Будущее развитие 3 страница

2. Когда заканчивается поисковый этап?

3. В чем заключается цель регионального этапа?

4. Основные задачи стадии оценки зон нефтегазонакопления.

5. В чем заключаются задачи и основные положения проекта пробной эксплуатации?

6. Какие основные положения проектных документов разработки нефтяных и газовых месторождений?

7. Какие скважины входят в категорию эксплуатационных?

8. Назначение оценочных скважин.

9. Какие скважины бурят на региональном этапе?

10. Для чего составляется технологическая схема разработки месторождения?

4. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ГЕОЛОГОПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ

Источниками первичной информации в нефтегазопромысловой геологии служат исследования разными методами, объединенные общей решаемой задачей. От качества и полноты получаемой информации зависят правильность и объективная оценка запасов нефти и газа, правильность составления документов по проектированию разработки, полнота выработки залежей и величина конечного коэффициента нефтеотдачи [14].

Методы получения геолого-промысловой информации о продуктивных пластах и залежах нефти или газа можно подразделить на группы:

· геологическое наблюдение при бурении скважин;

· исследование скважин геофизическими методами;

· гидродинамические методы исследования скважин;

· наблюдение за работой добывающих и нагнетательных скважин;

· геолого-промысловые методы.

4.1. Геологическое наблюдение при бурении скважин

Методы, основанные на изучении продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин, принято называть прямыми. Это основной источник прямой информации о литологическом строении пластов, коллекторских свойствах, нефтенасыщенности и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды.

Геологическое изучение месторождения по данным бурения скважин позволяет установить стратиграфию и тектонику пород, не обнажающихся на поверхности, изменение их мощности, условия насыщения нефтью, газом и водой и т. п.

Отбор керна в пределах продуктивных горизонтов для изучения содержания в них нефти, газа и воды, а также их коллекторских свойств следует считать обязательным.

Следует учитывать, что вынос керна достигает в среднем 30 – 40 % от интервалов бурения с отбором керна, причем в рыхлых терригенных толщах, особенно в продуктивных песчаниках, вынос керна снижается до 5 – 10 %. Повышение выхода керна до 60 – 80 % достигается в плотных, чаще всего в карбонатных породах.

Извлеченный керн очищают от глинистого раствора и плотно укладывают в специальный ящик [15]. При этом необходимо строго следить за последовательностью и ориентировкой кусков керна. Рыхлый, рассыпающийся керн, особенно с фауной, заворачивают в бумагу. Мелкие обломки керна ссыпают в мешочки и укладывают в установленной последовательности. Если в назначенном интервале отобрать керн не удалось, то в ящик укладывают этикетку, в которой указывают, в каком интервале глубин вынос керна отсутствовал. Отобранный керн детально изучают и описывают.

Описание керна должно быть полным и с методической точки зрения стандартным, что в дальнейшем облегчит составление разреза (литологической колонки) с применением условных знаков.

При изучении керна необходимо получить следующие основные данные:

· наличие признаков нефти и газа;

· литологическую характеристику пород и их стратиграфическую принадлежность;

· коллекторские свойства пород;

· структурные особенности пород и возможные условия их залегания.

Признаки нефти и газа должны быть предварительно изучены у буровой на свежих образцах и поверхностях скола, детально в геологическом отделе, применяя бензиновую вытяжку. В лабораторных условиях применяют и более совершенные методы, например люминесцентный анализ, позволяющий обнаружить в керне ничтожные доли битума. Для выяснения наличия признаков нефти применяют также более тонкие и сильные растворители (хлороформ), которые после обработки ими образца породы и фильтрования оставляют на фильтре коричневую полоску.

Керн из нефтяного или газового горизонта обычно не смачивается при нанесении на его поверхность капли разбавленной соляной кислоты.

При изучении керна следует иметь в виду, что легкая нефть обычно характеризуется слабыми внешними проявлениями, но на свежих сколах чувствуется сильный запах бензина (рис. 4.1); тяжелая нефть, наоборот, дает обильные признаки, но на свежих сколах отсутствует запах бензина. Керн, взятый вблизи поверхности ВНК, содержит нефть и воду, свежие поверхности их изломов влажные и хорошо смачиваются соляной кислотой.

При оценке признаков нефти в керне необходимо учитывать «ложные» признаки, являющиеся следствием попадания в него нефти при освобождении прихваченного в скважине инструмента и освобождения его посредством так называемой нефтяной ванны. Интенсивность признаков нефти в кернах нельзя связывать с возможным дебитом скважины, так как обилие их зависит главным образом от качества нефти.

Литологический состав породы определяют внешним осмотром и записывают следующие данные:

· для глин – их цвет, слоистость, песчанистость, плотность, вязкость, жирность, карбонатность и т. д.;

· для песков и песчаников – их зернистость (определяют визуально и растиранием породы между пальцами), однородность, окатанность, состав зерен, отсутствие или наличие цемента и его характеристику, примесь зерен других пород, глинистость, карбонатность и т. д.;

· для карбонатных пород – наличие известняков, доломитов, мергелей; содержание их определяют на глаз и по реакции с разбавленной кислотой. Известняк при этой реакции обычно бурно «вскипает», а доломит лишь слабо «шипит» в порошке.

При переслаивании пород указывают характер прослоев, их мощность, особенно мощность песчаных прослоев.

Стратиграфическую характеристику породы устанавливают по наличию руководящей фауны (рис. 4.2) или характерным внешним признакам, присущим тому или иному стратиграфическому горизонту данного месторождения.

Коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость) определяют в лабораториях и на образцах керна. Образцы следует отбирать в количестве, пропорциональном мощности литологических разностей, слагающих продуктивный пласт (песчаник, глинистый песчаник, известняк и т. д.) при относительно однородном разрезе продуктивного пласта образцы отбираются равномерно.

Структурные особенности пород и условия их залегания. Об условиях залегания пород на глубине судят на основании данных замера угла падения пород в керне и изучения структурных особенностей образца [16]. Брекчеевидное сложение, «зеркала» скольжения, а также жилы и прожилки кальцита, гипса и т. п. свидетельствуют о нарушении нормального залегания пород. На это может указывать и частая смена углов падения в небольшом интервале разреза, которую называют «игрой» углов (рис. 4.3). При прохождении зон нарушений нередко наблюдается уход бурового раствора и, следовательно, потеря циркуляции.

При изучении условий залегания пород необходимо учитывать искривление ствола скважины.

Дополнительные методы изучения разрезов скважин используются как вспомогательные, когда другие методы исследования не применяются или их данные нуждаются в подтверждении.

Ценным является также использование так называемых косвенных методов (изучение шлама, микрофауны, микроминералов, карбонатности пород и т. д.), позволяющих получить дополнительные данные о характере проходимых пород. К числу дополнительных методов относятся также изучение маркирующих пластов, гранулометрический, спорово-пыльцевой, люминесцентно-битуминологический анализ пород и др. В тех случаях, когда необходимо решить одну из поставленных задач, каждый из указанных выше косвенных методов может явиться прямым. Например, стратиграфия пород может быть определена по микрофауне, петрография – путем исследования минералов, характеристика карбонатных пород – путем изучения их карбонатности и т. д.

В процессе бурения, опытной и промышленной эксплуатации нефтяных месторождений отбирают пробы нефти и пластовой воды, которые также направляют в лабораторию.

Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура, и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Отбор проб с сохранением пластовых условий весьма затруднителен. В настоящее время существуют герметичные пробоотборники только для пластовых нефтей и вод [17]. Пробы нефти и пластовой воды направляют в лабораторию, где оценивают плотность и вязкость нефти в поверхностных и пластовых условиях, объемный, пересчётный коэффициенты, коэффициент усадки, поверхностное натяжение. По пробам пластовой воды определяют ее химическую характеристику, плотность, удельный объем, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, вязкость, поверхностное натяжение. Устанавливается отношение вязкости воды к вязкости нефти, а также плотности воды к плотности пластовой нефти.

Таким образом, прямые методы исследования скважин дают наиболее полную и объективную оценку продуктивных пластов и нефтяных залежей, но в отдельных их точках.

4.2. Геофизические методы изучения разрезов скважин

Геофизические исследования проводятся практически во всех пробуренных скважинах. Регистрируемые при каротаже изменения геофизических параметров с глубиной дают объективную, а также непрерывную характеристику пройденных скважиной пород. Это позволяет получить разностороннюю информацию о геологическом строении, как в целом всего разреза, так и отдельных продуктивных пластов.

Исследования скважин геофизическими методами (ГИС) можно разделить на пять групп:

1. изучение разрезов скважин и последовательности напластования;

2. изучение характера нефтегазонасыщенности продуктивных пластов;

3. определение коллекторских свойств пластов;

4. определение технического состояния скважин;

5. контроль за состоянием разработки нефтяных и газовых залежей.

1. Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, акустические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследований скважин фиксируются в виде диаграмм: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород, интенсивность гамма-излучения и др. В итоге решаются следующие задачи: определение литолого-петрографической характеристики пород; расчленение разреза и выявление геофизических реперов, и установление условий их залегания, определение общей и эффективной толщины пластов, последовательность их напластования.

При изучении последовательности напластования необходимо отмечать следующее:

· нормальное залегание пластов, при этом в каждой скважине будет наблюдаться повторение максимумов и минимумов кривой КС;

· тектонические нарушения (если имеются) – сброс, взброс, наличие опрокинутой складки и т. д.;

· наличие фациальных замещений продуктивных пластов.

В процессе детальной корреляции разрезов скважин на основе сопоставления комплекса промыслово-геофизических материалов устанавливается степень замещения продуктивных пластов глинистыми, плотными породами. На основе анализа получаемых результатов делается вывод о макронеоднородности пластов. При этом продуктивный пласт может: а) расслаиваться глинистыми породами на ряд проницаемых пластов и пропластков; б) частично замещаться плотными породами в кровельной и подошвенной частях; в) полностью замещаться плотными породами на небольших локальных участках.

· наличие размывов и перерывов в осадконакоплении.

Для количественной оценки неоднородности рассчитываются коэффициенты, характеризующие выдержанность пласта, его расчлененность, литологическую связанность и песчанистость. Основой для расчета служат материалы детальной корреляции, литолого-фациальные и зональные карты.

2. Выделение нефтегазонасыщенных коллекторов в разрезе скважины производится в основном методом сопротивления. О степени насыщения пор пласта нефтью, газом, водой судят по результатам сравнения удельного сопротивления породы ρ_п с его значением ρ_вп при 100 % водонасыщенности [18]. Помимо определения характера насыщения, выделяются разделы газ – вода (ГВК), вода – нефть (ВНК), газ – нефть (ГНК).

3. Определение коллекторских свойств (пористости и проницаемости) по результатам ГИС основывается на различии физических свойств флюида, заполняющего поровое пространство коллектора, и его твердой фазы [19]. Проницаемые породы в большинстве случаев достаточно четко выделяются на диаграммах геофизических параметров, регистрируемых в скважинах. Определение пористости и проницаемости базируется на индивидуальной и комплексной интерпретации данных различных видов каротажа.

4. При проводке скважины основное внимание уделяется ее техническому состоянию, для изучения которого применяют инклинометрию, кавернометрию, цементометрию.

При инклинометрии измеряют угол и азимут искривления, с помощью которых устанавливаются положение скважины в пространстве, её вертикальная глубина, истинная глубина залегания продуктивных пластов и маркирующих горизонтов. В наклонно направленных скважинах инклинометрия проводится через 5 – 10 м, в вертикальных через 20 – 50 м. Большое внимание инклинометрии должно уделяться при бурении горизонтальных скважин.

Кавернометрия позволяет определить фактический диаметр скважины, который учитывается при характеристике литологического состава проходимых пород, при авариях и обрыве инструмента, попадании в скважину посторонних предметов и особенно для расчета объема скважины при ее цементировании.

Цементометрия позволяет установить высоту подъёма цемента за колонной, распределение его в затрубном пространстве, степень его сцепления с пройденными горными породами, а также выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах. Цементометрия осуществляется с помощью электрического, акустического, радиоактивного и термического методов.

5. В практике разработки нефтяных месторождений большое значение имеют геофизические методы контроля и регулирования этого процесса. Среди них можно отметить следующие:

· изучение распределения жидкости по стволу скважины;

· анализ продвижения текущих контуров нефтеносности и обводнения эксплуатационных объектов.

Для решения этих задач используются расходомеры, дебитомеры, резистивиметры, плотностномеры, влагомеры, термометрия, локатор муфт и т. д.

Таким образом, косвенные геофизические методы позволяют получить весьма обширную информацию о залежах продуктивных пластов.

4.3. Гидродинамические методы исследования скважин

Применяются для определения гидродинамических параметров и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Эти связи описываются математическими уравнениями, в которые входят физические параметры пласта и некоторые характеристики скважин. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: 1) изучение восстановления пластового давления; 2) метод установившихся отборов жидкости из скважин; 3) определение взаимодействия (интерференции) скважин.

4.4. Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин

В процессе анализа эксплуатации добывающих скважин по соотношению дебитов можно сделать вывод о характере коллектора, закономерностях изменения коллекторских свойств по площади залежи, наличии трещиноватости, ориентировке трещин в пределах площади залежи. По изменению процента песка судят о характере коллектора, степени его сцементированности. На основании отбора проб нефти на устье каждой добывающей скважины определяют процент воды и делают вы воды относительно характера продвижения контуров нефтеносности, наличия языков обводнения.

Проанализировав характер изменений пластовых давлений по площади и разрезу нефтяных залежей во времени, можно оценить характер коллектора и коллекторских свойств, сделать выводы относительно развития того или иного режима в залежи. По изменению пластовых давлений в каждой добывающей и нагнетательной скважине строят карты изобар, по которым рассчитывают средневзвешенные по площади и объёму залежи пластовые давления в пределах внешних контуров нефтеносности или в пределах зоны отбора. На основе анализа карт изобар осуществляют контроль и регулирование разработки, принимают меры по увеличению или уменьшению объёма закачиваемой воды в пласт, по улучшению состояния разработки каждого эксплуатационного объекта.

Кроме того, по результатам замера пластовых давлений в добывающих и нагнетательных скважинах строят карты разницы пластовых давлений (находится разница между пластовым давлением в одной и той же скважине на текущую дату замера и пластовым давлением на предыдущую дату исследований). По этим картам оценивают эффективность закачки воды в пласт, устанавливают наличие экранов, зон замещения пласта плотными непроницаемыми породами, решают вопрос о переносе закачки воды в другие скважины или другую часть залежи. Например, построение такой карты по тульско-бобриковской залежи на Ярино-Каменноложском месторождении позволило зафиксировать наличие экранов на западном крыле залежи, ликвидировать здесь закачку воды в законтурные нагнетательные скважины и полностью перенести её на восточное крыло залежи [20].

4.5. Геолого-промысловые методы

На основе детального анализа всех методов получения геолого-промысловой информации о залежах продуктивных пластов даётся комплексное геолого-промысловое представление о строении залежи, распределении общих, эффективных и нефтенасыщенных толщин, границах залежи, уточняются коллекторские свойства, оцениваются неоднородность, фильтрационные параметры пласта, физико-химические свойства флюидов, дебиты нефти, газа, воды, начальное пластовое давление, динамика его изменения во времени, газовые факторы, продуктивность скважин, приёмистость нагнетательных скважин, режим залежи, выбирается метод поддержания пластового давления.

Геолого-промысловые особенности нефтяных залежей изучают на основе построения корреляционных схем, геологических разрезов, карт, схем, характеризующих строение продуктивных пластов. На базе комплексной оценки геолого-промысловых особенностей залежей продуктивных пластов рассчитывают кондиции и устанавливают конечную нефтеотдачу при данной системе разработки.

В целом на этом этапе можно выделить три вида геолого-промысловой информации: 1) описательную; 2) качественную; 3) количественную.

Описательная информация включает описание геологического строения как в целом региона, так и конкретного месторождения (геоморфология, история геолого-геофизического изучения района, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность, полезные ископаемые); качественная информация - схемы корреляции, геологические разрезы, сведения о коллекторских свойствах, продуктивности, термобарических и энергетических характеристиках пласта (залежи); количественная информация - различные карты, характеризующие строение пластов и залежей, а также результаты обработки всей геолого-промысловой информации с помощью вероятностно-статистических методов, что позволяет в конечном итоге создать модель залежи нефти (газа).

На следующих этапах изучения нефтяных или газовых залежей отмеченные виды геолого-промысловой информации в основном остаются, но они значительно усложняются и дополняются информацией, полученной в процессе пробной или опытно-промышленной эксплуатации изучаемой залежи.

Таким образом, все перечисленные методы получения геолого-промысловой информации о залежах позволяют составить объективное представление о всех параметрах, учитываемых при подсчете запасов, проектировании и анализе состояния разработки [20].

Контрольные вопросы к главе 4

1. Что относят к основным методам получения промыслово-геологической информации?

2. Какие дополнительные методы используют для изучения разрезов скважин?

3. Какие данные о литологическом составе пород можно получить при внешнем осмотре?

4. На основании каких данных судят об условиях залегания пород на глубине?

5. Как можно определить стратиграфическую характеристику породы по керну?

6. Для чего применяют геофизические методы исследования?

7. Для чего применяют гидродинамические методы исследования?

8. Какие методы применяют для исследования технического состояния скважины?

9. Каким образом изучают геолого-промысловые особенности нефтяных залежей?

10. Для чего проводится наблюдение за работой добывающих и нагнетательных скважин?

5. ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В СТАТИЧЕСКОМ ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ

5.1. Изучение формы залежи

В изучении залежей большую роль играет моделирование внешней формы залежи. Форма определяется положением в пространстве различных геологических поверхностей, ограничивающих все породы (коллекторы и неколлекторы) продуктивного горизонта, включенные в общий объем залежи.

К числу таких поверхностей относятся:

· кровля и подошва залежи - верхняя и нижняя структурные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов;

· дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга;

· поверхности, разделяющие породы-коллекторы и породы-не коллекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород, со стратиграфическими несогласиями и др.;

· поверхности, разделяющие части продуктивного горизонта с разным характером насыщения их флюидами, т. е. поверхности ВНК, ГВК и ГНК.

Пресекающиеся граничные поверхности образуют линии, проекции которых на карте являются границами залежи, - линии дизъюнктивных нарушений, границы распространения коллекторов, контуры нефтегазоносности.

Определение положения поверхностей и их пересечений, обусловливающих общий объем залежи (выполнение наблюдений, и измерений, вычислений и графических построений), входит в общий объем процедуры геометризации залежи [20].

5.1.1 Природные резервуары. Ловушки

Природный резервуар – естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри его может происходить циркуляция подвижных веществ), форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Выделяются три основных типа: пластовый, массивный, литологически ограниченный со всех сторон (линзовидный) [14].

Пластовый резервуар (рис. 5.1) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо про ницаемыми породами.

Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади.

Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Большинство массивных резервуаров, особенно широко распространенных на платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами. Для ряда месторождений было установлено, что толща пород, представляющая собой единый резервуар, насыщенный газом, нефтью и водой, содержит породы различного литологического состава и различного литологического возраста. Критерием, позволяющим объединить мощную толщу пород в единый резервуар, является распределение в нем газа, нефти и воды по их удельным весам независимо от структуры, возраста и текстуры составляющих его пород. Слабопроницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:

1. Однородные массивные резервуары сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (рис. 5.2).

2. Неоднородные массивные резервуары – толща пород неоднородна (рис. 5.3). Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков, песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. Проницаемость такой толщи в различных ее слоях колеблется, но перемещение жидкости (воды, нефти) возможно во всех направлениях и происходит в общем независимо от наслоения пород.

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (рис. 5.4).В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.

К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического состава, не распространяющимся на сколько-нибудь значительную площадь.

Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).

Ловушка – часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам.

Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.

Примеры ловушек в пластовом, массивном и литологическом природных резервуарах показаны на рисунке 5.5.

В пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти и газа являются сводовые изгибы пласта (рис. 5.5, Б, Г, Е) или верхние части рифовых массивов, имеющие, как правило, сводообразную форму (рис. 5.5, Ж); литологически замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам является ловушкой (рис. 5.5, В).

Как видно из рисунка 5.5, объем ловушки Е контролируется не перекрывающим ее пластом ангидритов, а вышележащими глинами. В данном случае ангидриты выполняют роль ложной покрышки: они не могут содержать промышленных скоплений УВ (ввиду незначительной емкости), но способны пропускать их (так как в ангидритах имеется система трещин).

По происхождению различают следующие ловушки:

· структурные (сводовые) – образованные в результате изгиба слоев (рис. 5.5, Б, Г, Е) и (или) разрыва их сплошности;

· стратиграфические (рис. 5.5, А) – сформированные в результате эрозии пластов-коллекторов во время перерыва в накоплении осадков и перекрытия их затем непроницаемыми породами.Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия;

· тектонические – образованные в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой;

· литологические – образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми (рис. 5.5, В, Д);

· рифогенные – сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела (рис. 5.5, Ж) и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

Скопление нефти, газа, конденсата и других компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Согласно классификации А.А. Бакирова выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа.

Класс структурных залежей. К этому классу относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса – сводовые (рис. 5.6, а), тектонически экранированные (рис. 5.6, б) и приконтактные (рис. 5.6, в).

Сводовые залежи формируются в сводовых частях локальных структур.

Тектонически экранированные залежи формируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение локальных структур. Подобные залежи могут находиться в различных частях структуры: на своде, крыльях или переклиналях.

Дата добавления: 2014-11-29