Нефтегазоносные бассейны, их типизация. НГБ древних платформ.
Виды режимов пластов. Условия проявления различных режимов. Особенности режимов газовых пластов.
В зависимости от геологического строения месторождения и условий залегания нефти и газа фильтрация их к скважинам происходит под влиянием различных видов пластовой энергии. Это может быть энергия напора подошвенных и краевых вод, энергия сжатых газов газовой шапки, потенциальная энергия сжатых горных пород и пластовых жидкостей. В изолированных от окружающих пластов залежах нефть может притекать к скважинам под влиянием энергии растворённого газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в пласте. Он, расширяясь, устремляется в зоны пониженного давления (т.е. к забоям добывающих скважин), захватывая и вытесняя нефть из пласта. В энергетически истощённых пластах большой толщины нефть в скважины может стекать под воздействием силы тяжести. В газовых залежах основными её источниками являются энергия сжатого газа и энергия напора пластовых вод.
В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов нефтяных пластов: водонапорный и упруговодонапорный; газонапорный, растворённого газа и гравитационный. При проявлении нескольких видов пластовой энергии режим становится смешанным.
В случае газовых месторождений обычно наблюдаются режимы расширяющегося газа или смешанные – газовые режимы совместно с водонапорным, если окружающие залежь пластовые воды активно продвигаются в пласт по мере снижения давления. Наиболее эффективны в условиях нефтяных месторождений водонапорные режимы разработки. В чистом виде водонапорный режим возникает при непрерывном питании пласта поверхностными (дождевыми) или нагнетаемыми в пласт водами. Упруговодонапорная его разновидность связана с пластами, имеющими вокруг залежи обширные водоносные области с большим запасом упругоёмкости пластовой системы. При этом нефть вытесняется водой, обладающей по сравнению с газом повышенной вязкостью и моющими свойствами.
|
|
|
Классификация залежей углеводородов.
Залежь углеводородов — естественное скопление углеводородов (нефти и/или газа) в ловушке, целостная флюидодинамическая система. Воздействие на любую из ее участков (отбор нефти или газа, закачка законтурной воды или газа и т. д.) неизбежно отражается на всей залежи. В подавляющем большинстве случаев залежи контактируют с пластовой водой. Они либо подпираются водой (водонапорный режим), либо «плавают» на воде (водоупругий режим).Залежь как целостная динамическая система — это важнейшее, ключевое понятие в геологии нефти и газа. Название типа залежи состоит из названия типа резервуара и ловушки. Например: пластово-сводовая залежь, пластово-стратиграфическая, массивно-стратиграфическая и т. д. Параметры залежи: высота, площадь, объем, ВНК, ГВК, внешний и внутренний контуры. Единый ВНК или ГВК — важнейший признак залежи. ГВК и ВНК могут быть горизонтальными, то есть находиться на одном гипсометрическом уровне, а могут быть и наклонными. Чаще всего, наклон обусловлен направлением движения законттурных вод. Залежи связанные территориально, а также общностью геологического строения и нефтегазоностности составляют единое месторождение.
|
|
|
Классификация залежей
По фазовому соотношению нефти и газа
- нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
- газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;
- нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;
- газовые, содержащие только газ;
- газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;
- нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.
|
|
|
По сложности геологического строения («Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», 2005):
простого строения — однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
сложного строения — одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;
очень сложного строения — одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.
По значениям рабочих дебитов (Конторович А. Э. и др., 1975): Дебит нефти, т/сут Дебиты газа, м³/сут
Дебит нефти, т/сут Дебиты газа, м³/сут
1 высокодебитная более 100 более 1 млн
2 среднедебитная 10 — 100 100 тыс. — 1 млн
|
|
|
3 низкокодебитная 2 — 10 20 тыс. — 100 тыс.
4 непромышленная менее 2 менее 20 тыс.
Нефтегазоносные бассейны, их типизация. НГБ древних платформ.
И.О. Брод использовал понятие: НГБ – это области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры, с которыми связаны многочисленные зоны нефтегазонакопления и питающие их нефтесборные площади. Три типа бассейнов: равнинные – нефтегазоносные бассейны платформенных впадин; предгорные - границы, склоны поднятий и линейно-вытянутые валы, разделяющие бассейны; межгорные – широко распространены в орогенических и геосинклинальных областях. Предгорные бассейны с одной стороны ограничиваются горными сооружениями, а с другой склоном платформы. И далее под НГБ стали понимать – участок осадочной оболочки земной коры в пределах впадин, различающихся по тектонической природе и размерам, выполненных отложениями мощности, состав и строение которых обеспечивают возможность образования УВ, формирование и сохранность скопления.
НГБ - впадина, сложенная осадочными породами и выраженная в современной структуре земной коры, формирование которой сопровождалось образованием углеводородов, аккумуляцией их в залежи и сохранением.
Основные параметры: площадь (104-106 км2), протяжённость (10-103 км), объём формирующих отложений (103 - 106 км3), величина нефт. и газовых запасов, фазовое состояние углеводородов в залежах, вертикальная зональность, объёмное соотношение нефти и газа. НГБ занимают области накопления осадочных пород преим. субаквального происхождения c мощностью св. 1000-1500 м. Пo особенностям формирования в них скоплений нефти и (или) газа различают: НГБ платформенных областей, складчатых областей и НГБ, расположенные на сочленении платформ и складчатых областей.B пределах платформ (древних и молодых) выделяют НГБ: наплитные, расположенные в пределах плит (Caxapo- Средиземноморский и др.); краевых узловых синеклиз (Центральноевропейский и др.); одиночных синеклиз (Мичиганский, Англо- Парижский и др.); грабенов (Рейнский, Реконкаву и др.), синеклиз, наложенных на грабены (Сунляо и др.); периконтинентальных впадин (Кванза- Камерунский, Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн и др.). B складчатых эпигеосинклинальных областях выделяют НГБ: синклинориев (Лoc-Анджелес и др.), впадин срединных массивов (Паннонский), грабенов (Венский, Северо- Яванский и др.); в складчатых эпиплатформенных областях - НГБ межгорных впадин (Грин-Ривер и др.). Ha сочленении складчатых и платформенных областей образуются НГБ, включающие складчатый краевой прогиб (эпигеосинклинальный или эпиплатформенный) и прилегающий склон платформы (Персидского зал.и др.). B зависимости от размеров НГБ содержит от нескольких месторождений нефти и газа до неск. тысяч м-ний (НГБ Мексиканского залива - ок. 10 тыс., Пермский НГБ в США - св. 5 тыс. м-ний нефти и газа). Существуют и др. классификации НГБ - по характеру обрамления (размерам, строению, генезису), возрасту фундамента, относит.времени образования. Кол-во выделяемых НГБ y разных исследователей варьирует в широких пределах (200-600).
На территории нашей страны располагаются крупнейшие 4 древние платформы земного шара — Русская и Сибирская, фундаментом которых являются кристаллические породы докембрийского возраста, а осадочный чехол представлен преимущественно палеозойскими осадочными отложениями. В пределах этих платформ в соответствии с возрастом основных нефтегазоносных комплексов выделяются нефтегазоносные провинции палеозойского и частично мезозойского нефтегазонакопления. На Русской платформе выделяются Волго-Уральская, Тимано-Печорская, Прикаспийская, Днепровско-Припятская и Прибалтийская нефтегазоносные провинции. § 1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция В геотектоническом отношении провинция занимает юго-восточную краевую часть Русской платформы общей площадью около I 700 тыс.км2, ограниченную на юге и юго-востоке Прикаспийской впадиной, на востоке — Предуральским прогибом. К настоящему времени из недр Волго-Уральской провинции извлечено около 4 млрд. т нефти. Первые попытки поисков нефти в Поволжье относятся к 1864 г. В 1918 г. И. М. Губкин по указанию В. И. Ленина возглавил работы по восстановлению нефтяной промышленности в стране, а также по организации поисково-разведочных работ, в частности в районах Поволжья и Ухты. Первая промышленная нефть в Поволжье была получена в 1929 г. из пермских отложений в районе Чусовских Городков, в северной части Предуральского прогиба. В 1932 г. в этих же отложениях были открыты залежи в рифах Ишимбайской площади.
К 1936—1940 гг. относится открытие нефти в отложениях нижнего и среднего карбона на Самарской Луке и на западе Башкирии (Туймазинская площадь). Открытие знаменитой девонской нефти относится к 1944-1948 гг. (Туймазинское и Ромашкинское местископления). В настоящее время в Волго-Уральской провинции известно несколько сот местоскоплений, главным образом нефти. Крупнейшим успехом является открытие газового гиганта — Оренбургского место-скопления.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 833; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!