геология нефти и газа ответы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вопрос 38-43

Классификация залежей по типу ловушек

И. О. Брод, Н. А. Еременко, А. А. Бакиров и другие исследователи выделяют 6 классов залежей по главным морфогенетическим показателям:

1.

Ловушки складчатых дислокаций.

2.

Ловушки разрывных нарушений.

3.

Ловушки стратиграфических несогласий.

4.

Ловушки литологические.

5.

Ловушки рифовых массивов.

6.

Ловушки комбинированные (складчато-стратиграфические, литолого-стратиграфические и т.п.).

Ловушки складчатых дислокаций.

Ловушки складчатых дислокаций связаны с антиклинальными складками – крутыми, высокоамплитудными в геосинклинальных областях, пологими – на платформах.

Объем антиклинальной ловушки зависит от ее структурной амплитуды, мощности резервуараколлектора, пористости, пластового давления. Структурной амплитудой складки называется

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

превышение гипсометрически наиболее высокой точки над самой низкой замкнутой изогипсой. Структурный рельеф складки – это высота, на которую смятый в складку пласт превышает региональный наклон

Ловушки разрывных нарушений – тектонически – экранированные

Выделяются нормальные сбросы на моноклиналях. Ловушка образуется в случае изгиба поверхности сброса или при комбинации нескольких сбросов

В складчатых областях широко распространены ловушки, связанные с взбросами и надвигами, причем залежи могут быть как выше, так и ниже поверхности разрыва пласта.

Ловушки стратиграфических несогласий (стратиграфически –экранированные)

Образуются на моноклиналях и крыльях антиклинальных складок при наличии регионального перерыва в осадконакоплении и последующего трансгрессивного перекрытия размытой поверхности разновозрастных пластов новыми, более молодыми непроницаемые осадочными толщами.

Литологические ловушки.

Отличаются исключительным разнообразием, но могут быть сгруппированы в две основные категории: литологически-экранированные, связанные с фациальным замещением (выклиниванием) пласта-резервуара по восстанию, и литологически ограниченные.

Распространенной разновидностью литологически ограниченных ловушек являются шнурковые или рукавообразные ловушки, связанные с длинными и узкими песчаными телами известны также линзовидные вытянутые песчаные тела, представляющие собой погребенные бары, косы, отмели, со всех сторон окруженные одновозрастпыми непроницаемыми глинистыми породами. Ловушки рифовых массивов. Связаны с ископаемыми выступами (куполами) кавернозных, трещиноватых известняков, образованных в результатежизнедеятельности морских организмов (кораллов, мшанок некоторых толстостенных пелеципод и др.). Рифовые массивы являются очень хорошими резервуарами: они окружены со всех сторон и подстилаются слабопроницаемыми известняками, мергелями и глинами.

Рис. 5.6. Ловушка рифового массива.

1 – кавернозные и трещиноватые карбонатные породы; 2 – отложения перекрывающие рифовое тело.

6. Ловушки комбинированные.

Это ловушки, совмещающие черты двух и более вышеописанных классов. Так, например, если вершина антиклинальной складки подверглась кратковременному размыву, а затем опустилась вновь под урез воды и была перекрыта осадочными толщами, которые, в свою очередь, изогнулись в антиклинальную складку, то образуются под и над поверхностью несогласия ловушки антиклинально-стратиграфического типа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Если проницаемый пласт выклинивается вблизи вершины купола и затем перекрывается непроницаемой породой, образуются ловушки антиклинально-литологического типа и т. д.

На одном и том же месторождении нефти могут присутствовать залежи, связанные со всеми вышеперечисленными классами ловушек. Чаще всего это случается в районах развития соляных куполов.

44. Классификация залежей по составу флюида и сложности геологического строения.

По фазовому составу флюида:

однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные

двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.

По составу флюида залежи делят на:

Чисто нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание газа в нефти (газовый фактор) колеблется в среднем от 10 до 60м3/м3,но иногда превышает 500м3/м3.

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Формирование газовой шапки может происходить за счет выделения газа из нефти.

Нефтегазовая залежь состоит из основной газовой части с нефтяной оторочкой.

Газоконденсатные.

Газоконденсатно-нефтяные.

Чисто газовые.

Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяются термобарическими условиями залегания. В процессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие природной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на естественном режиме снижается пластовое давление, и если оно становится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи, наоборот, выпадают жидкие УВ.

По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;

сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.

45. Классификация залежей по рентабельности и значениям рабочих дебитов

Запасы нефти, газа и содержащиеся в них компоненты по степени экономической эффективности и возможности их промышленного освоения и использования подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету, - промышленно-значимые и непромышленные.

Промышленно-значимые запасы подразделяются на нормальнорентабельные и условнорентабельные.

Запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при использовании техники и технологии добычи и переработки сырья, обеспечивающих соблюдение требований по рациональному использованию недр и охране окружающей среды (нормальнорентабельные);

Запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку на момент оценки согласно технико-экономическим расчетам не обеспечивает приемлемую эффективность в условиях конкурентного рынка из-за низких технико-экономических показателей, но освоение которых становится экономически возможным при изменении цен на нефть и газ или появлении новых оптимальных рынков сбыта и новых технологий (условно-рентабельные).

Ресурсы по экономической эффективности подразделяются на две группы: рентабельные и неопределенно-рентабельные.

Крентабельным ресурсам относятся ресурсы, имеющие положительную предварительно (или экспертно) ожидаемую стоимость запасов.

Кнеопределенно-рентабельным относятся ресурсы, на дату оценки имеющие неопределенную ожидаемую стоимость запасов.

В рентабельных ресурсах выделяются извлекаемые ресурсы.

К извлекаемым ресурсам относится часть геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки.

В неопределенно-рентабельных ресурсах извлекаемые ресурсы не выделяются.

По значениям рабочих дебитов (Конторович А. Э. и др., 1975):

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

*(г.п.-горная порода; н/г-нефть и газ; з.к.-земная кора; УВ-углеводороды)

46. миграция углеводородов. Типы миграции.

Под миграцией н/г понимают перемещение их в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещины в г.п., а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым н/г не только мигрируют в з.к., но и могут выходить на поверхность.

Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, но возможно перемещение УВ и из одного пласт(толщи) в другой. С этой точки зрения различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию. Первая осуществляется главным образом по порам и трещинам внутри пласта, вторая – по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой. При межпластовой миграции н/г перемещаются также и по порам(трещинам) г.п.(диффузия). И внутри- и межрезервуарная миграция могут иметь боковое(латеральное) направление – вдоль напластования, и вертикальное – нормальное к напластованию. С этой точки зрения различают боковую и вертикальную.

По характеру движения и в зависимости от физического состояния УВ различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном состоянии). В последнем случае УВ могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного раствора.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в которых они образовались (нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название первичной миграции. Миграция н/г вне материнских пород называется вторичной.

47. Характеристика первичной миграции УВ. Направление первичной миграции.

1)Современные представления о первичной миграции и состоянии мигрирующих УВ заключается в следующем:

Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные УВ («юная» нефть) выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погружением пород все более нагреваются. Повышение температуры обусловливает увеличения объема н/г и тем самым способствует их перемещению. Движение УВ может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных УВ в виде газового раствора доказана экспериментально.

Следует указать также на явление диффузии, как на реальный фактор первичной миграции газа и газовых растворов нефтяных УВ.

2)При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых материнских пород водами и перемещаются сторону направления пород-коллекторов. Скорость миграции УВ в этом случае будет не меньше, чем воды. Однако интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном состоянии вместе с элизионными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями.

48. Характеристика вторичной миграции УВ. Направление вторичной миграции.

1)Вторичная миграция н/г может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть, и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, иначе говоря, перемещаются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление н/г в ловушках.

Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластахколлекторах увлекает за собой пузырьки газа и капельки(пленки) нефти. Миграция н/г вместе с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоянии – одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутрирезеруарная миграция). В процессе движения воды н/г могут образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды н/г происходить за счет гравитационного фактора в виде струй по приподнятым частям валообразных поднятий. Это в хорошо проницаемых коллекторах.

В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором миграции является избыточное давление и подстилающих газонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа. Таким образом, в различных геологических условиях вторичная миграция происходит разными способами.

2)Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии происходит с той же скоростью и в том же направлении, что и движение пластовых вод, в которых он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном(по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений). Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров.

49. Классификация миграционных процессов углеводородов

Наиболее полно классификация этих процессов разработана Бродом (1951) по:

1. Форме (характеру движения нефти и газа) — А — молекулярная(диффузия,движение в растворенном состоянии вместе с водой), Б — свободная миграция(фазовая).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.масштабы движения — А — локальная(контролируемая отдельными структурами и различными осложнениями – разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами), Б — региональная(контролируемая соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления).

3.Путям движения — А — внерезервуарная, Б — внутрирезервуарная.

По физ. природе миграционные процессы подразделяются В. А. Соколовым (1956) на: 1) фильтрацию нефти и газа в проницаемых г. п. при наличии перепада давления; 2) всплывание нефти и газа в воде, содер. в г. п.; 3) миграцию нефти и газа, обусловленную движением подземных вод; 4) отжатое нефти и газа при уплотнении или деформации г. п.;5)перемещения нефти и газа под действием капиллярных и сорбционных сил; 6) прорывы газа или нефти через глинистые пластичные слои; 7) диффузию нефти и газа в г. п. и водах при наличии разницы концентраций.

По направлению и общему характеру процесса миграция нефти и газа подразделяется на: 1) первичную, т. е. миграцию из глинистых или иных плотных п. в соседние песчаные или иные п.- коллекторы; 2) пластовую, или латеральную, идущую по пористым песчаным и др. пластам; 3) вертикальную, идущую поперек напластования и направленную к земной поверхности.

Поскольку промышленное скопление (залежь) нефти или газа можно рассматривать только как временную задержку на путях их миграции от очагов нефтеобразования до полного разрушения залежей (в силу окислительных процессов или метаморфизма), в. ч. перечисленных факторов и видов миграции являются активными и на стадии разрушения (рассеяния) сформировавшихся залежей.

50. Время формирования и разрушения залежей н/г.

1) Формирование газовых залежей за счет газа, прежде растворенного в воде, а затем выделившегося в свободное состояние, в результате восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить во всех ловушках, расположенных в этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения.

Формирование залежей происходит не только при латеральной (внутрирезервуарной) миграции н/г. Аккумуляция УВ имеет место и при вертикальной (межрезервуарной) их миграции (и могут мигрировать в рассеянном виде).

Процессы миграции и аккумуляции н/г происходят в изменяющейся геологической обстановке. В одних случаях формируются первичные залежи – из рассеянных УВ, в других вторичные – за счет УВ расформировавшихся первичным залежей.

Скорость накопления нефти в ловушках составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность формирования нефтяных залежей 1-12 млн лет. Интенсивность формирования газовых залежей составляет n*10-6 м3/м2*год.

2)Разрушение залежей н/г . Скопления н/г, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

51. Месторождения нефти и газа

Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного.

52, Закономерности изменения состава нефти и газов в пределах залежей и месторождений

Закономерности изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства добываемой продукции в той

или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин новых порций нефти и газа из участков, удаленных от скважин и характеризующихся иными свойствами этих флюидов, чем в непосредственной близости к добывающим скважинам, так и в результате физико-химических изменений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в залежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разработки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изменения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт (особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюидов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изменениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи.

Закономерности изменения свойств нефти и газа по объему залежи. Полное единообразие свойств нефти и растворенного в ней газа в пределах одной залежи — довольно редкое явление. Для нефтяных залежей обычно изменения свойств достаточно закономерны и проявляются прежде всего в увеличении плотности, в том числе оптической плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве в мощных пластах. Фактическое изменение плотности в пределах большинства залежей обычно не превышает 0,05-0,07 г/см3. Однако очень часто градиент нарастания плотности и ее абсолютные значения резко возрастают в непосредственной близости к водонефтяному контакту (ВНК), где могут встречаться полутвердые асфальты и твердые битумы. Иногда эти малоподвижные нефтяные вещества образуют монолитный слой в подошве залежи, который полностью или частично запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной водоносной зоны. Нередко плотность нефти выше изолирующего слоя практически постоянна. В залежах «открытого» типа, приуроченных к пластам, выходящим на дневную поверхность, и запечатанных с головы асфальто-кировыми породами, плотность нефти с увеличением глубины уменьшается, достигает минимума, а затем увеличивается по мере приближения к ВНК.

53. Классификация месторождений по фазовому составу, величине запасов и количеству залежей.

По величине извлекаемых запасов:

-уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа; -крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа; -средние — от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа; -мелкие — от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа; -очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа