Классификация зон нефтегазонакопления, залежей и месторождений нефти и газа

Генетической основой типизации залежей и месторождений нефти и газа является форма и генезис ловушек, устанавливаемых на основе комплексного использования морфологической, структурно-тектонической и литофациальной характеристик нефтегазонакопления в ловушках, обеспечивающих надежную консервацию залежей. Иными словами ? морфогенетическими параметрами типизации природных резервуаров для нефти и газа. Под ловушкой для углеводородов понимается природное геологическое тело, обычно часть природного резервуара, характеризующееся высокими фильтрационно-емкостными свойствами и ограниченное со всех сторон непроницаемыми породами флюидоупорами, благоприятное для образования и сохранности залежи (месторождения).

Залежью углеводородов называется естественное единичное скопление нефти и газа в ловушке структурного, литологического, стратиграфического, рифового или комбинированного типа, надежно экранированной глинистыми или соленосными флюидоупорами, обеспечивающими консервацию и длительную сохранность УВ (вплоть до современного этапа). Месторождение ? это группа залежей одного или нескольких типов в едином природном резервуаре с близкими геологическими условиями залегания пород, сохранность которых также обеспечивается до современного этапа.

Зоной нефтегазонакопления называется совокупность залежей и месторождений нефти и газа, объединенных общим характером структурно-тектонических условий (антиклинальная линия, моноклиналь) или природных резервуаров в единой тектонической, литолого-стратиграфической или рифогенной зоне. В соответствии с этим выделяются зоны нефтегазонакопления антиклинального, литологического, стратиграфического, рифогенного и комбинированного типов.

В основу современных классификаций зон нефтегазонакопления с учетом работ И.М. Губкина, И.О. Брода, А.А. Бакирова, И.В. Высоцкого, Н.Б. Вассоевича, Н.А. Еременко и других положены определяющие структурно-тектонические, генетические, седиментационные и литолого-фациальные условия, которые рассматриваются в совокупности, и по доминирующему фактору тип зоны. Геолого-генетической является типизация зон нефтегазонакопления, разработанная А.А. Бакировым, которая приводится ниже с дополнениями авторов (табл. 5).

При изучении природных резервуаров, ловушек, залежей и месторождений углеводородов в качестве исходных используются те же морфогенетические классификационные показатели, что и для зон нефтегазонакопления; они имеют универсальный характер и применяются для залежей и месторождений как по последовательности использования морфогенетических и других факторов (структурно-тектонических, седиментационных, литолого-фациальных, денудационных), так и комплекса в целом.

Авторы настоящего учебника ставили главной задачей настоящего раздела, используя богатый опыт монографического описания существующих классификаций (И.О. Брод, 1951; И.О Брод и Н.А. Еременко, 1957; Н.А. Еременко, 1967 и др.), дать обобщенный вариант практической классификации нефтегазовых скоплений разного ранга. Он должен быть достаточно прост, доступен для самостоятельного решения студентами практических задач прогнозирования нефтегазоносности, поисков и разведки залежей и месторождений. Предложенная типизация наиболее полно отвечает принятому условию и дает четкое представление о прогнозируемом поисковом объекте.

В качестве исходного материала рекомендуется использовать опубликованное в 1997 году межвузовское учебное пособие-практикум по теоретическим основам и методам поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений (А.И. Дьяконов, Л.В. Пармузина, А.Н. Смирнов, 1997, 103 с.).

При изучении природных резервуаров, ловушек, залежей и месторождений нефти и газа необходимо в единстве рассматривать важнейшие морфогенетические условия, определяющие образование характерных типов залежей и месторождений: структурно-тектонических, седиментационных, литолого-фациальных и денудационно-эрозионных, с выявлением доминирующих. При этом, учитывая условия седиментации, в практической классификации придается, по И.О Броду (1951), ведущая роль трем типам природных резервуаров и ловушек ? пластовым, массивным и линзовидным, лежащим в основе всего многообразия классификационных категорий залежей и месторождений, представленного четырьмя классами:

• I. Класс структурных (антиклинальных, брахиантиклинальных, куполовидных, диапировых, криптодиапировых) ловушек и сводовых, пластовых или массивных залежей или месторождений.
• II. Класс рифогенных (биогермных, рифовых, биостромных и других) ловушек и сводовых рифовых массивных залежей и месторождений.
• III. Класс литологических (неантиклинальных) заливообразных или шнурковых или баровых ловушек и литологически ограниченных пластовых или массивных залежей и месторождений.
• IV. Класс стратиграфических (неантиклинальных) заливообразных или эрозионных ловушек и стратиграфически ограниченных пластовых или массивных залежей и месторождений.

Наряду со структурно-тектоническими, седиментационными и денудационно-эрозионными факторами в образовании различных модификаций эрозионно-тектонических и эрозионно-останцовых ловушек и комбинированных массивных залежей, в т.ч. в рифогенных останцах древнего рельефа, активную роль играют палеогеографические. Особую группу залежей и месторождений углеводородов составляют также комбинированные литолого-стратиграфические скопления, характерным примером которых является, в частности, уникальное нефтяное месторождение Ист-Тексас (рис. 44), открытое в 1912 году, с извлекаемыми запасами нефти более 1,4 млрд. т. Высокопродуктивные кварцево-глауконитовые песчаники верхнемеловой свиты вудбайн, частично выклиниваясь вверх по восстанию слоев, перекрываются со стратиграфическим несогласием эоценовыми глинами свиты остин, играющими роль флюидоупора, с образованием крупного заливообразного природного резервуара.

Четыре основных класса залежей и месторождений представлены на рис. 45. Краткая характеристика выделенных классов ловушек, залежей и месторождений, наиболее часто встречающихся при поисках нефти и газа, производится, как указывалось выше, с учетом последних данных (А.И. Дьяконов, 1990; А.И. Дьяконов, Л.В. Пармузина, А.Н. Смирнов, 1997), а также классификаций И.О. Брода (1951) и других.

К первому классу относятся ловушки и природные резервуары структурного (антиклинального) типа, которым соответствуют залежи и месторождения сводового пластового или массивного типов, представленные на рисунках 45 (I, II). На рис. 45, I приведены структурная ловушка пластового типа в песчаном горизонте и соответствующая ей залежь нефти сводового пластового типа с газовой шапкой с условными ГНК на отметке минус 2050 м и ВНК – минус 2100 м. Как видно из структурной карты и профиля, на крыле поднятия газопродуктивен пласт песчаника, выклинивающийся вверх по восстанию; здесь выделяется структурно-литологическая ловушка с приуроченной к ней пластовой газовой залежью пластового структурно-литологического типа с условным ГВК на отметке минус 2200 м. Обе залежи надежно экранированы глинистыми флюидоупорами.

На рисунке 45, II приведена структурная ловушка массивного типа в рифогенном природном резервуаре, сложенном органогенными известняками. К ней приурочена нефтегазовая залежь с условными ГНК и ВНК на отметках соответственно минус 1000 м и минус 1100 м, которая оценивается как сводовая в рифогенных карбонатах. В залегающем ниже поверхности несогласия на крыле поднятия биогермном массиве, представленном водорослевыми известняками, выклинивающимися на крыле поднятия, фиксируется четко выраженная структурно-стратиграфическая ловушка и в ней газовая залежь структурно-стратиграфического типа с отметкой ГВК минус 1300 м. Обе залежи надежно экранированы соленосными отложениями.

К рассматриваемому классу залежей и месторождений нефти и газа относятся углеводородные скопления в различных по типу антиклинальных ловушках, осложненных тектоническими нарушениями соответствующего морфогенетического типа. Существующие типы разрывов и их роль в образовании широко распространенной группы структурных тектонически экранированных ловушек, залежей и месторождений приведены в практикуме по геотектонике (А.И. Дьяконов, 1990). При этом необходимо учитывать четыре наиболее часто встречающихся морфогенетических подтипа структурных ловушек и соответствующих им залежей и месторождений (рис. 46). На рисунке 46, а тектоническое нарушение не сопровождается смещением смежных блоков. Одинаковые изолинии структурной карты вдоль нарушения минус 200 и минус 240 м не прерываются, являясь общими для смежных блоков.

На рисунке 46, б структура осложнена сбросом, соответствующие изогипсы смежных блоков прерываются при вертикальной амплитуде сброса по величине, кратной сечению изолиний структурной карты, последние соответственно изменяют только порядок и оцифровку. Так, при амплитуде сброса 30 м изолиния минус 200 м лежачего блока изменяет свою отметку на величину этой амплитуды (изогипса минус 230 м). При реконструкции модели ненарушенного пласта в проекции на горизонтальную плоскость изолиния минус 200 м висячего блока совпадает с изолинией минус 230 м смежного лежачего блока.

Если разрыв представляет взбросо-надвиг (рис. 46, в), то в плане структурные поверхности пласта, образующего привзбросовую ловушку в автохтоне, перекрываются.

На рисунках 45, III и 45, IV показаны залежи нефти в указанных структурных тектонически экранированных ловушках, осложненных соответственно первая сбросом амплитудой 100 м, вторая – взбросом той же амплитуды. Нефтяные и газовые залежи в первой – пластовые сводовые, экранированные сбросом, во второй ? пластовые сводовые, экранированные взбросом. Нефтяные и газовые залежи в песчаных горизонтах как поднятого, так и опущенного структурных блоков надежно запечатаны глинистыми флюидоупорами. На рисунке 46, г на структурной поверхности пласта, осложненной крутым взбросом, поверхность нарушения вертикальна или близка к вертикальной, а в проекции на горизонтальную плоскость они образуют в этом случае как бы единую поверхность.

На рисунке 45, V приведен типовой пример структурной ловушки, осложненной соляным, глинистым или вулканогенным диапировым ядром с формированием в ней при заполнении углеводородами горизонтов на крыльях структуры пластовой сводовой приконтактной или висячей залежи нефти или газа. То же может иметь место и в условиях обычной структурной ловушки пластового или массивного типа с образованием наклонного ВНК или ГВК. Большую группу ловушек, обусловленных своим образованием совместному действию структурного, палеоструктурного, седиментационного и гидродинамического факторов, составляют литологические.

На рис. 45, VI, как отмечено выше, показаны литологические заливообразные («зональные» по Г.А. Хельквисту) ловушки на моноклиналях, связанные с литологическим выклиниванием одного или нескольких пластов-коллекторов или фациальным замещением их глинами (рис. 45, VI, а, VI, б), надежно экранированных глинистыми или соленосными флюидоупорами. Залежи нефти и газа в подобных ловушках называются литологическими пластовыми или массивными (с группой гидродинамически сообщающихся песчаных пластов). Разновидностью литологических ловушек являются обособленные песчаные линзы на моноклиналях (рис. 45, VIII). Залежи нефти и газа в них образуют соответственно скопления литологического пластового или литологического массивного типов (при отсутствии флюидоупоров между пластами).

На рис. 45, VII дан пример литологической «козырьковой» ловушки, приуроченной к горизонту песчаников, либо выклинивающемуся вверх по восстанию слоев на склоне структурного выступа, либо запечатанному в верхней («торцевой») части асфальтовым флюидоупором, как показано на рисунке. Залежь нефти в такой ловушке рассматривается как литологическая или структурно-литологическая.

Наиболее характерные ловушки стратиграфического типа приведены на рисунках 45 (IХ, Х). На первом дана стратиграфическая ловушка, сформировавшаяся в алеврито-песчаных коллекторах, заполняющих эрозионный врез или русло реки и трансгрессивно перекрытых мощным глинистым или соленосным экраном. Залежи нефти и газа в таких ловушках называются стратиграфическими «рукавообразными» или «шнурковыми». На втором изображена заливообразная стратиграфическая ловушка, расположенная на моноклинали и несогласно перекрытая глинистой или соленосной покрышкой, надежно изолирующей прогнозируемую залежь. Углеводородные скопления в ловушках подобного типа в одном пласте классифицируются как пластовые стратиграфические заливообразные, а в группе пластов с тонкими разделяющими слоями – как массивные стратиграфические заливообразные.

Кроме указанных основных типов ловушек и залежей, для классификации месторождений в градациях, указанных для залежей, в практике поисков могут применяться различные сочетания приведенных типов. При этом необходимо сохранять в качестве определяющих рекомендованные категории залежей.