Нефтегазоносные комплексы

Залежь

Ловушки

По Леверсену ловушка обуславливает способность остановить движение флюидов и обеспечить накопление нефти и газа.

Окнова под ловушкой УВ предлагает понимать, часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания,скопления и сохранения УВ.

Классификация ловушек по Бакирову (на генетической основе):

1 класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности.

2 класс – стратиграфические ловушки, сформированые в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания.

Поверхность, определяющая эти толщи, от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия.

3-ий класс – литологические ловушки.

Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

4-ый класс – рифогенные ловушки.

Они сформированы в результате отмирания организмов «рифостроителей» (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Залежь – скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны.

Классификация залежей по Броду.

1.пластовые

1.1.сводовые

а) не нарушенные

б) слабонарушенные

в) разбитые на блоки

1.2.экранированные

а) тектонически

б) стратиграфически

в) литологически

г) гидравлически

2.массивные в выступах:

а) структурных

б) эрозионных

в) биогенных (рифогенных)

3.ограниченные со всех сторон

а) водой

б) непроницаемыми породами

в) водой и не проницаемыми породами

Классификация залежей по составу флюида:

1.чисто нефтяные

2.нефтяные с газовой шапкой

3.нефтегазовые

4.газовые с нефтяной оторочкой

5.газоконденсатные

6.газоконденсатно-нефтяные

7.чисто газовые

Классификация залежей нефти и газа по их запасам:

Залежи, категория	Запасы нефти, в млн. т	Запасы газа, в млрд. м^3
Россия (2001г.)
Уникальные	более 300	более 500
Крупные	300-60	500-75
Средние	60-15	75-40
Мелкие	менее 15	менее 40
США
A	более 6.85	более 8.5
B	3.42-6.85	4.2-8.5
C	1.37-3.42	1.7-4.2
D	0.14-1.37	0.2-1.7
E	менее 0.14	Менее 0.2
F	Не рентабельные для разработки

Отличия между классификациями:

1.В США технически более доступное и совершенное оборудование для добычи нефти и газа, более низкий уровень добычи оказывается рентабельным.

2.В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам, погоня только за крупным экономическим или политическим эффектом.

Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по Конторовичу).

Класс	Залежь	Дебиты нефти, т/сут	Дебиты газа, м^3/сут
	высокодебитная	более 100	более 1 млн
	среднедебитная	10-100	100 тыс-1 млн
	мелкодебитная	2-10	20 тыс- 100 тыс
	не промышленная	менее 2	менее 20 тыс

По сложности геологического строения выделяются залежи:

- простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными 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.

Для разработки залежи большое значение имеет режим пласта, в котором находится залежь.

Режим пласта определяется энергией, обеспечивающей продвижение нефти или газа к забоям скважин. Оно может осуществляться за счет:

1.силы тяжести нефти, газа и конденсата

2.упругого напора газовой залежи или шапки

3.расширения растворенного газа

4.расширения сжатой нефти

5.расширения сжатой воды

6.упругих релаксаций пород

7.напора законтурных вод.

Пять из семи энергетических источников (2-6) связаны с упругими силами, проявляющимися через сжатие флюидов и пород, а два источника (1 и 7)своим происхождением обязаны гравитации.

Долгое время, как в вопросе разработки, так и в вопросах формирования залежей отдавалось предпочтение влиянию гравитационных сил. При этом упускалось из виду, что любое проявление сил гравитации в земной коре неизбежно сопровождается упругими явлениями. Как правило, в пласте действуют все эти силы, поэтому наиболее распространены смешанные режимы. Можно говорить лишь о преобладающем влиянии того или иного источника силы, в пределах залежи или отдельных ее частях. Практически наибольшее значение имеют водонапорные режимы и упругого напора свободного и растворенного газа.

Пересечение газонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур газоносности.

Пересечение газонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур газоносности.

Пересечение водонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности.

Пересечение водонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур нефтеносности.

Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо и нефтеносности.

Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.

Нефтегазоносным комплексом – называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.

Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:

- возраст и условия накопления пород;

- объем комплекса (толщина, площадь распространения)

- литологический состав разреза;

- сочетание коллекторов и флюидоупоров;

- условия залегания и размещения нефти и газа;

- соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;

- морфологические и генетические типы ловушек.

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.

Комплексы состоят из главных элементов:

1.порода-коллектор слагает природный резервуар;

2.порода-флюидоупор

3. не всегда нефтематеринская порода.

По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:

1.региональные

2.субрегиональные

3.зональные

4.локальные.

Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.

Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.

Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменно­сти и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркме­нии, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чере­дованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глини­стыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глини­стыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных ча­стях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравно­мерно.

В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км², он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределе­ния нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге ре­гиона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палео­зоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верх­немеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными отороч­ками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип лову­шек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмот­ренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобла­дает), нижняя (юра) -нефтеносная.

Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соля­ными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соля­ными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконден­сатные и нефтегазоконденсатные залежи.

Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погре­бенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.

В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, харак­теризующиеся меньшим объемом, например:

терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;

карбонатные породы карбона - нижней перми в этих же бассейнах;

терригенные отложения миоцена - олигоцена в Предкавказье;

карбонатные породы миоцена - олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине и др.

Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятель­ными объектами поисков и разведки, в связи с этим необходимы разные методики их изучения и зачастую разное буровое оборудование и геофизическая аппаратура.

Дата добавления: 2014-01-20