- •Физико-химическая характеристика нефти. Стадии переработки нефти.
- •1.2. Стадии накопления углеводородов.
- •2.1. Физико-химическая характеристика природного газа. Газоконденсаты.
- •2.2. Вертикальная и региональная зональность в размещении залежей нефти и газа.
- •3.1. Породы коллекторы и их свойства.
- •3.2. Классификация территорий и нефтегазоносное районирование.
- •4.1. Природные покрышки, их свойства и классификация.
- •4.2. Геологические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •5.1. Типы природных резервуаров и ловушек на нефть и газ.
- •5.2. Геохимические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •6.1.Залежи нефти и газа и их классификация
- •6.2. Геофизические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •7.1. Биогенная теория образования нефти и газа.
- •7.2. Геотермические критерии поисков углеводородов.
- •8.1.Полный цикл естественно-исторического обогащения углеводородов.
- •8.2. Геохимические критерии поисков углеводородов.
- •9.1. Концепция неорганического (абиогенного) происхождения нефти.
- •9.2. Гидрогеологические критерии поисков нефти и газа.
- •10.1. Вертикальная зональность образования углеводородов в осадочных бассейнах
- •10.2. Нефтегазоносность кристаллического фундамента.
- •11.1. Понятие о нефтегазоматеринских отложениях.
- •11.2. Основные стадии геологоразведочных работ на нефть и газ.
- •12.1. Основные факторы миграции углеводородов.
- •12.2. Нефтегенерационный потенциал бассейнов в зависимости от темпов осадконакопления
- •13.1. Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих ув.
- •13.2. Основные эпохи нефтегазообразования.
- •14.1. Расстояния, направления и скорости миграции углеводородов.
- •14.2.Тектонически экранированные и приконтактовые залежи нефти.
- •15.1. Формирование залежей нефти и газа.
- •15.2. Сводовые, останцевые и выступовые залежи нефти и газа.
- •16.1. Разрушение залежей нефти и газа
- •16.2. Классификация буровых скважин при геологоразведочных работах на нефть и газ.
- •17.2. Общая характеристика литологического класса залежей нефти и газа.
- •18.1. Общие закономерности в формировании и размещении залежей нефти и газа.
- •18.2. Особенности геологоразведочных работ при поисках газовых и газоконденсатных месторождений.
- •19.1. Вертикальная и региональная зональность в размещении залежей нефти и газа.
- •19.2. Нефтегазообразование с позиций мобилизма.
- •20.1. Перспективы поисков нефти и газа в Беларуси.
- •20.2. Элементы (параметры) залежей нефти и газа.
- •21.1. Каустобиолиты, угольный и нефтяной ряды.
- •21.2. Критерий упругости и состава водорастворимых газов при поисках углеводородов.
4.1. Природные покрышки, их свойства и классификация.
Породы-флюидоупоры (покрышки). Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами. Перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохопроницаемые породы называют покрышками. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности карбонатных пород.
Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу.
Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью. Обычно они прослеживаются в пределах отдельных регионов, таких, как Волго-Уральская, Западно-Сибирская провинции и т.д. Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах местоскопления), которые обусловливают сохранность отдельных залежей.
По соотношению с этажами нефтегазоносности выделяют межэтажные и внутриэтажные.
По литологическому составу:
1) однородные (глинистые; карбонатные; галогенные), состоят из пород одного литологического состава
2) неоднородные: смешанные (песчано-глинистые; глинисто-карбонатные; терригенно-галогенные и др.) состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости;
3) расслоенные – состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород
Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды.
Важную роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество.
Алевролитовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью.
Наиболее широко распространены глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих, их минеральных частиц, химического состава и способности к ионному обмену этих частиц. Известно, например, что монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами по сравнению с каолинитовыми.
Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности. Ангидриты значительно более хрупкие, чем соль, и не являются такими надежными экранами.
Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует (глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку). Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллекторами.