ГОСЫ МОЙ ГОРзс_10_НА ПЕЧАТЬ ШПОРЫ
.doc
|
Билет 16 16.1. Геолого-промысловые факторы, предопределяющие применение различных видов заводнения. 1.Законтурное заводнение рекомендуется для раз-ки залежей шириной 4-5 км. В пределах залежи должно быть четко установлены положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. Нагн скв располагают на расстоянии до 500 м от внешнего контура нефтеносности в законтурной зоне. Применяют когда – пласт имеет однородное строение, - высокая проницаемость ,, - вязкость <25 мПа\с,, Хорошая гидродин связь с законтурной зоной 2.Приконтурное заводнение рекомендуется для залежей (эксплуатационных объектов) небольшой ширины (4-5 км), с однородным строением, высокими фильтрационными характеристиками пласта, когда отсутствует гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи за счет образования различных экранов. В этом случае нагнетательные скважины размещают в пределах нефтяной части залежи на минимальном расстоянии от внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины так же, как и при законтурном заводнении, бурят параллельно контурам нефтеносности 3. Внутриконтурное: 3.1. Осевое (продольное) заводнение рекомендуется для залежей (эксплуатационных объектов) шириной более 4-5 км, фильтрационные характеристики пласта обычно гораздо ниже, чем при законтурном заводнении, вязкость пластовой нефти может колебаться в значительном диапазоне, в пределах залежей могут наблюдаться случаи, когда коллекторские свойства закономерно ухудшаются от сводовых участков к периферийным частям. В том случае, когда наблюдается активная гидродинамическая связь между законтурной и. нефтяной частями залежи, а соотношение вязкости нефти и закачиваемой воды примерно одинаковое, осевое заводнение может применяться в комплексе с законтурным. При проектировании систем разработки с осевым заводнением нагнетательные скважины располагаются вдоль оси структуры, а добывающие - рядами параллельно нагнетательным скважинам.Расстояния между линией нагнетания и первым рядом добывающих скважин принимаются равными расстоянию между рядами добывающих скважин. 3.2. Центральное заводнение рекомендуется для эксплуатационных объектов, характеризующихся закономерным ухудшением физико-литологических и фильтрационных характеристик от сводовой к периферийным частям залежей. Размеры залежей обычно небольшие от 1 до 3 км, форма их изометричная. Для залежей больших размеров, характеризующихся более однородным строением, более высокими значениями коллекторских свойств и фильтрационных характеристик, центральное заводнение применяют в сочетании с законтурным. 3.3. Кольцевое заводнение рекомендуется для залежей, которые характеризуются изменением литолого-физических и фильтрационных свойств в определенном направлении от сводовой к периклинальным частям структуры. Залежи обычно характеризуются изометрической, овальной формой. Для поддержания пластового давления в средней части залежи нагнетательные скважины располагают по кольцу, а в законтурной области - параллельно внешнему контуру нефтеносности. В результате этого образуются две неравные площади: меньшая - в центральной части площади и большая - между двумя рядами нагнетательных скважин. Системы разработки с разрезанием залежей (эксплуатационных объектов) нагнетательными скважинами на отдельные блоки применяются в том случае, когда ширина залежей более 4-5 км, в пределах которых могут быть выявлены участки с различной геологической неоднородностью, физико-литологическими и фильтрационными свойствами. 3.4. Системы разработки с площадным заводнением применяются для залежей (эксплуатационных объектов), характеризующихся сравнительно однородным замещением песчаников глинистыми породами и низкими значениями вязкости нефти, проницаемости, гидропроводности и подвижности. Пласт должен характеризоваться значительной толщиной, что способствует лучшей выработке запасов. В залежах со значительной неоднородностью вода из нагнетательных скважин может прорываться по наиболее проницаемым пропласткам, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин. При системах с площадным заводнением чередуют нагнетательные и добывающие скважины, между которыми выдерживают определенные расстояния. 3.5. Системы с избирательным заводнением рекомендуются для эксплуатационных объектов, характеризующихся значительной неоднородностью, линзовидным строением, прерывистостью, а также резким изменением коллекторских свойств и толщины пласта. Этот вид заводнения является в целом разновидностью площадного заводнения. Эксплуатационный объект при этой системе разбуривается по равномерной треугольной или квадратной сетке. 3.6. Системы с очаговым заводнением применяются на тех эксплуатационных объектах, где уже была внедрена та или иная система разработки и где отдельные участки залежей слабо охвачены разработкой. В этом случае очаговое заводнение применяется как дополнение к основной системе разработки. Очаговые скважины бурятся в том случае, если отмечаются выклинивание коллектора, прерывистость пласта и т.п. Обычно на практике эти скважины планируют из числа резервных. 3.7. Система раз-ки с ячеистым размещением скважин применяется для неоднородных коллекторов. На участках с улучшенными коллекторскими свойствами в центральной части бурится нагнетательная скважина, а на периферии в виде ячеи - сеть добывающих скважин, в связи с чем система и получила название ячеистой. 3.8. Системы разработки нефтегазовых залежей с барьерным заводнением рекомендуются в том случае, когда отсутствует трещиноватость пород, проницаемость вкрест напластования гораздо ниже аналогичной величины по напластованию пород. Наибольшая эффективность описываемой системы достигается при наличии плотных непроницаемых пропластков в интервале газонефтяного контакта, а также при небольших углах падения пород. 16.2.Литолого-фациальные, палеогеографические карты, методика построений, легенда, использование при нефтегазопоисковых работах. Литофациальные карты представляют собой карты вещественного состава отложений какого-либо стратиграф-го подразделения, показывают распростронение колл-ов, покрышек и литологической изменчивости изучаемого комплекса. Составляются для отдельных небольших стратиграфических подразделений (для крупных усреднение значений ведет к большим ошибкам). Палеогеографические карты отражают основные физико-географические усл-я изучаемого отрезка времени, очертания суши, ее рельеф, реки, моря, области сноса и накопления осадков, климатические зоны. Легенда: море, континет, мощ-ть, содержание песчаника. Реконструкция производится по комплексу геофизических, литологических исслед-ий. В морских отложениях исследуют фауну, в континентальных наличие растений.
1 2 – отн. глубокое (50-200м) 3 – мелкое море ( до 50м) 4 – прибрежная равнина 5 – озерно-болотная равнина Мелкое море – много света, водорослей, органики, действия приливов и отливов, много обломочного материала, восстановительная обстановка седиментации, самая благоприятная. Относительно глубокое море – шельфовая зона, обр-ся клиноформы, приносится много органики, перспектива на коллекторы. Глубокое море – практически нет коллекторов, искл – наличие глубоководных течений. Особенности морской обстановки реконструируются по фауне: аммониты, фораминиферы, моллюски, в море накапливаются серые и черные отложения. Прибрежно-морские – чередование суши и моря, богата коллекторами, дельтовая система – в протоках дельт много коллекторов. Континентальные отложения – преобладают окислительные фации, за искл. болот и озер. Здесь очень мало фауны (двустворки, раки), но много крупных растительных остатков, ОВ много, но большая часть подвергается гниению. Эта обстановка менее богата на формирование залежей, но в континентальных условиях могут быть крупные залежи. 16.3. Определение качества цементирования скважин по данным ГИС. Цементирование обсадных колонн можно считать высококачественным, если наблюдается: 1. соответствие положения цемента в затрубном прост-ве проектной высоте его подъёма 2. наличие цемента в затрубном прост-ве в твердом состоянии 3. равномерное распред-е цемента в инт-ле его закачки 4. отсутствие каналов, трещин и каверн в цементном камне 5. надёжное сцепление цементного камня с колонной и породами Для контроля за качеством цементирования обсадных колонн могут быть использованы термометрия, метод радиоактивных изотопов, гамма-гамма-метод и акустический. ●Термометрия позволяет: 1) установить верхнюю границу цементного кольца 2) выявить наличие или отсутствие цемента за колонной 3) опр-ть степень равномерности распр-ния цемента по разрезу, связанную с литологией пород. Затвердевание цементного камня – экзотермическая реакция, через 18-20 часов происходит max выделение тепла. – зацементированный интервал на термограмме отмечается повышенными значениями Т на фоне постепенного возрастания её с глубиной и расчленённостью кривой по сравнению с кривой против незацементированных участков скв. Уровень цемента по термограмме устан-ся на 10-15м ниже начала подъёма температурной кривой, тем самым учитывается распространение тепла вдоль ствола скв. ●Гамма-гамма метод позволяет: 1) установить высоту подъёма цемента 2) опред-ть наличие цемента и хар-р его распределения в инт-ле цементирования 3) фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гель-цемент) 4) выявить в цементном камне раковины и каналы 5) опред-ть эксцентриситет колонны. Метод основан на различии плотностей бурового р-ра, цементного камня и породы (δц=1,8 г/см3, δр-ра=1,05-1,2 г/см3, δг/п=2,1(сеноман)-2,3(неоком)). Плотность цементного камня значительно выше плотности промывочной жид-ти → на регистрируемой кривой ГГЦ участки с цементом чётко выделяются пониженными показаниями интенсивности счета гамма-квантов (Iγγ), т.к. Iγγ=f(1/δ), зацементированном участке скв. наибольшие значения Iγγ хар-ны для каверн. Существует дополнительная модификация ГГЦ, позволяющая исследовать распределение цемента по выделенным секторам, а так же круговая ГГЦ, позволяющая строить круговую развертку изменения плотности среды вблизи скважины ●Акустический метод – даёт наибольшую инф-ю и по сравнению с предыдущим позволяет так же: - исследовать процесс формир-ния камня во времени. - опр-ть кач-во сцепления цемента с породой и колонной Основан на измерении амплитуды преломлённых продольных волн распространяющихся по обсадной колонне и ГП и регистрации времени распространения упругих кол-й в этих средах. Установлено: 1)надёжный контакт цемента с обсадной колонной хар-ся отсутствием трубной волны, при этом амплитуда продольной волны в колонне АК на диаграмме минимальна, а амплитуда АП по породе имеет высокие значения. 2) отсутствие или плохое сцепление цемента с колонной фиксируется макс. амплитудой АК и мин. АП. 3) при неполном сцеплении цемента с колонной регистрируется АК с промежуточной амплитудой, интерпретировать к-ое наиболее сложно. Кач-во: 1) незацементированная колонна на волновой картине отмечается мощным, долго не затухающим сигналом трубных волн. 2) хорошее кач-во отмечается малой амплитудой АК и значительной АП. |
Билет 17 17.1. Геологические факторы, влияющие на характер размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади эксплуатационных объектов (сетка скважин, размещение рядами). На первом этапе бурят добывающие скважины основного фонда. Сетку скважин выбирают с учётом воздействия на пласт при внедрении системы ППД, т.е. рядная, равномерная. Плотность сетки скважин определяют с учётом средних параметров объекта, полученных по данным разведочных работ, т.е. проницаемость пород и активность природных режимов, формы структуры. На 2 этапе бурят скважины резервного фонда. Он может составлять до 20-50% от основного фонда. Резервные скважины в основном бурят на участках, не вовлечённых в разработку. В результате этого на мест-ии создаётся неравномерная, с различными расстояниями между скважинами сетка добывающих скважин, которая характеризует неоднородность пласта. По характеру размещения скважин основного фонда выделяют 2 сетки скважин: 1) Равномерная сетка – с одинаковым расстоянием между скважинами. Её применяют для залежей с низкой проницаемостью, высокой неоднородностью, а также при повышенной вязкости нефти в обширных водонефтяных подгазовых зонах. Эта сетка скважин может быть внедрена при площадном, избирательном, блоковом заводнении, а также при внедрении новых методов воздействия на пласт. Достоинства: а) можно легко изменять кол-во нагнет.скважин, б) позволяет уплотнять сетку скважин, в) изменять направление фильтрационных потоков от нагнет. скважин. К равномерным сеткам относятся треугольная и квадратная. Квадратные сетки на нефтяных мест-ях применяют редко, условия для их применения – высокая неоднородность. На газовых и г/к мест-ях лучше всего применять квадратную сетку. Это позволяет равномерно дренировать мест-е, поэтому иногда бурят в начале по квадратной сетке, а затем в центре квадратов бурят резервные скважины, т.е. уплотняют сетку скважин.2) Равномерно-переменная (рядная) сетка – расстояния м/д рядами больше, чем м/д скважинами в рядах. Если бурят нагнет.скважины, то расстояние м/д рядом нагнет. скважин и ближайшим рядом добыв. скважин может быть равным расстоянию м/д рядами добыв. скважин. Увеличение расстояния от нагнет.скв. Способствует продлению безводного периода эксплуатации. На залежах пластового типа добыв.и нагнет. скважины располагают параллельными рядами (линейная сетка), когда пласт высокопродуктивен.
По форме системы размещения добыв.скв. могут быть: 1) с незамкнутыми рядами при разработке экранированных залежей. Добыв.скв. располагают в ЧНЗ паралл-но внутреннему контуру.
2) замкнутая кольцевая система для залежей, приуроченных к антиклиналям, брахиантиклиналям. При этой системе можно применять законтурное, приконтурное, осевое, кольцевое центральное заводнение. Важным показателем разработки является плотность сетки скважин. В настоящее время применяют 3 сетки скважин: 1) плотность сетки 100-28 га/с – применяют при высокой проницаемости пласта >400мД и низкой вязкости, 2) плотность сетки 28-16 га/с – применяют, когда пласты неоднородны по проницаемости и высокой вязкости >25мПа*с – основная система применяемая на мест-х З.Сибири. 3) плотность сетки <16га/с – внедряют, когда применяют новые методы повышения нефтеотдачи. Системы размещения нагнетательных скважин 1. Законтурное заводнение Бурят одновременно добывающие и нагнет скв. Нагнет скв на расстоянии 200-300м и до 500м от внеш контура. Расстояние м/д нагнетательными скв 2-3 раза больше чем м/д добывающими. 2. Внутриконтурное заводнение Бурение начинается с нагнет скв и на первом этапе разработке их используют как добывающие. В этот период падает пластовое давление и это облегчает закачку воды. Под закачку воды эти скважины использ. через одну а оставшиеся эксплуатируют как добывающие до подхода воды к ним. После их используют под закачку. В результ. этого сооружается единственный проект закаченной воды. Расстояние м/д нагнетательных и первыми рядами добывающих скважин в 2 раза больше, чем м/д рядами добывающих скв. Так например если добывающие скв. располагаются рядами через 400-800м , то расстояние до нагнетательных скв. от первого ряда 800-1600м. При плохих коллекторных свойств расстояние м/д нагнет скв. в 1,5-2 меньше чем м/д добывающими. Закачиваемая вода должна создавать такое давление на забое, чтобы было воздействие на эксплуатацию двух рядов по обе стороны от нагнет скв.
17.2. Карты перспектив нефтегазоносности, прогнозные карты – методика построения, использование при нефтегазопоисковых работах. Это карты плотности ресурсов, составляемые на основе обобщения рез-тов всего комплекса геол-их, гидрогеол-их, геоф-их и матем. иссл-ний, служат для выбора наиб.оптимальных напр-ний поисково-развед. работ на Н и Г в пределах рассм-мой тер-рии. Карты перспектив – качеств.анализ. Если плотности < 5 – то бесперспективны (по краям ЗС провинции, мин-ция 1-3,есть колл-ра, но нет покрышек), от 5 до 10 -малоперспективны, более 80 – перспективны (центр провинции ЗС: краснолен. и сург.свод, J и K1, мин-ция>4). Прогнозная карта – при колич.прогнозе. На карту наносятся контуры м-ий, их фаз.состояние, около каждого м-ия показывают осн.н/г-носные комплексы и пишут долю н и г, пустые ловушки, границы н/г областей и районов, н/г-проводы (вся инфрастр-ра). Карты раскрашиваются по плот-сти ресурсов (тыс.т/км2). Испол-ся для поисковых работ. Качественная оценка – территорию на регион.этапе разделяют на зоны – высоко перспективные, перспек, малоперсп, бесперсп. Как для всего осад.чехла, так и для отдельных НГК. Сост-ют карты перспектив. Имеет шир.распр-ние экспертные м-ды, т.е принятие реш-я группой проф-налов. Кол-ная заключается в опр-ии сколько ресурсов Д1 и Д2 на данной территории, т.е плотность ресурсов на ед-цу площади. Сущ-ет ряд методов для решения этих задач:
Прогноз на основе установления зав-тей м/у показ-ями динамики и харак-ками процесса освоения ресурсов (т.е на основании данных разр-ки, исп-ся завис-ти типа добыча-время, запасы-время и т.д.) 17.3. Определение мест негерметичности колонн и заколонных перетоков пластовых флюидов по данным ГИС Места негерметичности обсадных колонн связанные с перетоками флюидов устанавливаются : резистивиметрией, влагамет, плотностемет, термометрией, изотопов, кислородным и расходометрией. Затрубная циркуляция флюидов м б определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кислородного. Наличие дефектов в цем камне и обсадных колоннах , выявленных цементометрией, дефектометрией хар-ет вероятность возникновения затрубных циркуляций и межпластовых перетоков флюидов при заданных градиентах давлений. Необходимо различать усл-я проведения измерений- в действующих скв и неработающих. Признаками затруб циркул-ии явл-ся ускоренный рост обводнен продукции, изменения степени обводнённости при разных депрессиях на пласт, солевой состав в продукции, отличающийся от сол состава нагнетаемой в, отсут-е ин-ла обводнения в перфорир ч пл. Основной метод выявления- термометрия. Признаками затруб циркул-ии флюидов из нижележащнго пл явл-ся изменение Т градиента по сравнению с нормальным, нулевой градиент температур м-у исследуемыми пластами , проявлен дроссельного эффекта в неперфорир пл, отсут-е дроссельного эф-та в подошве перфорир пл. Из вышележащих неперфор пл-ов отмечается резким снижением градиента Т в ин-ле дв-я воды и возрастанием Т нижеперфорированного пл в работающей скв, а против пласта-источника обводнения – положит аномалия Т в остановленной скв. По данным расходометрии перетоки по затруб пространству из соседних неперфорированных пластов отмечаются аномально высокими дебитами из крайних отверстий перфорации. Давление пласта в источнике перетока обычно значительно превышает Р в перфорир пл, поэт перфорир пл може прекратить свою работу. Метод изотопов в экспл скв прим-ся лишь в крайнем случае, т е при неоднозначности рез-ов измерений другими методами. т к в таких скв нежелательны длительные остановки , глушение и извлечение лифтовых труб. Ин-л затруб циркуляции отмечается повышенными показаниями Iγи Перетоки н выделяются аналогично по термометрии и расходометрии.
|
Билет 18 18.1. Содержание геологической части документов по проектированию разработки нефтяных и газовых залежей. От качества и полноты геол- промыс инф-и, полученной на стадии поисково-развед-х работ и пробной эксплуат-и скв зависит: - достоверность подсчетных параметров - обоснованность запасов - выбор и обоснование системы разр-ки - проектирование уровня годовой добычи - достижение max коэф-в нефте– и газоотдачи. В геологической части проектных документов входят: 1. графический комплекс карт и схем, кот-й включает свободный или типовой геолого-геофизич-й разрез, структурные карты по кровле и подошве пласта, геол профили, карты общих эффективных и нефтенасыщенных толщин, схемы корреляций, схемы опробывания, карты неоднородности. 2. цифровые данные, характеризующие по скв пористость, проницаемость, нефтегазоносность разрезов, физ.хим св-ва пластовых флюидов, данные о нефтегазонасыщенных толщинах в скв, термобарические условия залежей, размеры залежей, балансовые и извлекаемые запасы. 3. кривые, хар-е зависимости м/д различными геол-промыс параметрами, в частности зависимость св-в пластовых флюидов от давления и температуры. Это необходимо чтобы знать как будут меняться св-ва н и г в зависимости от разр-ки. Зависимость пористости от проницаемости, зависимость фазовой проницаемости от нефтегазонасыщенности и др. 4. текстовая часть геол. данных включает физико-геолграфический очерк по мест-ю, историю геолого-геофиз-й изученности, стратиграфию, тектонику, гефтегазоносность, гидрогеологию и геокриологию. В заключении этой части делают выводы о режиме залежи, для этого в процессе пробной эксплуатации проводят регулярные исследования пластовых по опорной сети скв (в пределах залежи и в законтурной зоне), изучают закономерности снижения Рпл в зависимости от добычи н для того чтобы решить вопрос как проектировать систему разработки с использованием пластовой энергии или ППД. Недостатки геол. документов при составлении проектов разработки. Они могут быть связаны: 1. с низким выносом керна и несоблюдением технологий бурения 2. с неполным объемом ГИС или с низкой информативностью геофиз материалов. Это может быть обусловлено некачественным бурением и задавливанием пласта, когда формируется глубокая зона проникновения бурового раствора, а также большим перерывом м/д вскрытием пласта бурением и проведением ГИС. Измениться хар-р насыщения, когда бур.раствор оттеняет пластовые флюиды и продуктивные интервалы могут хар-ся как водонасыщенные или с неясным хар-ром насыщения. 3. низкое качество опробывания и испытание скв. Опробование проводят опробователями на каротажном кабеле или пластоиспытателями, спускаемыми на бурильных трубах в процессе бурения скв. При опробовании получают качественную хар-ку пласта, т.е. хар-р насыщения пласта и ориентировочно дебит. При испытании получают количественную хар-ку пласта и записывают КВД, что позволяет определить коэф продуктивности, гидропроводности, хар-ку состояния ПЗП, т.е. снижена проницаемость в ней или нет, что хар-ся показателем скин-эффекта.Испытания проводят в открытом стволе пластоиспытателями, когда изолируют интервал испытания пакером или в обсаженных скв после проведения перфорации, вызова притока и проведении гидродинамических исследований. В процессе проведения опробований и испытаний отбирают глубинные пробы для определения подсчетных параметров и показателей для составления проектов разработки (Гф, Рнас и др). на практике часто испытывают одновременно несколько пластов по этому трудности связаны с определением приточного интервала. 4. неудовлетворительной изученностью гидрогеологии и гидродинамики мест-я. Для этого проводят гидродинамические исследования в пределах залежи и в законтурной зоне, строят карты изобар, в доб-х скв на устье отбирают пробы нефти. Отбирают % воды для определения активности водонапорной системы и установления режима залежи. По этим исследованиям рекомендуют систему разработки с использованием Рпл или с ППД. Неудовлетворительное качество геол-х материалов может быть выявлено при утверждении запасов в ГКЗ когда рассматривают подсчет запасов и экспертное заключение. В случае отрицательного заключения может быть рекомендовано дополнительное бурение скв, увеличение отборов керна, глубинных проб, раздельного испытания продуктивных пластов для уточнения подсчетных параметров и показателей для составления проектов разработки. Для этого может быть рекомендовано опережающее бурение доб-х скв, в кот-х выполняется рекомендуемый комплекс работ. 18.2. Принципы нефтегеологического районирования провинций Нефтегеологическое районирование-это расчленение иссл-мой терр-ии на отдельные части по степени сходства и различия геотект-го строения и состава слагающих их формаций. Позволяет косвенно решить задачу образования нефти. Известно 20 провинций в России и 292 – за рубежом. И.М.Губкин впервые разработал принципы выделения крупных н/г-носных территорий, подразделив их на провинции, области и районы. При этом в основу выделения перечисленных подразделений им был положен геотектонич принцип, к-ый получил широкое признание. При проведении районирования необходимо учитывать след факторы:1. Региональную тектонику и палеотектонику, особенности формирования слагающих регион геоструктурных элементов.2.Литолого-стратиграф. хар-ку разреза, фациальные усл.накопления осадков. 3.Гидрогеологич.усл. оцениваемого региона, расположение областей питания и разгрузки пластовых вод, их состав и напор.4. Геохимические условия региона, концентрация и состав содержащихся в них битумов, ОВ и тп..5.Н/г-районирование проводится не только пространственно но и в геолог. разрезе исслед.тер-ий. Основными единицами расчленения яв-ся:н/г-носная формация,регионный,субрегиональный, зональный н/г-носный комплексы. Нефтегазоносная провинция-(часть з.к. в пределах которой имеют место залежи н,г или к.)геолог.провинция, сложенная совокупностью различных крупных геоструктурных элементов, хар-ся общностью геолог.истории формирования и развития.Н/г-ная область-терр-я,приуроченная к одному целостному крупному геоструктурному элементу,к-ый хар-ся общностью геолог.строения и геолог.историей развития. Н/г-ный район-часть н/г-носной области,объединяющей ту или иную ассоциацию зон н/г-накопления, выделяющиеся по геоструктурному или географ.типу. Зона н/г-накопления-ассоциация смежных и сходных по геолог. строению местоскоплений н и г, приуроченных в целом к единой группе генетически связанных м/д собой ловушек. Местоскопление-ассоциация залежей, расположенных на одной площади. Залежь- естественное единичное скопление УВ в одном или группе пластов, контролируемых общим ВНК(ГВК), и имеющее пром. значение. 18.3. Внутреннее строение Земли Земная кора, мантия (нижняя и верхняя), ядро – геосфера Земли.
1). Осадочный (верхний); 2). Гранитный; 3). Базальтовый (нижний).
Между гранитным и базальтовым слоем- граница Кондрада. Океаническая кора состоит из: 1). Осадочного слоя; 2). Базальтового; 3). Габро-серпентинитового. Граница Махоровича(33 км)-отделяет земную кору от лежащей под ней мантией Земли.
|
|
Билет 19 19.1. Геолого-промысловые методы контроля за процессом разработки нефтяных и газовых залежей. Главная цель методов ГПК – достижение максимальных коэффициентов нефте-газоотдачи пластов. При этом решаются 2 основные задачи:
Виды ГПК зависят от стадии разработки месторождений. Его проводят, начиная с реализации проекта разведки месторождения, и продолжают до заключительной IV стадии. Виды ГПК. ГПК – получение и обработка информации о характере и динамике изменения условий добычи нефти, газа, конденсата из пласта по отдельным скважинам и в целом по месторождению. ГПК включает получение данных о геологической структуре объекта и контроль за работой скважин и изменения пластовых условий, выработке нефти, газа и конденсата. Для достижения этого, необходимо:
19.2. Западно-Сибирская провинция. Тектоническое строение фундамента Это самая крупная провинция в России. Открыта в 1953 году Березовской опорной скважиной. Находится между двумя платформами: Сибирской и Восточно-Европейской. З.С. приурочена к молодой пратформе (синеклизе), имеющей четко выраженное двухярусное строение: осадочный чехол(MZ) и фундамент(PZ). Фундамент гетерогенный (разновозрастный). Выделяют ряд блоков, для которых возраст разный. На востоке – байкальская складчатость, в центре – поздние герцениды, с запада –уралиды. Фундамент складчатый, т.е. имело место геосинклинальное развитие и на орогенной стадии образовывались горы (фундамент всегда дислоцирован), на этой же стадии образовались срединные массивы, далее проходила платформенная стадия. Имеет место байкальская (салаирская) (Саян и Алтая), альпийская (Кавказ), герцинская (Урал и в центре) От кембрия до Перми включительно породы сильно дислоцированы, прорваны значительными интрузиями кислого и основного состава.Также выделяют промежуточный, параплатформенный этаж (P,D,T,C- любой). 19.3. Физические поля Земли. Физические поля Земли используются в геологии для определения внутреннего состава и строения Земли, для поисков месторождений полезных ископаемых. Гравитационное поле Земли. Измеряется величиной G, складывается из силы притяжения и центробежной силы. Закономерно меняется от полюса к экватору (на полюсе G=9,83 м/с², а на экваторе G=9.78 м/с²). Для любой широты можно рассчитать теоретическое G, но замеренное гравиметром, т.е. фактическая G может отличаться от теоретического- гравитационные аномалии. Их изучает гравиразведка и они свидетельствуют об особенностях внутреннего строения и состава Земли. Электрическое поле Земли.Оно создается благодаря тому, что: ионосфера заряжена положительно, а литосфера имеет отрицательный заряд. В связи с тем, что ионосфера постоянно перемещается (ветрами, солнцем) в литосфере возникают постоянные и электрические токи силою до 2,5 А. Поскольку разные породы имеют разную электросопротивляемость и электропроводность можно, замеряя токи (между электродами) определять состав пород и даже особенности строения Земли. В г/п всегда есть электрический ток. Электрические свойства горных пород различны (электрич. проводимость и эл.сопротивление). Поэтому можно, замеряя токи (между электродами) определять состав пород и даже особенности строения Земли. На этом основан электрокаротаж скважин Тепловое поле Земли. Складывается из внешнего и внутреннего. Внешнее обусловлено энергией Солнца. Оно простирается до высоты, на которой t постоянна, не зависит от времени года и равна там среднегодовой. Этот уровень наз-ся поясом постоянных t. Выше пояса t-ра в зимнее время понижается, а в летнее время – повышается (колеблется в зависимости от сезона). Ниже пояса t –ра постоянно увеличивается. Это обусловлено внутренней энергией ядра Земли и это и есть внутреннее тепловое поле Земли. Магнитное поле Земли. Магнитные полюса не совпадают с географическими, но находятся вблизи от них. В течении геологической истории происходили инверсии магнитного поля Земли. При палеомагнетизме изучают положение магнитных полюсов, напряженность магнитного поля, склонение и наклонение магнитного поля. Это позволяет судить о перемещениях континентов во времени. А изучение современного магнитного поля позволяет выявить магнитные аномалии и связанные с ними особенности состава и строения Земли. Закономерности колебаний магнитного поля Земли обусловлены неглубоко залегающими от поверхности ферромагнетиками.
|
Билет 20 20.1. Понятие об охвате пластов воздействием. Изучение влияния на степень охвата геологических и технологических факторов (обобщение данных потокометрии, закачки индикаторов, светопоглощения нефти и др Коэф охвата вытеснением - отношение объема залежи, охваченой вытеснением к общему объему залежиПри разр-ке газ.и г/к м/р-ий вследствие большой подвижности газа коэф-т охвата разр-кой залежей близок к 1 При разр-ке неф-х м/р-ий особ-но при больших площадях нефтенос-ти высокой неодн-ти, повыш-ой вяз-ти коэф-т охвата разр-кой всегда <1 Исходя из этого для повышения эфф-ти разр-ки нефтяных м/р-ий проектируют ППД При нагнетании в пласт воды если высокая прониц-ть прод-ых отл-ий или различ. газов, когда низкая прониц-ть способствуют увелич-ю коэф-та охвата разр-кой уч-ков м/р Степень охвата пласта заводнением хар-ся коэф-том охвата вытеснением Кохв=Vохв.выт/Vобщ.залежи Вследствие высокой неодн-ти прод-ых отл-ий вводят доп-но 2 коэф-та; коэф-т охвата по мощности h Кохв.п=hохв.выт/hнефт(общ нефтенос толщина пласта) Коэф-т охвата по площади kохвS=Sохв.выт/Sобщ.залежи(в пределах внеш контура нефтеносности) Все эти 3 коэф-та зав-ят от геол стр-ия пласта, от колл-ких св-в, прежде всего прониц-ти и от вяз-ти нефти При размещении по площади ○ и ∆ скв-н учит-ют коэф-т подвижности Кподв=Кпр/μн Кпр- к-т прониц-ти Если Кподв <0.1, то влияние от ряда ∆-ых скв-н распр-ся на 1-1.5 км по обе стороны Если Кподв >0.1, то влияние от ряда ∆-ых скв-н распр-ся на 4-5 км по обе стороны от линии разрезания Размещение ○ и ∆ скв-н без учета неодн-ти увелич-ет кол-во и размеры уч-ков не испытавших влияние закачки. Это м.б. связано с наличием лит-их и тект-их экранов Одним из показателей влияния закачки явл-ся отн-ие V закач-мой воды к V доб-щей жид-ти он должен быть =1 Это свидет-ет что уч-к эф-но охвачен вытес-ием Если этот показатель <1, то удаленная от линии нагнетания ○ скв-ны недост-но испыт-ют влияние закачки. В этих случаях выявляют причины недос-ного охвата выт-ием и м.б. пробурены доп-ые разрезающие ряды ∆скв-н на этих уч-ках. Для выявления пластов принимающих воду применяются методы:
Для этого в закач-мую воду добавляют р/а изотопы, чаще тритий При закачке воды в пласт часть р/а вещ-ва адсорбируется на пороге инт-ла принимающего воду В рез-тате этого на диаграммах ГК до и после закачки воды инт-лы, к-рые принимают воду будут хар-ся повыш-ой р/а
Основан на исп-нии расходомеров, к-рые пред-ют собой датчики турбинного типа Скорость вращения турбины прямо проп-на V закач-мой воды в инт-лах продук-го пласта При закачке воды расходомер поднимают в инт-ле прод-го пласта и регист-ют V закачки По этим данным строят профили прием-ти
Согласно профилю прием-ти осн-ой V закачки прих-ся на сред-ю часть прод-го пласта, а в кров-ой и подош-ой частях прием-ть хар-ся низкими показателями По рез-там этих иссл-ий выравнивают профиль прием-ти, чтобы выработался весь пласт, а не отд-ые высокопрониц-ые прослои В этом примере целесообразно в кров-ой части провести соляно-кислотную обработку, увеличение плотности пер-ции или ГРП, а в подош-ой части из-за близости подош-ой воды эти работы проводить нецелесоб-но
Основан на зав-ти темп-ры датчика от скорости проходящего потока жид-ти при закачке воды в пласт Рез-таты также представляются в виде кривых, хар-щих профиль притока против продук-го разреза скв-ны
Для этого проводят замер t в прод-ой части разреза как в ○ так и ∆ скв-нах Темп-ная кривая в ∆ скв-ах приобретает вид почти вертик-ой линии, а после закачки воды инт-лы, к-рые принимают воду длит-ное время хар-ся пониж-ой t В ○ скв-х когда ЭО представлен неск-кими пластами t-ая кривая против этих пластов изм-ся скачкообразно
Основан на опр-нии коэф-та светопоглощения, к-рый зав-т от наличия в нефтях окрашивающих вещ-в, т.е. смол, асфальтенов, парафинов Сод-ие этих вещ-в увелич-ся от свода и крыльям стр-ры и от кровли к подошве пласта Для контроля за разр-кой регулярно отбирают пробы нефти и опр-ют к-т светопог-ния. По этим данным строят карты на различ. даты Увеличения коэф-та светопог-ия при сравн-ии карт свид-ет о продвижении воды в этом направлении Методика комплексного обобщения охвата пласта заводнением Обощ-ие проводят в след.послед-ти:
На основе анализа всей инф-ции выд-ся зоны охвач-ные и неохв-ые процессом вытеснения. После этого сост-ют карту охвата каждого пласта вытес-ем Для построения этой карты исп-ют данные:
При анализе соотн-ия объемов закачки и объема жид-ти на карту распр-ния кол-ров возле ∆ скв-н указ-ют суммарные объемы закачек, а в ○ скв-х сумм-ые отборы жид-ти Если соот-ие этих кол-ров <1, то след-но этот уч-к недост-но охвачен вытес-ем По рез-там Pпл и Pзаб регулярно строят карты изобар, обычно раз в квартал, а на нач-ой стадии внедрения ППД чаще По карте изобар выявляют уч-ки, к-рые активно или слабо охв-ны вытес-ем закач-мой водой На уч-ках с акт-ым возд-ием Pпл будет изм-ся незнач-но Недост-но охвач-ным возд-ием будет происх-ть сниж-е Pпл во времени А на уч-ках, к-рые не испыт-ют возд-ие Pпл будет резко сниж-ся По этим картам можно выявить наличие лит-х и тект-х экранов Об актив-ти действия сист.ППД делают выводы на основе анализов дебитов скв-н Если закач-ая вода интенс-но возд-ет на уч-к, то дебиты ○ св-н будут стабильно высокими, а Pпл изм-ся незнач-но Пониж-е дебитов несоотв-щих прод-ти пласта свид-ет закач-мой воды Низкие дебиты и резкое сниж-е Pпл свид-ет что уч-к вне зоны возд-ия Рост Гф на уч-ках м/р-ия указ-ет что эти уч-ки недост-но охв-ны вытес-ем. Это приводит к сниж-ю Pпл, а когда Pпл<Pнас, то в пласте появл-ся свобод.газ и Гф возрастают. Сл-но на этот уч-к не действует закач-мая вода Для анализа регулярно строят карты изменения Гф Низкая прием-ть ∆ скв-н также может свидет-ть что на нек-рых уч-ках недост-но действует система завод-ия Для увелич-ия прием-ти проводят кислотные обработки принимающих инт-лов, увелич-ют плотность пер-ции и давления нагнетания Комплексный анализ всех этих данных нанесенных на карту распр-ия кол-ров позв-ет дост-но надежно выд-ять границы зон, охвач-ых вытес-ем, а в ряде случаев дифференцировать эти зоны по степени На основе анализа данных этой карты м.б. выд-ны 3 группы зон:
20.2. Западно-Сибирская провинция. Строение разреза осадочного чехла. Условия осадконакопления. Коллекторы и экраны в разрезе Триас: 1. Тампейская серия – терригенные породы морского типа (север ЗС). Была морская трансгрессия. Начиная от Урала - песчано-глинистые отложения (развиты в Таймырской серии).Слабоизученные,малоперспективные отложения. 2. Туринская и Челябинская серии – континентально-вулканогенные отложения (болотные, речные) (центр и юг ЗС), грабены, происходило воздымание,бесперспективные отложения. Юра в З.С. имеет три отдела. Все отделы сложены терригенными отложениями (песч, глина, алевр), встречаются прослои плотников (карбонатный цемент). Хорошее распространение.Ниж. J: трансгрессия моря проникает дальше на юг и в ширину, происходит опускание. Накапливаются морские отложения.Шеркалинская, Горелая, Котухтинская, Худосейская толщи – песчано-глинистые.(пласты Ю10,Ю11,Ю12). Сред. J сложена отложениями тюменской свиты (нет фауны, флишоидная толща,пл.Ю2-имеет низкие колл св-ва,но регионально нефтеносен,запасы до 7млрд тонн н), занимает почти всю территорию, по бокам выклинивается. Толщина до 800м. На севере: Вымская (песок), Леоньтьевская (глина), Малышевская (песок).В конце образования флиша, ЗС платформа резко поднялась и была над уровнем моря.Верх. J: Келловейский ярус – регионально нефтеносен, показатель верхнеюрской морской трансгрессии, мелководное осадконакопление. (пл.Ю1-оксфорд-гранулярный коллектор,открыто более 100м-й в Томске,пл.Ю0-титон,битуминозные глины бож.свиты,сдержание УВ до 12%).Выделяется Васюганская, Георгиевская, Баженовская. В западной части Сургутского склона Васюганская свита замещается Абалакской, Тутлейской. Характерная особенность – вдоль обрамлений с востока и запада выделяется Вагулкинская толща. Ниж. К – ачимовский комплекс, залегает в основании (берриас, валанжин) имеет локальное простирание, часто выклинивается, содержит залежи Н и Г.Неокомский комплекс АС, БС – является основным н/газоносным горизонтом в З.С. На востоке присутствует почти везде, на западе выклинивается (Фроловский разрез) – осадконакопление проходило в неоднородных условиях. Клиноформное накопление. В западной части имел место глубокий бассейн (все песчаники сюда сходили). Коллектор плохой, т.к. действовала гравитационная сила за счет постоянного волнения.Верх. К – апт-альб-сеноманские отложения: Продуктивные пласты Викуловской свиты-ВК, сеноманские отлож-пласты ПК1-6.С ними связвны основные гиганские газовые м-я.(уренгойское,заполярное,медвежье и др). Покрышки – глинистые тела, пачки Тогурская (над пластом Ю11), Радомская (- Ю10), Васюганские глины ( - Ю2). Баженовская свита (и коллектора, и покрышка), Чеускинская пачка ( над Б10), Сарманская (-Б8), Фимская (- Б1), Кошайская (АВ1), Х-Ман гл (АК и ТП), Туронские гл (Кузнецовская св (ПК1-6)). 20. 3.Методы определения возраста горных пород. Геохронологическая таблица. Местная, региональная и общая стратиграфическая шкалы Абсолютный возраст горных пород- промежуток времени, прошедший с момента образования породы в единицах времени, т.е. в годах. Абсолютная геохронология устанавливает возраст ГП в единицах времени. Методы опред-я абс.возраста ГП(методы ядерной геохронологии, радиологические) опираются на явление радиоактивного распада элементов: -Скорость этого распада постоянна и не зависит от каких-либо условий, происходящих на Земле. -Зная период полураспада радиоактивных изотопов, можно опред-ть возраст минерала или породы, сод-й этот минерал. Основные методы ядерной геохронологии 1)Свинцовый 2)Рубидий-стронциевый 3)Калий-аргоновый 4)Радиоуглеродный 1)Калий- аргоновый опред-ет возраст минералов и гп содержащих калий, которые образ-сь вблизи земной поверх-ти или на ней и в дальнейшем не подвергались даже слабому нагреванию и действию давления (осадоч. г/п) г/п- от 100 млн лет и старше. 2)Рубидий-стронциевый применяется только для г/п, т.к при опред-х условиях м/д минералами может порисходить хим. р-ции. Возраст г/п от 5 млн лет и старше. 3)Свинцовый наиболее совершенный метод определения возраста г/п, образ-ся в течении всей гелогич. истории Земли, возраст метеоритов, пород планет солнечных систем и их спутников . возраст г/п от 30 млн и старше. 4)Радиоуглеродный примен-ся в археологии, антропологии для опред-я возраста наиболее молодых отложений земной коры. Возраст от 2 до 60 тыс лет ± 200 лет. Основан на измерении содержания в минералах некоторых изотопов, накопившихся после образования данного минерала ввиду распада содержавшихся в нем радиоактивных веществ. Недостатки методов ядерной геохронологии. -Не высокая точность опред-я ( погреш-ть в 3-5% дает отклонение в 10-15 млн лет, что не позволяет разрабатывать дробную стратификацию) -Не все г/п содержат радиоактивные элементы -Методы ядерной геохр-и дают возможность оценить возраст Земли и земной коры. Относительный возраст г/п- возраст пород по сравнению с выше или нижележащими породами. Методы определения отн-го возраста гп: -Основывается на их сравнительном анализе и выявлении более древних и более молодых пород. -Не позволяют установить продолжительность геологич. процесса в абс. единицах времени. -С высокой точностью опред-т относительный возраст совместно залегающих пород пород. Методы: 1)Стратиграфический 2)Петрографический 3)Палеонтологический 1)Стратиграфический метод основан на выяснении взаимоотношений пластов г/п. -Исходит из принципа суперпозиции -Нижележащий пласт обр-ся раньше вышележащего и явл-ся более древним. -Используется в равнинных районах -Горизонтальное залегание г/п -В районе сложного строения (платформ). 2)Петрографический метод основан на изучении и сравнении состава пород в разных разрезах. Изучают и сравнивают г/п по их составу в соседних скважинах. Сопоставление между собой литологически однородных толщ и прослеживание их от скважины к скважине. 3)Палеонтологический метод основан на изучении остатков в древних вымерших организмов, живших в строго определенные отрезки геологич. времени. Руководящие окаменелости должны: -Встречаться в вертикальном разрезе в ограниченном числе слоев. -Иметь широкое горизонтальное распространение -Легко распознаваться и часто встречаться. -Позволять уверенно сравнивать г/п из очень удаленных др от др разрезов. Вывод: все методы определения относительного возраста г/п применяются комплексно. М\Н геохронологич таблица. Отражает последовательность подразделений времени в течении которых формировались определенные комплексы отложений и эволюцию органич-го мира. Состоит из 2-х шкал. Геохронологическая шкала показывает расположение в определенной последовательности условных отрезков времени, на которые делится геологич история земли. В ее основу положен объективный ход времени(абсолютный возраст г/п) Подразделения: эон, эра , период, эпоха, век. Стратиграфическая шкала создана на основе различий в составе органич-х остатков, а также различии петрографич состава г/п. Основные подразделения : эонотема, эратема(группа), система, отдел, ярус, зона(горизонт). Границами подразделения обеих шкал явл-ся изменения в общем облике жизни. В случае если ед-цы ОСШ устанавливаются с трудом, то строится местная стратиграфическая шкала. Она отражает последовательность работ в конкретном регионе. Единицы местной шкалы : комплекс, серия, свита – толща пород, имеющая определенные сходства в литологическом составе и составе окаменелостей. Региональная СШ позволяет увязать местные шкалы конкретного региона. Основная единица: горизонт. Он объединяет все одновозрастные свиты данного региона. Именуются горизонты по географическому принципу. Более мелкая ед-ца в горизонте – Лона – характеризуется конкретными окаменелостями.
|
Билет 21 21.1. Геолого-промысловое обоснование мероприятий по регулированию процесса разработки и повышению конечного коэффициента нефтеотдачи Регулирование предусматривает управление проектом разраб. без коренных изменений принятых проектн. Д документов Основные мероприятия : 1 Установление оптимальных режимов работы добывающ.и нагнет. СКВ. Главное – обоснование нормальных отборов нефти по каждой доб.скв. Нормы отбора: - технические: ограничиваются требованиями безаварийной эксплуатации скв.,т.е. не допустимо резкое снижение Рпли Рзаб,что может привести к нарушению герметичности цеметного кольца за колонной ,что может привести к межпластовым перетокам и преждевременному обводнению СКВ. -технологические: должны составляться так,чтобы проектный годовой уровень добычи распредлялся по фонду доб.скв. 2.Оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфорации Путем выбора инт.перфорации можно регулировать разработку залежей н и г. В зависимости от геологического строения залежи существуют различные подходы к выбору инт.перфорации. 3. Воздействие на ПЗП В процессе бурения СКВ. Снижается проницаемость пласта в ПЗП за счет проникновения в пласт фильтрата и ТВ.фазы бур.раствора. Фильтрат- химически не связанная вода в буровом растворе. Состояние ПЗП определяют по КВД. (зависимость Рзаб от lg(t+Δt/ Δ t) Чем >Кпрон и качественнее вскрыт пласт бурением,тем быстрее восст. Рзаб до Рпл. В зависимости от показателей снижения Кпр определяют оптимальные параметры плотности и водоотдачи бур.раствора для качественного вскрытия продуктивных пластов. (для качеств вскрытия плотности -1,05-1,1). Для восстановления проницаемости ПЗП применяют различные методы( обработка ПЗП растворами соляной кислоты или ПАВ, с помощью ГРП,когда создаются новые трещины ,применение гидропескоструйной перфорации ; когда в многопластовом объекте имеются пласты с различными проницаемостью необходимо выровнять профили притока доб.скв. и профили приемистости в нагн.скв; в нагн.скв.для того ,чтобы в работу включить низкопроницаемые пласты необходимо увеличить давление нагнетания; в доб.скв. высокопрониц. И обводнен. Прослои после выработки нефти необходимо изолировать с помощью высоковязких компонентов,полимеров; низкопрониц. Прослои включаются в работу путем снижения Рзаб ,т.е. увеличения депрессии тд.) 4. Применение одновременно-раздельной эксплуатации пластов или одновр.-раздельной закачки воды при многопластовых объектах разработки Пласты, которые отличаются по коллекторским свойствам, по качеству нефти или разных характеров насыщения нужно производить одноврменно-раздельную эксплуатацию.Для этого на 1 подвеске спускают в СКВ. 2/3 ряда НКТ на различные глубины для выработки разных пластов. Пласты друг от друга изолируют с с помощью различных пакеров. Аналогично закачка воды в нагетательные СКВ. В разные пласты. 5. Изоляционные работы по ограничению притока попутных вод или исключение обводненности прослоев . На 2 и 3 стадиях вода,которая используется для ППД выполняет полезную работу и добыча нефти увеличивается. На 2 стадии в свзяи с уменьшением дебитов увелич. Объем закачки ,а дебит н при этом не увеличивается. Увеличение объемов закачки приводит к увелич. Рпл, затрудняет бурение новых СКВ. И при этом увелич. Непроизводительные отборы попутной воды. Это ухудшает эк.показатели разработки. Для уменьшения непроизвод.отборов применяют след.методы:- прекращение экспл.скв.при обводненности 98-99 % - отключение СКВ.обводнен.пластов и прослоев путем РИР – прекращение нагнетания воды в нагн.скв в обводненные прослои и пласты
21.2. Западно-Сибирская провинция. Нефтегеологическое районирование и закономерности размещения залежей в разных нефтегазоносных областях. Перспективы дальнейших поисков нефти и газа.
Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.В пределах Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей. Пл. 2,2 млн. км2. Провинция тектонически связана с Западно-Сибирской плитой. Продуктивны отложения юры, мела и палеозоя на глуб. от 0,7 до 4 км. Включает Приуральскую, Фроловскую, Каймысовскую, Пайдугинекую, Васюганскую, Среднеобскую, Надым-Пурскую, Пур-Тазовскую, Гыданскую и Ямальскую нефтетазоноеные области. наиб. значительные м-ния: Самотлорское, Мамонтовское, Фёдоровское, Варьстанское. Усть-Балыкское, Муравленковское (нефтяные); Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Заполярное, Медвежье, Харасовейское (газовые и газокондснсатные) В З.С. в рез-те выявлены залежи Н и Г, в J b K отложенияхях. Распр-ие их позволяет делать районирование. - Среднеобская н/г обл– занимает тер-ию Сург и Нижневарт сводов, прод-ны отл-ия J и неокома. - Фроловская обл-ть занимает тер-ию распр-ия фроловской свиты (исчезновение песч тел), распределена по западному склону, прод-ны отл-ия J (Б2) и выклинивание пластов неокома (Б,А). - Приуральская, прод-ны отл-я вогулкинской толщи (верх юра) - Каймысовская, прод-ны отл-я верхн юры (Ю1) - Пыкароминская – юго-восточная часть, прод верх юра. - НадымУрская (на севере) и Пуртазовская, прод-ны ПК1-6 – сеноман, ачимовс.толща, БУ8-10 , а так же пласт Ю2, редко пласты неокома. - Ямальская, на Ямальск п/о, прод тонопчинская свита. - Гданская на Гдан п/о, прод-н сеноман, кое-где ачимовская толща. Залежи разд-ся по условиям осадконакопления: М.Б. по переферии (по берегам) обр-ся склоновые отл-ия, распр-ся вдоль обрамления. Перспективы слишком малы. 21.3. Фация и фациальный анализ Фация – часть слоя одновозрастных пород, отличающихся от соседних частей этого же слоя своими литологическими и палеонтологическими особенностями. Среди современных и ископаемых фаций различают три основные группы:
Каждая из них может быть разделена на ряд макро- и микрофаций. Морские фации
– нижняя (до 200м);
Континентальные фации: 1) элювиальная – выветривание; 2) делювиальная – склоновая; 3) пролювиальная – временные горные потоки; 4) аллювиальная – отложения рек; 5) эоловая – ветер, перенос (пустыня); 6) озерная – пресных озер и озерная – соленых озер; 7) болотная и озерно-болотная; 8) гляциальная – ледниковая; 9) вводно-ледниковая или флювиогляциальная – отложения водных потоков, образующихся при таянии ледников. Переходные фации:
Эстуарий – воронкообразное устье реки, формируется в результате затопления и расширения устья реки (узкий залив) Лиман – расширенное устье реки – долины, затопленные водами без приливов морей (отдельные слабосвязанные водоемы) Фация – это г.п. (одна или неск-ко), обладающая определенными генетическими признаками (литол. составом, текстурой, остатками фауны или флоры и др.), отражающими условия или обстановку ее накопления, отличную от обстановки образования смежных одновозрастных пород. Фациальный анализ явл-ся одним из методов изучения тект. движений з.к. в течение более древних периодов, что дает представление о распределении областей тект. поднятия и погружения. В основе фац. анализа древних отложений для каждого геологического отрезка времени лежит: 1) детальное изучение г.п., их структ. и текст. особ-тей; 2) изучение остатков фауны и флоры; 3) изучение закономерностей изменения состава г.п. по площади и по вертикали – фац. переходов как показателей изменения обстановки осадконакопления; 4) применение принципа актуализма и сравнительно-литологического метода; 5) изучение влияния колебательных движений з.к. на распределение фаций. Среди современных и ископаемых фаций различают: 1) морские: литоральная (прибрежная); неритовая (мелководная); умеренно глубоководная (100-500 м); батиальная (глубоководная); абиссальная (весьма глубоководная). 2) лагунные: опресненных лагун; засолоненных лагун; эстуариев и лиманов. 3) континентальные: элювиальные (кора выветр.); склоновые; пролювиальные (конусы выноса); аллювиальные (речные); озерные; болотные; эоловые; ледниковые. Метод фаций — важный метод изучения тектонических движений и один из основных методов исторической геологии. Он позволяет реконструировать физико-географические условия прошедших эпох. Анализ фаций помогает восстановить палеогеографическую обстановку, оконтурить тектонические поднятия и прогибы, качественно оценить интенсивность поднятия или прогибания. В настоящее время под фацией понимается (по Б. П. Марковскому) участок земной поверхности с присущим ему комплексом физико-географических условий, определяющих как неорганические, так и органические процессы на данном участке в данное время. Комплекс осадков, накопившихся в конкретной физико-географической обстановке прошлого, рассматривают как геогенерацию. Фациальный анализ включает в себя комплексные исследования с целью определения фаций прошлого. Он делится на: 1) биофациальный - предусматривает исследование органических остатков и следов жизнедеятельности организмов, на основании которого и определяется фация. Он основан на изучении экологии и палеоэкологии, помогающих установить взаимоотношения существующих организмов с окружавшей их средой. 2) литофациальный. заключается в определении фации на основе изучения горных пород, их состава, структурных и текстурных особенностей. Учитывают также площадь распространения отложений, мощности осадков, изменение литологии пород по простиранию и т. д. При фациальном анализе составляют фациальные карты и фациальные профили. На картах показывают территориально распространение различных типов фаций, выделяют области отсутствия отложений, которые обычно являются источником сноса обломочного материала. Анализ карт фаций позволяет качественно охарактеризовать распределение областей тектонического поднятия и погружения в то или иное время, оконтурить тектонические поднятия и прогибы, выявить зоны крупных разломов и флексур. На основании фациального анализа составляют палеогеографические карты, на которые наносят основные элементы рельефа земной поверхности прошлых эпох. На этих картах показывают области суши, моря, древние береговые линии, прибрежные зоны, области размыва, сноса обломочного материала, пути транспортировки обломков и т. д. При фац. анализе г.п. широко исп-ся принцип актуализма: изучая современные процессы (накопление осадков в морях, озерах, речных долинах), можно в некоторой степени судить об аналогичных процессах, происходивших в прошлые геол. периоды. Детальный фац. анализ явл-ся основой всех геол. исследований, позволяет восстановить палеогеографию древних периодов и направление тект. движений. Лекция Папина: Фация - г/п с присущей ей литолого-палеонтологическими признаками. Фация – физико-географическая обстановка (ФГО), в кот. сформировалась порода с присущими ей признаками. По признакам можем реконструировать фацию (ФГО). Для этого необходимо знать все особенности современного осадконакопления. Например: 1) эоловые осадки (осадки ветра). Характеризуются пустынным загаром, идеальной окатанностью, сортированностью и перекрестной слоистостью. 2)Современные морские мелководные отложения подчиняются принципу циркумконтинентальной зональности, т.е. размер обломков в осадках ум-ся с ув-ем глубины. Данный принцип отождествления признаков современных и древних осадков – принцип актуализма (актуалистический метод). Фациальный анализ проводится для одновозрастных отложений, которые разбиваются на фации. На основе фац. карт строятся палеогеографические карты, в кот показ-ся основные ландшафты земли: 1)гумидные равнины (фации рек, озер, болот) 2)аридные равнины (эоловые фации, фации эвапаритов (соли)) 3)Ландшафт горных стран 4)ландшафт оледенений 5)ландшафт вулканизма.
|
– глубокое море (>200м)
