ПРИРОДНЫЕ ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА. Тип ловушек нефти


ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА

Стр 1 из 3Следующая ⇒

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

В земной коре вместилищем для нефти, газа и воды служат породы-коллекторы, заключенные в плохо проницаемые породы. И.О.Брод предложил называть их природными резервуарами, понимая под ними естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых они могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

 

ТИПЫ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

 

Природные резервуары - естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Рис. 4.4. Природные резервуары: а – пластовый, б – массивный однородный, в – массивный неоднородный, г – литологически ограниченный, д – литологически ограниченный в погребенной речной долине, е – пластово-массивный. Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв (по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову и др., 2004 г).

Выделяют следующие типы природных резервуаров: 1. пластовые: - а) пластовые; 2. массивные: б) массивные однородные, в) массивные неоднородны; литологически ограниченные; 3 - литологически ограниченные со всех сторон: г) – прибрежных баров, д) речных долин; 4.Пластово-масивные: е) пластово-массивные (рис.4.4.).

Пластовый резервуар представляет собой коллектор, имеющий значительное распространение по площади (сотни и тысячи квадратных километров) и небольшую мощность (от долей метров до десятков метров). Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными образованиями. Очень часто в толще основного горизонта пород они включают линзовидные прослойки непроницаемых пород (рис.4.5.).

 

 

 

Рис. 4.5. Пластовый резервуар с включением линзовидных тел глинистых пород.

1 – глины; 2 – песчаники. (по Э.А. Бакирову, В.И..Ермолкину, В.И. Ларину и др., 1980 г.).

Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сотен метров) толщу пластов-коллекторов различного или одинакового литологического состава. Они бывают сложены терригенными и карбонатными породами. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются между собой, представляя единый природный резервуар. Частным случаем массивного природного резервуара являются ископаемые рифы, представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки (рис. 4.6.).

Неоднородные массивные резервуары, это такие резервуары, которые захватывают определенный стратиграфический интервал. В их строении могут принимать участие породы различного литологического состава: пески, песчаники, доломиты, известняки.

Достаточно часто неоднородные массивные резервуары представлены чередованием песчаных пластов с маломощными прослоями глинистых и алеврито-глинистых пород. В таких массивах могут чередоваться зоны в повышенными и с пониженными значениями ФЕС (фильтрационно-емкостых свойств). Благодаря наличию трещин, разломов, проницаемых окнах в глинах, в таких резервуарах пласты-коллекторы образуют единую гидродинамическую систему. На геологическом разрезе подобная картина выглядит как несколько пластов, заполненных нефтью или газом, которые имеют общий водо-нефтяной контакт (ВНК).

Рис. 4.6. Природные резервуары(по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову и др., 2004 г): б – массивный однородный, в – массивный неоднородный, Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Неоднородные массивные резервуары, это такие резервуары, которые захватывают определенный стратиграфический интервал. В их строении могут принимать участие породы различного литологического состава: пески, песчаники, доломиты, известняки.

Достаточно часто неоднородные массивные резервуары представлены чередованием песчаных пластов с маломощными прослоями глинистых и алеврито-глинистых пород. В таких массивах могут чередоваться зоны в повышенными и с пониженными значениями ФЕС (фильтрационно-емкостых свойств). Благодаря наличию трещин, разломов, проницаемых окнах в глинах, в таких резервуарах пласты-коллекторы образуют единую гидродинамическую систему. На геологическом разрезе подобная картина выглядит как несколько пластов, заполненных нефтью или газом, которые имеют общий водонефтяной контакт (ВНК).

Литологически ограниченныеприродные резервуары, практически окружены со всех сторон непроницаемыми породами. Примером такого природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород (рис.4.7.).

Литологически ограниченные резервуары, по определению Н. А. Еременко, представляют собой «... природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами». Они образуются благодаря особенностям проявления литологического состава пород и наличию проницаемых зон или «окон проницаемости» среди непроницаемых пород.

Рис. 4.7. Природные резервуары(по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову и др., 2004 г):

г – литологически ограниченный, д – литологически ограниченный в погребенной речной долине, Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Пластово-массивные резервуары представляют собой серию сближенных пластов, соединенных слабо проницаемыми слоями, в результате чего формируется резервуар с единым водонефтяным контактом (рис. 4.8.).

Рис. 4.8. Природные резервуары(по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлюку, Б.А. Соколову и др., 2004 г):

е – пластово-массивный, Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв.

Природные резервуары, как правило, в большей своей части заполнены водой. Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии в природном резервуаре, заполненном водой, стремятся занять самое высокое положение в нем. Они перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие гравитационного эффекта), до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора (подошвы пласта-флюидоупора). Дальнейшее их продвижение по пласту – коллектору происходит только тогда, когда кровля пласта наклонена к горизонту. И в этом случае нефть и газ перемещаются преимущественно вверх, по наклонному пласту – коллектору вблизи его кровли. Если они встретят на своем пути препятствие (литологический экран, изменение наклона пласта на обратное), то здесь (перед этим барьером) образуется скопление нефти и газа, так как нефть и газ будут экранированы этим препятствием.

 

 

КРАТКИЕ ВЫВОДЫ

Если применить подход автора пособия к излагаемому материалу, то и в данном разделе можно усмотреть возможность добавить к предложенной классификации тип природного резервуара связанный с гидротермальной проработкой карбонатных и кремнисто-карбонатных пород, проявившиеся в посткатагенетическую стадию изменения пород. Невозможно сказать о распространении подобного типа резервуаров, но он имеет место быть в палеозойских отложениях Томской области.

Если применить изложенное выше к описанным нами ранее породам-коллекторам Западно-Сибирского региона, в частности Томской области, то юрские и меловые отложения относятся к пластовым резервуарам, а вот относительно пород-коллекторов, развитых по отложениям палеозоя, можно сказать следующее.

В палеозойских отложениях до настоящего времени установлено два основных типа резервуаров. Это массивные литологически неоднородные, приуроченные к корам выветривания, развитых по поверхности палеозойских отложений, выведенных на доюрскую поверхность в период континентального стояния региона (Пермь-триас). Такие типы резервуаров, связанные с корами выветривания имеют площадное распространение и их мощность и сплошность зависят только от состава пород палеозойского возраста подвергающихся разрушению процессами выветривания. А так как коллекторы развиты преимущественно в органогенных карбонатных или кремнисто-карбонатных породах, смятых в складки, разбитые разломами на блоки, испытавшие различное смещение, то и резервуар будет массивный литологически однородный и массивный литологически неоднородный, в зависимости от того, однородный или неоднородный состав будет у палеозойских пород, выведенных на доюрскую поверхность.

Здесь можно добавить массивный тектонический тип резервуара.

Массивные гидротермальные тектонически органиченные резервуары будут иметь массивное распространение, в пределах отдельного блока, но будет ограничен разломами близкого простирания, ограничивающими зону воздействия гидротермальных процессов на измененные карбонатные породы. Подобный тип резервуара мы можем видеть на рис.4.9. (Урманская площадь, блок со скважиной 11). Особенность развития таких резервуаров по палеозойским отложениям Томской области - они накладываются на пустотное пространство, заложенное в стадию гиперенеза, когда палеозойские отложения в пермский и триасовый период были выведены на доюрскую поверхность и подвергались воздействию процессов поверхностного выщелачивания. Здесь воздействие гидротермальных растворов только улучшило коллекторские свойства пород.

В палезойских породах широко развит трещинный тип коллектора, который проявляется по всем карбонатным и кремнисто-карбонатным породам палеозойского возраста. Этот тип резевруаров мог бы быть отнесен к резервуарам, литологически ограниченным со всех сторон, если бы ограничения носили литологический характер, связанный со стадией накопления осадков или седиментогенезом. Здесь же мы имеем дело с ограничением, вызванным проявлением гидротермальных процессов, таких как выщелачивание и доломитизация, проявившихся в стадию посткатагенетического преобразования пород. Такие резервуары можно наименовать «гидротермальные тектонически ограниченные».

Рис. 4.9. Типы резервуаров, развитых в палеозойских породах Томской области. Урманская площадь – массивный однородный тип резервуара, Арчинская плоащдь – гидротермальный тектонический тип резервуара (по А.Э. Конторовичу, И.А. Иванову, А.Е. Ковешникову и др, 1991). Полые кружки – газ, черные – нефть.

Метасоматические зон трещиноватостирезервуары имеют развитие в породах, подвергшихся выщелачиванию и другим гидротермальным процессам, которые сопровождаются выносом первичного материала породы и образованием вторичного пустотного пространства. Это может быть доломитизация или окремнение известняков, а в основном, это будет выщелачивание. Резервуары подобного типа будут иметь распространение, связанное с проявлением разломов и оперяющих их трещин. Пространственные очертания таких резервуаров будут всегда линейно-вытянутые. Особенностью данных резервуаров будет их непостоянство проницаемости по простиранию и изменчивость направления проявления.

Плюсом таких резервуаров является их возможное развитие в породах любого состава и генезиса. Это могут быть как осадочные породы, так и магматические и метаморфические породы.

Рассуждая логически можно предположить развитие и чисто трещинных резервуаров.

Трещинные резервуары проявляются в плотных породах, испытавших тектоническое дробление со смещением блоков один относительно другого с образованием зазора между блоками, позволяющего проявиться свободной циркуляции флюидов, таких как вода, нефть и газ. Особенностью таких резервуаров будет их малая протяженность и малая пропускная способность для флюида. Но могут быть и серии сближенных трещин одной направленности, которые в совокупности могут составить достаточно проницаемый резервуар значительной протяженности. Трещинный резервуар установлен по всей скважине Арчинской 40, где проницаемые участки разделены непроницаемыми (рис.4.10.).

Рис. 4.10. Палеозойские отложения скважины Арчинская 40, с вынесенными участками проявления трещинного и гидротермального тектонического резервуара по материалам автора пособия.

Если рассмотреть поинтервально данные ФЕС (пористость и проницаемость), то в скважине устанавливается развитие трещинноватых зон, где проявлен коллектор трещинного типа (см. подраздел «Краткие выводы» в главе «Породы-коллекторы), стр. 95 данного пособия». (Т) – проницаемость по трещинам, (М, Т) – проницаемость по трещинам и по матрице породы. Из этих трещинных коллекторов при испытании получены притоки конденсата, газа и нефти (табл. 12).

Табл. 12. Данные ФЕС по скважине Арчинской 40.

Интервал, м Кп, % Кпр*10-3 мкм2 Тип коллектора
3031,5-3039,5 0,4 32,7 -
3039,5-3042,7 0,3 - -
3042,7-3045,7 2,4 11,5 VIB(T)
3048,0-3050,0 0.9 24.8 -
3053,1-3056,5 0.9 17.8 VIB(T)
3059,3-3061,6 1.1 0.35 -
3065,6-3069,6 0.4 10.6 -
3069,6-3073,6 1.7 22.5 VIB(T)
3073,6-3077,6 0.4 20.1 -
3077,6-3081,6 1.4 14.7 VIB(T)
3081,6-3085,9 1.9 6.9 VIB(M,T)
3085,9-3090,0 0.4 13.2 -
3104,4-3107,0 0.2 16.0 -

Как частный случай трещинного резервуара можно предположить наличие в природе резервуара карстово-трещинного типа.

Карстово-трещинные резервуары являются разновидностью трещинных. Этот тип резервуара также связан с проявлением трещинной тектоники и выщелачиванием карбонатного материала пород агрессивными растворами. Отличие – наличие на пути миграции растворов участков. В которых формируются карстовые полости и даже карстовые пещеры. Открытые бурением, в частности, на территории Западной Сибири, до сегодняшнего дня подобные образования оказались выполненными глинистым материалом, что не мешает нам ожидать нахождения пещер и карстовых полостей при дальнейшем изучении доюрских образований как Западной Сибири, так, возможно, и Восточной Сибири.

 

ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА

 

Ловушкой называется часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их скопление (табл. 13).

Ловушки возникают преимущественно в пластовых резервуарах, испытавших структурные преобразования типа наклона или смятия. При наклоне формируются моноклинали, а при смятии – антиклинали и синклинали. Залежи нефти и газа формируются в первую очередь в антиклинальных ловушках и моноклиналях (рис.4.11.).

Рис. 4.11. Структуры, благоприятные для скопления нефти и газа:а - антиклинальная складка; б - моноклиналь;.1 - пески, 2- известняки, 3- глины, 4- нефть, 5- газ, 6- вода, I, II, III- скважины (по Н.В. Короновской и А.Ф. Якушеву, интернет).

В практике разведочных работ на нефть и газ структурный тип называют антиклинальными ловушками, а ловушки всех остальных типов относят к категории неантиклинальных.

Ловушка в объеме представляет собой трехмерную систему, в которой благодаря ее форме и свойствам слагающих ее пород могут накапливаться и сохраняться углеводороды.

Наиболее распространенный способ образования ловушки, это смятие в виде антиклинальной складки пары коллектор-флюидоупор. Если в породу-коллектор данной породной ассоциации поступят нефть, вода или газ, то газ займет верхнюю часть, нефть – пространство ниже, а вода – все остальное пространство.

Формирование ловушки возможно и в том случае, когда проницаемый пласт, окруженный непроницаемыми породами, вверх по восстанию выклинивается, или же на пути возможной миграции нефти или газа возникнут непроницаемые экраны (литологические ловушки).

Ловушки сложены либо близковозрастными породами, с согласным перекрытием, либо с перерывом в осадконакоплении, с образованием новой покрышки, перекрывающей нарушение сплошности покрышки, существовавшей ранее. Во всех этих случаях резервуар пластовый и формирование антиклинальной складки происходит ввиду проявления тектонических процессов.

Табл.13. Типы ловушек и их графическое изображение (по Л.П. Мстиславской, 1996).

Особый случай – формирование рифогенного массива, сложенного карбонатными породами, и перекрытие их покрышкой. Резервуар массивный однородный. Для формирования ловушки проявления тектонических процессов, ведущих к складкообразованию не требуется.

В ловушках, образовавшихся в результате складчатости, известно наибольшее число залежей нефти и газа. Антиклинальные ловушки обычно охватывают всю толщу осадочных пород. Типы структур могут быть самыми различными — от пологих куполов до длинных антиклиналей с симметричными или асимметричными крыльями.

Размеры структурных ловушек также различны. Площадь отдельных структур достигает 5 тыс. км2, высота складок может колебаться от единиц до 1000 м и более. Некоторые складки могут меняться по форме или смещаться с глубиной, в связи с чем наблюдается несовпадение структурных планов на различных глубинах.

Тектонические нарушения — сбросы, взбросы, надвиги — часто осложняют складки, изменяют их структуру и влияют на условия скопления нефти и газа. Обусловливая смещение слоев, они иногда приводят к разрушению залежей или их тектоническому экранированию. На отдельных месторождениях в складчатых областях наблюдаются многочисленные тектонические нарушения, что приводит к образованию большого числа самостоятельных залежей в тектонически экраниро-ванных ловушках.

Неантиклинальные ловушки могут образоваться как при осадконакоплении, так и при последующих денудационных и эрозионных процессах. Породы-коллекторы в результате фациальных замещений нередко могут переходить в латеральном направлении в непроницаемые породы и создавать ловушки нефти и газа литологического типа. Для формирования ловушек подобного типа необходимо не только замещение песчаных отложений глинистыми, но и наличие наклона пластов, возникшего в результате тектонических движений и приведшего к образованию замка ловушки. В процессе осадконакопления возможно образование песчаных тел линзовидной формы, заключенных в слабопроницаемых породах. Залежи обычно приурочены к линзам с повышенной пористостью и проницаемостью.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.

По происхождению различают:

Структурная или антиклинальная ловушка (сводовая) – образованная в результате изгиба слоев; включает Тектонически экранированная ловушка – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой;

Литологически экранированная ловушка – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми;

Стратиграфическая ловушка – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;

Рифогенная ловушка -сформированная в результате отмирания организмов-рифостроителей, накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего перекрытия непроницаемыми породами.

 

КРАТКИЕ ВЫВОДЫ

Все описанные выше ловушки сформировались в процессе седиментогенеза. Вслед за нашими рассуждениями о наличие резервуаров, формирование которых связано с посткатагенетическим и тектоническим трещинным преобразованием отложений древнего возраста, логично предположить и развитие соответствующего типа ловушек нефти и газа.

Если развить наше предположение о наличие в доюрских образованиях Западной Сибири резервуаров, не классифицированных ранее, то в развитие этой темы можно порассуждать и о наличие аналогичного типа ловушек.

Вмассивных гидротермальных тектонически органиченных резервуарах могут сформироваться соответственно ловушки проявления выщелачивания по участкам между двумя сближенными разломами, назовём их гидротермальными тектонических зон ловушками.

Гидротермальные тектонических зон ловушки устанавливаются между сближенными разломами как зоны сплошного преобразования первичных карбонатных (и другого типа) пород, в которых, в результате этого преобразования сформировались породы-коллекторы, объединённые в единую систему трещинами. Такие ловушки формируются в участкам между двумя сближенными разломами. Они будут иметь узко линейное распространение в пределах отдельного тектонического блока, и будет ограничен разломами близкого простирания, ограничивающими зону воздействия гидротермальных процессов на сопредельные участки неизмененной породы, где коллектор не сформировался.

Подобную ловушку мы имеем на Урманской площади, блок со скважиной 11 (рис.4.12.). Здесь зона проявления вторичных преобразований наложена на кору выветривания площадного типа, проявившуюся в улучшении пустотного пространства пород, примыкающих к доюрской поверхности.

Рис. 4.12. Типы резервуаров, развитых в палеозойских породах Томской области. Урманская площадь – массивный однородный тип резервуара, Арчинская площадь – гидротермальный тектонический тип резервуара (по А.Э. Конторовичу, И.А. Иванову, А.Е. Ковешникову и др, 1991). Полые кружки – газ, черные – нефть.

Метасоматически-трешинныеловушки имеют развитие в породах, подвергшихся выщелачиванию и другим гидротермальным процессам, которые сопровождаются выносом первичного материала породы и образованием вторичного пустотного пространства. Это может быть доломитизация или окремнение известняков, а в основном, это будет выщелачивание. Развитие подобных ловушек сопряжено с проявлением разломов и оперяющих их трещин. Пространственные очертания таких ловушек будут всегда линейно-наклонное. Особенностью данных ловушек – изменчивость значений ФЕС вдоль тектонической зоны и гидродинамическая сообщаемость всех участков проявления вторичных процессов, приведших к формированию пород0коллекторов в данной ловушке.

Трещинныеловушки могут иметь проявление в породах, не претерпевших интенсивного преобразования вторичными процессами. Это просто трещины в плотных породах. Их особенность – возможная большая протяжённость при малой ёмкости коллектора, проявленного в ловушке с одной стороны, и возможная связь такой ловушки со следующим типом ловушек – карстово-трещинных. В этом случае, ёмкость суммарно двух типов ловушек может значительно возрасти.

Трещинная ловушка установлена, вероятно, в скважине герасимовская 5, где палеозойские породы представлены окварцованными известняками, преобразованными процессами выщелачивания. Здесь выделено две зоны проявления процессов выщелачивания, разделённых непроницаемыим участком. Верхний связан с проявлением площадной коры выветривания при континентальном стоянии региона (пермь-триас), а нижний – с проявлением трещинной ловушки. Из того и другого участков при раздельном испытании получены притоки нефти (рис.4.13.).

Рис. 4.13. Палеозойские отложения скважины Герасимовская 5, с вынесенными участками проявления трещинных и гидротермальных тектонических ловушек (по материалам автора пособия).

На всех участках, где проведены испытания – получены притоки нефти. Если посмотреть на таблицу коллекторских свойств, то видно, что участки развития пород-коллекторов разделены непроницаемыми участками, где породы-коллектора отсутствуют. Следовательно, мы имеем дело с пространственно сопряжёнными ловушками трещинного или метасоматически-трещинного типа (табл. 14).

Табл. 14. Данные ФЕС по скважине Герасимовской 5.

Интервал, м Кп, % Кпр*10-3 мкм2 Тип коллектора
2767-2774 14,5 0,58 -
2775,5-2782,5 17,8 0,8 -
2791,4-2794,4 10,9 1,18 -
2794,4-2799,4 10,6 0,1 -
2799,4-2804,7 20,4 4,6
2804,7-2810,3 5,5 VIB(M,T)
2810,3-2813,3 19,5 83,7
2813,3-2818,3 3,3 VIB(M,T)
2818,3-2820 19,3 6,3 VIB(M)
2820-2824 23,4 8,4 VIB(М)
2824-2828 10,1 - -
2828-2830 5,05 4,6 VIB(М, T)
2841-2845 4,1 0,1 -
2850-2854 3,7 0,1 -
2854-2858 3,2 2,1 VIB(М, T)
2961-2866 8,6 5,6 -
2866-2869 2,9 0,3 -
2869-2873 9,2 - -
2873-2875,5 5,6 VIB(T)

Карстово-трещиннаяловушка является разновидностью трещинной или метасоматически-трещинной ловушки (соответствующее сочетание проявления вторичных процессов и трещинной тектоники).

В случае формирования карстовых полостей заполненных нефтью или газом, в том числе и через сопряжённую ловушку трещинного типа, мы будем иметь следующую картину. Наличие возможных образований подобного типа может быть косвенно подтверждено катастрофическими выбросами из контакта палеозоя и юрских отложений при бурении скважин в 70-ые годы в Томской области. Такие катастрофические выбросы задавливались, фонтанирование нефти прекращалось. В последующем, при попытке повторить выброс, скважины больше не фонтанировали. Это может быть связано с тем, что после ликвидации прорыва путём заполнения трещирной ловушки, вскрытой бурением, сопряжённой с карстовой полостью в результате заполнения участков трещин каким-то заполнителем при ликвидации выброса, в короткое время ловушка перестраивалась и по системе гидродинамически связанных тектонических каналов или трещин флюид перемещался в зоны, более благоприятные с точки зрения гидродинамики недр в данном участке.

Подобное явление мы наблюдаем в Томске на Белом озере, когда для ремонта чаши озера ключи, бившие на дне озера, были зацементированы, а после проведения благоустроительных работ никакие усилия строителей не смогли вызвать приток воды, считающейся целебной. Вода нашла другие пути выхода и источники забили под Воскресенской горой на улице Лермонтова.

©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.

arhivinfo.ru

ПРИРОДНЫЕ ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА

⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 10Следующая ⇒

 

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.

В зависимости от причин, обусловливающих возникновения ловушек, различают следующие их типы:

1. Структурные.

2. Массивные.

3. Ли­тологически ограниченные.

 

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.

2. 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.

 

Читайте также:

lektsia.com

Описание залежей нефти и газа в ловушках различных типов

Пластовая сводовая залежь (рисунок 15) приурочена к различным антиклинальным и куполовидным поднятиям. При построении структурной карты ловушки такого типа необходимо представить себе форму поднятия по соотношению его осей и падению крыльев и мысленно вообразить пространственную форму залежи, учитывая возможную мощность продуктивного горизонта (десятки метров).

Линия внешнего контура ВНК (ГВК) при горизонтальном его положении повторяет на карте очертание изогипс. При наклонном ВНК (ГВК) контур будет пересекать изогипсы. Большие напоры пластовых вод могут привести к смещению залежи на крыло поднятия. Такие смещенные залежи называются висячими (рисунок 16).

Рисунок 15 Пластовая сводовая залежь Рисунок 16 Висячая залежь

 

Пластовая залежь нефти в синклинали. Встречается очень редко и может образоваться только в безводных пластах коллекторах путем стекания нефти за счет собственного веса.

Методика построения структурной карты и профилей этой залежи принципиально не отличается от графических построений пластовой залежи, но, как правило, отстраивается по подошве продуктивного пласта.

Пластовая тектонически экранированная залежь (рисунок 17). Залежам этого типа свойственно большое число разновидностей, обусловленных характером тектонического нарушения (сброс, взброс, надвиг, сдвиг) и его положением на антиклинали. В тектонических экранированных ловушках залежи могут быть встречены как по одну, так и по обе стороны нарушения.

Выполняя задания по рассматриваемому типу залежи при проведении изолиний на структурной карте необходимо учитывать их форму до образования нарушения, с тем, чтобы придать правильную форму изолиниям разобщенных блоков. По цифровым значениям изогипс можно определить амплитуду относительного смещения крыльев или блоков. Например, сходящиеся у нарушения изогипсы минус 1010 м и минус 1030 м указывают, что амплитуда смещения равна 20 м.

 

 

 

 

Рисунок 17 Пластовая тектонически экранированная

 

Тектонические нарушения показывают на карте двумя линиями, представляющими собой проекции пересечения поверхности нарушения с кровлей пласта в опущенном и приподнятом крыльях (блоках) антиклинали. Расстояние между этими линиями зависит от угла наклона плоскости сбрасывателя и амплитуды замещения.

В случае вертикального нарушения обе линии совмещаются в одну. Рассмотрим простейшие случаи: сброс (рисунок 18) и взброс (рисунок 19).

 

 

Рисунок 18 – Ловушка, образованная сбросом Рисунок 19 Ловушка,

образованная взбросом

 

На рисунке 18 обе линии нарушения показывают на карте одинаково и между ними нет изогипс из-за того, что разорванные части пласта раздвинуты. На рисунке 19 разорванные части пласта надвинуты друг на друга, поэтому линию нарушения и изогипсы относительно опущенного блока, в той части, где они перекрыты пластом приподнятого блока, следует показывать пунктиром.

 

Рисунок 20 - Пластовая приконтактная залежь: а) жерло грязевого вулкана; б) соляной шток

 

Пластовая приконтактная. Эти залежи образуются в ловушках, где продуктивный пласт прорван инородным телом, поэтому в плане залежь имеет как бы кольцевую форму. Внутри кольца залежь отсутствует, и скважинами должны быть установлены примерный контур и состав внедрившегося тела для показа его на карте и профилях соответствующим знаком (рис 20).

Пластовая литологически экранированная залежь (рисунки 21, 22). Залежи этого типа приурочены к ловушкам, образование которых определяется двумя факторами. Первым и основным является литологическое замещение и выклинивание пласта коллектора в процессе седиментации (осадконакопления). Второй фактор, проявляющийся позже, приводит к образованию моноклинали или антиклинальной структуры и тем самым завершает формирование ловушки. Линия выклинивания определяет в плане область распространения коллектора и за эту линию нельзя протягивать изогипсы коллектора (рисунок 21). Если литологически экранированные участки расположены так, что занимают лишь небольшие площади моноклинали или крыла антиклинали, то для характеристики общего структурного плана проводят изогипсы не по кровле коллектора, а по кровле вмещающего его пласта (рисунок 22).

Пластовая статиграфическая залежь (рисунок 23). Стратиграфический экран, который определяет название залежи, может образовать ловушку только в сочетании с угловым несогласием между подстилающими и перекрывающими породами.

Когда поверхность стратиграфического несогласия является горизонтальной, то на карте остается только линия ее пересечения с кровлей продуктивного пласта.

 

 

 

Рисунок 21 Пластовая литологически Рисунок 22 Пластовая литологически

экранированная залежь экранированная залежь.

 

Рисунок 23 Пластовая стратиграфическая залежь.

 

Массивная сводовая залежь (рисунок 24). Структурная карта и профили массивной сводовой залежи должны отразить большую мощность пород-коллекторов в ловушке и её амплитуду в несколько сотен метров. Изолинии на структурной карте по своей конфигурации подобны изолиниям пластовой сводовой залежи. Отличительным признаком массивной залежи будет ее большая высота в сотни метров, что показывают увеличением шага между изогипсами.

Учитывая, что ловушка массивной сводовой залежи представляет собой структурное поднятие, напластование пород в разрезах остается параллельным кровле залежи. В строении ловушки участвуют отложения лишь верхней части массивного резервуара.

Массивная тектонически экранированная залежь (рисунок 25)

 

Рисунок 24 – Массивная сводовая Рисунок 25 Массивная

залежь тектонически экранированная залежь.

 

Образование ловушки для залежи этого типа можно представить себе как дальнейшее развитие сводового поднятия, сопровождающееся превышением предела прочности пород и возникновением нарушений. Тектонические нарушения должны быть показаны на структурной карте и соответственно на разрезе (профиле).

Рифовая залежь (рисунок 26) приурочена к ловушке представляющей собой известняковый массив, образованный жизнедеятельностью колониальных организмов. Коллекторские свойства рифового массива очень неоднородны. Отдельные его части имеют повышенную пористость и кавернозность, а следовательно и лучшую проницаемость. На карте изолиниями подчеркивают вытянутую форму рельефа поверхности рифас одной или несколькими вершинами. При показе рифового тела на разрезах отражают отсутствие в нем напластования, специфическое его очертание и участки улучшенных коллекторских свойств. Вмещающие, облекающие, подстилающие риф породы имеют слоистость и представлены уже другие литологическими разностями.

Массивная залежь в эрозионном останце (рисунок 27). Ловушки для залежей данного типа образуют эрозионные останцы, сложенные устойчивыми к разрушению горными породами и перекрытые водоупорными отложениями. Форму останца определяет наклонное или горизонтальное залегание пород, литологический их состав и степень трещиноватости. При горизонтальном залегании пород форма останцевого выступа может быть самой разнообразной и определяется изменением состава и степени трещиноватости пород по площади. При наклонном залегании пород выступ, как правило ассиметричен. Более изрезанным и крутым будет тот склон, где разрушаются головы пластов. В связи с расчлененностью рельефа эрозионного останца изолиниина структурной карте имеют неровный контури сложную конфигурацию, а на разрезах поверхность, эрозионного массива ограничивают линией стратиграфического несогласия.

Рисунок 26 Рифовая залежь Рисунок 27 Массивная залежь в

эрозионном останце

Линзовидная приразрывная залежь(рисунок 28).Трещиноватые участки, которые образуются вокруг тектонических нарушений, секущих толщи сильно сцементированных непроницаемых пород, могут служить линзовидными ловушками для нефти и газа, вытянутыми вдоль нарушения.

Структурная схема поверхности приразрывной линзовидной ловушки представляется системой замкнутых изолиний, образующихся от пересечения тела линзы с горизонтальными поверхностями. Тектоническое нарушение пересекает тело линзы на значительном протяжении и должно быть отражено в каждой из изолиний. При этом в верхнем контуре оно показывается сплошной линией, а в остальных пунктиром. Для облегчения структурной карты на рисунке нарушение показано только в верхнем сечении.

Залежь может занимать весь объем линзы или ее часть. Контур ВНК (ГВК) проводят при частичном заполнении ловушки нефтью или газом.

Линзовидная внутрипластовая залежь (рисунок 29). Внутри непроницаемых (обычно глинистых) пластов в процессе седиментации могут накапливаться линзы проницаемых, например, песчано-алевролитовых отложений, которые и служат ловушками для линзовидных залежей нефти и газа. Ловушки этого типа плоские и имеют небольшие размерыи вытянутую форму. При заполнении нефтью и газом всей ловушки контур залежи в плане совпадает с линией огибающей изогипсы линзовидного тела. При неполном заполнении залежь ограничивается контуром нефтеносности и примыкающим отрезком огибающей линии.

Рисунок 28 Линзовидная Рисунок 29 Линзовидная внутрипластовая залежь приразрывная залежь

 

 

Рисунок 30 – Пример построения и оформления залежи

 

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

IV.I. Ловушки нефти и газа и их типы

Количество просмотров публикации IV.I. Ловушки нефти и газа и их типы - 311

Глава IV. ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

Ловушкой в нефтегазовой геологии принято называть часть природного резервуара, ограниченная сверху и с боков покрышками, и в которой теоретически возможно образование скоплений нефти и газа. В природных условиях резервуары всœегда заполнены подземными водами. Воды эти в основном седиментационные, захороненные совместно с образующейся горной породой. Молекулы и пузырьки нефти и газа, имея меньший удельный вес, в водной среде обладают энергией и способностью перемещаться к зоне пониженных давлений в направлении к кровле резервуара. Всплывание частиц нефти и газа будет происходить до достижения слоев – покрышек. Дальнейшее движение нефти и газа возможно в боковом направлении, в случае если кровля резервуара имеет некоторый наклон.

Подземные воды, содержащие молекулы углеводородов и пузырьки нефти и газа в свою очередь испытывают движение внутри резервуара.

Любые перемещения нефти, газа и подземных вод в земной коре называются миграцией. Боковая миграция микроскоплений нефти и газа вдоль по резервуару будет происходить до достижения ловушки. В пределах ловушки отдельные пузырьки, пленки и струйки нефти и газа сливаются друг с другом, образуя более крупные скопления – залежи.

По форме и условиям происхождения различаются ловушки (Рис.3):

I. антиклинального (структурного) типа

II. неантиклинального типа:

1. литологического типа

2. стратиграфического типа

3. тектонического типа

III. смешанного (комбинированного) типа:

1. структурно-литологические

2. структурно-стратиграфические

3. структурно-тектонические

Ловушки антиклинального (структурного) типа (рис.3)представляют из себякуполовидную или брахиантиклинальную складку. Это наиболее широко распространенный тип ловушек, образующийся в результате локального воздействия на слои горных пород тектонических сил, направленных поперечно (вертикально). В практике геологоразведочных работ такие ловушки (структуры) называются локальными поднятиями. Размеры их в плане составляют несколько километров по ширинœе и длинœе, реже достигают 10 километров по длинной оси. Складки более крупных размеров называются куполовидными поднятиями и валами. Οʜᴎ представляют из себязональные структурные ловушки (зоны нефтегазонакопления), состоят из нескольких локальных поднятий. Куполовидные поднятия в плане имеют более или менее округлую форму, валы – удлинœенную форму. Антиклинальные складки – ловушки более высокого ранга называются сводами или мегавалами. Размеры их по ширинœе и длинœе достигают 100-200 км. Οʜᴎ относятся к разряду региональных ловушек, состоят из множества валов, куполов и локальных поднятий. Примерами сводов являются Сургутский свод, Нижневартовский свод.

К настоящему времени в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 3 тысяч локальных поднятий, из них более чем 600 содержат залежи нефти и газа.

Ловушки литологического типа образуются в зонах выклинивания проницаемых пластов–резервуаров и литологического замещения пород-коллекторов непроницаемыми породами, размещаются на моноклиналях, на бортах прогибов, впадин, на склонах сводов и мегавалов. По форме они бывают пластовыми, линзовидными, гнездовидными, шнурковыми и т.д. Области их развития контролируются береговыми линиями древних морей, баровыми, рифовыми островами, руслами древних рек, сложенных песками, галечниками. Масштабы проявления таких ловушек бывают разными – от местных (локальных) до зональных и региональных. Ловушки стратиграфического типа образуются под поверхностью стратиграфических перерывов и угловых несогласий в результате срезания эрозией древних проницаемых толщ и последующего перекрытия их более молодыми непроницаемыми слоями. Форма таких ловушек, как правило, пластовая. Масштабы их проявления чаще региональные.

Ловушки тектонически экранированного типа образуются в зонах тектонических разломов типа сбросов, взбросов и надвигов. В результате взаимоперемещений тектонических блоков проницаемые пласты приходят в соприкосновение с непроницаемыми, либо экранируются тектоническими глинами зоны разлома. Масштабы развития таких ловушек зависят от размеров и количества разломов.

Ловушки смешанного типа образуются при одновременном участии в процессе их формирования нескольких факторов. Οʜᴎ бывают структурно-литологического, структурно-стратиграфического, структурно-тектонического типов.

referatwork.ru

Ловушки нефти и газа

Ловушкой называют объем пород, могущей вместить нефть или газ вне зависимости от её формы и условий возникновения, но при наличии способности к аккумуляции и консервации нефти и газа в ней [55].

С ловушкой всегда связана залежь нефти и/или газа. Залежь нефти и/или газа всегда «ищет» удобную для себя ловушку.

Залежьвсегда представляет собой нефть или газ (или то и другое одновременно), находящиеся в пористой и проницаемой массе горных пород, называемой коллектором. Эти породы-коллекторы, как правило, деформированы и ограничены непроницаемыми породами (именуемыми покрышкой) таким образом, что возникает ловушка, в которой и аккумулируются названные флюиды.

Чтобы не происходила их утечка, контакт пористых пород-коллекторов и непроницаемой покрышки должен быть изогнут и обращен выпуклой стороной вверх. Такой благоприятный для аккумуляции нефти и газа участок структуры (container) называют ловушкой (trap), а часть ловушки, содержащую нефть и газ – резервуаром (reservoir) [55].Резервуары могут быть образованы разными породами, иметь различную форму, размеры и происхождение. Ловушка является частью резервуара. Последний же представляет собой вместилище для флюидов, образованное породой-коллектором, ограниченной не(слабо)проницаемыми породами.

Различаются коллекторы и ловушки (как резервуары), в которых могут скапливаться или уже скопились нефть и (или) газ.

Любой отдельно взятый резервуар неповторим в деталях, однако могут быть подмечены и общие черты сходства, характеризующие особенности резервуаров [55]:

1. Порода-коллектор – вмещающий материал, характеризуется составом и структурой, непрерывностью или прерывностью его распространения в плане. Границы распространения коллектора могут совпадать в плане с контурами нефтяной (газовой) залежи …; в других случаях порода-коллектор, хотя и развита на обширной площади, может быть природным резервуаром только на отдельных благоприятных участках.

2. Поровое (пустотное) пространство – коллекторское пространство и степень свободы перемещения флюидов через соединяющиеся между собой поры породы выражаются через коэффициенты «пористости» и «проницаемости».Пористость и проницаемость – свойства породы, зависящие от наличия в ней порового пространства, определяют способность коллектора удерживать и отдавать нефть.

3. Флюиды (нефть, вода, газ) в эффективном поровом пространстве коллектора могут находиться в состоянии статического или динамического равновесия, обусловленного эрозией, осадконакоплением, деформацией пород, или в связи какими-то другими факторами, изменяющими давление, температуру, плотность, объем и химические свойства флюидов. Эти изменения заставляют флюиды перемещаться.

4. Ловушка, обусловливающая удержание нефти и газа в залежи. Ловушка – форма, которую принимает та или иная часть коллектора, благодаря чему создаются условия для формирования залежи УВ.

Первым существенным элементом резервуара является наличие породы-коллектора, вторым — сообщающегося порового пространства, третьим — ловушки. Сообщающиеся поры в кол­лекторе должны в совокупности удерживать и накапливать нефтяную залежь.

Нефть и газ легче воды. Поэтому нефть всплывает через воду, пока ее путь не преграждает непроницаемый слой кровли горной породы. Если кровля породы выгнута снизу вверх, она не дает нефти и газу улетучиваться в широтном направлении, и таким образом образует ловушку. Вода подпи­рает нефтегазовую залежь, а напор воды прижимает нефть кверху к ограничивающим поверхностям ловушки, тем самым удерживая ее на месте (рис.2).

Подстилающая поверхность воды называется водо-нефтяным разделом или газо-водяным разделом, а также водо-нефтяным зеркалом или водо-нефтяным уровнем залежи [55].

Поисково-разведочные работы на нефть, прежде всего, посвящены поискам ловушек в потенциальных коллекторах, так как ловушка соответствует месту, где нефть и газ, если только они присутствуют, скопляются в залежи.

Наиболее простым и распространенным способом превращения про­ницаемой глубинной формации в ловушку является образование антиклинали. Из обычных ловушек легче всего картируется антиклиналь и ее можно часто нанести на карту непосредственно по поверхности земли. Тесная связь нефтегазовых залежей с антиклинальными складками была обнаружена на раннем этапе развития нефтедобывающей промышленности и послужила обоснованием к развитию давно известной анти­клинальной теории залегания нефти и газа. Геологи повсеместно вели поиски антиклиналей и куполов для постановки на них разведочного бурения, исключая почти полностью все другие виды ловушек. Антиклинальная теория играла преобладающую роль в поисках нефти [23, 26, 29, 83].

 
 
Рис.2. Схема пластовой сводовой нефтегазовой залежи.

 

На территории России подавляющее большинство антиклинальных ловушек, особенно простых и в верхних горизонтах чехла, выявлено и разведано. Наступила пора открытия и освоения новых нефтегазогеологических объектов, связанных с обнаружением сложных резервуаров, продуктивность которых определяется неоднородностью нефтегазоносных комплексов (НГК) и, прежде всего, характером распределения коллектора. В пределах НГК продуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел (пласты, линзы, различные выступы-блоки, штоки и др.), которые они образуют в геологическом разрезе. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались.

Решающим фактором нефтегазоносности становится неоднородность распределения коллекторов, контролируемая блоковым строением [5, 6]

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Нефть и газ в ловушке — Добыча нефти и газа

Вопрос о том, в каких по­родах залегает нефть и газ в природе, решили довольно быстро. Значительно позже были выявлены условия, необходимые для образования за­лежей нефти или газа.

Наиболее правильно понятие о залежи нефти и газа было определено Д. И. Менделеевым:

«Представим себе, — писал Д. И. Менделеев, — слой пес­чаника, подобный губке, напитанной водой, вообразим, что та­кая губка окружена непроницаемыми стенками, и представим себе затем, что в этом замкнутом пространстве имеются воз­вышения и углубления. Далее вообразим, что в этом замкну­том слое находятся нефть и сжатый газ. Газ должен скоп­ляться в верхних частях такого пространства, нефть ниже, а еще ниже вода».

Таким образом, Д. И. Менделеев считал, что в пласте дол­жно быть замкнутое водой пространство — ловушка, в кото­рой могли бы скопиться нефть и газ. В ловушке вода, нефть и газ должны размещаться так же, как в стакане или бутылке. Самая тяжелая — вода ограничивает скопление неф­ти снизу. Нефть легче воды, она всплывает над водой. Газ как самый легкий раз­мещается в самой приподня­той части ловушки.

Какие же ловушки для нефти и газа могут образо­ваться в природе? Мы зна­ем, что пласты пород зале­гают неровно. Они смяты в складки, образуют выпук­лости и впадины. Предста­вим себе проницаемый пласт, насыщенный водой, сильно изогнутый в виде свода и обращенный выпук­лостью кверху. Если сверху и снизу пласт ограничен плохо проницаемыми поро­дами, то нефть и газ, всплы­вая над водой, попадут в выпуклый сводовый изгиб и окажутся в ловушке, запер­тыми со всех сторон. Всплыть еще выше нефть и газ не могут, так как этому мешают плохо проницаемые породы, покрывающие про­ницаемый пласт сверху. Вниз по проницаемому пласту они также не могут двигаться, так как они легче воды, заполняющей весь пласт под ними. Так проис­ходит образование сводовой залежи нефти или газа. Залежь может образоваться и другим путем.

Так, если нефть и газ, двигаясь вверх по хорошо проницае­мому пласту, встретят препятствие — экран, то они будут скапливаться вдоль этого экрана. Залежь образуется в тех случаях, когда вода подпирает газ и нефть к экрану — не дает им возможности уйти куда-либо в сторону, вдоль экрана. Как же происходит образование таких экранированных залежей в природе? Обязательно ли надо для образования ловушки, чтобы проницаемый пласт был изогнут в виде свода? Вовсе нет. Очень часто хорошо проницаемый пласт в своей верхней части становится все тоньше и тоньше и сходит, наконец, на нет. Его верхняя часть становится похожей на клин, обращенный острием кверху. Пласт, как говорят геологи, выклини­вается вверх по его наклону. В выклинивающихся проница­емых пластах образуются очень хорошие ловушки, называемые литологически (литое — порода) экранированными. Бывает и так, что пласт вместе с толщей заключающих его пород отор­ван и перемещен силами, вызывающими изгибание слоев, сла­гающих земную кору. Если по месту разрыва проницаемый пласт будет приведен в соприкосновение с плохо проницае­мыми породами, покрывающими сверху место среза, то опять могут образоваться ловушки, называемые тектонически экра­нированными.

Пласты могут быть срезаны не только разрывом. Выведен­ные на поверхность земли пласты срезаются силами, действую­щими на поверхности земли. Ветер, вода стремятся, как мы говорили выше, выровнять, земную поверхность, срезая при этом изгибы пластов. Если этот участок земной поверхности «кажется погруженным вновь ниже уровня моря, сверху отлагаются несогласно с подсти­лающими слоями новые от­ложения. Если проницаемые пласты окажутся покрытыми сверху глинами, эти глины будут служить экраном для нефти и газа, всплывающих над водой, насыщающей пла­сты. При этом опять могут возникнуть залежи нефти и газа, называемые стратигра­фически экранированными. Таким образом, в пластовых природных (резервуарах воз­никают сводовые и различ­ные по типу экранированные залежи нефти и газа.

Иначе происходит обра­зование залежей в массив­ных природных резервуарах, сложенных многими пласта­ми проницаемых пород, не отделенных один от другого слабо проницаемыми поро­дами. В возвышающихся вы­ступах этих пород, пере­крытых плохо проницаемыми слоями, также могут воз­никнуть разнообразные по форме ловушки.

При благоприятных условиях в — каждой природной ловушке может об(разорваться скопление, называемое геологами залежью нефти и газа.

rengm.ru