Роль нефти и газа в мировой политике и экономике состав и физико-химические свойства нафтидов горные породы как вместилища нефти и газа

1. 
   РОЛЬ НЕФТИ И ГАЗА В МИРОВОЙ ПОЛИТИКЕ И ЭКОНОМИКЕ
   

2. 
   СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НАФТИДОВ
   

3. 
   ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗА
   

4. 
   ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА
   

5. 
   ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА
   

6. 
   МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА
   

7. 
   МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
   

8. 
   ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
   

9. 
   НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ И ОБЛАСТИ
   

10. 
    НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЗАРУБЕЖНЫХ СТРАН
    

11. 
    НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕСПУБЛИКИ САХА
    

12. 
    ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В МИРЕ
    

13. 
    РОССИЙСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ (приказ МПР №126)
    

14. 
    МЕЖДУНАРОДНЫЕ КЛАССИФИКАЦИИ
    

15. 
    ПОЛЕЗНЫЕ ССЫЛКИ
    

ГЛАВА 1. РОЛЬ НЕФТИ И ГАЗА В МИРОВОЙ ПОЛИТИКЕ И ЭКОНОМИКЕ

Нефть человеком используется очень давно. Её добывали и использовали ещё за 5-6 тыс. лет до н. э. Вначале нефть применялась в медицине, строительном деле, для освещения и в военном деле в виде зажигательного средства.

До второй половины XIX столетия нефть в очень небольшом количестве в естественных выходах её на дневную поверхность. Глубина колодцев редко достигала нескольких десятков метров. В Китае ещё за 200 лет до н.э. бурились скважины при помощи бамбуковых штанг.

Бурение скважин при помощи буровых станков началось в середине XIX столетия. Первые нефтяные скважины ручными буровыми станками были пробурены в Баку, на Северном Кавказе, в Прикаспийской низменности. Первые скважины, глубиной до 70 м, давшие фонтаны нефти, были пробурены на Кубани (1864 г.) и на Алшеронском полуострове (1869 г., Балаханы). Официальная дата возникновения нефтяной промышленности в России - 1.871 г.

Росту добычи нефти способствовало освоение способов переработки нефти. В начале XIX века появились первые нефтеперегонные установки для получения керосина.

Большой вклад в развитие нефтеперерабатывающего производства и использования нефти и продуктов её переработки внёс великий русский ученый Д.И.Менделеев. Под его наблюдением строились в России первые нефтеперегонные заводы, он предложил перевести морской флот на нефтяное топливо.

Решающим толчком к бурному росту добычи нефти и её переработки послужило появление в конце XIX столетия двигателей внутреннего сгорания. Если до 60-х годов XIX столетия в мире добывалось до 5 тыс. т нефти в год, то к началу XX столетия объем годовой добычи нефти достигал уже 20 млн. т.

К началу XX столетия нефть добывалась в 19 государствах. В 1940 г. нефть добывалась в 39 странах, в 1973 г. - 63, в 1980 г. - 68 странах мира.

В XX столетии стремительно растёт добыча нефти: в 1945 г. добыто 350 млн. т, в 1970 г. - 2 млрд. т, в 1992 г. было добыто 3 млрд. т. Ещё более бурный рост добычи природного газа - в начале 40-х годов XX столетия мировая добыча газа не превышала 100 млрд. куб. м, а в 1992 г. было добыто 2,1 трлн. куб. м.

Ни одна отрасль промышленности в мире по добыче полезных ископаемых в XX веке не знала таких быстрых темпов роста, как нефте- и газодобывающие. Это обусловлено тем, что нефть и газ не только эффективное топливо, но и тем, что нефть и газ ценнейшие исходные продукты для химической и биохимической промышленности.

В топливном балансе стран мира в 1910 г. на долю нефти приходилось всего 3% (природный газ не применялся), основная доля (65%) приходилась на каменный уголь. В 1970 г. в топливном балансе стран мира нефть занимала уже 34%, газ - 18%, каменный уголь - 32%. В 1992 г.: нефть - 40%, газ - 22%, уголь - 27%.

В современном мире все большее значение приобретает природный газ. В конце XX столетия газ превратился в существенный фактор экономического развития. Особое внимание уделяется сжиженному природному газу, состоящему из этан-бутанов, пентана и гексана. Эти компоненты почти нацело извлекаются из природного газа на газоперерабатывающих заводах, а затем используются как сырье для получения пластмасс, в виде топлива. Кроме того, применяется технология по превращению метана в жидкие углеводороды. Такой завод работает в Новой Зеландии, где производимый на нем бензин на 1/3 покрывает потребности этого государства.

Широко известно высказывание Д.И.Менделеева о том, что сжигать нефть в топке - это всё равно, что растапливать печь ассигнациями. С середины 40-х годов XX столетия в мире интенсивно начинает развиваться нефтехимическая промышленность. Один из основных продуктов переработки синтетический каучук. Основной потребитель синтетического каучука автомобильная промышленность. Например, на шины большегрузного самосвала идёт около 3 т каучука. Из нефти получают широкий спектр пластмасс, синтетических волокон. Полиэтилен - продукт полимеризации газообразного этилена. Путем биохимической переработки нефтяных углеводородов получают белковые вещества. В настоящее время синтетический белок идет в сельское хозяйство на откорм животных и птиц. В меню человека также уже входят продукты, приготовленные из нефти. Например, масло в шпротах - это продукт нефтехимии. Эксперты Всемирной организации здравоохранения предполагают, что к началу третьего тысячелетия в рационе человека в значительном количестве будут присутствовать заменители мяса и молока.

Из этого краткого обзора видно какая роль принадлежит нефти и газу в мировой экономике. Огромно влияние этих полезных ископаемых и на мировую политику.

В XX веке нефть стала фактором военной мощи государств. Вторая мировая война стала войной моторов. Ударная сила современных армий почти целиком зависит от топлива начиная от бронемашин до ракет. Значимость нефти как стратегического сырья можно продемонстрировать на примере нефтяного кризиса 1970-х годов. В 1973 г. страны ОПЕК (страны экспортеры нефти Ближнего и Среднего Востока) наряду с требованием повышения цен на экспортируемую нефть, выдвинули ряд политических требований, в связи с агрессией Израиля на Ближнем

Востоке. Разразился нефтяной кризис, в результате которого в мире резко подскочили цены на нефть, кризис затронул во многих странах отрасли машиностроения и транспорта. Оккупация Кувейта Ираком в 1991 г. и последующая военная операция США и западных партнеров "Буря в пустыне" напрямую связаны с тем, что Кувейт обладает огромными запасами нефти.

Нефть и газ исключительный фактор экономического развития государств. Яркий тому пример страны Персидского залива, которые благодаря огромным запасам нефти превратились в богатейшие страны мира.

Среди нефтегазовых компаний мира насчитывается около 30 компаний, активы которых около или более 10 млрд. дол. Крупнейшие компании добывают около 30% процентов мировой нефти.

В настоящее время в мире насчитывается более 210 государств, среди которых около половины располагают запасами нефти и газа и добывают их на своей территории или в пределах входящих в их состав акваторий. Причем выгодна не добыча и продажа нефти и газа, а производство и продажа получаемых из них моторного топлива, масел, пластмасс и др. материалов. Так, в США в начале 90-х годов XX столетия мощность нефтеперерабатывающих заводов составляла около 2 млн. т нефти в сутки (США добывали около 350 млн. т) при глубине переработки около 80%. Кроме моторного топлива и масел, эти заводы дают сырье для нефтехимического синтеза (выпускается около 1000 наименований -пластмассы, каучук и др.).

Под термином нафтиды объединяются углеводородные газы, конденсаты, нефти, производные гипергенного преобразования нефтей (мальты, асфальта, асфальтиты, озокериты и пр.) и метаморфического преобразования нефтей (мальты, кериты и пр.). Нефть представляет собой жидкость, обычно коричневого или черного цвета. Консистенция нефти различна: от жидкой маслянистой до густой смолообразной. Природные углеводородные газы находятся в свободном состоянии или растворены в нефти, или в пластовой воде.

2.1. Основные элементы, входящие в состав нафтидов

Элементный состав нафтидов прост. В их составе присутствуют элементное С, Н, О, S, N, основные в структуре любого вещества органического происхождения.

Основным элементом нафтидов является углерод. Его содержание в нефтях колеблется в пределах 79 - 87 %, в природных газах - 42 - 78%. Второй по значению элемент - водород. Его содержание в нефтях колеблется в пределах 11 - 14%, а в природных газах - в пределах 14 -24%.

На долю других элементов (О, S, N) приходится до 4 - 6%. Как правило, эти элементы входят в состав так называемых гетероатомных (О, S, N - содержащих) органических соединений. Из этих элементов только сера в нефтях может находиться в свободном состоянии. Все остальные элементы в нефтях присутствуют и в связанной форме в виде не углеводородного соединения, например, H₂S. В природных газах количество H₂S может достигать 20% и более.

Содержание кислорода в нефтях редко достигает 1 - 2%. В нефтях кислород присутствует в составе нафтеновых кислот, фенолов и смолистых веществ. В природных газах кислород присутствует в виде С0₂. Содержание углекислоты в газах колеблется в очень широких пределах: от долей процента до 95% (скв. Зубер-2 площади Криницы, Польша).Содержание азота в нефтях редко превышает 1%. Основная масса азота содержится в смолах. В природных газах азот находится в свободном состоянии. Содержание азота также колеблется в широких пределах - от долей процента до почти чисто азотных газов. Содержание азота в газовых месторождениях Восточной Германии и Польши колеблется в пределах от 30 до 65%.

В природных газах присутствуют инертные газы - гелий (Не), аргон (Аг), неон (Ne) и др. Наиболее часто встречаются гелий и аргон.

Содержание гелия в газах обычно составляет доли процента. В отдельных случаях содержание гелия достигает 18% (объемных). Газовые месторождения с повышенным содержанием гелия известны в Северной Америке, Алжире, на Русской и Сибирской платформах. Практически все природные газы месторождений юго-западной части Республики Саха (Якутия) характеризуются повышенными значениями гелия (0.2-0.67% на Среднеботуобинском, 0.35-0.6% на Таас-Юряхском месторождениях).

Концентрация аргона в газах, как правило, не превышает 0,1%.

В золе нефтей обнаружено много химических элементов. Среди них заметную роль играют элементы из группы железа, а также V и Ni. В золе отдельных нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции содержание V и Ni достигает десятков процентов. Эти элементы находятся в виде металлопорфиринов - металлоорганических комплексных соединений. В отдельных случаях нефти и природные битумы с высоким ,,,,,

содержанием ванадилпорфиринов являются сырьем для получения ванадия.

2.2. Химические соединения, входящие в состав нафтидов

Основными химическими соединениями природных газов, нефтей и производных нефтей являются углеводороды (УВ).

Углеводороды - органические соединения, молекулы которых состоят только из углерода и водорода. В зависимости от строения различают ациклические и изоциклические (циклические) УВ. Циклические УВ по числу циклов в молекуле подразделяются на моно-, би-, три-, тетра- и полициклические. Циклические УВ, содержание несколько непосредственно соединенных друг с другом циклов, называются конденсированными УВ.

По характеру связей между атомами углероды УВ делятся на насыщенные (предельные), т. е. не способны к реакциям присоединения, и ненасыщенные, способны присоединять к своей молекуле другие атомы и молекулы. Наиболее химически устойчивы насыщенные УВ, имеющие простые связи. Значительно легче вступают в реакцию ненасыщенные УВ, имеющие двойные, тройные и кратные связи.

Углеводороды, сходные по строению и характеру связей, различающиеся только по числу метиленовых групп (-СН₂-) групп, образуют гомологические ряды.

Углеводороды - основной компонент нефтей и природных газов. Некоторые горючие газы, конденсаты и легкие нефти практически нацело состоят из УВ. Как правило, содержащиеся УВ в нефти тем ниже, чем выше ее плотность. Так, нефти с пл. 0,84 - 0,85 г/см3содержат 90 - 95% УВ, а нефти с пл. 0,89 - 0,90 содержат 75 - 80%. В тяжелых нефтях типа мальт, в асфальтах и битумах углеводороды, аналитически определяемые как масла составляют обычно менее 40%.

Углеводороды делятся на три основные группы: алканы, цикланы, и арены.

АЛКАНЫ (метановые, парафиновые УВ) - углеводороды с общей формулой С_пН_2п+₂. Углеродный скелет алканов представляет собой линейные или разветвленные цепи углеродных атомов, соединенных простыми связями. Алканы, имеющие линейную структуру, называются нормальными (н-алканами), а алканы с разветвленной углеводородной цепью - изо-алканами.

Газообразные гомологи метана (этан-С₂Н₈, пропан-С₃Н₈, бутан- С₄Н₁₀ и редко пентан-С₅Н₁₂)- единственные углеводородные компоненты горючих газов. В нефтях и битумоид,,ах,ных РОВ идентифицированы н-алканы до С₄₅Н₉₂ и изо-алканы до C₂₅H₅₂- Алканы нормального строения от С₁₆ могут образовывать твердые агрегаты - парафины. Плотность

парафинов 0,865-0,940 г/см³. Парафины при температуре нефти уже ниже 25°С находятся в нефти в мелкокристаллическом состоянии; высокое их содержание может осложнить разработку нефтяных залежей (особенно это актуально для нефтяных месторождений Якутии, которые характеризуются аномально низкими пластовыми температурами). Наибольшим содержанием алканов (до 70%) характеризуются легкие нефти из мезозойских и палеозойских отложений, залегающие на глубинах более 2000 м. С увеличением общего количества алканов, как правило, растет отношение н-алканов к изо-алканам. Содержание н-алканов в нефтях может достигать 50%, при этом в максимальных концентрациях обычно присутстствуют н-алканы.

ЦИКЛАНЫ - (циклоалканы, циклопарафины, нафтеновые, полиметиленовые УВ) - класс насыщенных циклических УВ. Циклы УВ этого класса построены из трех и более метиленовых СН₂ - групп. Общая формула моноциклических цикланов С_пН_2п, бициклических - CnH_2n-_n, трициклических - С_пН_2п -₄ и т.д. По плотности, температуре кипения и показателю преломления цикланы занимают промежуточное положение между алканами и аренами с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Содержание цикланов в нефтях и битумоидах ОВ пород колеблется в широких пределах (25-75%). Почти все нефти с высоким содержанием цикланов связаны с бассейнами молодой альпийской складчатости и залегают в отложениях палеоген - неогенового возраста (нефти Азербайджана, Сахалина, Калифорнии, Аляски, Венесуэлы и т.д.). В многопластовых месторождениях содержание цикланов обычно уменьшается от верхних горизонтов к нижним.

АРЕНЫ (ароматические УВ) - класс углеводородов общей формулы СпН_2п-Р (р = 6, 12, 14, 18, 20, 24, 28, 30, 36), содержащих циклы с ароматическими связями. Арены наряду с алканами и цикланами составляют основную массу УВ ископаемого органического вещества. В нефтях и битумоидах РОВ пород моноциклические арены представлены бензолом и его гомологами. По физическим и химическим свойствам арены существенно отличаются от алканов и цикланов. Арены имеют значительно более высокие плотность, показатель преломления, температуры кипения и кристаллизации, чем алканы и цикланы с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Как правило, содержание аренов в нефтях (10-20%) ниже содержания алканов и цикланов. Известны, однако, нефти, содержащие более 35% аренов (Чусовское месторождение в Волго-Уральской области). В состав УВ битумоидов РОВ пород доля аренов может быть значительно выше, особенно, в РОВ гумусового типа.

Основная масса аренов нефтей представлена УВ гомологического ряда бензола - в среднем 67% от общего количества аренов.

Элементарная сера, растворенный сероводород и серосодержащие органические соединения (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, теофаны) в тех или иных количествах присутствуют в нафтидах. Элементарная сера в нефтях присутствует в очень незначительных количествах. Сероводород (H₂S) в пластовых условиях может содержаться в природных газах и в растворенном виде в нефтях. Серосодержащие органические соединения присутствует в нефтях и ее производных и сосредоточены они в основном в асфальтово-смолистой фракции. Содержание серы в нефтях может достигать 5-6 %.

Кислород в нефтях и ее производных присутствует в составе следующих соединений - нафтеновых кислот, фенолов, эфиров и смолистых веществ.

Нафтеновые кислоты - соединения, в которых одновременно содержатся нафтеновый цикл и карбоксильная (кислотная) группа (-СООН). В силу этого наиболее высоким содержанием нафтеновых кислот характеризуются нефти с преобладанием цикланов (нефти третичных отложений Калифорнии, п-ва Мангышлак и др.).

Фенолы и эфиры в нефтях содержатся в очень небольших количествах. Эти соединения состоят из ароматического цикла, к которому присоединена гидроксильная группа - ОН.

Кислород входит также в молекулы, составляющие смолы и асфальтены.

Азотистые соединения постоянно присутствуют в нефтях и ее производных. В среднем содержание в нефтях азотсодержащих органических соединений составляет I - 1,5%, причем большая их часть в асфальтово-смолистой части. Между содержанием азота и количеством смол в нефтях существует определенная зависимость. Более легкие, малосмолистые нефти всегда содержат меньше азота, чем высокосмрлистые.

Второе место по содержанию после УВ в нефтях занимают смолисто-асфальтеновые вещества.

По строению и свойствам смолы аналитически подразделяются на бензольные и спиртобензольные. Бензольные смолы от спиртобензольных отличаются меньшим содержанием гетероэлементов и большим содержанием циклических структур. Содержание смол в нефтях может достигать 35% и более.

Асфальтены, наиболее высокомолекулярная фракция, отличаются от смол меньшим содержанием в молекулах водорода и значительно большим количеством ароматических циклов.

Содержание асфальтенов в нефтях, как правило, не превышает 2-4%. В нефтях месторождений юго-западной части Республики Саха (Якутия) средние содержания асфальтенов колеблются в пределах 0.8-3.5 % (вес).

2.3. Физические и физико-химические свойства нефтей и природных газов

>■ Нефть - жидкий нафтид, в физическом отношении коллоидно-дисперсная система. Наиболее важными параметрами нефти являются: плотность, вязкость.

Важным показателем качества нефтей являются товарные свойства нефти, которыми определяются технологические схемы переработки нефти, состав и качество продуктов нефтепереработки. По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (содержание серы до 0,5%), сернистые(0,51 - 2%) и высокосернистые (более 2%). По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафиновые (не выше 1,5%), парафиновые (1,51 - 6%) и высокопарафиновые (более 6%). По содержанию смол различают нефти малосмолистые (до 5%), смолистые (5 - 15%) и высокосмолистые (свыше 15%).

Важнейшими свойствами природных газов являются: плотность, растворимость (прямая и обратная) и гидратообразование.

Плотность. На практике пользуются относительной плотностью газа, представляющей собой отношение массы единицы объема газа к массе единицы объема воздуха при 0°С и 760 мм рт. ст. Величина относительной плотности газов колеблется в пределах 0,6-1,5 кг/м³. Наименьшей плотностью обладают сухие метановые газы.

Растворимость. Растворимость прямая - свойство природных газов растворяться в нефти и пластовой воде при повышении давления и выделяться в свободную фазу при падении давления (в изотермических условиях). Растворимость газа в нефти зависит от состава нефти и газа, пластового давления и температуры. Давление, при котором дальнейшее растворение газа в нефти при данной температуре невозможно, называется давлением насыщения. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть предельно насыщена газом. Количественное соотношение объема растворенного газа к объему нефти называется газовым фактором. Величина газового фактора нефтей в пластовых условиях колеблется в очень широких пределах- от первых единиц до 500 м'/м³. Углеводородные газы легче растворяются в нефти, чем в воде. Растворимость гомологов метана в нефти выше, чем метана. При падении давления газ выделяется из нефти, при этом первым выделяется метан, а затем его гомологи в порядке: этан-пропан-бутан-пентан. Сравнительно высокая растворимость природных газов в воде обусловливает существование огромных масс растворенного газа в пластовых водах. По расчетам специалистов, объем газа находящегося в свободном состоянии составляет только 6-9% от объема газа находящегося в водорастворенном состоянии.

Растворимость обратная - процессы протекающие в направлении обратном обычному фазовому превращению при изменении давления в изотермических условиях, т. е. выделение жидкости из газового раствора при снижении давления и ее испарение при повышении давления. Свойство легких жидких УВ при определенных термобарических условиях растворяться в газообразной среде приводит к образованию газоконденсатных смесей (конденсат). Газоконденсатные залежи широко распространены в литосфере. При разработке таких залежей получают газ и конденсат, представляющий собой бензинокеросиновую фракцию. Плотность конденсатов составляет 0,74-0,78 г/см³. Количество конденсата в газоконденсатных залежах колеблется в очень широких пределах: от первых десятков до 1000 г/м³.

Гидратообразование. Свойство природных газов (за исключением гелия, неона, водорода ) при взаимодействии с водой образовывать при определенных температурах и давлениях кристаллогидраты ("твердый газ"). Кристаллогидраты представляют собой твердые кристаллические агрегаты плотностью 0,88-0,90 г/см³, похожие на снег или лед с общей формулой МхН₂О, где М - молекулы газа образующие гидрат. В 1 м³ газового гидрата может содержаться в зависимости от состава газа от 70 до 240 м³ газа. Газовые гидраты образуются, как правило, при низких температур (не более 10-15°С). Существуют техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные гидраты представляют собой фактор осложняющий эксплуатацию газовых и нефтяных скважин, чаще всего, в зоне развития вечной мерзлоты, эксплуатацию газопроводов. Природные газовые гидраты могут образовываться непосредственно в осадочной толще - образование их возможно, чаще всего, в рыхлых осадках Мирового океана, а также в призабойной части продуктивного пласта и на контакте газ- вода газовых залежей.

ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗА

Земная кора сложена горными породами - естественными минеральными агрегатами определенного состава и структуры. В соответствии с происхождением различают три генетических класса: осадочные, магматические (изверженные) и метаморфические.

В настоящее время открыто около 50 тыс. месторождений нефти и газа и из них только около 0,1% месторождений приурочено к метаморфическим и изверженным породам, другими словами, можно говорить о генетической приуроченности месторождений нефти и газа к осадочным породам.

Существует большой спектр осадочных горных пород, состав и структура которых зависят в самом общем виде от природно-климатических условий осадконакопления, особенностей геологического развития той или иной территории.

Осадочные породы формируются из следующих основных компонентов:

- продуктов механического разрушения горных пород различного
генезиса (обломочная часть);

• 
  продуктов химических реакций, происходящих, главным образом, в водной среде (хемогенная часть);
  
• 
  остатков животных и растительных остатков (биогенная часть);
  

нескольких компонентов. Так, практически все осадочные породы содержат то или иное количество органического вещества (биогенная часть).

В силу гетерогенности компонентов, слагающих осадочные породы, последние представляют собой дисперсные среды, которые характеризуются свойствами - пористостью и проницаемостью.

3.1. Пористость горных пород

Пористость горной породы - свойство породы, заключающееся в наличии в породе пустот разного генезиса (пор, каверн, трещин). Это свойство наиболее характерно для осадочных пород.

Суммарный объем пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Величина объема пустот, выраженная в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости:

Кп⁼ S_Mп/ v,

где Кп - коэффициент пористости, Sмп- суммарный объем всех пустот в породе, v - объем породы.

Величина объема пор зависит от взаимного расположения обломочных зерен и характера их укладки (рис. 1, 2, 3). Наименее плотная укладка равновеликих зерен шарообразной формы характеризуется коэффициентом 47,6%.

Рис. 1. Наиболее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 25,8%.

Рис. 2. Среднее по плотности расположение зерен. Теоретический объем пор 36,7%.

Рис 3. Наименее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 47,6%.

По своему генезису поры и другие пустоты в породе могут быть подразделены на первичные и вторичные. Первичными называются пустоты существующие в породе с момента формирования осадка. Вторичными называются пустоты, которые возникли в уже сформировавшихся породах. Особенно велика доля вторичных пустот в карбонатных породах.

В породах присутствуют как сообщающиеся между собой пустоты, так и изолированные. Объем пустот, сообщающихся между собой, называют открытой пористостью. Открытая пористость меньше абсолютной пористости на объем изолированных пор. В самом общем виде разница между этими величинами возрастает по мере увеличения степени постседиментационной преобразованности пород.

Однако, не по всем сообщающимся пустотам может происходить фильтрация флюидов. Это свойство породы определяется эффективной пористостью. Эффективная пористость - это объем пустот в породе по которому происходит движение жидкости или газа. Коэффициент эффективной пористости не имеет достаточно точного количественного определения, так как выделить долю пустот, по которым происходит фильтрация, принципиально не возможно. Чаще под эффективной пористостью понимают разность между открытой пористостью и объемом пор, занятых остаточной водой (К_пэф = К_по (1-К_0В).На практике величина определяемого коэффициента эффективной пористости будет зависеть от способа ее определения, поверхностно-активных свойств на границе раздела фильтрующихся флюидов и т.д.

По морфологическим признакам выделяют межзерновую

Размеры пор в горных породах, как правило, редко превышают 100 мкм.

Для слабосцементированных песков открытая пористость чаще всего колеблется в пределах 20-40%, для песчаников - 5-30%, для известняков -1-15%, для доломитов - 3-20%.

В поровом пространстве горных пород всегда присутствует вода. Отношение объема открытых пор породы, занятое водой, к общему объему открытых пор (открытая пористость) называется водонасыщенностью или коэффициентом водонасышенности. Определенный объем поровой воды удерживается у стенок пор, каверн и трещин поверхностно-молекулярными и капиллярными силами и не участвует в процессе фильтрации. Эта вода называется остаточной. Количество остаточной воды в пустотном пространстве коллектора зависит от структурных и текстурных особенностей породы, минералогического состава породы и цемента, от физико-химических свойств самой воды. Остаточная водонасыщенность выражается в процентах или в долях единицы. В самом общем виде карбонатные породы-коллекторы при равных фильтрационно-емкостных свойствах всегда характеризуются меньшими количествами остаточной воды по сравнению с терригенными породами-коллекторами. В терригенных породах-коллекторах остаточная водонасыщенность при прочих равных условиях (минералогический состав обломочной части и цемента, количество и тип цемента) уменьшается с увеличением проницаемости.

Коэффициент остаточной водонасышенности (К_ов) колеблется в очень широких пределах: от первых процентов до 70% и выше. В нефте-газонасыщенных коллекторах К₀, чаще всего колеблется в пределах 15-30%. Значения коэффициента Ко, ниже 10% свидетельствует о гидрофобизации коллектора. В абсолютном большинстве своем осадочные породы изначально являются гидрофильными, т.е. вода избирательно лучше смачивает зерна (обломки, агрегаты), чем нефть. Другими словами, каждое зерно покрыто пленкой воды. В гидрофобных породах, напротив, нефть избирательно лучше смачивает твердую фазу коллектора, чем вода. В качестве примера гидрофобности твердой фазы коллектора можно привести ордовикские песчаники месторождения Оклахома-Сити (США), в которых остаточная водонасыщенность меньше одного процента. Свойствами гидрофобности обладают и некоторые прослои ботуобинского горизонта на Среднеботуобинском и Таас-Юряхском месторождениях в Якутии.

С коэффициентом остаточной водонасыщенности теснейшим образом связаны коэффициенты нефтенасыщенности и газонасыщенности - эти коэффициенты равны 100% - К_ов% или 1 - Ко».

3.2. Проницаемость горных пород

Проницаемость - свойство горных пород, определяющее способность пропускать жидкости и газ. Абсолютно непроницаемых пород нет. Породы способны при обычно существующих в верхней части земной коры пропускать жидкости или газы называются проницаемыми. Проницаемость оценивается по формуле Дарси, согласно которой скорость фильтрации несжимаемой жидкости при ламинарном течении ее в пористой среде, пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:

k = QmL/∆PF, где к - проницаемость, Q - объемный расход жидкости в единицу времени, m - вязкость жидкости, L - длина пористой среды, ∆Р - перепад давления, F - площадь поперечного сечения.

Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси и имеет размерность площади (м²). За Дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 см² и при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см проходит 1 см³ жидкости вязкостью 1 сантипуаз. Из определения и физического смысла коэффициента проницаемости следует, что величина последнего не должна зависеть от флюида, который движется через пористую среду.

Однако, на практике обычно наблюдаются изменения коэффициента проницаемости для разных флюидов и во времени.

Причин, вызывающих, как правило, уменьшение коэффициента проницаемости во времени довольно много. Например, резко снижается проницаемость при фильтрации пресной воды через песчаник с глинистым цементом, представленным минералами, способными впитывать воду. Эти минералы (монтмориллонит, смешаннослойные и некоторые другие) впитывая воду увеличивают свой объем в поровом пространстве, что препятствует движению воды. При фильтрации жидкостей через рыхлый песчаник может происходить перемещение слабосцементированных мельчайших минеральных частичек в поровом пространстве и закупорка межпоровых каналов ("авгокольматация"). Снижение проницаемости может происходить в результате выпадения или адсорбции на поверхности зерен асфальтово-смолистых веществ при фильтрации нефти. Снижение проницаемости может происходить и под влиянием поверхностно-активных взаимодействий в случае многофазной (газ-жидкость, жидкость-жидкость) фильтрации.

В системе СИ проницаемость выражается в м². Внесистемная единица проницаемости - дарси (Д). 1 Д = 1,027-10^-12 м²= 1,02 мкм². Величина проницаемости горных пород в абсолютном большинстве меньше одного дарси . Чаще всего проницаемость горных пород составляет десятые -тысячные доли 1 мкм².

Проницаемость осадочных пород изменяется в очень широких пределах - от сотых долей 1мкм² до нескольких мкм². При проницаемости более 0,01 мкм² породы относятся к хорошо проницаемым, при проницаемости [(10-0,01)7-10^-3 мкм²] - к средненепроницаемым, при проницаемости менее 0,017-10^-3 мкм² - к слабопроницаемым.

Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемость. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы. Поэтому абсолютная проницаемость определяется по газу в предварительно проэкстрагированном и высушенном образце породы.

Фазовая проницаемость представляет собой проницаемость фильтруемой жидкости (газа) через пористую среду, насыщенную другой жидкостью. Значение фазовой проницаемости всегда меньше абсолютной проницаемости и зависит от насыщенности преобладающей фазой, величины смачивания и геометрии порового пространства.

Проницаемость относительная, величина определяемая как отношение фазовой проницаемости по данной жидкости к абсолютной проницаемости данной породы. Относительная проницаемость используется для характеристики фильтрационного сопротивления потоку данной жидкости в горной породе при наличии в её поровом пространстве других, не смешивающихся друг с другом жидкостей.

На рис. 5 показана зависимость эффективных проницаемостей от водонасыщенности порового пространстве породы. Из рис. 5 видно, что относительная проницаемость для керосина (К₀к) быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности породы. При величине водонасыщенности в 80% проницаемость по керосину равна нулю. Изменение относительной проницаемости для воды (Ко,) происходит в обратном направлении. При водонасыщенности менее 12% в породе движется только керосин,- а при водонасыщенности породы в 80% относительная проницаемость для воды увеличивается до 50% от абсолютной.

Рис. 5. Зависимость относительной фазовой проницаемости от насыщенности водой порового пространства.

3.3. Изменение пористости и проницаемости

Осадочная порода в процессе своей постседиментационной истории претерпевает значительные изменения в своей структуре и составе. Сформировавшийся осадок на стадии диагенеза превращается в породу. Основные процессы на этой стадии - окислительно-восстановительные реакции и физико-химические реакции выравнивания концентраций в поровых растворах. Окислительно-восстановительные реакции выражаются, главным образом, в окислении захороненного в осадке органического вещества, а реакции выравнивания концентраций в поровых водах приводят в образованию конкреций. Следующая стадия -катагенез - основная стадия преобразований осадочной породы. На этой стадии под действие возрастающих с глубиной залегания давлений и температур происходят в осадочной породе следующие изменения: уплотнение, растворение неустойчивых компонентов породы, минеральные новообразования и перекристаллизация. Следующей стадией преобразования осадочных пород может быть метагенез (в случае увеличения глубины залегания), в процессе которого порода начинает утрачивать свои седиментационные признаки и начинает превращаться в метаморфическую породу, или гипергенез (в случае поднятия породы в зону свободного водообмена), в процессе которого может произойти полная дезинтеграция и разрушение породы.

В осадочных породах изменения на стадии катагенеза величин коэффициентов пористости и проницаемости зависят от большого числа факторов. Универсальным является закономерное снижение пористости и проницаемости осадочных пород с глубиной. Однако, темпы снижения этих параметров у каждой литологической разности неодинаковы.

В отложениях, испытывающих стабильное погружение раньше всего (на меньших глубинах) уплотняются хемогенные породы, медленнее всего уплотняются глинистые и диатомовые или, другие типы осадков по интенсивности уплотнения занимают промежуточное положение.

В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза все межзерновое пространство заполнено водой - в глинистых осадках (илах) вода в единице объема осадка занимает до 70-80%, другими словами пористость составляет 70-80%. По мере увеличения глубины залегания этого осадка под воздействием веса вышележащих осадков из ила выжимается вода -происходит сближение глинистых частиц и соответственно уменьшение объема заполненного водой, т.е. уменьшается пористость осадка. И на глубине в первые сотни метров пористость (водонасыщенность) уменьшается до 30%.

Дальнейшее погружение уже на стадии катагенеза приводит к уменьшению пористости до 10% и менее на глубинах около 3000 м.

В целом, процесс уплотнения глинистых пород довольно резко замедляется с глубиной и аппроксимируется криволинейной зависимостью, которая на определенной глубине принимает асимптотический характер (рис. 6).

Рис. 6. Графики зависимости плотности глин от глубины их погружения. Кривые: 1 - по В.Энгельгардту (1964); 2 - по Б.К.Балавадзе (1957); 3 - по Дж.Уиллеру (1961); 4 - по L.F.Athy (1930); 5 - по Н.Б.Вассоевичу (1955); 6 - по Е.И.Стетюхе и др. (1961).

• Рис 7. Графики зависимости открытой пористости песчаников от глубины их залегания.

1 - мезозойские и пермские отложения Вилюйской синеклизы; мезозойские отложения: 2 - Прикаспийской впадины, 3 - Восточного Предкавказья, 4 - Южного Мангышлака; 5 - кайнозойские отложения Апшеронского п-ва.

В карбонатных породах формирование первичного порового пространства происходит на стадиях седиментации и диагенеза (поры унаследованные от скелетов организмов, контракционные трещины и пространства в пелитоморфной (размеры частиц меньше 0,001-0,005 мм) породе, пустотные пространства между обломками и фрагментами органических остатков и обломками карбонатных пород.

При формировании пустотного пространства в карбонатных породах главную роль играет не фактор гравитационного уплотнения с глубиной, а неоднородность структуры порового пространства, заложенная еще на стадии седиментогенеза. В целом направленность изменения пористости и проницаемости карбонатных пород имеет более сложный характер, по сравнению с терригенными породами.

Для терригенных пород отмеченное изменение коллекторских свойств пород обусловлено влиянием двух основных факторов -механического и стадиального, находящихся в причинно-следственной связи. Такие факторы, как строение разреза, вещественный состав пород, температурный режим, химизм среды будут сказываться на темпе уплотнения.

Помимо механического уплотнения пород-коллекторов под действием геостатической нагрузки вышезалегающих отложений, уменьшение пористости и проницаемости с глубиной обусловлено:заполнением порового пространства, трещин и каверн аутигенными минералами (монтмориллонит, гидрослюда, каолинит, хлорит, лептохлорит, глауконит, кальцит и др.);регенерацией кварца, полевых шпатов и плагиоклазов (регенерация обрастание и разрастание обломочных зерен); растворением обломочных зерен на контакте друг с другом с возникновением структур растворения (конформных, инкорпорационных, микростиллолитовых).

Можно выделить две стадии уплотнения терригенных пород: стадия механического уплотнения и стадия растворения. На первой -преобладают процессы формирования более плотной упаковки за счет механического перемещения зерен, из взаимного приспособления, за счет механической деформации; для этой стадии характерны градиенты снижения К„ на 7-9% на 1000 м. На второй стадии доминируют процессы растворения зерен на контактах зерен, формирование мозаичных структур, микростиллолитовых швов; градиенты снижено Кп – 3-4% на 1000 м.

Динамика изменения коллекторских свойств карбонатных пород значительно сложнее. Изначально первичное поровое пространство в карбонатных биогенных породах представляет собой сложную систему, структура которой обусловлена морфологией и расположением рифостроящих (биогермостроящих) организмов (кораллы, строматопоры, мшанки, губки, сине—зеленые водоросли); более простую структуру порового пространства имеют карбонатные породы, сложенные обломками и фрагментами раковин и биогенных пород.

Вместе с тем, на фоне закономерного ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород с глубиной наблюдаются отклонения в сторону более высоких значений коэффициентов пористости и проницаемости, а также замедление темпов уплотнения пород.

Замедление темпов уплотнения пород обусловлено литологическими особенностями породы, химизмом флюидов, механическим влиянием флюидов.

Наиболее предрасположены к замедлению темпов снижения коллекторских свойств крупно- и среднезернистые песчаники с низким содержанием цемента. При погружении песчаников на большие глубины в результате возникновения структур растворения образуется жесткий каркас с определенными упругими свойствами, воспринимающий на себя большую часть геостатической нагрузки. Однородность размера зерен (хорошая отсортированность обломочного материала) обусловливает болыпую величину пористости, а в случае крупнозернистого песчаника и больший размер пор.

Наличие в известняках и доломитах изначально крупных межформенных и внутриформенных пор и каверн также способствует сохранению или замедленному снижению пористости и проницаемости.

По мнению некоторых исследователей замедлению темпов уплотнения песчаников способствует и большая толщина пласта. Для глинистых толщ это достаточно четко фиксируется по динамике процесса гидрослюдизации монтмориллонита (см. раздел 5.4).

Замедляют процесс снижения коллекторских свойств находящихся в поровом пространстве жидкие и газообразные УВ, которые препятствуют или подавляют процессы аутигенного минералообразования.

Механическое влияние флюидов на темпы снижения коллекторских свойств происходит в том случае, когда они находятся в поровом пространстве в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД).

Вторичная пористость образуется в результате доломитизации известняков, выщелачивания отдельных минеральных компонентов породы, перекристаллизации обломочных и сформировавшихся ранее аутигенных минералов, трансформации слоистых силикатов.

Многие исследователи обратили внимание на то, что процессы формирования вторичной пористости приурочены к определенным глубинам залегания. Н.А.Минским (1975) в вертикальном разрезе кальцитсодержащих пород выделяется две основные зоны:

верхнюю А и нижнюю Б (рис. 8), граница между которыми проходит на глубине 1-1,5 км. Каждая зона подразделяется на несколько подзон.

В подзоне A₁ кальций пород-коллекторов растворяется водами, насыщенными углекислым газом. Эта зона характеризуется увеличенными значениями пористости.

В подзоне А₂ происходит уменьшение пористости, так как здесь происходит перекристаллизация кальцита.

Зона Б также подразделяется на ряд подзон: подзона Б₂¹ характеризуется увеличением пористости и проницаемости, вызываемым растворением кальцита и трансформацией монтмориллонита в гидрослюду (в результате последнего процесса уменьшается объем занимаемый этим минералом). Подзона занимает интервал глубин 1-3,0 км.

В подзонах Б₂² и Б₂³ происходит уменьшение пористости и проницаемости.

Подзона Б₂¹ Н.А.Минским выделяется как зона оптимальных коллекторов (ОК).

Процессы формирования вторичной пористости активизируются в условиях трещинообразования. Образование трещин способствует интенсификации процессов массопереноса и массообмена.

Рис. 8. Схема изменения коллекторских свойств кальцитсодержащих пород с глубиной (по Н.А.Минскому, 1975).

а - пространство пор и трещин; 6 - кремнезем, силикаты; в - кальцит; г-максимальная пористость; д - максимальная проницаемость; Мпк - область наибольшего увеличения (аномалия) максимальных значений пористости с глубиной; г.у.к. - граница устойчивости кальцита; с. у. - ступенчатое уплотнение коллекторов; O.K. - область оптимальных свойств коллекторов.

По А.А. Ханину(1969) склонность осадочных пород к трещинообразованию уменьшается в ряду: доломитизированные известняки- чистые известняки-доломиты-аргиллиты-песчаники и алевролиты-ангидрито-доломитовые породы-ангидриты.

Как правило, зоны трещиноватости приурочены к плоскостям разрывных нарушений, которые окружены системой оперящих трещин. По этим трещинам циркулируют растворы, растворяющая способность которых по отношению к вмещающим породам определяется степенью их минерализации, составом и обогащенностью газовой фазой (С0₂, Н₂ и др.).

Говоря о развитии вторичной пористости надо всегда иметь ввиду локальность распространения вторичных коллекторов в пространстве. Размеры зон вторичных коллекторов зависят от оптимального сочетания большого количества факторов (тектонический режим, литологический состав и строение разреза, примеров формирования вторичной пористости, в результате процессов упомянутых выше. Как правило, вторичные породы-коллекторы приурочены к породам залегающим (или залегавшим) на глубинах 3-3,5 км. Например, месторождение нефти и газа пермотриасовых отложений Мангышлака и плато Устюрт связаны с трещинными и порово-трещинными коллекторами. Залежи нефти в нефтекумской свите пермотриасового возраста на востоке Ставропольского края приурочены к зонам локального развития вторичных коллекторов. К сложным порово-кавернозно-трещинным породам-коллекторам приурочены залежи газа на Оградненском месторождении в Нюйско-Джербинской впадине, на Бысахтахском месторождении в Березовской впадине на юго-западе Якутии. На Бысахтахском месторождении одна залежь газа приурочена к обширной зоне дробления сливных кварцевых песчаников венда.

Существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов оказывает количество и минеральный состав цемента. Цемент осадочных пород - вещество, скрепляющее частицы осадочных пород (зерна, обломки пород, фрагменты скелетов организмов, оолиты и др.). В осадочных породах наиболее широко развиты глинистый и карбонатный цементы, реже сульфатный, цеолитовый, кремнистый, фосфатный и др. По объемному соотношению с цементируемым материалом выделяются следующие типы цемента: базальный, пойкилитовый, поровый, пленочный и контактовый. Первые три типа практически полностью заполняют поровое пространство.

Независимо от состава и типа цементации однозначно уменьшаются емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов при увеличении содержания цемента. При прочих равных условиях (гранулометрический состав обломочной части, сортировка и др.) наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают мономинеральные кварцевые песчаники с минимальным (до 3-5%) содержанием глинистого цемента. В качестве примера можно привести песчаники ботуобинского горизонта на юго-западе Якутии. При значениях содержания цемента более 15-20% наиболее резко снижает значения открытой пористости карбонатный цемент. В случае присутствия в породе глинистого цемента при прочих равных условиях открытая пористость выше в песчаниках с каолинитовым цементом и ниже в песчаниках с монтмориллонитовым и гидрослюдистым цементом. Это достаточно четко, например, прослеживается в песчаниках перми и нижнего триаса Вилюйской синеклизы.

3.4.Породы-коллекторы, породы-покрышки, природные резервуары

Породы обладающие, благодаря коллекторским свойствам (пористость, проницаемость), способностью аккумулировать и отдавать флюиды называются коллекторами.

По морфологии пустотного пространства выделяются поровые, кавернозные, трещинные и смешанные коллекторы.

Поровые (гранулярные) коллекторы характерны для терригенных и в меньшей степени для карбонатных пород. В поровых коллекторах размеры и форма пор определяется размерами обломочных зерен, степенью их окатанности, минеральным составом обломочных зерен, количеством и минеральным составом цемента. В карбонатных породах размеры и конфигурация пор определяется размером кристаллов кальцита и доломита, фрагментов раковин и скелетных остатков. Гранулярная пористость является сингенетичной, т. е. формируется одновременно с образованием осадка. Как было показано выше, в постседиментационной истории преобразования осадка происходит закономерное уменьшение величины гранулярной пористости, обусловленное влияние таких факторов, как давление, температура, вещественный состав породы и т. д.

Кавернозные коллекторы характерны для карбонатных пород. Кавернозная составляющая пустотного пространства породы всегда является вторичной, формирующейся за счет растворения (выщелачивания) и выноса минеральной массы, за счет метасоматического замещения кальцита доломитом. Каверны в отличие от пор распределяются в породе неравномерно.

Трещинные коллекторы образуются в плотных породах, практически лишенных гранулярной пористости. Это могут быть хемогенные породы с изначально отсутствующей гранулярной пористостью, а также породы лишившиеся гранулярной пористости в процессе постседиментационных преобразований.

Чисто кавернозные и чисто трещинные коллекторы распространены очень редко.

Наиболее распространены смешанные коллекторы - порово-трещинные, порово-кавернозные, кавернозно-порово-трещинные, кавернозно-трещинные и т.д. Во всех этих типах коллекторов меняется соотношение кавернозной и поровой емкостей, доля трещинная емкости всегда существенно меньше и определяет проницаемость породы.

Было предложено много классификаций пород-коллекторов, в которых учитывались литология и количественные значения пористости и проницаемости.

Для терригенных коллекторов наиболее удобна классификация А.А.Ханина, в которой коллекторы делятся на шесть классов (табл. 1).

Наилучшими экранирующими свойствами характеризуются пластичные породы, каковыми являются в первую очередь, каменные соли и глины. Строго говоря, все горные породы обладают в той или иной степени пластичностью, но каменные соли и глины характеризуются наибольшими скоростями пластических деформаций.

Однако, проявление пластичных свойств этих пород с увеличением глубины залегания разное. Глинистые толщи с увеличением глубины залегания утрачивают пластичные свойства вследствие выжимания из породы седиментационной воды с гидрослюдизации монтмориллонита, глинистого минерала способного набухать и придавать глинистой породе пластичность. С утратой пластичности глинистые породы превращаются в неразмокающие аргиллиты, становятся трещиноватыми и их изолирующие свойства снижаются. У каменных солей с увеличением глубины залегания напротив возрастает пластичность, а на глубине свыше 3 км преодолевается предел текучести и каменная соль приобретает свойство текучести.

По оценке И.В.Высоцкого около 70% всех покрышек образовано глинистыми толщами. В большинстве нефтегазоносных бассейнов мира залежи нефти и газа контролируются покрышками, сложенными глинистыми породами. В качестве примеров можно привести: верхнеюрско-валанжинскую и туронско-палеогеновую региональные покрышки в Западно-Сибирской нефтегазовой области; глинистые покрышки мелового - неогенового разреза Западного Предкавказья, глинистая толща олигоцена крупнейшей Сахаро-Ливийской нефтегазоносной провинции и др. В пределах Вилюйской синеклизы Республики Саха (Якутия) все открытые залежи газа и газоконденсата контролируются глинистыми покрышками.

Покрышки, сложенные галогенными породами, главным образом, каменной солью, контролируют многие крупнейшие месторождения нефти и газа: эвапоритовая толща среднемиоценового возраста (нижний фарс) в нефтегазоносной провинции Персидского залива, сульфатно-соленосная толща пермского возраста Центрально-Европейского нефтегазоносного бассейна, глинисто-соленосная толща Сахаро-Ливийской нефтегазоносной провинции. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы регионально распространены терригенно-сульфатно-карбонатные породы иктехской серии нижнего кембрия.

Природным резервуаром называется определенное соотношение в разрезе проницаемых (коллектор) и непроницаемых (покрышка) пород. По такому соотношению И.О.Брод предлагал выделять три основных типа природных резервуаров: пластовые резервуары, массивные резервуары, резервуары литологически ограниченные.

Пластовый резервуар представляет собой сочетание пласта-коллектора, ограниченного по кровле и подошве пласта непроницаемыми пластами (рис. 9). Этот тип природного резервуара встречается практически во всех нефтегазоносных бассейнах мира и не редко имеет региональное распространение в пределах нефтегазоносных областей и провинций. В качестве такого примера можно привести: нижнетриасовый, таганджинский резервуар в пределах восточной части Вилюйской синеклизы и центральной части Предверхоянского прогиба, в строении которого присутствуют мономская и неджелинская покрышки и таганджинская свита, сложенная преимущественно песчаниками; карбонатную толщу верхнеюрской формации араб, в которой выделяется несколько самостоятельных пластов трещиновато-кавернозных известняков, разделенных пластами ангидритов, глинистых сланцев и глин в Саудовской Аравии и Катаре. В частности, к этому резервуару приурочено второе в мире по запасам месторождение нефти Гавар

(начальные запасы 10,1 млрд. т), а также месторождение Абкайк (начальные запасы 1,2 млрд. т). К этому типу резервуара приурочена подавляющая часть разведанных запасов нефти и газа в мире.

Массивный природный резервуар представляет собой сочетание толщи проницаемых пород (коллекторов) с толщей непроницаемых пород (покрышка) облекающей коллектор по кровле и с боков. Чаще всего резервуары такого типа приурочены к рифовым телам, эрозионным выступам (рис. 10).

Рис. 10. Схема массивных резервуаров (по Н.А.Еременко, 1968): а- однородного, б-неоднородного.

1 - песчаники, 2 - мергели, 3 - глины, 4 - доломиты, 5 - известняки, 6 -алевролиты, 7 - соленосные отложения.

Литологически ограниченный резервуар представляет собой чаще всего линзовидное тело породы-коллектора, ограниченное со всех сторон непроницаемыми породами. В качестве примеров можно привести залежи газа в линзах песчаников глинистой мономской свиты нижнего триаса Вилюйской синеклиэы, залежи нефти и газа в линзовидных телах баровых песчаников, известные во многих нефтегазоносных регионах мира (рис.

11)-

Рис. 11. Пример литологически ограниченного резервуара. Условные см. рис. 9.