32.Основные элементы и параметры залежей н и г.

Залежь – скопление УВ в ловушке, все части которого гидродинамически связаны.

Элементы залежи. Необходиые 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, которая заполняет пустотное пространство г.п. и можт фильтроваться при создании градиента давления.

Параметры залежи:

Залежи в основном подстилаются подошвенной водой. Соответственно выделяются и границы раздела: ВНК, ГНК, ГВК. Контакт не представляет собой ровную поверхность, нередко выделяется переходная зона нефть-вода. Необходимым условием возникновения залежи является наличие замкнутого субгоризонтального контура (граница ловушки) – линия, ограничивающая в плане max-ную возможную площадь залежи. Замкнутый контур – граница, ниже к-й УВ не могут удержаться.

Пересечение ВНК с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности, с подошвой - внутренний контур нефтеносности. Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо- и нефтеносности.

Части пласта: 1—водяная, 2 — водонефтяная, 3—нефтяная, 4 —газонефтяная, 5—газо­вая; 6 — породы-коллекторы; Н — высота залежи; Нг, Нн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

Высотой залежи - наз. расстояние от ВНК до наивысшей точки залежи.

33. Классификация нгб.

Эволюционно-тектоническая классификация НГБ

В основу классификации положены представления о зависимости нефтегазоносности бассейнов от направленности и уровня их развития, что определяется тектонической и геодинамической природой и уровнем развития данного участка з.к. По тект пол-ю и направленности развития, а => по усл-ям накопления и преобр-я осад п-д и НГН все Б. подразделяются на 2 типа: 1) платформ, 2) подвижных поясов.

1) Платформенный тип

А) Внутриплатформенный подтип

-рифтовый класс (Днепрово-Донецкий НГБ, Рейнский) Для рифтовых басс. хар-но разнообразие литол-х пород, значительная мощность пород.

-синеклизный класс (Западно-Сибирский, Тунгусский). Синеклизный класс: ≈ 70 басс., кот-е выд-ся на всех континентах. Отличаются значит. нефтеносностью.

Б) Окраинно-платформенный подтип (перикратонный)

-перикратонный класс (Мексиканского залива, Северо-Черноморский).Хар-ся наличием обширного, моноклинально погружающегося платф-го склона.

- перикратонно-орогенный класс(Волго-Уральский, Прикаспийский).Перикратонно-орогенный класс: ≈40 басс.

Располаг-ся на стыке древних и молодых пл-м со складчатыми сист-ми PZ,MZ и KZ-го возраста.

В) Перикратонно-океанический подтип (пассивных окраин)

-рифтовый (Камбейский, Св. Лаврентия)

-периокеанический (бассейны атлантического побережья Африки, Юж. Америки)

2) Тип подвижных поясов

А) Островодужный подтип

-преддуговые (Тонга, Барбадос)

-междуговые (Лусон, Вогелкоп)

-тыльнодуговые (Южно-Охотский, Северо-Калимантанский)

Б) Орогенный подтип

-Окраинно-континентально-орогенный класс (Сахалино-Охотский, Андамандский) Представляют след. стадию разв-я подв. поясов. В целом б-ны имеют синклинорное строение, а обрамление представлено антиклинорными сооружениями.

-межконтинентально-орогенный (Южно-Каспийский, Венский).Эти б-ны представляют собой большей частью межгорные впадины. Осн. разрез молодых б-нов обр-н отл-ми палеогена и N. В более др. бассейнах разрез наращивается снизу отложениями MZ и PZ.

-периконтинентально-океанический орогенный (Лос-Анжелес, Вентура) Б-ны расп-ся на коре конт. типа и форм-ся в контраст. усл-х резкого воздымания склад. горного сооружения с одной стороны и опускания ложа океана.

-внутриконтинентально-орогенный (Ферганский, бассейны Скалистых гор) Этот класс вкл-т около 30 б-нов. Эти б-ны расп-ся в пределах поясов, примык-х к коллизионным межконт. (Центр.-Азиат. пояс) или субдукционным окраинно-конт.

-периконтинентально-орогенный (Азовско-Кубанский, Оринокский) В этих б-нах выд-ся скл. и платф. борта.

34. Гигантские н. и г. м-ия, условия их образования и роль в добыче УВ. К гигантским МЖ относятся МЖ с запасами более 300 млн. т., по площади они м.б. более 1000 км². В наст время в мире открыто 43 тыс. нефтяных МЖ, разведанные запасы составляют более 170 млрд т, на долю уникальных МЖ приходится 38% начальных разведанных запасов. Гигантские МЖ приурочены к наиболее крупным бассейнам, среди к-х выделяются бассейны Персидского залива (ок половины мировых запасов нефти), Западной Сибири, Оринокский, Мексиканского залива, Северного моря, Прикаспийский.

В Саудовской Аравии находится нефтяное МЖ Гхавар, к-е считается самым крупным не только на Ближнем и Среднем Востоке, но и в мире. Оно представляет собой погребенную поло­гую антиклинальную складку длиной в 250 и шириной от 15 до 25 км на глубине 1,5—3 км. Нефть залегает в трещиноватых известняках юрского возраста. В отдельные годы добыча на этом месторождении превышала 100 млн. т. Всего за время эксплуатации получено несколько миллиардов тонн нефти.

Мировым центром max-й газоносности является Баренцево-Западносибирский регион. Наибольшие мощности накопились в перми и начале MZ, высокий темп погружения и гумусовый состав исходного ОВ определили подавляющую генерацию газа в районах Баренцева (Штокмановское) и Карского морей(Русановское). В З-С бассейне располагаются Уренгийское, Бованенковское, Ленинградское МЖ. В западном полушарии гигантским супербассейном является бас-н Мексиканского залива – Ист- Тексас, Кантарелл, МЖ золотого пояса). НГН-ми являются отложения MZ(K,J).

35. Характеристика Волго-Уральского НГБ. Открытие первого нефтяного МЖ в 1929 г. в районе п. Верхнее-Чусовские Городки и Ишимбаевского МЖ в 1932 г. Стимулировали широкий разворот поисково-разведочных работ по всей территории бассейна, в результате которых была создана мощная база нефтегазодобывающей промышленности. В тектоническом отношении бассейн охватывает восточную часть Русской плиты и краевую систему ВЕП. Его ограничениями на севере и востоке являются складчатые сооружения Тиммана и Урала, на юге – Прикаспийская синеклиза, на западе – Сысольский и Токмовский своды и Воронежская антеклиза. Бассейн вытянут в субмеридиональном направлении и имеет в плане близкую к равнобедренному треугольнику форму с дугообразным основанием по границе с Прикаспийской синеклизой и вершиной в районе северного окончания Казанско-Кажимского авлакогена. Общая площадь 800 тыс. км², в т.ч. краевой прогиба 100 тыс. км². поверхность кристаллического фундамента залегает по данным бурения на отметках 1,5-2 км (Татарский свод) и глубже отметки 5 км (на севере Бирской седловины). По геофизическим данным она погружена до 10-12 км в Башкирско-Оренбургском Приуралье. Соответственно меняется и мощность осадочного чехла, сложенного породами верхнего протерозоя и фанерозоя. Платформенный чехол состоит из трех крупных структурных этажей, разделенных региональными перерывами. 1) нижнепалеозойский (кембрий, ордовик, силур) – это терригенные и карбонатные, преимущественно морские породы в западной, центральной и северо-восточной частях платформы, и в основном песчано-глинистые отложения – в восточных. 2) средне- и верхнепалеозойские (девон, карбон, пермь) – терригенные и терригенно-карбонатные отложения D₂, карбонатные образования большей части D3f и D3fm, С, Р₁ с подчиненным развитием терригенных пород в разрезах С₁v и С₂m, карбонатно-сульфатных отложений Р₁ и Р₂ и континентальных песчано-глинистых образований Р₂. 3) Мезо-кайнозойский этаж (триас, юра, мел, палеоген) – в основном песчано-глинистые образования J2-J₃, К, писчий мел и карбонатные породы К₂ и песчано-глинистые образования палеогена. Различают следующие крупные поднятия и разделяющие их впадины и прогибы. На западе – Казанско-Кажимский прогиб, в центральной части – Северо- и южно-Татарский, а на востоке – Пермский и Башкирский своды, разделенные Верхнекамской впадиной и Бирской седловиной. В северной части – Коми-Пермяцкий и Камский своды, отделенные от Тататрского и Пермского Чепецкой и Чермозской седловиной. В южной части – Жигулевско-Оренбургский свод, ограниченный с севера Мелекесской впадиной и Серноводско-Абдулинским прогибом, а на востоке – Бузулукской впадиной. В юго-восточной части Соль-Илецкий выступ. Восточной части бассейна соответствует Предуральский краевой прогиб. Промышленная нефтегазоносность связана со следующими основными комплексами: терригенным D₂ и D₃; карбонатным D₃ и C₁t; терригенным С₁; карбонатным и терригенно-карбонатным С₂; карбонатным С₃-Р₁; карбонатным Р₂. региональными покрышками основных комплексов являются карбонатно-глинистые тиманско-саргаевская и тульская, глинисто-карбонатная верейская и соленоская кунгурская. Основные запасы нефти содержатся в D и С отлодениях, а запасы газа – в Р. Наибольшее число залежей н и г (до 56%) приурочено к наиболее широко распространенному D_тер (до 30%) и С_1тер (26%). В НГБ выделяется ряд НГО: Тататрская, Верхнекамская, Пермско-Башкирская, Южно-Предуральская, Мелекесско-Абдулинская, Средневолжская, Нижневолжская и Оренбургская, включающие в себя ряд НГР, а также перспективные земли Казанско-Кажимского и Вычегодского прогибов Коми-Пермяцкого свода. Наибольшее число МЖ открыто в пределах Тататрского, Пермско-Башкирского и Жигулевско-Оренбургского сводов. МЖ приурочены в основном к локальным структурам, чаще всего они сводовые и многопластовые, иногда с очень широким диапазоном нефтегазоносности. Открыт ряд МЖ, связанных с рифовыми образованиями. В карбонатных коллекторах преобладают залежи массивного типа, но встречаются и пластовые. Известны также литологические залежи, в т.ч. шнурковые. Наиболее значительные МЖ: Ромашкинское, Туймазинское, Шкаповское, Мухановское, Куняшовское, Ярино-Каменоложское, Серафимовское, Леонидовское, Арланское, Оренбургское.