ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЛАТФОРМ

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 2

1.Угол падения крыльев структур измеряется единицами градусов и минутами.

2. Приуроченность к пологим антиклинальным формам.

3. Широкое развитие карбонатных комплексов и связанных с ними рифовых зон.

4. Наличие зон соляного диапиризма.

5. Широкое распространение литологического и стратиграфического экранирования.

6. Обширные площади нефтегазовых и водонефтяных контактов.

7. Незначительные дизъюнктивные нарушения.

8. Ненарушенность покрышек и благоприятные условия сохранения залежей.

9. Площадь крупных поднятий до сотни квадратных километров.

10. Широкое распространение газовых залежей.

Платформенные месторождения содержат 96% запасов нефти и 99% газа. На платформах во всём мире сосредоточено большинство гигантских месторождений (Восточно-Европейская, Северо-Американская, Африканкая и другие платформы).

ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СКЛАДЧАТЫХ ОБЛАСТЕЙ

1.Угол падения крыльев измеряется десятками градусов.

2. Крутые, резко выраженные структуры и крылья которых осложнены дизъюнктивными нарушениями.

3. Преимущественно терригенный разрез.

4. Небольшие по размерам тектонически экранированные и сводово-пластовые залежи.

5. Низкая герметичность покрышек, обусловленная наличием тектонических нарушений.

6. Широкое распространение нефтяных залежей.

По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивны пластов выделяют следующие месторождения:

1. Простые, связанные с ненарушенными структурами. Продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и по разрезу.

2. Сложные.Продуктивные пласты характеризуются не выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и по разрезу, а также литологическими замещениями или тектоническими нарушениями.

3. Очень сложные. Продуктивные пласты характеризуются литолого-фациальным замещением коллекторов непроницаемыми породами, многочисленными тектоническими нарушениями, не выдержанностью толщин и коллекторских свойств.

По количеству запасов нефти (в млн.т) и газа (в млрд.м³) месторождения делятся на: мелкие – менее 10 млн.т или менее 10 млрд.м³, средние – 10-30 млн.т или 10-30 млрд.м³, крупные – 30-300 млн.т или 30-500 млрд.м³, уникальные – более 300 млн.т или более 500 млрд.м³.

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

В основу большинства разработанных к настоящему времени классификаций залежей нефти и газа положены генезис и строение заключающих залежи ловушек и природных резервуаров. Однако эти признаки характеризуют в первую очередь не собственно залежи нефти и газа, а природные резервуары или содержащие их элементы земной коры.

Залежью называют естественное локальное скопление нефти или газа, занимающее часть (ловушку) природного резервуара. Если разработка залежи рентабельна, она называется промышленной залежью.

В большинстве случаев формирование залежей нефти и газа происходит по антиклинально-гравитационной модели, описанной в 1859 г. М. Дрейком в США. Согласно этой модели нефть и газ, как менее плотные, вытесняются из газонефтеводяного флюида в верхние части резервуаров и локализуются в ловушках, которые обычно находятся в выступах верхних частей резервуаров. В залежи, сформировавшейся по этой модели, все части гидродинамически связаны, что создает возможность для гравитационной дифференциации флюидов. Находясь в резервуаре, залежь нефти или газа сосредоточена в породе-коллекторе и сверху перекрыта породой-флюидоупором. Снизу, под залежью располагается тот же коллектор, но насыщенный водой.

В качестве попытки разностороннего рассмотрения залежей следует рассматривать классификацию залежей УВ по следующим признакам: запасы, строение коллектора в ловушке, тип коллектора, тип экрана вловушке, величина рабочих дебитов. Как показывает практика, наиболее важной, с точки зрения экономики и методики ведения поисково-разведочных работ, является классификация залежей по их фазовому состоянию. Ниже (табл.1) приведен пример подобной классификации.

Таблица 1.

Классификация и номенклатура залежей УВ по фазовому состоянию

и количественному соотношению газа, нефти и конденсата

Предлагаемое наименование залежей (обозначение)

Основные особенности залежей

Однофазовые залежи

Газовые (Г)

Состоят в основном из СН₄ с содержанием пентана и более тяжелых УВ не более 0,2 % объема залежи

Газоконденсатногазовые (ГКГ)

Газовые залежи с содержанием С5 + высш. в пределах 0,2-0,6 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата до 30 см³/м³

Газоконденсатные (ГК)

Газовые залежи с содержанием С, + высш. в пределах 0,6-4 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата 30-250 см³/м³

см³/м³

Конденсатные (К)

Газовые залежи с содержанием Cs + высш. более 4 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата более 250 cm³/m³

Залежи переходного состояния (ЗПС)

Залежи УВ, которые по своим физическим свойствам (вязкости, плотности) в пластовых условиях близки к критическому состоянию, занимая промежуточное положение между жидкостью и газом

Нефтяные (Н)

Залежи нефти с различным содержанием растворенного газа (обычно менее 200-250 м³/т)

Двухфазовые залежи

Нефтегазовые (НГ)

Газовые залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа больше геологических запасов нефти

Газонефтяные (ГН)

Залежи нефти с газовой шапкой; геологические запасы нефти превышают запасы газа

Нефтегазоконденсатные (НГК)

Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа и конденсата превышают запасы нефти

Газоконденсатнонефтяные (ГКН)

Нефтяные залежи с газоконденсатными шапками; геологические запасы нефти превышают запасы газа и конденсата

Рис. 1. Схема пластово-сводовой газо-нефтяной залежи.

Подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – поверхность газонефтяного раздела; 5 – внешний контур газоносности; 6 – внутренний контур газоносности; 7 – длина залежи; 8 – ширина залежи; 9 – высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; 12 – газовая часть залежи; 13 – газонефтяная часть залежи; 14 – нефтяная часть залежи; 15 – водонефтяная часть залежи

Рис. 2. Схема массивной нефтегазовой залежи.

Подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – поверхность газонефтяного раздела; 4 – внешний контур газоносности; 6 – длина залежи; 5 – ширина залежи; 7 – высота нефтяной залежи; 8 – высота газовой шапки; 9 – общая высота газонефтяной залежи; 10 – газонефтяная часть залежи; 11 – водонефтяная часть залежи

Целесообразно принять генетическую классификацию А.А. Бакирова (1960), который развивая представления И.М. Губкина, выделил четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа: структурный, литологический, рифогенный и стратиграфический (рис. 3).

При изучении этого раздела необходимо получить знания, достаточные для установления генетического типа залежи, определения по геологической документации и схематическому изображению таких элементов залeжи, как высота, длина, ширина, и площадь залежи, амплитуда ловушки, водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной (ГНК), газоводяной (ГВК), внешние и внутренние контуры нефтеносности (газоносности) и т.п.

Класс	Группа	Подгруппа
Структурные	Залежи антиклинальных структур	Сводовые (рис.4). Тектонически экранированные (рис.5). Приконтактные (рис.6). Висячие (рис.7).
	Залежи моноклиналей	Экранированные разрывными нарушениями (рис.8а). Связанные с флексурными образованиями (рис. 8б). Связанные со структурными носами (рис. 8в).
	Залежи синклинальных структур
Рифогенные	Связанные с рифовыми массивами	Залежи в одиночном рифе (рис.9а). Залежи в группе рифовых массивов (рис.9б).
Литологические	Литологически экранированные	Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов (рис. 10а). Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 10б). Экранированные асфальтом или битумом (рис.10в).
Литологические	Литологически ограниченные	Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые или рукавообразные) (рис.11а). Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (рис.11б). Линзовидные (Гнездовидные) (рис.11в).
Стратиграфические	Залежи в коллекторах срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами	Связанные со стратигра-фическими несогласиями на локальных структурах (рис.12а). Связанные с моноклиналями (рис.12б). Связанные со стратигра-фическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа (рис.12в). Связанные с выступами кристаллических пород (рис.12г).

Рис.3 Генетическая классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову.

Рис. 4. Сводовые залежи: а - ненарушенные; б - нарушенные; в - структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г - солянокупольных структур. Условные обозначения: 1 - нефть в профиле; 2 - нефть в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 -вулканогенные образования, 7 - соляной шток; 8 - пески; 9 - глины; 10 - грязевой вулкан и диапиры; 11 -мергели

Рис. 5. Тектонически экранированные залежи.

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 1992; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 12

Мы поможем в написании ваших работ!