Классификация природных резервуаров по типу ограничения

Границами природных резервуаров являются геологические границы любых типов: стратиграфические, литологические, тектонические, соглас-ные, несогласные, резкие, нерезкие, перерывные (стратиграфического сре-зания), вертикальные, горизонтальные региональные, зональные, локаль-ные, установленные, предполагаемые, малодостоверные, четкие, нечеткие

и др. По типу границ определяется и генетический тип природного резер-вуара: стратиграфический, литологический, тектонический.

К резервуарам стратиграфического типа относятся проницаемые пласты, пачки, толщи, ограниченные с одной или двух-трех сторон по-верхностью несогласия. В этом случае картирование (прослеживание от скважины к скважине, от площади к площади) поверхности несогласия по материалам бурения и сейсморазведки приобретает значение поискового критерия (метода), поскольку под ней, а иногда и над ней непосредственно формируются природные резервуары и ловушки (соответственно и залежи углеводородов) стратиграфически экранированного типа. Если граница природного резервуара определяется постепенным литологическим заме-щением пород-коллекторов породами-флюидоупорами, значение поиско-вого критерия (метода) приобретает картирование линии замещения (гли-низации). Под тектоническими границами обычно понимают поверхности (линии) разрывных нарушений. Значение поискового критерия они приоб-ретают главным образом в тектонически активных регионах, где амплиту-ды смещений по ним достигают десятков и сотен метров. К резервуарам тектонического типа относятся также зоны трещиноватости, дробления и брекчирования, контролирующиеся разрывными нарушениями.

Классификация природных резервуаров по типу слагающих их горных пород

По этому признаку различают природные резервуары, состоящие из:

1) песчано-алевритовых пород;

2) гравийно-конгломератовых пород;

3) карбонатных пород;

4) трещиноватых аргиллитов;

5) трещиноватых магматических и метаморфических пород;

6) пород коры выветривания;

7) кремнистых пород;

8) и др.

Более чем столетний опыт добычи нефти и газа из земных недр по-казывает, что нефть и газ содержатся в горных породах всех типов, имею-щих пустоты в виде пор, каверн, каналов, пещер, трещин. Но более рас-пространенными нефтегазосодержащими породами являются песчаники, алевролиты, известняки и доломиты. В одних регионах, как например, в Западной Сибири, природные резервуары состоят главным образом из пес-чаников, алевролитов, в других - из известняков, доломитов. В этих поро-дах содержится 99% мировых запасов нефти и газа.

Классификация природных резервуаров по степени неоднородности

Неоднородность является всеобщим свойством геологических тел. Физическое ее выражение может быть очень разнообразным. Для природ-ного резервуара неоднородность может быть выражена через изменение литологического, гранулометрического составов, пористости, проницаемо-сти слагающих его горных пород, песчанистости, эффективной толщины, плотности, известковистости, кремнистости, битуминозности , электропро-водности и др. Литологическая неоднородность резервуара является ис-ходной, определяющей все другие виды неоднородности. Она изучается методом построения литологических карт и профилей, на которых показы-ваются типы пород: песчаники, алевролиты, глины и др. По литологиче-ским признакам неоднородности можно выделить три класса природных резервуаров:

1) однородные - состоящие преимущественно (90-95%) из одной по-роды - коллектора, например, песчаника;

2) неоднородные - состоящие из пород-коллекторов с прослоями по-род-неколлекторов, составляющими в целом менее 50% от общего объема резервуара;

3) сильно неоднородные - состоящие преимущественно из пород-неколлекторов (свыше 50%) c прослоями пород-коллекторов.

Количественно степень неоднородности пласта-резервуара может быть выражена через литологический коэффициент (Кл), коэффициенты пористо-сти, песчанистости, расчлененности и другие параметры, определяемые по каротажным диаграммам и результатам исследования керна. Литологический коэффициент (Кл) определяется как отношение суммарной мощности прони-цаемых прослоев к суммарной мощности непроницаемых пород. Коэффици-ент песчанистости вычисляется как отношение суммарной мощности песча-ных и алевритовых пород к общей мощности пласта-коллектора. По осред-ненным данным этих параметров, вычисленным по каждой скважине, стро-ятся карты в изолиниях, которые в совокупности и являются общей моделью неоднородности пласта-резервуара. Такие карты будут показывать, в какой части резервуар лучше, в какой - хуже.