Залежи нефти и/или газа презентация

которой гидродинамически связаны.

В залежах разделение флюидов происходит по гравитационному признаку, и если присутствуют нефть и газ, то залежь разделяется на газовую и нефтяную части.

Залежи подстилаются подошвенной водой.
Соответственно выделяются и границы раздела: водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной контакт (ГНК), газоводяной контакт (ГВК). Положение ВНК, ГВК, ГНК обычно горизонтальное.
Контакт не представляет собой ровную поверхность, нередко выделяется переходная зона, в более крупных каналах которой находится нефть, а более мелкие заполнены водой.

В некоторых залежах имеются палеоВНК, как правило ниже современного

залежи;
2 — внешний контур нефтеносносности;
3 — внутренний контур нефтеносности;

4 — газовая часть залежи;
5 — внешний контур газоносности;
6 — внутренний контур газоносности

ВНК – водонефтяной контакт;
ГНК – газонефтяной контакт;
hзал. – высота залежи
hг - высота газовой шапки
hн - высота нефтяной оторочки

вид; б — план; в — профиль,

1 — стратоизогипсы экранирующей плоскости;
2 — стратоизогипсы кровли пласта;
3 — линии пересечения кровли и подошвы
пласта с экранирующей плоскостью;
4 — водонефтяной контакт - ВНК;
5 — нефтяная залежь

а

б

в

(граница ловушки).

Определение этого понятия дано И.О. Бродом и Н.А. Еременко. Замкнутый контур - линия, ограничивающая в плане максимально возможную площадь залежи.

Замкнутый контур представляет собой границу, ниже которой углеводородные флюиды не могут задерживаться.

В вертикальном разрезе замкнутый контур соответствует точке пересечения поверхности ловушки (точнее, природного резервуара) и наиболее низкого возможного положения ВНК (или) ГВК при максимальном заполнении ловушки (иногда называют выклиниванием или «нулевой изопахитой» залежи).

Залежь нефти и/или газа может располагаться во всем объеме резервуара внутри замкнутого контура или занимать часть его.

площадь залежи.
Замкнутый контур

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)

- простой, б, в — сложные.

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

По составу флюидов залежи делятся на чисто нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, нефтегазовые, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные, чисто газовые и др.
В зависимости от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора, географического положения, глубины необходимого для добычи флюидов бурения и других показателей, по которым оценивается рентабельность разработки, залежи подразделяются на промышленные и непромышленные.
Наиболее распространенными являются классификации по типу ловушек.
Многообразие генетических и морфологических типов ловушек предопределило обилие типов и классов залежей нефти и/или газа.

тектонически экранированные;
г — стратиграфически экранированная;
д — литологически экранированная;
Массивные:
е — в сводовом выступе;
ж — в эрозионном выступе;
з — в рифогенном выступе;
Ограниченные со всех сторон:
и — в песчаных линзах среди
плохо проницаемых пород;
к — в зонах повышенной проницаемости
в известняках и доломитах;
Комбинированные:
л — пластово-сводовая тектонически
экранированная;
м — пластово-сводовая литологически
экранированная.

1 — нефть и(или) газ; 2 — вода;
3 — песчаные породы; 4 — глины;
5 — песчанистые глины;
6— известняки и доломиты;
7 — соли, гипсы, ангидриты

условия перемещения и дифференциации флюидов.
В.Б.Оленин – главный признак - форма ловушки.
По мнению большинства исследователей, классификация залежей нефти и газа должна отражать главные особенности формирования ловушек, с которыми они генетически связаны, причем выделение типов, классов и (или) групп внутри типов должно быть проведено по единому принципу (Н.Ю. Успенская, А.Я. Кремс, А.А. Бакиров и др.).

по тому же принципу,
только в ней сделана попытка учесть большее
число признаков:
в основу выделения типов положен
генетический принцип,

подтипов — форма ловушек,

классов — характер ограничения ловушки

подклассов — форма природного резервуара.

два основных типа: I — тектонический, II — седиментационно-стратиграфический.
Для I типа залежей характерно преобладающее влияние тектонического фактора, и залежи нефти и газа обусловлены тектонической (структурной) формой ловушки;
Для II типа главным фактором является — литологический, стратиграфический и др.
Ловушки II типа сформированы при преобладающей роли седиментационных, постседиментационных, эрозионных и других нетектонических процессов.

на 4 подтипа: антиклинальный, синклинальный, моноклинальный и блоковый.
Антиклинальный - ловушки выражены выпуклым (положительным) изгибом ПР.
Залежи в них И.О. Брод назвал сводовыми.
Выделяются 4 класса:
1) сводовые ненарушенные;
2) сводовые, нарушенные разрывами;
3) — сводовые, осложненные литологическим выклиниванием и 4) поверхностью стратиграфического несогласия.
Залежи в синклинальных изгибах формируются только в пластовых резервуарах под действием гравитационного фактора при отсутствии в них воды.

ограничения ловушки. Подклассы - по типу ПР

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.

разломом

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

непроницаемые
покрышки;
2 — нефть;
3 — вода;
4 — разрывные
нарушения

Геологический разрез Долинского и
Северо-Долинского месторождений

Месторождение Котур-тепе

1 — надвиги; 2 — нефть; 3 — газ.
Складки: I— Долинская,
II— Северо-Долинская

— нефть.

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

Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, Западно-Сибирский НГБ

1 - внешний контур газаносности; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – внутренний контур газаносности; 4 – внешний контур нефтеносности; 5 – граница выклинивания коллектора; 6 – изогибсы, м.

Схематический разрез

(курсовая Морозова Н., 2011 г.)

Пластовая литологически экранированная залежь

Нопопортовское месторождение
(Западно-Сибирский НГБ)

1 — непроницаемые покрышки;
2 — нефть; 3 — газ; 4 —вода;
5 —- поверхность стратиграфического несогласия

Месторождение Оклахома-Сити

Класс Подкласс

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.

(К2);
б – геологический разрез;
1 - изогипсы, м; 2 - граница залежи:
3 - нефть; 4 – известняки,
5 - водонасыщенные известняки; 6- глины:
7 — поверхность несогласия

Месторождение Прадхо-Бей

1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода;
4 — поверхность несогласия

залежи

экранированные
ядром диапира

стратиграфически экранированные

литологически
экранированные

Соляной диапир

мирового океана

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

и а2 (ВНК) ОБУСЛОВЛЕНА
РАЗНИЦЕЙ В АРХИМЕДОВЫХ СИЛАХ
(ПЛАВУЧЕСТЬ ГАЗА В 4 РАЗА БОЛЬШЕ, чем НЕФТИ)

ГВК

ГНК

Нефтяная скважина

Сухая скважина

Газовая скважина

ВНК

Флюидоупор

горизонтальный

наклонный

“Ловушка обратного давления”
ЦЕНТРОБЕЖНАЯ

Высокое давление

Нормальное давление

карта
месторождения
Сейдж-Крик

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

играли главенствующей роли, а их формирование обусловлено седиментационными, постседиментационными и денудационными процессами.
2 подтипа – выступы, линзы

Класс

Подкласс

В выступах — формируются только массивные залежи.

Биогенные выступы с литологическим экранированием залежи
Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением.

рифа.
Состав отложений резервуара:
1 — слоистые известняки; 2 — ядра рифовых массивов;
3 — обломочный шлейф; 4 — осадки внутририфовой лагуны; 5 — ангидриты

Карачаганакскос газоконденсатное месторождение

останце
на Шакшинском месторождении

2 - известняки, 2 - глины;
3 - нефть;
4 – поверхность несогласия

Нефтяная залежь в эрозионном останце
серпентинитов Литтон-Спрингс в округе
Колдуэлл, Техас

осадочные породы;
3 - нефтенасыщенные граниты фундамента;
4 - нефтяные залежи; 5 - фундамент

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.

Извлекаемые запасы - более 5 млрд т. Массивная залежь в кровельной части кембрийских отложений (кварцитопесчаники с низкой пористостью). Диаметр 40-45 км, амплитуда 300 м. Горизонты палеозоя перекрываются мощной глинисто-соленосной толщей триаса и юры. Промышленные притоки нефти получены только на тех участках поднятия, где кембрийские отложения выведены на поверхность несогласия и подверглись предмезозойскому размыву. Мощность залежи 280 м.

делятся на три класса линз:
13 — литологического ограничения (седиментационные),
14 — структурно-текстурного ограничения (катагенетические),
15 — ограниченные водой (гидравлические).
В ловушках этого подтипа формируются залежи только в ПР, ограниченных со всех сторон.

алевропесчаные продуктивные и возможно
продуктивные пласты, 2 —глинистые пачки

и выпуклая форма кровли.

Залежь барового типа, холмовидная.
Волго-Уральский НГБ, месторождение
Яблоневый Овраг, бобриковскии горизонт
(C1v), пласт Б2

до перелива”

“Заполнено до утечки”

точка перелива

замкнутом пласте под воздействием разницы в плотности между углеводородными флюидами и водой.

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.

капиллярное (Ркап.) покрышки.

Наиболее глубокий коллектор-проводник
над НГМП

Прорыв покрышки

А

ВНК

ВНК

не превышает минимальное Ркап. покрышки.

Здесь структуры имеют большую амплитуду,
(высота залежи больше)

НГМП

Б

– капиллярные экраны, через которые мигрировали УВ-ные флюиды, все равно продолжают удерживать столб флюида и сохранять равновесие между силами противодействующими по вертикальной или горизонтальной оси.
Исходя из этой закономерности, и ведется поиск более глубокозалегающих ловушек под известными залежами.

В

точка утечки

и оно тем больше, чем выше залежь
и заметнее разность плотностей УВ и воды.
Это избыточное давление может превзойти предел «прочности» и начнется вертикальный переток

покрышка

коллектор

Г

НГМП