- •Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
- •Лекция 1 введение
- •1.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
- •1.2. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
- •Лекция 2 природные горючие ископаемые
- •Физико-химические природного газа, углеводородного конденсата и газогидратов
- •Лекция 3 особенности накопления и преобразования органических соединений при литогенезе
- •3.1 Фильтрационные свойства пород-коллекторов.
- •Проницаемость
- •Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов
- •Лекция 4 состав и физико-химические свойства нефти и газа
- •Пластовые флюиды
- •4.2 Пластовые нефти Классификация нефтей.
- •4.3 Пластовые газы
- •Физические свойства газов
- •4.4 Газоконденсат
- •4.5 Газогидраты
- •4.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •Формы залегания воды в породах.
- •Виды вод нефтяных и газовых месторождений.
- •Химическая классификация подземных вод.
- •Физические свойства пластовых вод.
- •Физико-химические свойства пластовых вод
- •Лекция 5 характер изменения состава и физико-химических свойств нефти и газа в зависимости от влияния различных природных факторов
- •5.1 Начальное пластовое давление
- •5.2 Залежи с начальным пластовым давлением, соответствующим гидростатическому
- •5.3 Залежи с начальным пластовым давлением,
- •5.4 Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений
- •Лекция 6 проблемы происхождения нефти и газа
- •Лекция 7 миграция углеводородов
- •7.1 Геофизические методы изучения разрезов скважин
- •7.2 Расчленение продуктивной части разреза скважины
- •7.3 Детальная корреляция разрезов скважин
- •7.3.1. Основные положения, учитываемые при детальной корреляции скважин
- •7.3.2. Методические приемы детальной корреляции скважин
- •Лекция 8 формирование залежей
- •8.1. Природные резервуары.
- •Ловушки
- •8.2. Факторы, определяющие внутреннее строение залежей
- •8.2.1. Понятие и виды геологических границ
- •Лекция 9 зональность процессов нефтеобразования
- •Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов
- •Коллекторы нефти и газа
- •Пористость коллекторов
- •Проницаемость коллекторов
- •Гранулометрический (механический) состав пород
- •Условия залегания флюидов в залежи Флюидоупоры
- •Природные резервуары
- •Основные типы залежей
- •Классификация залежей по фазовому состоянию ув
- •Лекция 10 закономерности пространственного размещения скопления нефти и газа в земной коре
- •Дизьюнктивные нарушения
- •Лекция 11 месторождения нефти и газа и их основные классификационные признаки
- •Формирование скоплений нефти и газа
- •Основные принципы их классификации нефтегазогеологического районирования
- •Список литературы
Гранулометрический (механический) состав пород
Содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах, называется гранулометрическим (механическим) составом.
От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.
На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т.д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств, их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом ( > 0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.
Нефтегазоводонасыщенность - это отношение объема V нефти, газа и воды, находящихся в пустотном пространстве, к объему пустотного пространства Vп (пустот).
V= Vн/ Vп; V= Vв/ Vп; V= Vг/ Vп;
Карбонатность нефтегазосодержащих пород - это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО3, CaMg(CO3)-2) .
Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.
По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10%, снимается и проницаемость. При карбонатности 2530% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.
Удельная поверхность - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объёма горной породы.
Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м2/м2). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.
Условия залегания флюидов в залежи Флюидоупоры
Породы плохо проницаемые, перекрывающие и экранирующие скопление нефти и газа по кровле и подошве, называются покрышками.
Лучшими покрышками считаются соленосные толщи. Наиболее распространенными считаются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.
Природные резервуары
Природным резервуаром называется природная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми породами.
Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород—коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления.
Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.
Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные илитологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, вулканогенными.
Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве (рис.1).
Рис.1.
Массивный резервуарпредставляет собой большую толщу (несколько сот метров) проницаемых пород, перекрытую флюидоупором.
Залежи углеводородов (УВ) в таких резервуарах контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора, поэтому внутренний контур нефтеносности (газоносности) в них отсутствует.
Породы-коллекторы, слагающие массивные резервуары могут быть литологически однородными или неоднородными, соответственно этому выделяют однородно-массивные(рис. 2, б) инеоднородно–массивные(рис. 2, в) природные резервуары.
Рис. 2
Пластово-массивные природные резервуары (рис. 2, д) образуются при чередовании флюидоупоров и пластов-коллекторов, представляющих собой единую гидродинамическую систему, в которой водонефтяные или газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке.
Гидродинамическая связь пластов-коллекторов обеспечивается за счет выклинивания непроницаемых пород, возникновения в них участков деструкции (повышенной трещиноватости) или разрывных нарушений.
Рис. 2
Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв
Литологически ограниченные резервуары – это линзовидные проницаемые тела, заключенные в толще непроницаемых пород (рис. 2, г).
Рис. 2
Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.
Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются: толщина коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до замка ловушки.
В настоящее время известно, что в природных резервуарах существуют структурные, литологические, стратиграфические и гидродинамические ловушки.
Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые (антиклинальные) и тектонически экранированные ловушки (рис 3, а, б). Антиклинальная ловушка обусловлена изгибом слоев вверх.
Рис. 3. Разрез и план сводовой (а) ловушки и дизъюнктивно
(тектонически) экранированной (б) ловушки в пластовом резервуаре:
1 – пластовый резервуар; 2 – изогипсы кровли пласта-колллектора, м;
3 – залежь в плане; 4 – тектоническое разрывное нарушение
Тектонически экранированные ловушки образуются в антиклинальных структурах и на моноклиналях, при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, так как своды и антиклинали тоже представляют собой тектонические экраны на пути движения нефти и газа. При моноклинальном залегании природного резервуара ловушка может образоваться только при условии, если тектонический разрыв (экран) представляет собой не прямую плоскую поверхность, а кривую или ломаную поверхность (рис. 3б). Ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка сформирована вертикальным перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород.
Ловушки литологического типа образуются в результате выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев (рис. 4) или их замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами, а также при появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород, или при наличии песчаных линз внутри глинистых толщ. В последних двух случаях понятия природный резервуар и ловушка совпадают.
Рис. 4. Литологически экранированная ловушка:
1 – линия выклинивания пласта-коллектора.
Ловушки стратиграфического типа образуются в результате денудационного срезания пород-коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами (рис. 5, а, б). Стратиграфическая ловушка формируется при замещении пористых пород непроницаемыми, причем это замещение обусловлено обстановками накопления осадков
Рис. 5. Стратиграфически экранированные ловушки:
а – в присводовой части антиклинальной структуры; б – на моноклинали (непроницаемые породы представлены известняками)
Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие УВ. Таким образом, они образуются в результате появления экрана, созданного нисходящими высоконапорными водами, циркулирующими по пластам-коллекторам, поверхностям стратиграфических несогласий и тектоническим нарушениям