Лекции по геологии НГ

ЛЕКЦИЯ 10

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, методы, а также бурение скважин и их исследование.

К геофизическим методам относятся сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка.

Сейсмическая разведка (рис. 18) основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов: 1) взрывом специальных зарядов в скважинах

с помощью стержней М и N и специальной аппаратуры исследуется искусственно созданное электрическое поле. На основании выполненных замеров определяют электрическое сопротивление горных пород. Высокое электросопротивление является косвенным признаком наличия нефти или газа.

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую

101

плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномалию низкой силой тяжести

Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета - это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200-300 м.

Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа.

Формы залегания осадочных пород.

Характерный признак осадочных горных пород - их слоистость. Данные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху -

кровлей.

Вкачестве верхней границы залежи при согласном залегании пород продуктивного горизонта и перекрывающих его пород принимается кровля продуктивного горизонта, т.е. синхроничная поверхность, разделяющая породы независимо от их литологической характеристики.

Вслучаях, когда прикровельная часть продуктивного горизонта повсеместно выполнена проницаемой породой, верхней границей залежи служит верхняя поверхность коллекторов. Такое совпадение имеет место при

монолитном строении продуктивного горизонта, выполненного по всей толщине породой-коллектором, или при многопластовом продуктивном горизонте, когда верхний проницаемый пласт (прослой) залегает повсеместно. Если в прикровельной части горизонта имеются участки замещения коллекторов непроницаемыми породами, то на этих участках верхние границы залежи и поверхности коллекторов не совпадают. За нижнюю границу пластовой залежи нефти (газа) в пределах внутреннего контура нефтеносности (газоносности) принимают подошву продуктивного горизонта, т.е. поверхность между продуктивным горизонтом и подстилающими непроницаемыми породами. Все, что было сказано выше относительно проведения верхних границ залежи и коллекторов, полностью относится и к нижним границам. Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения - углы наклона.

102

за счет искривления.

Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис.

Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис. 21).

Применяют два способа построения карт: способ треугольников, используемый при картировании поверхностей залежей, приуроченных к ненарушенным структурам, способ профилей, целесообразный при картировании поверхностей залежей, приуроченных к структурам, расчлененным дизъюнктивными нарушениями на блоки.

При способе треугольников точки соседних скважин соединяют на плане линиями таким образом, что образуется система треугольников (рис. 22 а). Затем

103

проходят вероятные линии перегиба слоев, например, скважины, расположенные на разных крыльях структуры;

следует избегать выделения треугольников с очень острыми углами, так как это может привести к неоправданному искривлению изогипс;

проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов линий;

построение карты следует начинать

сучастков, наиболее полно освещенных скважинами; конфигурацию изогипс на прилегающих слабо освещенных участках

следует согласовывать с направленностью изолиний, проведенных на участках с большим числом точек наблюдения.

При построении структурных карт необходимо выдерживать соответствие между точностью карты и количеством и

качеством исходной информации. Показателем точности карт является размер сечения между изолиниями. Поэтому обоснование его весьма ответственная задача. При этом необходимо учитывать плотность точек наблюдения, точность исходных данных, сложность картируемой поверхности.

Плотность точек наблюдения при выборе сечения учитывается следующим образом. Как видно на рис. 23, при наличии двух точек наблюдения А и В при линейной интерполяции фактическая кривая АВ (соответствующая картируемой поверхности) заменяется фиктивной прямой АВ, для характеристики которой достаточно двух изолиний с сечением между ними ВС. Если взять сечение меньше, то промежуточные изолинии будут характеризовать поверхность иначе.

При увеличении количества точек наблюдения прямая АВ заменится ломаной ADMB, более близкой к кривой АВ.

Чтобы ее охарактеризовать, нужно сгустить изолинии. Причем в верхней части кривой их следовало бы провести гуще (для отрезка MB сечение равно BF), а в нижней - реже: отрезку AD соответствует сечение ЕС.

Поскольку при построении карты применяют единое значение сечения между изолиниями, рациональной величиной сечения будет значение, примерно равное средней разности между абсолютными отметками поверхности в скважинах.

В данном примере следует принять, что сечение hиз=(BF+FE+EC)/3. (32)

Таким образом, чем больше точек наблюдения, тем, при прочих равных условиях, меньше разность между абсолютными отметками поверхности в соседних точках (скважинах). Поэтому принятие меньшего значения сечения повысит точность карты.

105

Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит (изопахиты - линии равных значений толщины). Метод построения карты изопахит такой же, как и структурной карты, - линейная интерполяция. В пределах внутреннего контура нефтегазоносности значения конфигурации изопахит эффективной и продуктивной толщин совпадают. От внутреннего контура к внешнему идет закономерное уменьшение нефтегазонасыщенной толщины. Внешний контур нефтегазоносности одновременно является линией нулевых значений эффективной нефтегазонасыщенной толщины, т.е. фактически границей залежи.

Пласты осадочных горных пород могут залегать не только горизонтально, но и

ввиде складок,

образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется

антиклиналью, а выпуклостью вниз - синклиналью.

В России почти 90% найденных нефти и газа находятся в антиклиналях, за рубежом - около 70%.

Дизьюнктивные нарушения

В зависимости от характера смещения слоев и положения плоскости нарушения выделяются взбросы и сбросы. В условиях наклонной плоскости нарушения при взбросе приподнятое крыло располагается над плоскостью нарушения. Скважина, пересекшая взброс, вскрывает дважды одни и те же слои (рис. 24, I). При сбросе приподнятое крыло располагается под плоскостью нарушения, и в скважине, пересекающей сброс, выпадают все слои (рис. 24, II) или их часть.

На наличие разрывного нарушения с наклонным положением плоскости нарушения указывают наличие разрезов скважин с повторением или выпадением некоторых пластов, а также резкие перепады гипсометрических отметок кровли и подошвы пласта изучаемого горизонта на небольшом расстоянии.

Трещины (разломы), по которым произошло смещение слоев, могут быть закрытыми или открытыми. В зависимости от этого и от соотношения толщины продуктивного пласта и амплитуды смещения нарушения делятся на

106

проводящие и экранирующие. Проводящие нарушения обычно не нарушают целостности залежи. Экранирующие нарушения служат естественными границами залежей или расчленяют залежи на изолированные участки.

Нарушения относят к проводящим или экранирующим на основании сопоставления абсолютных отметок контактов между нефтью, газом и водой в разных блоках. Если в пределах соседних блоков ВНК, ГНК или ГВК единого горизонта находятся на разных гипсометрических отметках или при одинаковых отметках горизонт в одном блоке содержит нефть, а в другом - газ или воду, то разрывное нарушение является экранирующим. При единых гипсометрических отметках контактов в соседних блоках есть основания считать тектоническое нарушение проводящим.

107

ЛЕКЦИЯ 11

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЕ представляет собой совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади.

Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие (табл.1)

Таблица 1 Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам

По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов выделяются месторождения (залежи):

простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами или наличием тектонических нарушений;

очень сложного строения, для которых характерны как литоло-гические замещения или тектонические нарушения, так и невыдержанность толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Сложность геологического строения месторождений устанавливается исходя из соответствующих характеристик основных залежей, заключающих основную часть (больше 70 %) запасов месторождения. Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, их объемы и экономические показатели разведки и разработки.

108

к миграции из пор пород.

Миграция – это любые перемещения нефти, воды и газа в земной коре под действием природных сил.

-первичная миграцияперемещение флюидов из нефтепроизводящих толщ в породу коллектор;

-вторичная миграция – перемещение нефти и газа по коллекторам из одного пласта в другой.

Аккумуляция – это накопление нефти и газа и формирование их залежей в ловушке.

Разрушение залежей углеводородов – это совокупность природных, непрерывно действующих процессов, частичного или полного уничтожения залежей углеводородов.

1.Механическое (геологическое) – это разрушение вместе с вмещающими ловушками процессами денудации геологических структур, в результате эрозионного вскрытия и разрушения нефтегазоносных бассейнов.

2.Гидравлическое – разрушение напорными пластовыми водами.

3.Физико – химическое растворение углеводородов в подземных водах.

4.Химическое – распад углеводородных и неуглеводородных соединений нефти и газа с образованием воды, углекислого газа, метана, сероводорода (окислительный процесс).

5.Молекулярное - диффузионное перемещение и рассеивание растворенного в природных водах углеводородного вещества, вследствие разницы концентрации этого вещества.

6.Биохимическое – разложение углеводородов

бактериями.

109

Основные принципы их классификации нефтегазогеологического районирования

Нефтегазогеологическое районирование – это разделение осадочно-

породных бассейнов на нефтегазоносные объекты разного масштаба. Задачи районирования:

1.Выявление перспективных на нефть и газ территорий;

2.Изучение условий распространения границ нефтегазоносных территорий;

3.выбор первоочередных поисково-разведочных работ. При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре

основные группы факторов - критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

-современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

-литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

-гидрогеологические условия;

-геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка

(уровня), называется зоной нефтегазонакопления.

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения

иразвития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.

110