геологии нефти и газа ответы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

8.Представления о струйной миграции нефти и газа.

Струйное миграцияэто миграция УВ в свободном состоянии. Оно происходи при условии в природе, когда генераторы УВ имеют значительно большую мощность по сравнению с заключёнными в них проницаемыми породами-резервуарами. Если происходит интенсивная генерация нефти и газа в этих отложениях, то избыток УВ, образующиейся после полного насыщения воды, может привести к возникновению струи нефти или газа, которая будет перемещаться уже в свободном состоянии к зонам нефтегазонакопления. Однако подобные случаи встречаются редко и струйная миграция УВ чаще происходит при переформировании скоплений нефти и газа. Капли нефти и пузырьки газов, при наличии свободной фазы, могут образовать струи, которые в силу плавучести будут стремится к гипсометрически наиболее приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирующих УВ окажутся ловушки, то может сформироваться локальное скопление нефти и газа

9.Методы определения направления миграции УВ

Нефть при своем движении в зк мигрирует в каждом отдельном случае в том направлении, в котором ей это легче сделать. Предполагаемые направления региональной миграции ув могу быть установлены различными приемами:

Определение соотношения коэффициентов заполнения ловушек

Изучением закономерностей изменения состава нефтей и газов, изотопного состава элементов, входящих в нефти и газы

Изучением закономерностей пространственного размещения «пустых» и продуктивных ловушек

В ряде случаев при формировании залежей в структурных ловушках, осложняющих строение валообразных поднятий или тектонических линий, наблюдается постепенное уменьшение степени заполнения ловушек по мере удаления по восстанию слоев от источников генерации ув.

В направлении миграции, как правило, наблюдается уменьшение плотности нефти, обогащение ее легкими фракциями и снижение содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, которые сорбируются породами на путях миграции.

Более эффективным показателем направления миграции могут служить закономерности изменений группового ув состава нефтей.

По направлению миграции уменьшается содержание ароматических ув, обладающих наименьшими миграционными способностями по сравнению с метановыми и нафтеновыми.

Состав углеводородных газов также меняется по направлению миграции: происходит обеднение газов гомологами метана.

Наиболее эффективен и надежен изотопный анализ элементов, входящих в состав нефтей, газов и конденсатов. В большинстве случаев было обнаружено фракционирование изотопного става нефтей и газов по направлению миграции, при котором ув обогащаются легкими изотопами и теряют тяжелые.

10. Масштабы миграции УВ в земной коре

В зависимости от физического состояния нефти и конкретных геологических и термобарических условий масштабы как латеральной (внутриформационной), так и вертикальной (межформационной) миграции могут быть различными. Для латеральной миграции допускаются расстояния измеряемые сотнями километров.

Внутрирезервуарная миграция на платформах ограничивается расстояниями между приподнятыми элементами положительных структур I порядка и погруженными зонами примыкающих к ним впадин и прогибов., служившими нефтегазосборными площадями и очагами генерации ув. В этих случаях масштабы внутрирезервуарной миграции могут достигать нескольких десятков или первых сотен км.

Вопрос о масштабах вертикальной внерезервуарной миграции несколько спорный. Есть данные о миграции ув на 3-5 км. Роль вертикальной миграции на платформах, по-видимому,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

незначительна в ведущей является внутрирезервуарная (латеральная) миграция. В геосинклинальных областях, предгорных прогибах и других мобильных регионах, где широко развиты дизъюнктивные дислокации, диапиризм, грязевой вулканизм, и в районах развития соляной тектоники чаще проявляет себя вертикальная (межрезервуарная) миграция.

Продолжительность формирования месторождения нефти и газа колеблется от 1 млн лет до 10-12 млн лет, а скорость формирования – от 12 т до 700 т в год (по Высоцкому ).

11. Классификация миграционных процессов

Прежде всего миграционные процессы следует разделить по времени их проявления, то есть различить миграцию первичную и вторичную.

И. О. Брод и Н. А. Еременко классифицируют миграционные процессы по масштабам, направлению и форме (характеру). Они различают региональную и локальную миграцию, внутрирезервуарную и внерезервуарную, разделяя их далее в зависимости от характера путей миграции (по порам, капиллярам, разрывным нарушениям, трещинам и по поверхностям стратиграфического несогласия).

Под региональной миграцией понимается перемещение ув на значительные расстояния

– из областей генерации к зонам нефтегазонакопления, вследствие чего образуются региональные скопления нефти и газа.

Локальная миграция – это перемещение ув на небольшие расстояния, в пределах одной структуры или группы близко расположенных структур, приводящее к появлению локальных скоплений нефти и газа.

Классификация миграционных процессов Н.А. Еременко

Принцип		Внерезервуарная				Внутрирезервуарная
классификации		(в слабопроницаемых				(в	хорошо
		породах)			проницаемых породах)
По		Сингенетическая (в осадке,где				Внутрипластовая.
отношению к толщам		происходит	накопление	и	Внутри	мощных	толщ,
пород, в которых идет		преобразование	органического		состоящих из многих хорошо
перемещение ув		вещества). Эпигенетическая (сквозь			проницаемых пластов
		мощные толщи разнородных пород)
По	типу	Капиллярная. Трещинная (по				Поровая
путей движения		разломам и трещинам)
По		Латеральная				Вертикальная
направлению
движения

Большое значение при формировании залежей придают струйной миграции, то есть в свободном состоянии. Она чаще происходит при переформировании уже существующих скоплений.

Диффузия – широко распространенный вид миграции, который обычно сопровождает и осложняет все другие формы перемещения ув при образовании их скоплений.

12. Понятие о первичности и вторичности скоплений УВ

В зависимости от того, образовались ли скопления ув в пределах нефтегазоматеринских свит или за их пределами, выделяют первичные и вторичные залежи.

Первичные залежи. После завершения первичной миграции и отжатия ув из пелитовых пород в породы-коллекторы они могут находиться в свободном или растворенном состоянии. Седиментационные воды с растворенными ув, перемещаясь из глубоких впадин (зон нефтегазообразования), теряют часть растворенных ув вследствие снижения температуры и пластового давления. Выделившиеся и находящиеся в свободном состоянии ув могут образовывать промышленные скопления.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Важное значение играет струйная миграция. УВ в свободном состоянии стремятся к гипсометрически наиболее приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирующих ув окажутся ловушки, то сформируется локальное скопление.

Вплатформенных условиях залежи образуются в основном в результате внутрирезервуарной (латеральной) миграции.

Если при формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате межрезервуарной (вертикальной) миграции из нефтематеринских свит в отложения другого стратиграфического комплекса. Путями, благоприятными для перетока ув из одних стратиграфических комплексов

вдругие, являются проводящие нарушения, трещины, поверхности стратонесогласий, аппараты грязевых вулканов.

Вгеосинклиналях скопления ув образуются чаще за счет внерезервуарной (вертикальной) миграции.

13. Первичная и вторичная миграция УВ

Под действием высокого давления недр углеводороды отжимаются, эмигрируют из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. Происходит эмиграция, или первичная миграция нефти. Коллекторы могут находиться в переслаивании с материнскими глинами, а иногда это могут быть и сами глины, если они достаточно трещиноваты. Примером может служить баженовская свита. Западной Сибири, залегающая в кровле юры, или миоценовая свита Монтерей Калифорнии. Однако гораздо чаще коллекторы залегают выше по разрезу осадочного бассейна, чем нефтематеринские толщи, или замещают их по простиранию. Так образуются нефтегазоносные комплексы – сочетания нефтематеринских пород, коллекторов и флюидоупоров.

Вместе с нефтью, или раньше нее в неизмеримо больших количествах из материнской породы отжимается вода. Поэтому породы-коллекторы практически всегда водоносные. Вода в них имеет различное происхождение. Она может быть захоронена вместе с осадками (погребенная), проникать с поверхности (инфильтрационная), или поступать из глубин (ювенильная).

Всвободном, или растворенном состоянии углеводороды мигрируют по порам и трещинам по природному резервуару (внутрипластовая, или межпластовая миграция.). Если миграция осуществляется по пласту, она называется боковая, или латеральная, вверх – вертикальная. Миграция происходит либо в растворе с водой (молекулярная), либо в свободном состоянии - фазовая.

Легче и лучше миграция проходит по порам, уже «смазанным» углеводородами. Наиболее реальный механизм миграции ув, который признает большинство ученых,

представляется в следующем виде:

1. отжатие ув в растворенном состоянии в составе подземных седиментационных

вод

2.растворение нефти в газах и миграция однофазной ретроградной смеси ув

3.миграция ув в свободном состоянии (струйная)

14. Залежь нефти и газа и ее элементы

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.

1.Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,

2.Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой,

3.Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4.Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта

5.Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта

6.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.

7.Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

8.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

15. Значения ретроградных процессов (ретроградное испарение и ретроградная

конденсация при формировании залежей)

Ретроградные явления - переход природных углеводородных многокомпонентных систем из однофазного газообразного (однофазного жидкого) состояния в двухфазное парожидкостное состояние при изотермическом снижении давления (ретроградная конденсация) или изобарическом уменьшении температуры (ретроградное испарение).

B области ретроградной конденсации при изотермическом снижении давления от P1 до Pмк происходит увеличение количества образовавшейся жидкой фазы.

Дальнейшее снижение давления приводит к уменьшению объёма жидкой равновесной фазы, a при давлении P2 жидкая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное (точка C) газообразное состояние.

В области ретроградного испарения при изобарическом снижении температуры от T1 до Tмк происходит увеличение количества образовавшейся газовой фазы в системе до максимального значения (рис.).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дальнейшее снижение температуры приводит к уменьшению объёма газовой равновесной фазы, a при температуpe T2 газовая фаза исчезает и многокомпонентная система (MC) снова переходит в однофазное жидкое - точка C1 состояние.

Фазовая диаграмма многокомпонентной углеводородной системы: K - критическая точка многокомпонентной системы; I - область ретроградной конденсации; II - область ретроградного испарения.

Mногие природные MC обладают одной ретроградной областью. Hапример, y пластовых смесей газоконденсатных месторождений наблюдается в большинстве случаев только область ретроградной конденсации. Pетроградные явления проявляются y различных по составу углеводородных MC при разных значениях давлений и температуp. Cледует отметить, что термобарические, условия, приводящие к ретроградным явлениям в пластовых смесях газоконденсатных и нефтяных месторожденийний, часто соответствуют давлениям и температурамрам, наблюдаемым в практике их разработки. Это вызывает выпадение жидких компонентов в газонасыщенных пластах, изменение состава добываемой продукции, a также продуктивности скважин.

16. Температурный режим природных резервуаров

Температурные условия зк изучают с помощью непосредственных замеров температуры в скважинах. Для характеристики температурных условий недр используют два показателя – геотермическая ступень и геотермический градиент.

Геотермическая ступень –это интервал по вертикали в зк(ниже зоны постоянной температуры), на котором температура пород повышается на 1С. Величина ступени колеблется от 5 до 150м. Среднее значение 33м.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Под геотермическим градиентом подразумевается прирост температуры на каждые 100м. В среднем он равен 3С. На величину градиента влияет теплопроводность пород: повышение ее ведет к снижению градиента. Поэтому в разрезах, где преобладают глинистые породы (менее теплопроводные) геотермический градиент выше, чем в соленосных или карбонатных.

Более разогреты всегда молодые альпийские горные сооружения и платформы. Градиент возрастает при увеличении степени дислоцированности слоев. На щитах он

составляет 0.6-0.9С, на платформах 0.9-2.5С, в складчатых альпийских областях – 2.5-19С. Внутри крупных тектонических элементов положительные структурные формы

(поднятия) нередко характеризуются повышенными (по сравнению с отрицательными структурами) значениями градиента.

Большую роль в распределении тепла играет вода, которая может как выносить тепло, перемещаясь из депрессивных участков, так и нагреваться от сводовых структур, получивших тепло от тектонического трения и сжатия.

На практике измерения температуры часто проводят в скважинах с целью определения местоположения участков с аномальными температурами. Эти исследования позволяют определить интервалы поступления газа в скважину( пониженные т-ры) или уточнить высоту подъема цемента за колонной (повышенные аномалии). По температуре можно коррелировать разрезы скважин.

Температурные условия влияют на состав нефтей. С повышение температуры происходит метанизация нефтей, уменьшается вязкость, плотность, концентрация смол, асфальтенов и увеличивается выход светлых фракций. На больших глубинах при высоких температурах (200С и более) происходит деструкция нефти и переход ее в газ(метан). Метан может также разлагаться на углерод и водород.

17. Статическое и динамическое пластовые давления.

Пластовым называется давление, под которым находятся флюиды в природных резервуарах. Различают статическое и динамическое пластовое давление. Под статическим подразумевают давление в резервуаре при отсутствии движения подземных вод. Динамическое устанавливается при наличии движения вод, обусловленного связью резервуара с земной поверхностью и появлением области разгрузки вод ( разгрузка может происходить по разрывным нарушениям, при эксплуатации скважин).

18. Термобарические условия природных резервуаров нефти и газа.

1) Пластовое давление – давление, под которым находятся флюиды в природных резервуарах. Значение величины пластового давления важно для научно обоснованного проектирования разведки и разработки нефтяных и газовых скоплений, а также при бурении глубоких скважин.

ПД определяет силу, движущую флюиды в пласте, и является важным параметром, характеризующим энергетическую емкость залежей нефти и газа в недрах.

А) статическое Б) динамическое

2) Температурный режим. Геотермические условия недр отдельного региона определяются его геологическим строением, литологическими и петрографическими особенностями горных пород, слагающих его, магматической деятельностью и рядом других факторов. Изучение температурных условий земной коры ведется с помощью непосредственных замеров температуры в скважинах или горных выработках. При замерах применяются специальные термометры, которые опускаются в скважины после установления в них температурного равновесия. Для характеристики температурных условий недр используются 2 показателягеотермическая ступень (интервал по вертикали в земной коре ниже постоянной температуры, на котором температура горных пород повышается на 1 градус, среднее33м) и геотермический градиент (прирост температуры на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры; в среднем 3 градуса)

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

19. Ловушки нефти и газа и их классификация

Ловушка – часть природного резервуара, в которой может экранироваться нефть и газ,

и образовываться их скопления. Углеводороды перемещаются по пласту - коллектору до тех пор, пока не встретят и не заполнят ловушку. Тогда они образуют залежи - естественные, единичные, скопления нефти и газа в коллекторе.

Классификация: а) структурные, в которых флюиды улавливаются обратным падением пород, или тектоническим экраном. То есть ловушку образуют структурные формы; б)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; в) стратиграфические - в которых экранирующей поверхностью является поверхность несогласия; г) рифогенные - образованные рифами;

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.

20.Палеотектонические и палеогегорафические условия формирования регионально-нефтегазоносных комплексов.

Изучение закономерностей скопления нефти и газа показывает, что в региональных н/г комплексах скопления УВ образуются не повсеместно. Этот процесс для каждого н/г комплекса контролируется своими литолого-фациальными, палеогеографическими и палеотектоническими условиями. При этом ведущую роль играет режим и направленность региональных тектонических движений в течении каждого отрезка геологической истории, а именно относительно устойчивые прогибания, с амплитудой достаточной для возникновения термобарических условий, необходимых для протекания процессов н/г образования. Таким образом, образование региональных комплексов связано с фазами нисходящих тектонических движений. Ареалы н/г, для различных геологический эпох, могут территориально совпадать, так и смещаться относительно друг друга, в зависимости от условий.

Пространственные совпадения в нескольких н/г комплексах разного возраста наблюдается в тех случаях, когда режимы тектонических движений крупных геотектонических

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

элементов, в течение рассматриваемых периодов, были близки, и наоборот, при разной направленности колебаний движений отмечается несовпадение ареалов н/г отложения разных возрастов.

Ареалы региональных н/г отложений отдельных стратиграфических подразделений приурочены к тем местам, где осадки накопились в субаквальной среде, с анаэробной геохимиечксой обстановкой, прогибание. При этом амплитуды прогибания, в период накопившихся осадков и после, были достаточными для возникновения необходимых термобарических условий для генерации УВ и последующих миграций и формирования залежи. В фазы развития восходящих действий, накопившиеся толщи отложений не попадали в зону активной аэрации или водоообмена.

21. Нефтегазоносные комплексы в разрезе осадочного чехла, их классификация.

По мере развития н/г промышленности в мире стало известно, что процессы нефтегазообразования и их скопление не является уникальными геологическими явлениями, связанными с какими-либо одним периодом геологического развития планеты, и что они проявляются в пределах различных территорий и временных интервалов. Скопления нефти и газа открыты во всех системах, начиная с докембрия, заканчивая образованиями современного возраста. Вместе с тем региональные скопления нефти и газа приурочены к определенным литолого-стратиграфическим комплексам, включая нефтегазоматеринские породы, коллекторы и покрышки. Такие комплексные отложения называются регионально нефтегазоносными. Регионально нефтегазоносные комплексы в литолого-фациальном отношении могут быть как терригенными, так и карбонатными и представлены образованиями морского, прибрежного и континентального происхождения, но главное, что они сформировались в субаквальной среде, в слабо восстановительной или восстановительной обстановке, на фоне погружения бассейна осадконакопления.

22. Породы-покрышки, их классификация.

Породы-покрышки – плохопроницаемые породы, которые перекрывают скопления нефти и газа. (глина, соль, гипс, ангидрид, мергели, плотные окремнелые известняки, глинистые сланцы, плотные аргиллиты) Породы-покрышки различаются по характеру распространения и протяженности, по мощности, по литологическим особенностям, по наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу.

По площади: региональные – в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части; субрегиональные –в пределах нефтегазоносной области или большей ее части;

зональные –в пределах зоны или района нефтегазонакопления; локальные –в пределах отдельных местоскоплений.

Характеристики коллекторов и флюидоупоров меняются с глубиной часто неоднозначно и непредсказуемо. Например, коллекторские свойства карбонатных пород улучшаются за счет выщелачивания и образования каверн, растворения карбонатного цемента. Глинистые породы часто обезвоживаются и растрескиваются. А в терригенных породах обломочные частицы уплотняются, ближе прилегают друг к другу, в результате чего коллекторские свойства породы ухудшаются. С уверенностью можно утверждать только то, что ни идеальных флюидоупоров, ни идеальных коллекторов в природе не существует.

23. Породы-коллекторы, их свойства и классификация

Породы-коллекторы – породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы. Нетрадиционные коллектора – вулканогенные, метаморфические, магматические и интрузивные породы.(Белый тигр) Пористость – это объем порового пространства, который оценивается отношением объема пор к объему горной породы. Выраженная в процентах эта величина называется коэффициентом пористости. Некоторые поры сообщаются друг с другом. Такая пористость называется открытой. Пористость, в которой каналы пор достаточно велики (> 0.2 мм) чтобы флюиды могли относительно свободно проходить сквозь них и сравнительно легко (экономически рентабельно) извлекаться, называется эффективной. Общая пористость больше, чем открытая, а открытая больше, чем эффективная.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). Основными показателями коллекторских свойств горных пород является пористость и проницаемость. (Общая пористость – сумма объема всех открытых и закрытых каверн,пот, трещин. Открытая пористость – суммарный объем всех сообщающихся между собой пустот, заполненных флюидом.) Если породы-коллекторы не имеют трещин и каверн и открытая пористость <5%, такие породы не являются коллекторами.

(Проницаемостьопределяет пропускаемость пород и нефтеотдачу) Проницаемость меряется в миллидарси, которое в системе СИ имеет размерность в м2, но реально используется одна миллионная ее часть мкм2.

Классификация: Пористость незначительная эффективная пористость 0-5%, малая пористость 5-10%, достаточная пористость 10-15%, хорошая пористость 15-20%, отличная пористость 20-25%. Проницаемость: слабая 1-10 мДарси, хорошая 1-100 мДарси, отличная 1001000 мДарси.

24.Природные резервуары нефти и газа, их классификация.

ПРестественное вместилище нефти, газа, воды, внутри которого они могут циркулировать, и форма которого обусловлена соотношением породы-коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами-покрышками.

-Пластовый у которого толщина (метры, первые десятки метров) намного меньше, чем площадь распространения (сотни квадратных километров). Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов в ней происходит вдоль пласта. Гидродинамический потенциал таких резервуаров очень велик, а при отборе флюидов в нескольких локальных участках пластовые давления восстанавливаются достаточно быстро.

-Массивный такой, у которого размер по разным направлениям примерно сопоставим. Обычно, это рифовые массивы, или подобные им выступовые тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху.

-Литологически ограниченный – проницаемые породы окружены со всех сторон плохо проницаемыми. Имеет небольшое распространение в виде линзовидных тел, движение флюидов ограничено малыми размерами самого резервуара.

-Пластово-массивный – чередование пород-коллеторов с непроницаемыми породами. Сообщаемость происходит через зоны выклинивания, через зоны трещиноватости. Миграция боковая и вертикальная.

-Массивно-литологический (рифовый массив) – характерна внутренняя неоднородность в распределение коллекторов и непроницаемых пород. Вертикальная миграция.

-Пластово-литологический – выклинивание пласта. Боковая миграция.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3тип вопросов

1. Типы залежей нефти и газа.

	Группа	Тип		Вид
Класс
			Простого, ненарушенного строения (рис.
			1.28 - I)
			Осложненные разрывами (рис. 1.28 –II)
		Сводовые	Осложненные	диапиризмом (в	т.ч.
			грязевым) (рис.1.28. – III).
			Осложненные соляными куполами
			Осложненные	вулканическими
			образованиями
			Простого, ненарушенного строения (рис.
			1.29 -I)
			Осложненные разрывами
		Висячие	Осложненные диапиризмом (в т.ч.
	Антиклиналей		грязевым)
			Осложненные соляными куполами
Структурный
			Вулканическими образованиями
			Осложненные разрывами (рис. 1.29 -I)
			Осложненные диапиризмом (в т.ч.
			грязевым)
		Тектонически -
			Осложненные соляными куполами
		экранированные
			Вулканическими образованиями
			Поднадвиговые (рис. 1.29 -III )
			Блоковые (рис. 1.29 -IV)
		Приконтактовые	Соляным штоком (рис. 1.30 -I)
			Осложненные грязевым диапиром.
			Экранированные разрывом (-ами) (рис.
			1.30 -II )
	Моноклиналей
			Экранированные	флексурами	и
			структурными носами (рис. 1.30 -III)