12. Пьезометрические поверхности

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины или величиной абсолютной отметки. Поверхность, проходящую через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

13. Природный резервуар. Типы природных резервуаров и их характеристика.

По Броду природный резервуар – это вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут циркулировать, и форма которых обусловлена отношением коллектора с вмещающими его плохопроницаемыми породами. Формирование основных типов резервуаров обуславливается следующими процессами: Резервуары: Пластовые_резервуары Представлены породами коллекторами значительно распространенными по площади (сотни и тысячи км²), характеризуются небольшой мощностью (от единиц до десятков м) в кровле и подошве они ограничены флюидоупорами. Они могут быть сложены, как карбонатными, так и терригенными образованиями. Часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизонта (коллектора), что делает их неоднородными по строению, как в вертикальном направлении, так и горизонтальном.

Массивные_резервуары Представляют собой мощную, несколько сотен метров (первых километров), толщу коллекторов различного или одинакового литологического состава, сверху и по бокам они ограничены непроницаемыми породами. Границей снизу являются подземные воды, подстилающие залежь. Вода в этом случае называется подошвенной. Размеры по вертикали и горизонтали часто сопоставимы. В толще пластов – коллекторов могут быть непроницаемые прослойки, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, представляя единый природный резервуар. Часто возраст пластов, слагающих массивный резервуар, бывает различным. Частным случаем массивного природного резервуара являются ископаемые рифы, представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки.

Природные резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон Эти резервуары со всех сторон окружены непроницаемыми породами. Например: линза песков в толще глинистых пород, русло палеореки, палеобары.

14. Схема вертикальной зональности генерации нефти и газа. Гфн.

Впервые вертикальная зональ­ность нефтегазообразования была вы­явлена В. А. Соколовым (1948 г.), установившим, что физико-хими­ческие условия, определяющие ин­тенсивность и направленность про­цессов образова-ния газа и нефти, по разрезу оса-дочных пород значительно меняются. В верхней части разреза В. А. Соколов выделил биохимическую зону, где наиболее активно идут био­химические процессы. По мере углубления биохимическая зона переходит в термокаталитическую через некоторую переходную зону, где биохимические процессы затухают, а термокаталитические идут очень медленно. Здесь находится как бы минимум интенсивности нефтегазообразования

Схема вертикальной зональности нефтегазообразования

Зона раннего и среднего протокатагенеза (ПК1-ПК2). После диагенеза осадков биохимические процессы преобразования ОВ практически прекращаются на фоне еще низких пластовых температур. В благоприятных условиях происходит низкотемпературная генерация сухого газа (СН4).

Зона позднего протокатагенеза (ПК3). На этой стадии возникают условия для генерации т.н. «незрелых» нефтей ранних стадий катагенеза ОВ. Нефти, как правило, тяжелые, преимущественно нафтенового основания с повышенным содержанием смол, асфальтенов и серы.

Зона мезокатагенеза (МК1-МК2). В ней начинается перестройка керогена с активным новообразованием битумоидов, обогащенных углеводородами («микронефти» по Н.Б. Вассоевичу). Данный эволюционный этап был назван Н.Б. Вассоевичем «Главной фазой нефтеобразования», а зарубежными специалистами – «нефтяным окном» (oil window). На этой стадии РОВ преимущественно II типа генерирует парафиново-нафтеновые нефти средней плотности. Нефти с высокими концентрациями твердых парафинов (С20+) генетически связывают с ОВ III типа.

Зона мезокатагенеза (МК3). Здесь удаление битумоидов из системы начинает преобладать над процессами их новообразования. На данном этапе генерируются легкие высокогазонасыщенные нефти парафинового основания с незначительным содержанием смол и асфальтенов.

Зона позднего мезокатагенеза (МК4-МК5). Это этап генерации и эмиграции жирных газов, газоконденсатов, реже очень легких нефтей. Для нижней части зоны характерны конденсаты парафиново-ароматического основания.

Зона апокатагенеза (АК1-АК2). Характеризуется постепенным переходом от ароматических газоконденсатов к генерации высокотемпературных сухих (СН4) и кислых газов (CO2 и H2S).