II. Рифогенные. В рифогенном массиве кавернозность и трещиноватость очень неоднородна, поэтому коллекторские свойства могут меняться даже на незначительных расстояниях и дебиты скважины в различных частях массива неодинаковы.
III. Литологические.
1. Литологически-экранированные:
· Участки выклинивания коллекторов
· Участки замещения проницаемых пород непроницаемыми
2. Литологически-ограниченные:
· Песчаные образования русел палеорек
· Линзовидные коллекторы
IV. Стратиграфические. Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами более молодого возраста.
25. Миграция нефти и газа. Виды миграции.
Миграция – это перемещение в осадочной оболочке.
Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений. Миграция может происходить в одной и той же толще или пласта (внутрипластовая, внутрирезервуарная), а также она может быть из одного пласта в другой (межпластовая, межрезервуарная). Первая осуществляется по порам и трещинам, а вторая – по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям. И та, и другая могут иметь боковое напряжение (вдоль напластования пластов) - латеральная, вертикальная миграция (перпендикулярно напластованию пластов).
В зависимости от физического состояния у/в различаются:
· Молекулярная (движение у/в в растворенном состоянии вместе с водой)
· Фазовая (у/в находятся в свободном состоянии)
Еще перемещение бывает в виде паров, способных преобразовываться в нефть и газ при изменении температуры и давления.
По отношению к нефтегазоматеринским толщам:
26. Факторы, вызывающие миграцию у/в.
1. Давление статистическое и динамическое.
Статистическое давление – это уплотнение пород под действием вышележащих пород.
Динамическое давление – это действие тектонических сил, выводящих породы из нормального залегания и сминающих их в складки.
Под действием тектонических сил породы бывают разбиты разрывными нарушениями и по ним происходит перераспределение давления, также разрывы и трещины служат путями миграции нефти, газа и воды. При складкообразовании часть пород оказывается поднятой на значительную высоту и подвергается эрозии (разрушению). Эрозия, с одной стороны, влияет на изменение давления в земной коре, а с другой стороны может привести к разрушению слоев, содержащих нефть и газ.
2. Гравитационный фактор.
Под влиянием нефти и газа понимается передвижение нефти и газа под влиянием силы тяжести (гравитации). Если нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды (синклинальная), то они в силу своего веса будут стремиться занять пониженные участки.
3. Гидравлический фактор.
В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа и т.о. перемещает их. В процессе перемещения легче происходит дифференциация веществ по их удельным весам. Капельки нефти и газа, всплывая над водой, соединяются между собой и при благоприятных условиях могут образовывать скопления нефти и газа.
4. Капиллярное и молекулярное явления.
Т.к. вода лучше, чем нефть смачивает породы, то силы поверхностного натяжения между породой и водой будут больше, чем между породой и нефтью. Этим объясняется наблюдаемое иногда явление вытеснения нефти водой из мелких пор в крупные.
5. Энергия газа.
6. Силы расширения жидкости.
27. Разрушение залежей у/в.
Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.
Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивного нарушения, тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в другую ловушку или на поверхность. Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефтегазосодержащие породы могут быть, выведены на поверхность и УВ рассеятся.
Биохимические реакции при наличии разлагающих УВ бактерий и химические процессы (окисление) также могут привести к уничтожению скоплений нефти и газа. К разрушению могут привести в ряде случаев и диффузионные процессы.
28. Дифференциальное улавливание нефти и газа.
Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья — лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа. Теория дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой, была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу.
Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осуществляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей.
Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипсометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой. Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.
29. Классификация флюидоупоров по литологическому составу.
Перекрывающие нефтяные и газовые залежи, непроницаемые или плохопроницаемые породы, называются покрышками (флюидоупорами).
Породы-покрышки различаются по характеру распространения и протяженности, по мощности, по литологическим особенностям, по наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу.
По литологическому составу флюидоупоры делятся на:
30. Стадии преобразования органического вещества в у/в.
Современное представление о биогенной теории происхождения нефти и газа сводится к следующим стадиям преобразования органического вещества в у/в:
I. Стадия накопления органического вещества
У/в органич вещества, накапливающегося в осадках в диффузионно-рассеянном состоянии и само органич вещество, испытывают действие главным образом биохимических процессов и микроорганизмов. Водная среда с анаэробной обстановкой. Происходит уплотнение пород. Нисходящие тектонические движения (прогибание).
II. Стадия генерации
По мере погружения осадков и всевозрастающего потока Земли процесс генерации у/в активизируются, и они эмигрируют из нефтепродуцирующих толщ в коллекторы. У/в находятся в рассеянном состоянии. Сохраняется биохимическая обстановка без кислорода, тектонические движения.
III. Стадия миграции у/в
Под влиянием различных внутренних и внешних источников энергии (тектонический, повышенный тепловой поток, гравитационные силы, давление, капиллярные силы, приводящие к вытеснению у/в водой из мелких пор в крупные) у/в в свободном или растворенном состоянии мигрируют по коллекторам или по трещинам.
IV. Стадия аккумуляции
Мигрируя, у/в заполняют ловушки и образуют залежи. Наличие пород-коллекторов. Анаэробная среда. Наличие пород-покрышек (скопление).
V. Стадия консервации у/в
В зависимости от характера дальнейших тектонических движений и других геологических процессов, эти залежи либо консервируются (5), либо разрушаются (6). У/в находятся в виде скоплений. Наличие пород-коллекторов. Сохранение замкнутости ловушек или сохранение благоприятного наклона слоев. Благоприятные ТД факторы ( высокие температура и давление).
VI. Стадия разрушения (перераспределения)
У/в может рассеятся в лито- или атмосфере. Попадание скопления у/в в зоны аэрации. Раскрытие ловушек. Тектоническая нарушенность пород. Фильтрация у/в из ловушек по тектоническим нарушениям. Перенос у/в движущейся водой. Растворение. Окисление и разложение у/в. У/в находятся в рассеявшемся состоянии или в виде новых скоплений. Восходящие тектонические движения. Движение пластовых или трещиновых вод.
31. Тимано-Печопская провинция. Характеристика основных месторождений.
Расположена на С-В Европейской части России. Площадь провинции – 350 тыс км2. С Востока и С-В граничит с Уральскими и Пайхоем, с Запада – Тиманский кряж, с Севера – Баренцево море.
Тектоническое отношение: Русская платформа (является северо-восточной окраиной), в печорской синеклизе, палеозойские и мезозойские осадочные отложения (7-8 км).
Основное промышленное значение имеют среднедевонские песчаные коллекторы, которые с вышележащими верхнедевонскими породами образуют единый терригенный нефтегазоносный комплекс, продуктивный на всей территории.
Каменноугольно-Нижнепермский нефтегазовый комплекс, сложенный карбонатными породами: коллекторами служат трещиноватые и кавернозные известняки, продуктивные на всей территории.
Вуктыльское, Ярегское, Усинское. Войвожское, Шапкинское, Западно-Тэбукское, Нибельское, Турчаниновское, Возейское, Харьягинское месторождения.
Усинское месторождение нефти связана с крупной антиклинальной складкой. Девон: 33*12 км, амплитуда – 500 м. 2 нефтяные залежи:
Ярегское нефтяное месторождение расположено на самом высоком гибсометрическом уровне в нашей провинции.
Основным промышленным объектом является пласт среднего девона общей мощностью около30 м.
Песчаники с линзами и прослоями алевролитов и аргиллитов. Тяжелая нефть – 0.95 г/см3.
Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Крупная антиклинальная складка, в геологическом строении ордовик, селур, каменноугольный, пермский, девонский, триасовый. Амплитуда по нижнепермским отложениям – 1500 м. 2 газоконденсатные залежи:
Страницы: 1, 2, 3, 4
