а
б
в
Соотношение замкнутого контура ловушки и залежи.
Залежь занимает: а — часть площади замкнутого контура,
б — всю площадь замкнутого контура
замкнутый контур
замкнутый контур или
«нулевая изопахита»
1 — ПР; 2 — ловушка с нефтью и/или газом; коллекторская часть: 3 — ловушки,
4 — ПР вне ловушки; 5 — залежь нефти и/или газа; 6 - замкнутый контур;
7 — изогипсы кровли коллекторской части ПР
Замкнутый контур рассматривается как линия, ограничивающая в плане площадь распространения коллекторской части ловушки («нулевая изопахита» данной части ловушки) .
Точка максимального
насыщения залежи
(точка перелива)
1 — замкнутый контур;
2 — линия пересечения кровли коллекторекой
части ловушки с экраном;
3 — линия пересечения подошвы коллекторской
части ловушки с экраном;
4 — изогипсы кровли коллекторекой части ловушки;
5 — изогипсы экрана;
6 залежь нефти и/или газа
замкнутый контур
Замкнутый контур - линия, ограничивающая в плане
максимальную возможную площадь
залежи.
Замкнутые контуры образуются если
на пути моноклинально залегающего
пластового резервуара возникает экран
с изогнутой поверхностью.
Для большинства ловушек характерен простой
замкнутый контур, образованный одной из изогипс
поверхности коллекторской части ловушки
Для пластовых залежей верхний и нижний экран – литологический.
Для массивных залежей верхний экран литологический, нижний – вода.
1. Сводовые ненарушенные - формирование ловушки и условия для
улавливания флюидов обусловлены только антиклинальным изгибом слоев
2. Сводовые, нарушенные разрывами -как антиклинальными изгибами,так и дизъюнктивными нарушениями.
3. Сводовые с литологическим ограничением характерны для терригенных дельтовых и
прибрежно-морских комплексов, накапливающихся в условиях частой смены уровня моря.
4. Сводовые со стратиграфическим ограничением — для погребенных поднятий.
1 — водонасыщенный коллектор,
2— непроницаемая покрышка;
3— нефть; 4 — газ;
5 — изогипсы структурной поверхности, м;
6 — внешний контур нефтеносности;
7— внутренний контур нефтеносности;
8— контур газоносности
Игровское месторождение
Геологический разрез Долинского и
Северо-Долинского месторождений
Месторождение Котур-тепе
1 — надвиги; 2 — нефть; 3 — газ.
Складки: I— Долинская,
II— Северо-Долинская
Месторождения Небитдаг
Месторождения Кумдаг.
GWC 3210
XIb
WOC 3178
EREMA-04
NW
SE
EREMA-01
EREMA-03
WOC 2963
VIIb
VIII
GWC 2375
I
II
II
GOC 2407 WOC 2412
III
IV
IV
GWC 2513
GWC 2533
V
V
GOC 2574 WOC 2578
VIIa
VI
IX
IX
Xa
Xb
Xc
XIII
VIIb
IXa GWC 2919 WOC 2938
IXb GOC 2929 WOC 2945
WOC 3165?
XIIb
XIII
XIIa
XIIa
Xb
WOC 2970
Xc
Xc
GOC 3210.5
WOC 3215
XIIb
XIII
XIIa
XIIb
XIII
XIb
XIIb
XI
réservoir IX gas and oil, full to spill
réservoirs X - XI oil, not full to spill.
Xa+b
J.L Montenat
FLUID TYPE & FAULT ENTRY PRESSURE
Схематический разрез
(курсовая Морозова Н., 2011 г.)
Пластовая литологически экранированная залежь
Нопопортовское месторождение
(Западно-Сибирский НГБ)
Месторождение Оклахома-Сити
Моноклинальный подтип объединяет 4 класса (в пластовых и массивных ПР):
6. Дизъюнктивно экранированный - формирование ловушки и условия для
улавливания флюидов обусловлены дизъюнктивными нарушениями разного типа
7. Стратиграфически экранированный – поверхностью несогласия.
8. Литологически экранированный - сменой литологического состава.
Блоковый подтип выделяется 1 класс - выступы тектонического происхождения
9. Гидродинамически экранированный (редкий класс залежей) - экраном для флюидов является напор вод, противостоящий всплыванию нефти и/или газа вверх по восстанию пласта.
10. Тектонически ограниченных со всех сторон ловушек и залежей, к ним приуроченных.
Могут быть осложнены литологическим или стратиграфическим экранированием.
Месторождение Прадхо-Бей
1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода;
4 — поверхность несогласия
экранированные
ядром диапира
стратиграфически экранированные
литологически
экранированные
Соляной диапир
Высокая скорость перемещения воды в хорошо проницаемом водоносном горизонте
Разгрузка воды ограничена
P1 > P2
P2 < P1
Высокое давление
Область сбора
Нормальное давление
Нормальное давление
Высокое Pдавление
Повышенное давление за счет разных скоростей
осадконакопления
Большая скорость седиментации
Отсутствие седиментации
“Классические гидродинамические ловушки”
ЦЕНТРОСТРЕМИТЕЛЬНЫЕ
“Ловушки обратного давления”
ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ
Гидродинамический поток
по направлению к центральной части бассейна
Гидродинамический поток
по направлению к внешней части бассейна
Невысокая скорость перемещения воды в плохо проницаемом водоносном горизонте
Выделение воды при уплотнении глинистых минералов из
низко проницаемых глин
газ нефть
ГВК
ГНК
Нефтяная скважина
Сухая скважина
Газовая скважина
ВНК
Флюидоупор
горизонтальный
наклонный
“Ловушка обратного давления”
ЦЕНТРОБЕЖНАЯ
Высокое давление
Нормальное давление
Месторождения
Бисти и Галлегос
изолинии
гидравлического напора
Гидродинамические ловушках встречаются в
бассейнах, характеризующихся значительным
гидродинамическим режимом (напр, в краевых и
межгорных прогибах).
Классический район распространения таких
ловушек –бассейны Восточных Скалистых
гор США
нефтяная залежь
Класс
Подкласс
В выступах — формируются только массивные залежи.
Биогенные выступы с литологическим экранированием залежи
Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением.
Карачаганакскос газоконденсатное месторождение
2 - известняки, 2 - глины;
3 - нефть;
4 – поверхность несогласия
Нефтяная залежь в эрозионном останце
серпентинитов Литтон-Спрингс в округе
Колдуэлл, Техас
Белый Тигр расположено на Южно-Вьетнамском шельфе в породах кристаллического фундамента. Массивная залежь связана с горстообразным гранитным выступом размером 22х6 км, разбитым разломами на несколько блоков. Мощность продуктивной зоны в гранитах составляет более 1000 м. В то же время толщина коры выветривания поверхности выступа достигает всего 10-20 м и поэтому нефтенасыщенный резервуар в основном связан с внутренней частью кристаллического массива. Покрышкой залежи служат аргиллиты олигоцена, трансгрессивно перекрывающие погребенный гранитный выступ.
Промышленные извлекаемые запасы месторождения превышают 100 млн т. Эффективная емкость гранитов сформирована огромным числом макро- и микротрещин, каверн и пор. Породы несут явные следы вторичных преобразований.
Залежь барового типа, холмовидная.
Волго-Уральский НГБ, месторождение
Яблоневый Овраг, бобриковскии горизонт
(C1v), пласт Б2
“Заполнено до утечки”
точка перелива
Δp = (ρв-ρУВ) ×g* h
Где
Δp = давление выталкивания
ρВ = плотность воды
ρУВ = плотность УВ
h = высота над контактом
g– ускорение свободного падения
10 м
Чем больше разница между плотностью воды и УВ и высота непрерывной нефтяной фазы, тем выше давление выталкивания.
Наиболее глубокий коллектор-проводник
над НГМП
Прорыв покрышки
А
ВНК
ВНК
Здесь структуры имеют большую амплитуду,
(высота залежи больше)
НГМП
Б
В
точка утечки
покрышка
коллектор
Г
НГМП
Если не удалось найти и скачать презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:
Email: Нажмите что бы посмотреть