Ловушки и время их формирования

Кратко о главном

Ловушка — это коллектор, покрышка и геометрия, из которой всплывающим углеводородам некуда уйти.
Замыкание — вертикальное расстояние от свода до точки перелива. Высоту залежи ограничивает самое жёсткое из трёх: замыкание, удерживающая способность покрышки и количество пришедших углеводородов.
Структурные ловушки создают деформации — складки, разломы, движение соли, — и они моложе вмещающих пород; стратиграфические задаются условиями отложения или изменениями пород и часто существуют с самого начала.
Движущиеся пластовые воды наклоняют контакт в сторону потока; наклон в $\rho_w/(\rho_w - \rho_o)$ раз круче наклона пьезометрической поверхности.
Ловушка должна существовать к моменту миграции. Кривая погружения с температурной шкалой показывает, когда материнская порода была в зоне генерации; время образования ловушек сравнивают с этим интервалом.
Поздний наклон пластов может опорожнить старые ловушки и заполнить новые (повторная миграция); при переливе по цепочке ловушек газ остаётся в ближних к очагу, нефть уходит в дальние.

Ключевые соотношения

Z = z_{\text{пер}} - z_{\text{св}}

замыкание: глубина точки перелива минус глубина свода

H \le \min\left(Z,\ H_{max},\ H_{\text{приток}}\right)

высота залежи не больше замыкания, удерживающей способности покрышки и того, что обеспечил приток

\dfrac{\dd z_c}{\dd x} = \dfrac{\rho_w}{\rho_w - \rho_o}\,\dfrac{\dd h}{\dd x}

наклон водонефтяного контакта при движении пластовых вод; здесь $z_c$ (контакт) и $h$ (напор) — отметки, отсчитанные вверх, а не глубины, как $z$ в остальных формулах

T = T_0 + G_T\,z

температура на глубине $z$ при постоянном геотермическом градиенте $G_T$

Где чаще всего ошибаются

Считать, что любая закартированная ловушка заполнена до точки перелива.
Забывать о времени: структура, выросшая после миграции, может быть пустой.
Проводить горизонтальный контакт там, где пластовые воды движутся: контакт наклонён, и часть ловушки может быть промыта.
Считать, что ловушке выклинивания или под несогласием не нужна структура: без наклона пластов она не работает.

После урока вы сможете

определять элементы ловушки — свод, замыкание, точку перелива — и понимать, что ограничивает высоту залежи: перелив, покрышка или приток углеводородов;
различать структурные, стратиграфические, комбинированные и гидродинамические ловушки и узнавать их на схематических разрезах;
оценивать наклон водонефтяного контакта при движении пластовых вод;
объяснять, почему ловушка должна быть старше миграции и как перелив из ловушки в ловушку и повторная миграция меняют распределение нефти и газа;
строить простую кривую погружения с перерывом и подъёмом и определять по ней, какие ловушки успели получить нефть.

Анатомия ловушки: свод, замыкание, точка перелива

Нефть и газ легче воды и, выйдя из нефтематеринской породы, поднимаются по проницаемым пластам под покрышками (Нефтяная система и концепция плея). Ловушка — место, где подъём останавливается: кровля коллектора образует «перевёрнутую чашу», из которой углеводородам некуда уйти вверх. Её описывают несколькими элементами.

Свод (crest): самая высокая точка кровли коллектора в ловушке; отсюда залежь начинается.
Точка перелива (spill point): самая низкая точка, в которой ловушка ещё удерживает углеводороды: седловина на пути к соседней структуре, окончание разлома, край выклинивания. Изогипса кровли, проходящая через неё, — последняя замыкающая изогипса.
Замыкание (closure): вертикальное расстояние от свода до точки перелива; в отечественной практике — амплитуда ловушки. Площадь внутри замыкающей изогипсы — площадь ловушки.
Заполнение до перелива (fill to spill): углеводородов пришло столько, что они заняли ловушку до точки перелива; избыток уходит через неё дальше вверх по пласту.

СхемаАнтиклинальная ловушка в разрезе и в плане: свод, точка перелива в седловине, замыкание

Z

и залежь высотой

H

, которая заполняет ловушку не до конца. При переполнении нефть уходила бы через седловину вверх по восстанию пласта. Схема не в масштабе.

Аналогия: перевёрнутая чашка

Опустите перевёрнутую чашку в таз с водой и подводите под неё снизу пузырьки воздуха. Воздух копится под дном, пока граница «вода — воздух» не опустится до края; дальше каждый новый пузырёк уходит из-под края и всплывает. Край — точка перелива, глубина чашки — замыкание. Аналогия неполна: в недрах «край» — это самая высокая точка на пути выхода из ловушки (седловина), а стенки чашки — покрышка, которая может начать пропускать углеводороды раньше, чем они дойдут до края.

Сколько углеводородов окажется в ловушке, решает самое жёсткое из трёх ограничений:

замыкание — ниже точки перелива залежь опуститься не может, поэтому её высота не больше замыкания;
удерживающая способность покрышки — если покрышка пропускает углеводороды раньше, залежь ниже замыкания (Коллектор и покрышка);
приток — сколько углеводородов пришло после образования ловушки, за вычетом потерь.

Поэтому до бурения положение контакта задают диапазоном — от «заполнено до перелива» до «ограничено покрышкой или притоком». Эта неопределённость — одна из главных в оценке ресурсов проспекта, тем более что объём ловушки распределён по высоте неравномерно.

Расчётный примерЛовушка, заполненная не до перелива

Исходные данные (условные)

Глубина свода по кровле коллектора: 2150 м
Глубина точки перелива: 2270 м
Площадь внутри замыкающей изогипсы $A_s$: 12 км²
Удерживающая способность покрышки: 85 м нефти
Нефти пришло: с избытком
Форма ловушки: купол: площадь внутри изогипсы растёт пропорционально глубине ниже свода; коллектор мощнее залежи

Решение

Замыкание: $Z = 2270 - 2150 = 120$ м. Покрышка держит 85 м — меньше замыкания, значит, залежь ограничит покрышка, и водонефтяной контакт (ВНК) установится на глубине $2150 + 85 = 2235$ м.
Площадь на глубине $z$ ниже свода $A(z) = A_s\,z/Z$ , поэтому объём пород над контактом при высоте залежи $H$ : $V(H) = \int_0^H A(z)\dd z = \dfrac{A_s H^2}{2Z}$ .
Вся ловушка: $V(Z) = 12\cdot10^6\cdot 120/2 = 720$ млн м³; залежь высотой 85 м: $V = 12\cdot10^6\cdot 85^2/240 = 361$ млн м³.
Доля заполнения: по высоте $85/120 = 0{,}71$ , по объёму $(85/120)^2 = 0{,}50$ .

Ответ: Залежь займёт 71 % высоты ловушки, но лишь 50 % её объёма: около 361 млн м³ пород из 720 млн м³.

Что это значит. Нижняя часть купола шире верхней, поэтому последние десятки метров замыкания содержат непропорционально большую долю объёма. Если бы контакт приняли на уровне перелива, а залежь на деле ограничена покрышкой, объём пород и ресурсы оказались бы завышены вдвое. Поэтому ресурсы проспекта считают для нескольких положений контакта (Подсчёт запасов объёмным методом, Общий объём пород по картам). Данные примера условные.

Структурные ловушки

Структурные ловушки создают деформации пород после их отложения: складки, разломы, движение соли, облекание пластами погребённых выступов. Поэтому они всегда моложе вмещающих пород — и могут оказаться моложе миграции.

СхемаГлавные типы ловушек в схематических разрезах: слева — структурные (антиклинальная, экранированная разломом, у соляного купола), справа — стратиграфические (выклинивание пласта, под несогласием, рифовая). Нефть показана оранжевым. Схемы не в масштабе.

Антиклинальная (сводовая) ловушка: складка, замкнутая падением пластов во все стороны (четырёхстороннее замыкание). Её проще всего закартировать, и исторически это самый распространённый тип. Складки образуются при сжатии, над соляными куполами и при облекании пластами погребённых выступов и рифов (Складки, соляные диапиры и их связь с разломами).
Тектонически экранированная ловушка: пласт, воздымающийся к разлому, замкнут падением с трёх сторон, а с четвёртой — разломом (трёхстороннее замыкание). Работает, только если разлом сам служит экраном: коллектор примыкает по нему к глинам или зона разлома заполнена глинистым материалом (Разломы). Бывает у сбросов в зонах растяжения и у взбросов в зонах сжатия.
Приразломная антиклиналь (rollover): складка в опущенном крыле криволинейного сброса, который смещался во время осадконакопления. Такие конседиментационные сбросы характерны для мощных дельтовых толщ; в опущенном крыле накапливаются увеличенные толщины.
Ловушки у соляных куполов: пластичная соль течёт под неравномерной нагрузкой осадков и поднимается, образуя купола и штоки — диапиры. Над куполом пласты изгибаются в свод; на крыльях они задираются и упираются в соль, которая служит экраном; встречаются ловушки под «карнизами» соли и в блоках, разбитых разломами над куполом. Так устроены многие надсолевые ловушки Прикаспийской впадины.

Стратиграфические и комбинированные ловушки

В стратиграфической ловушке коллектор и покрышка оказались в нужном положении не из-за деформации, а из-за условий отложения или последующих изменений породы. На структурной карте такие ловушки не видны как «бугры», поэтому искать их труднее: помогают фациальные карты, сейсмические атрибуты и сопоставление скважин (Интерпретация сейсмических разрезов).

Выклинивание: песчаное тело утончается вверх по восстанию и исчезает в глинах: береговой бар, русловой песчаник, конус выноса.
Фациальное замещение: коллектор по простиранию сменяется непроницаемой породой — песчаник глиной, пористый известняк плотным (литологический экран).
Диагенетическая ловушка: вверх по восстанию пористость уничтожена цементом.
Ловушка под несогласием: наклонённые пласты срезаны размывом и сверху перекрыты глинами, отложившимися после перерыва; коллектор запечатан по поверхности несогласия (Стратиграфия и геологическое время).
Рифовая ловушка: погребённый риф или другая карбонатная постройка, облекаемая глинами: пористое тело выступает над окружающими породами. В отечественной классификации рифогенные ловушки обычно выделяют отдельно.

Ловушкам выклинивания и под несогласием всё равно нужна структура в широком смысле: пласты должны быть наклонены, чтобы выклинивающийся или срезанный конец коллектора оказался выше остальной его части. Если наклон пластов изменится, ловушка может раскрыться. Риф или песчаная линза, со всех сторон окружённые глинами, замкнуты своей формой.

Там, где коллектор сменяется покрышкой постепенно, между ними остаётся полоса плохой породы: углеводороды туда попадают, но извлечь их почти невозможно. В подсчёте запасов такие зоны отсекают граничными значениями (Подсчёт запасов объёмным методом).

Комбинированные ловушки сочетают несколько механизмов: песчаник выклинивается на крыле складки, коллектор срезан несогласием на своде поднятия, разлом дополняет литологический экран. Многие крупные месторождения относятся именно к ним, и вероятность успеха оценивают для каждого механизма замыкания (Геологический риск и вероятность успеха).

Движущиеся воды и контакты

Пока вода в пласте неподвижна, водонефтяной контакт горизонтален. Но пластовые воды нередко медленно текут — от областей питания, где пласт получает воду, к областям разгрузки. Тогда давление воды меняется вдоль пласта не только с глубиной, и граница нефти с водой наклоняется. Движение воды описывают пьезометрической поверхностью (potentiometric surface) — отметкой, до которой поднялась бы вода в скважинах, вскрывших пласт; её уклон задаёт направление и силу потока.

Наклон водонефтяного контакта при движении пластовых вод

\frac{\dd z_c}{\dd x} = \frac{\rho_w}{\rho_w - \rho_o}\cdot\frac{\dd h}{\dd x}

где:

$z_c$ отметка (высота) водонефтяного контакта, м
$h$ напор пластовых вод — отметка пьезометрической поверхности, м
$x$ расстояние по горизонтали вдоль направления потока, м
$\rho_w,\ \rho_o$ плотности пластовой воды и нефти в пласте, кг/м³

Единицы: любая согласованная система; наклоны удобно выражать в метрах на километр

Справедливо, если

поток воды установившийся, нефть в ловушке неподвижна;
капиллярными эффектами пренебрегают, плотности постоянны;
для газоводяного контакта вместо $\rho_o$ подставляют плотность газа $\rho_g$ .

Контакт наклонён туда же, куда пьезометрическая поверхность, то есть опускается по направлению потока, но в $\rho_w/(\rho_w - \rho_o)$ раз круче: для нефти обычно в 3–10 раз, для тяжёлой нефти ещё больше, для газа — лишь в 1,2–1,3 раза. Вывод — в разделе для углублённого изучения.

Расчётный примерНаклонный контакт в ловушке с движущимися водами

Исходные данные (условные)

Уклон пьезометрической поверхности: 1,5 м на 1 км, поток на восток
Плотности в пласте: вода 1050, нефть 850, газ 200 кг/м³
Ширина ловушки вдоль потока: 4 км
Наклон крыльев ловушки: 1°, около 17,5 м на 1 км

Решение

Множитель для нефти: $\rho_w/(\rho_w - \rho_o) = 1050/(1050 - 850) = 5{,}25$ ; наклон ВНК: $5{,}25\cdot 1{,}5 = 7{,}9$ м/км.
На ширине ловушки 4 км контакт на восточном крыле, куда течёт вода, глубже, чем на западном, на 32 м.
Для газа: множитель $1050/(1050 - 200) = 1{,}24$ , наклон газоводяного контакта 1,9 м/км, разница на 4 км — 7,4 м.
Наклон ВНК (7,9 м/км) меньше наклона крыльев (17,5 м/км): нефть в ловушке удерживается, но залежь смещена по потоку.

Ответ: ВНК наклонён примерно на 7,9 м/км и на ширине ловушки опускается по потоку на 32 м; газоводяной контакт в тех же условиях наклонён лишь на 1,9 м/км.

Что это значит. Сильнее всего реагируют тяжёлые нефти: при плотности 950 кг/м³ множитель был бы уже 10,5. Если наклон контакта превысит наклон крыла, нефть с этого крыла будет вымыта, а при сильном потоке ловушка с малым замыканием может опустеть целиком. Наклонный контакт, принятый за горизонтальный, приводит к ошибкам в объёме залежи и в размещении скважин. Данные примера условные.

Поток воды, направленный вниз по падению пласта, может, наоборот, удержать нефть там, где замыкания нет вовсе, — на структурном носе или террасе. Такие гидродинамические ловушки (hydrodynamic traps) редки, а наклонные контакты встречаются часто.

Контакты в одной ловушке различаются и по другим причинам:

блоки, разделённые непроницаемыми разломами, заполнялись каждый по-своему, и у каждого свой контакт; разные контакты — важный признак разобщённости залежи для разработки (Частично проводящие разломы);
висячие контакты: вода задержалась выше основного контакта за барьером проницаемости или из-за истории заполнения (Висячие и наклонные контакты, защемлённая вода);
незавершённое заполнение или утечка: залежь ещё заполняется или частично потеряла углеводороды, и равновесный контакт не установился.

Время: ловушка должна успеть

Главное правило: ловушка должна существовать, когда через неё проходит основная масса мигрирующих углеводородов, то есть к критическому моменту нефтяной системы (Нефтяная система и концепция плея). Разные ловушки возникают в разное время:

стратиграфические ловушки, созданные условиями отложения (выклинивание, фациальное замещение, рифы), существуют почти с самого начала и обычно старше генерации;
ловушки под несогласием появляются, когда поверхность размыва перекрыта новой покрышкой, — иногда много позже отложения коллектора;
структурные ловушки образуются при складчатости, движении разломов и соли — нередко поздно, и тогда ранняя нефть уходит мимо.

Опоздавшая ловушка не обязательно пуста. Её может заполнить поздняя генерация — чаще газ, если материнская порода погрузилась глубже, — или повторная миграция (remigration): поздний наклон пластов опорожняет старые ловушки, и их нефть уходит в новые. Поэтому оценивают не только время образования ловушки, но и её сохранность после заполнения.

Вдоль одного пути миграции ловушки часто образуют цепочку и заполняются по очереди. Первая, ближайшая к очагу генерации, заполнившись до перелива, передаёт избыток следующей, расположенной выше по восстанию. Если приходят и газ, и нефть, газ как самый лёгкий занимает верх первой ловушки и вытесняет нефть через точку перелива дальше. В итоге ближние ловушки оказываются газовыми, следующие — нефтяными, а самые дальние, куда углеводородов не хватило, — водоносными. Этот принцип дифференциального улавливания (differential entrapment) работает, когда ловушки заполнены до перелива, и объясняет, почему нефтяная залежь выше по восстанию от газовой — не ошибка модели.

Время генерации определяют по кривой погружения (геоисторической кривой, burial history curve): как глубина нефтематеринской породы менялась во времени. Её строят по мощностям и возрастам пластов в скважинах и на разрезах: скорость осадконакопления — мощность, делённая на длительность накопления, с учётом уплотнения. Перерывы в осадконакоплении дают горизонтальные участки, подъём и размыв — восходящие. Добавив температуру по геотермическому градиенту, находят, когда порода была в зоне генерации.

Расчётный примерКривая погружения с перерывом и подъёмом: какие ловушки успели

Исходные данные (условные)

Нефтематеринская порода отложилась: 120 млн лет назад
От 120 до 80 млн лет назад: погружение 50 м за 1 млн лет
От 80 до 60 млн лет назад: перерыв: глубина не меняется
От 60 до 20 млн лет назад: погружение 60 м за 1 млн лет
Последние 20 млн лет: подъём и размыв, 30 м за 1 млн лет
Температура: 10 °C у поверхности, градиент 30 °C/км, постоянные
Условное окно основной генерации нефти: от 100 до 130 °C
Время образования ловушек: А — 70, Б — 30, В — 10 млн лет назад

Решение

Глубина к концу первого этапа: $50\cdot 40 = 2000$ м, температура $10 + 30\cdot 2{,}0 = 70$ °C; во время перерыва порода остаётся на этой глубине.
Окно генерации лежит на глубинах от $(100 - 10)/30 = 3{,}0$ до $(130 - 10)/30 = 4{,}0$ км. Глубины 3000 м порода достигнет через $(3000 - 2000)/60 = 16{,}7$ млн лет после начала третьего этапа, то есть 43,3 млн лет назад; глубины 4000 м — 26,7 млн лет назад.
Наибольшее погружение к 20 млн лет назад: $2000 + 60\cdot 40 = 4400$ м и 142 °C. После подъёма сегодня порода на глубине 3800 м при 124 °C.
Ловушка А образовалась до начала генерации. Ловушка Б застаёт лишь конец окна: при равномерной генерации это $(30 - 26{,}7)/(43{,}3 - 26{,}7) = 0{,}20$ , около 20 % нефти. Ловушка В образовалась, когда генерация уже закончилась.

Ответ: Основная нефть генерируется примерно от 43,3 до 26,7 млн лет назад. Ловушка А получает весь поток, Б — около 20 % нефти, В — только то, что перетечёт из других ловушек.

Что это значит. После 26,7 млн лет назад порода была глубже окна и в рамках принятой схемы генерировала в основном газ — он и мог достаться ловушке Б. Подъём остановил генерацию: сегодня температура 124 °C формально внутри окна, но органическое вещество уже пережило 142 °C, и то, что могло превратиться в нефть при меньших температурах, уже превратилось. Отражательная способность витринита в скважине покажет зрелость, слишком высокую для современной глубины, — по этому несоответствию оценивают размытую толщу. Реальная скорость генерации не постоянна, а границы окна зависят от типа органического вещества (Нефтематеринские породы, созревание и миграция). Данные примера условные.

РасчётКривая погружения нефтематеринской породы из примера: погружение, перерыв, быстрое погружение и подъём. Штриховые линии — условные границы окна основной генерации нефти (100 и 130 °C при градиенте 30 °C/км); точки — время образования ловушек А, Б и В.

Модель погружения проверяют по отражательной способности витринита (vitrinite reflectance, $R_o$ ). Витринит — частицы органического вещества, образовавшиеся из древесных тканей растений; при нагреве они необратимо становятся более блестящими. $R_o$ записывает наибольшую температуру, пережитую породой; нефтяному окну обычно соответствуют значения примерно от 0,6 до 1,3 %, но границы зависят от типа органического вещества. Если рассчитанная зрелость расходится с измеренной, уточняют тепловой поток в прошлом или толщину размытых пород (Нефтематеринские породы, созревание и миграция).

Для проспекта кривые погружения строят в нескольких точках — в очаге генерации и у ловушки — и соединяют точки одинаковой зрелости линиями на разрезах и картах. Так получают модель заполнения: какая площадь зрелой материнской породы питает ловушку, когда она начала отдавать нефть и когда газ. Открытые залежи обычно группируются внутри или рядом с областями зрелой материнской породы, а за их пределами успешных скважин заметно меньше. Сложные двух- и трёхмерные модели бассейна рассчитывают специализированными программами.

Термины и обозначения

Ловушка: часть коллектора, перекрытая покрышками так, что всплывающие углеводороды не могут мигрировать дальше и накапливаются (trap).
Свод: самая высокая точка кровли коллектора в ловушке (crest).
Точка перелива: самая низкая точка, до которой ловушка удерживает углеводороды; через неё уходит избыток (spill point).
Замыкание (амплитуда ловушки): вертикальное расстояние от свода до точки перелива (closure).
Структурная ловушка: ловушка, созданная деформациями: складками, разломами, движением соли.
Стратиграфическая ловушка: ловушка, созданная условиями отложения или изменениями пород: выклиниванием, замещением, несогласием, рифом.
Гидродинамическая ловушка: удержание углеводородов потоком пластовых вод там, где замыкания нет.
Кривая погружения: график глубины пласта во времени; вместе с геотермическим градиентом даёт историю его температуры (burial, или geohistory, curve).
Повторная миграция: переток углеводородов из разрушенных или наклонённых ловушек в новые (remigration).
Дифференциальное улавливание: распределение газа и нефти по цепочке ловушек при переливе: газ остаётся в ближних к очагу, нефть уходит в дальние.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Ловушка на карте есть — значит, она заполнена до точки перелива».

На самом деле

Высоту залежи ограничивают также покрышка и приток углеводородов. До бурения контакт задают диапазоном, а объём залежи считают для нескольких вариантов.

Неверно

«Ловушке выклинивания или под несогласием структура не нужна».

На самом деле

Нужен наклон пластов: выклинивающийся или срезанный конец коллектора должен быть выше остальной его части. Поздний наклон может такую ловушку раскрыть. Замкнуты сами по себе только тела, со всех сторон окружённые глинами, — рифы и линзы.

Неверно

«Водонефтяной контакт всегда горизонтален».

На самом деле

При движении пластовых вод он наклонён по направлению потока; в блоках, разделённых разломами, контакты бывают разными; встречаются и висячие контакты.

Неверно

«Раз ловушка старше миграции, нефть в ней обязательно есть».

На самом деле

Нужно ещё, чтобы она лежала на пути миграции, имела работающую покрышку и сохранилась после заполнения: поздние разломы, наклон и размыв могут её опустошить.

Неверно

«Нефтяная залежь выше по восстанию, чем газовая, — ошибка в модели».

На самом деле

Так и бывает при переливе по цепочке ловушек: газ вытесняет нефть из ближних к очагу ловушек в дальние (дифференциальное улавливание).

Подробно: для продвинутых

Откуда формула наклона контакта

Нефть в ловушке неподвижна, поэтому её давление меняется с высотой гидростатически: $p_o = C - \rho_o g z$ , где $z$ — высота точки, $C$ — постоянная. Давление движущейся воды выражают через напор: $p_w = \rho_w g\,(h - z)$ , где $h(x)$ — отметка пьезометрической поверхности над точкой. На контакте, если пренебречь капиллярными силами, давления равны: $C - \rho_o g z_c = \rho_w g\,(h - z_c)$ .

Отсюда $z_c = \dfrac{\rho_w h - C/g}{\rho_w - \rho_o}$ , и, продифференцировав по $x$ , получаем $\dfrac{\dd z_c}{\dd x} = \dfrac{\rho_w}{\rho_w - \rho_o}\,\dfrac{\dd h}{\dd x}$ . Малая разность плотностей в знаменателе и превращает едва заметный уклон пьезометрической поверхности в заметный наклон контакта. В неподвижной воде $\dd h/\dd x = 0$ , и контакт горизонтален.

Уплотнение и восстановление мощностей

Кривую погружения строят «назад во времени» от сегодняшнего разреза. Но сегодняшние мощности пластов меньше, чем были в прошлом: при погружении пористость падает, слой сжимается, а объём минеральных зёрен почти не меняется. Поэтому при реконструкции мощности разуплотняют (decompaction).

Мощность слоя при другой пористости (сохранение объёма зёрен)

h_1\,(1 - \phi_1) = h_2\,(1 - \phi_2)

где:

$h_1,\ h_2$ мощность слоя в два момента времени, м
$\phi_1,\ \phi_2$ средняя пористость слоя в эти моменты, доли единицы

Единицы: мощности — в любых одинаковых единицах, пористость — в долях единицы

Справедливо, если

объём зёрен сохраняется: цемент не добавляется и не растворяется;
пористость средняя по слою; её берут из зависимости пористости от глубины для данной породы.

Слой, который сегодня имеет мощность 1000 м при средней пористости 0,10, в прошлом при средней пористости 0,30 был мощностью $1000\cdot 0{,}9/0{,}7 \approx 1290$ м. Значит, в прошлом материнская порода под ним лежала глубже, чем показывает сумма сегодняшних мощностей, и генерация началась раньше, чем по неразуплотнённой кривой.

Связь с другими темами

Нефтяная система и концепция плея — элементы нефтяной системы, критический момент и схема событий.
Коллектор и покрышка — какую высоту залежи удержит покрышка.
Нефтематеринские породы, созревание и миграция — когда и сколько углеводородов генерирует материнская порода и как они мигрируют.
Складки, соляные диапиры и их связь с разломами — складки и соляные купола — главные структурные ловушки.
Разломы — когда разлом экранирует залежь, а когда пропускает углеводороды.
Подсчёт запасов объёмным методом — как объём ловушки и положение контакта превращаются в запасы.
Общий объём пород по картам — как считают объём пород по структурным картам и контактам.
Висячие и наклонные контакты, защемлённая вода — висячие и наклонные контакты по данным замеров давления.
Геологический риск и вероятность успеха — как оценивают вероятность существования ловушки и её заполнения.

Проверьте себя

1
Что такое замыкание ловушки?
1. А.Толщина покрышки над сводом
2. Б.Вертикальное расстояние от свода до точки перелива
3. В.Площадь ловушки на карте
4. Г.Расстояние от ловушки до очага генерации
Показать ответ
Правильный ответ: Б. Вертикальное расстояние от свода до точки перелива
Замыкание — наибольшая возможная высота залежи в ловушке: ниже точки перелива углеводороды уходят дальше вверх по пласту. Площадь внутри замыкающей изогипсы — это площадь ловушки.
2
Свод ловушки на глубине 1800 м, точка перелива — 1890 м, покрышка способна удержать 120 м нефти, нефти пришло с избытком. Где будет ВНК и что ограничивает залежь?
Показать ответ
Замыкание 90 м меньше удерживающей способности покрышки (120 м), а нефти достаточно, поэтому ловушка заполнена до перелива: ВНК на глубине 1890 м, высота залежи 90 м. Избыток нефти уходит через точку перелива дальше вверх по пласту.
3
Какие ловушки обычно раньше всех возникают по отношению к генерации углеводородов?
1. А.Ловушки у разломов, возникших после генерации
2. Б.Складки, выросшие при поздней складчатости
3. В.Ловушки, созданные поздним наклоном пластов
4. Г.Стратиграфические ловушки выклинивания и фациального замещения
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Стратиграфические ловушки выклинивания и фациального замещения
Их геометрию задают условия отложения, поэтому они существуют почти с самого начала — задолго до того, как материнская порода войдёт в зону генерации. Структурным ловушкам нужны деформации, которые часто происходят позже.
4
Пьезометрическая поверхность пластовых вод понижается на 2 м на каждый километр. Плотность воды 1,05 г/см³, нефти 0,80 г/см³. Каков наклон ВНК и куда он направлен?
Показать ответ
Множитель $1{,}05/(1{,}05 - 0{,}80) = 4{,}2$ , наклон ВНК — $4{,}2\cdot 2 = 8{,}4$ м на километр. Контакт опускается по направлению потока воды, то есть туда, где пьезометрическая поверхность ниже.
5
По пути миграции от очага генерации вверх по пласту расположены три ловушки. В ближней к очагу — газ, в средней — нефть, в дальней — вода. Как это объяснить?
Показать ответ
Это дифференциальное улавливание. Ближняя ловушка заполнилась первой; когда пришёл газ, он занял её верх и вытеснил нефть через точку перелива в среднюю ловушку. До дальней ловушки углеводородов не хватило, и она осталась водоносной — хотя её форма может быть безупречной.
6
Нефтематеринская порода сегодня находится на глубине, где температура 115 °C, но признаков современной генерации нет. Какое объяснение наиболее вероятно?
1. А.В породе нет органического вещества
2. Б.Температура измерена ошибочно
3. В.Геотермический градиент со временем вырос
4. Г.В прошлом порода была глубже и горячее, а после подъёма остыла: её органическое вещество уже пережило более высокую температуру
Показать ответ
Правильный ответ: Г. В прошлом порода была глубже и горячее, а после подъёма остыла: её органическое вещество уже пережило более высокую температуру
Созревание необратимо и определяется наибольшей пережитой температурой. После подъёма и остывания генерация затухает, даже если современная температура формально попадает в окно. Это подтверждают по отражательной способности витринита: она выше, чем соответствует нынешней глубине.

Обновлено: 26 октября 2026 г.