31. Связь емкостных и фильтрационных св-в пород. Нетрадиционные коллекторы.

Пористость и проницаемость связаны между собой, в хорошо отсортированных обломочных породах – прямая зависимость, при очень мелких порах зависимость меняется на обратную. По данным ГИС определяют пористость, а затем зависимость проницаемости от пористости. Проницаемость берется в логарифм-ом масштабе.

K= f (Kп)

Обычно очень не устойчивая зависимость. Чем > пористость, тем > проницаемость. Однако количественно оценить проницаемость бывает весьма сложно. Эта зависимость опред-ся в лаборат. условиях.

Нетрадиционные коллекторы. К ним относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими породами и др. Глинистые: возникновение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых УВ и перестройкой структурно-текстурных хар-к минеральной матрицы. Кремнистые: органогенная структура пустот, межглобулярный тип коллектора – при преобразовании аморфных форм в кристаллические, трещинные коллектора. Магматические и метаморфические: связаны с пустотами, кот.образовались при выходе газа из лавового материала, а также со вторичным выщелачиванием.

32. Основные элементы и параметры залежей нефти и газа.

Залежью называют естественное локальное скопление нефти и газа, занимающее часть природного резервуара, т.е. ловушку.

Природный резервуар  Природная ловушка  Залежи нефти и газа

Необходимые условия существования залежи, это наличие:

1) Коллектор – г.п., способная вмещать в себя нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Основное св-во коллекторов – наличие пустотного пространства, заполненного флюидами.

2) Флюидоупор или покрышка - пачка пород, расположенная над коллектором и препятствующая выходу из него УВ в верхние горизонты. Наличие покрышки – необходимое условие существования залежи. Скорость фильтрации через надзалежные покрышки должна быть значительно меньше скорости накопления УВ на протяжении многих миллионов лет. Иначе залежи разрушаются.

Породы-коллектора и породы-флюидоупоры являются элементами НГ комплекса.

3) Флюид – это та среда, кот. заполняет пустотное пространство г.п. и может фильтроваться при создании градиента давления.

Схема пластово-сводовой газо-нефтяной залежи

Элементы залежи:

ГНК - условная поверхность, отделяющая чисто газовую залежь от нефтяной части.

ВНК - условная поверхность, отделяющая чисто нефтяную часть залежи от переходной зоны, кот. содержит воду и нефть. Пересечение ВНК с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности, с подошвой - внутренний контур нефтеносности.

Массивная залежь

Отсутствуют внутренние контуры нефтеносности и газоносности.

Высота залежи - расстояние от ВНК до наивысшей точки залежи.

33. Классификация нгб.

Можно выделить 3 группы (наиболее простой и точный принцип построения-тектонич.): 1) Тектоническая группа - основана на том, что нефти и усл-я н/гнак-я (НГН) различны на платформах и складч. областях. Класс-ция Брода: а)платформенные; б)предгорные; в)межгорные. Но: типы были оторваны от стадий н/гобр-я. 2) Тектоно-динамическая - в основе этой группы лежит фактор, определяющий хар-р формир-я зон НГН. Но: требуется очень высокая степень изученности б-на. 3) Историко-генетическая - действует принцип формир-я б-на как целостной системы на основе совр. геодин. представлений. Но: нет четкого перехода от одной конт. коры к другой между стадиями развития з.к.

Эволюционно-тектоническая класс-ция НГБ. В основу класс-ции положены представления о зав-ти НГБ от направл-ти и уровня их развития, что опред-ся тект. и геодин. природой и уровнем развития данного участка з.к. По тект положению и направл-ти развития, а => по усл-ям накопления и преобраз-я осад п-д все б-ны подразд-ся на 2 типа: 1) платформ, 2) подвижных поясов.