницаемых пластов. В первом случае могут образоваться антиклинальные ловушки, во втором – тектонически ограниченные ловушки. Простейшие типы залежей нефти и газа приведены на рис …(Рис). И.О.Брод классифицирует залежи нефти и газа по типу природных резервуаров, выделяя пластовые, массивные и литологически ограниченные. Под залежью нефти и газа понимается локальное, достаточное для промышленного освоения, скопление этих полезных ископаемых в проницаемых коллекторах ловушек различного типа. Размер залежи и ее объемная форма во многом определяются ловушкой и типом нефтегазосодержащего природного резервуара. Газ, нефть и вода располагаются в ловушке как бы слоями. Наиболее легкий газ занимает кровельную часть резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже – водой. Если газ занимает незначительную часть объема ловушки, то залежь называется нефтяной с газовой шапкой. Если нефтяная часть залежи значительно меньше газовой, залежь называется газовой с нефтяной оторочкой. Часто встречаются в недрах чисто газовые залежи, или часто нефтяные, когда газ или нефть непосредственно контактируют с водой. Поверхности контактов газа и нефти, газа и воды, нефти и воды называются соответственно газонефтяными, газоводными, водонефтяными контактами. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности или газоносности. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного пласта называется толщиной. Высота залежи определяется от отметки наиболее приподнятой ее части до поверхности контакта с водой. Основными показателями промышленной ценности залежи являются запасы, заключенные в ней, и экономически обоснованные минимально рентабельные дебиты нефти и газа, обеспечивающие экономическую рентабельность промышленного освоения залежи. По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы: 1 – простого строения, продуктивные горизонты имеют относительно выдержанный литологический состав и выдержанные коллекторские свойства по всему объему залежи; 2 – сложного строения -разбитые тектоническими нарушениями на ряб изолированных блоков и зон, или залежи имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов. Пространственно ограниченный участок недр, содержащий залежь или несколько залежей нефти и газа, расположенных в разрезе одна над другой в пределах одной площади называются месторождением. В зависимости от количества запасов углеводородов месторождения подразделяются на : мелкие (менее 10 млн т. нефти или 10 млрд. м3 газа); средние (10-30 млн. т нефти и ли 10-30 млрд. м3 газа); крупные 30-300 млн. т нефти или 30-500 млрд. м3 газа) и уникальные (более 300 млн т нефти или более 500млрд. м3 газа). 10. Типы залежей нефти и газа. В соответствии с общей классификацией локальных скоплений УВ производится деление залежей нефти и газа на группы и подгруппы (табл. 3)
Более 100 тысяч залежей нефти и газа обнаружено в земной коре. Обычно выделяется три основные группы залежей нефти и газа: 1 – пластовые с двумя подгруппами – пластовые сводовые и пластовые экранированные, 2 – массивные, 3- литологически ограниченные. Пластовая залежь нефти и газа может накопиться при условии изгиба пластового резервуара в антиклинальную структуру. В этом случае образуется пластовая сводовая залежь (Рис. ). Если же на пути миграции нефти и газа по пластовому резервуару встречается тектонический или стратиграфический экран, или пласт замещается непроницаемыми породами, то соответственно происходит образование залежей тектонически экранированной (Рис….) и литологически экранированной (Рис…. ). (Габр. стр. 49). Образование массивной залежи связано с терригенными или карбонатными массивными резервуарами, когда при большом этаже нефтегазоносности залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело массива. Массивные залежи формируются в антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа, а также в рифах. Литологически ограниченные залежи связаны с резервуарами, представленными песчаными накоплениями различной формы в слабопроницаемых толщах, - русловые, баровые, дельтовые, в кавернозных зонах – карстовые и на участках проницаемых пород среди плотных. Залежь нефти и газа иногда может охватывать несколько пластов (рис…32), если между ними существует гидростатическая связь (многопластовая залежь). В этом случае, водонефтяной раздел, пластовое давление и свойство нефти во всех слоях будут примерно одинаковыми. Возможны случаи, когда нефть или газ заполняют несколько расположенных рядом антиклинальных ловушек (многокупольная залежь). Многокупольная и многопластовая залежи относятся к категории сложных. По фазовому состоянию углеводородов залежи делятся на однофазовые – нефтяные, газовые, газоконденсатные – и двухфазовые – газонефтяные, нефтегазовые, в зависимости от преобладания жидкой фазы над газовой и наоборот. По значениям рабочих дебитов выделяются четыре класса залежей (табл. 2). Таблица 2. Классификация залежей по значениям рабочих дебитов.
Приуроченность суммарных запасов нефти и газа к залежам различного типа выглядит следующим образом: 57% приурочено к массивным залежам; 33% - к пластово-сводовым; к литологическим залежам приурочено примерно 7% и, незначительная часть запасов связана с другими сложно построенными залежами. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||