- •Введение Некоторые теоретические основы прогнозирования залежей нефти и газа.
- •Концепции органического происхождения нефти (исторический аспект).
- •Структурные а - сводовая, б – тектонически экранированная,
- •1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.
- •1.8.3.8. Разрушение залежей.
- •Классификация нефтегазоносных территорий как основа нефтегеологического районирования
- •Стадии геологоразведочного процесса
- •Виды геологоразведочных работ и исследования, применяемые при региональных работах при поиске месторождения нефти и газа.
- •Типы ловушек
- •Типы геолого-геофизических моделей регионов и рациональный комплекс их исследований.
- •Методика тектонического районирования по геофизическим данным.
-
Структурные а - сводовая, б – тектонически экранированная,
2 - литологические, в – с выклиниванием коллектора,
г – с фациальным замещением коллектора непроницаемыми породами,
3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая.
Классификации ловушек чрезвычайно разнообразны. Как правило, среди них выделяют следующие виды.
-
Структурные, в которых флюиды улавливаются обратным падением пород, или тектоническим экраном. То есть ловушку образуют структурные формы;
-
Литологические, в которых флюиды улавливаются благодаря замещению по разрезу пород-коллекторов не коллекторами. Это замещение может происходить либо вследствие уменьшения толщины породы-коллектора до нуля – выклиниванием породы, либо постепенным (фациальным замещением) породы коллектора породой флюидоупором;
-
Стратиграфические, в которых экранирующей поверхностью является поверхность несогласия;
-
Рифогенные – образованные рифами;
-
комбинированные - Структурно-стратиграфические.
Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.
Залежи могут формироваться из рассеянных углеводородов, (первичные), или из разрушенных залежей – (вторичные).
Скорость накопления нефти в первичных залежах составляет n х 10–13 кг/м2с. Скорость же вторичной миграции по данным И.В.Высоцкого составляет от 12 до 700 т/год.
Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные – нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще объектом добычи становятся залежи в неантиклинальных ловушках - рифогенных, литологических, стратиграфических. В последнее время внимание привлекают так называемые жильные залежи, связанные с зонами трещиноватости.
Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционных залежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.
Элементы залежей.
В залежи выделяется (рис. 1.27).
-
Кровля– граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.
-
Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.
-
Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,
-
Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой,
-
Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью,
-
Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта
-
Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта
-
Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.
-
Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.
-
Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.
Рис. 1.27. Элементы залежи Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5 – газовая. |