Природные режимы залежей нефти презентация

которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.
В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:
напор контурной воды под действием ее массы;
напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды;
давление газа газовой шапки;
упругость выделяющегося из нефти ранее растворенного в ней газа;
сила тяжести нефти.
При преобладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (или режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.

относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в пласте происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК.
При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.
Режим свойствен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам. Обязательна хорошая гидродинамическая связь залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания водонапорной системы.
Эти требования обеспечиваются при следующих геологических условиях: небольшой удаленности залежи от области питания; высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствии тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязкости пластовой нефти; небольших размерах залежи.

Водонапорный режим

Природные режимы залежей. Водонапорный.

начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки.

РИС 1 – изменение объема залежи в процессе разработки: 1 – интервалы перфорации; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – направление движения воды и нефти: положение ВНК: ВНКнач – начальное; ВНКтек – текущее, ВНКк – конечное давление

Природные режимы залежей. Водонапорный.

пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта – снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении, отбора жидкости из залежи;
практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;
высокий темп годовой добычи нефти в период высокой стабильной добычи нефти, называемый II стадией разработки – до 8-10 % в год от начальных извлекаемых запасов нефти и более;
отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85-90 % извлекаемых запасов нефти; извлечение вместе с нефтью в период падения добычи нефти значительного количества попутной воды, в результате чего к концу разработки отношение накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор – ВНФ) может достигать 0,5-1 и более.
При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти – 0,6-0,8. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим, благодаря чему потери нефти в пластах невелики.

Природные режимы залежей. Водонапорный.

насыщРисунок 57 – Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме: а – изменение объема залежи в процессе разработки ения; годовые отборы: qн – нефти; qж – жидкости; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; Кизвл.н – коэффициент извлечения нефти

В нашей стране водонапорным режимом характеризуются отдельные залежи в терригенных отложениях Чечено-Ингушетии, в продуктивной толще Азербайджана, в отложениях карбона Восточной Украины, в девоне и карбоне Куйбышевской, Волгоградской и Саратовской областей и в некоторых других районах. Число таких залежей невелико.

Природные режимы залежей. Водонапорный.

действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости.
При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющийся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает огромную область водоносной части пласта. В области сниженного давления происходит расширение породы и пластовой воды, являющееся источником энергии для перемещения воды к залежи и внедрения ее в залежь. Коэффициенты сжимаемости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, в сотни раз превышающие размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.
Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области. Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях.

Упруговодонапорный режим

Природные режимы залежей. Упруговодонапорный.

могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющей в залежь пластовой водой.
Упруговодонапорный режим обычно характерен для залежей с повышенной вязкостью нефти, а также для залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.
Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения, благодаря чему текущее пластовое давление при разработке не падает ниже давления насыщения и газ остается растворенным в нефти до конца разработки.

Природные режимы залежей. Упруговодонапорный.

насыщения; годовые отборы: qн – нефти; qж – жидкости; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; Кизвл.н – коэффициент извлечения нефти

Природные режимы залежей. Упруговодонапорный.

водонапорном режиме (см. рисунок 1), однако вследствие пониженной проницаемости пластов, повышенной вязкости нефти и других причин доля запасов в невырабатываемых участках залежи по сравнению с их долей при водонапорном режиме несколько возрастает.
Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (рисунок 3) имеет сходства с их динамикой при водонапорном режиме и отличия от нее.
Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки и в том и другом случае промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения.
Отличия заключаются в следующем:
1) при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления;
2) по мере расширения области снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает.

Природные режимы залежей. Упруговодонапорный.

стабильной добычи, т. е. во второй стадии разработки, обычно не превышает 5-7 % в год от начальных извлекаемых запасов.
К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов.
Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме.
Рост обводненности начинается уже с середины II стадии.
Величина водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 1,5-2 и более.
Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышает 0,5-0,55.
В связи со значительным разнообразием геологических условий залежей, обладающих упруговодонапорным режимом, диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки по ним довольно широк.
Залежи нефти с природным упруговодонапорным режимом, сохраняющимся до конца разработки, характерны для Северного Кавказа (верхнемеловые залежи Малгобек-Вознесенского и других месторождений Чечено-Ингушетии), Восточной Украины (месторождения Леляковское, Гнединцевское, Качановское и др.) и других районов.

Природные режимы залежей. Упруговодонапорный.

пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в залежи происходят расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активизироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти. Поскольку в нефтегазовых залежах давление насыщения обычно близко к начальному пластовому, то вскоре после начала разработки в пласте начинается выделение из нефти растворенного газа. При высокой вертикальной проницаемости пласта газ частично пополняет газовую шапку.
Природный газонапорный режим в чистом виде может действовать в залежах, не имеющих гидродинамической связи с законтурной областью, при слабой активности краевых вод или при отсутствии ВНК (залежь литологического типа).
Причинами разобщения залежи и законтурной области могут быть резкое снижение проницаемости в периферийной зоне залежи, наличие запечатывающего слоя вблизи ВНК, наличие тектонических нарушений, ограничивающих залежь, и др.

Газонапорный режим

Природные режимы залежей. Газонапорный.

обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти;
2) значительная высота нефтяной части залежи;
3) высокая проницаемость пласта по вертикали;
4) малая вязкость пластовой нефти (не более 1,5-2 МПа×с).

Природные режимы залежей. Газонапорный.

РИС 4: Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме: а – изменение объема залежи в процессе разработки: 1 – газ; 2 – запечатывающий слой на границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКнач – начальное; ГНКтек – текущее, ГНКк – конечное;

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращается в результате уменьшения нефтенасыщенной мощности в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности остается постоянным, если залежь повсеместно подстилается водой, и может уменьшаться за счет внутренней части при наличии внутреннего контура нефтеносности (рисунок 4).

перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной мощности, т. е. отступают от ГНК. При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается (рисунок 5).

Природные режимы залежей. Газонапорный.

РИС 5: особенности динамики показателей разработки: Рпл – пластовое; Рнас – насыщения; годовые отборы: qн – нефти; qж – жидкости; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; Кизвл.н – коэффициент извлечения нефти

газовой и нефтяной частей залежи и от темпов отбора нефти из пласта.
Темпы годовых отборов извлекаемых запасов нефти в период наибольшей ее добычи могут быть довольно высокими – примерно такими же, как и при водонапорном режиме.
Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитывают исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффициент извлечения нефти при газонапорном режиме не превышает 0,4-0,5. Поэтому при равных балансовых запасах и равных темпах разработки абсолютная величина годовой добычи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном.
Сравнительно невысокая величина коэффициента извлечения нефти объясняется пониженной вытесняющей способностью газа по сравнению с водой, а также тем, что по окончании разработки в пласте остается невыработанный слой нефти в нижней, расширенной части залежи, т. е. на значительной площади.
Средний промысловый газовый фактор по залежи в начальные стадии разработки может оставаться примерно постоянным. По мере опускания ГНК в скважины поступает газ из газовой шапки и величина газового фактора начинает резко возрастать, что приводит к снижению добычи нефти. Добыча нефти осуществляется практически без попутной воды.
В чистом виде газонапорный режим отмечался на некоторых залежах продуктивной толщи Азербайджана, Западной Украины, в Краснодарском крае и в других районах.

Природные режимы залежей. Газонапорный.

котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам.
Режим проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании в пластовой нефти.
В процессе разработки залежи происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную мощность пласта.

Режим растворенного газа

Природные режимы залежей.
Режим растворенного газа

особенности (рисунок 6).
1) Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает.
2) Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделившегося газа относительная и фазовая проницаемость для него возрастают, в результате чего величина промыслового газового фактора увеличивается вплоть до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание.

Природные режимы залежей.
Режим растворенного газа

РИС 6: особенности динамики показателей разработки: Рпл – пластовое; Рнас – насыщения; годовые отборы: qн – нефти; qж – жидкости; В – обводненность продукции; G – промысловый газовый фактор; Кизвл.н – коэффициент извлечения нефти

только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит снижение величины промыслового газового фактора до нескольких кубометров на 1 м3.
В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти.
Добыча нефти после достижения максимального ее уровня сразу же начинает снижаться, т. е. II стадия разработки продолжается обычно всего один год. Нефть добывается практически без воды.
Для режима растворенного газа характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой.
Конечный коэффициент извлечения нефти при режиме растворенного газа не превышает 0,2-0,3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения – 0,1-0,15.
Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Азербайджана, Северного Кавказа, Западной Украины, Сахалина, Эмбенского района и др.

Природные режимы залежей.
Режим растворенного газа

в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти.
Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным – в залежах, расположенных на малых глубинах, но чаще проявляется после завершения действия режима растворенного газа, т. е. после дегазации нефти.
Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит скважин возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате «осушения» пласта. По той же причине сокращается объем залежи.
Динамика годовой добычи нефти при этом режиме показана на рисунке 7.
При гравитационном режиме нефть отбирается очень низкими темпами – менее 1-2% в год от начальных извлекаемых запасов.
Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти (с учетом коэффициента извлечения, полученного при режиме растворенного газа), вплоть до 0,5-0,6.
Пластовое давление при рассматриваемом режиме обычно составляет десятые доли мегапаскалей, газосодержание пластовой нефти – единицы кубометров в 1м3.

Гравитационный режим

Природные режимы залежей.
Гравитационный

гравитационном режиме: а – изменение объема залежи в процессе разработки; б – динамика основных показателей разработки; 1-3 – последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате «осушения» верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти. годовые отборы: qн – нефти; Кизвл.н – коэффициент извлечения нефти

кровли, м;
2 — песчаники; 3 — глины

Ловушкой называется часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их скопление.

Любая ловушка представляет собой трехмерную объемную форму, в которой в силу емкостных, фильтрационных и экранирующих свойств накапливаются и сохраняются углеводороды.

Наиболее простым и распространенным случаем образования ловушки является смятие пластового или массивного природного резервуара под воздействием складкообразовательных тектонических движений в антиклинальную структуру.

Если в изогнутый в виде свода проницаемый пласт, перекрытый непроницаемыми породами, попадут нефть, газ и вода, то, распределяясь согласно плотностям, нефть и газ займут верхнюю часть сводового изгиба и будут изолированы сверху непроницаемыми породами, а снизу водой.

газа можно разделить на четыре типа:

связанные со структурными дислокациями
рифогенные
стратиграфически экранированные
литологически ограниченные

Ловушки, связанные со структурными дислокациями

В ловушках, образовавшихся в результате складчатости, известно наибольшее число залежей нефти и газа.

Антиклинальные ловушки обычно охватывают всю толщу осадочных пород. Типы структур могут быть самыми различными — от пологих куполов до длинных антиклиналей с симметричными или асимметричными крыльями.

Размеры структурных ловушек также различны. Площадь отдельных структур достигает 5 тыс. км2, высота складок может колебаться от единиц до 1000 м и более. Некоторые складки могут меняться по форме или смещаться с глубиной, в связи с чем наблюдается несовпадение структурных планов на различных глубинах.

Тектонические нарушения — сбросы, взбросы, надвиги — часто осложняют складки, изменяют их структуру и влияют на условия скопления нефти и газа. Обусловливая смещение слоев, они иногда приводят к разрушению залежей или их тектоническому экранированию. На отдельных месторождениях в складчатых областях наблюдаются многочисленные тектонические нарушения, что приводит к образованию большого числа самостоятельных залежей в тектонически экранированных ловушках.

3 — известняки; 4 — песчаники; 5 — глины;
6 — залежь газа в рифогенных образованиях; 7 — газоводяной контакт

Рифовые ловушки образуются благодаря процессам последовательного накопления осадков за счет жизнедеятельности рифостроящих организмов.

Для них характерны горизонтальное или наклоненное положение нижней поверхности и выпуклая форма кровли

Рифовые ловушки наиболее значимы с точки зрения нефте-газонакопления среди неантиклинальных ловушек и широко распространены во многих районах земного шара.

К ним приурочены крупные залежи нефти и газа в США и Канаде.


В России залежи в рифовых ловушках известны в Камско-Кинельской системе прогибов Волго-Уральской провинции.

непроницаемыми породами:
1 – песчаники; 2 – глины; 3 – поверхность стратиграфического несогласия; 4 – изогипсы кровли, м.

Стратиграфические ловушки образуются в результате срезания природных резервуаров и их перекрытия более молодыми отложениями с образованием стратиграфических несогласий

По условиям образования эти ловушки делятся на две группы:
- первая группа ловушек формируется под воздействием только денудационных процессов, структурный фактор в этом случае не участвует в образовании объемной формы, в которой возможна локализация скоплений нефти и газа.

- вторая группа ловушек связана с несогласным перекрытием проницаемых пород непроницаемыми и их изгибом в положительную структурную форму под воздействием тектонических движений.

Ловушка в эрозионном выступе кристаллического фундамента

Схема залегания нефти в структурно-стратиграфической ловушке

и газа могут образоваться в руслах палеорек.

В ловушках подобного типа литологические барьеры создаются под воздействием эрозионно-аккумулятивных процессов, когда в результате эрозии образуются врезы, в которых впоследствии накапливаются песчано-алевритовые породы. Обычно это линейно вытянутые песчаные тела в руслах палеорек и подводных палеотечений.

Схематическая карта и разрез ловушки, образованной в русле реки:
1— зона возможного распространения залежи;
2 — глины

Литологические ловушки в баровых телах представляют собой аккумулятивные песчаные тела, сформированные в прибрежной полосе моря (прибрежные бары) или в устьях рек (устьевые бары) благодаря поступлению песчаного материала с суши. При выходе баров на поверхность (регрессивные бары) или при их погружении (трансгрессивные бары) происходит фациальное замещение песчаников алевролитами и глинистыми породами. Образуется ловушка литологического типа, для нее характерны горизонтальное или наклоненное положение нижней поверхности и выпуклая форма кровли.

Литологические ловушки других типов могут быть обусловлены:

- неравномерным уплотнением и цементацией,
- доломитизацией,
- заполнением пор кальцитом и солью,
- образованием трещин в непроницаемых породах.

зонально:

газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой

ниже поровое пространство заполняется нефтью

- еще ниже - вода

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке.

Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

По преобладанию жидкой фазы над газовой (или наоборот) залежи делятся на:
однофазовые — нефтяные, газовые, газоконденсатные

- двухфазовые — газонефтяные, нефтегазовые.

По фазовым соотношениям содержащихся в залежи углеводородов выделяется шесть типов скоплений:

- газовые,
- газоконденсатные,
- нефтегазоконденсатные,
- нефтегазовые,
- газонефтяные,
- нефтяные.

По сложности геологического строения залежи делятся на две основные группы:
- простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;
- сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.

Бакирова, учитывающей главные особенности формирования ловушек, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа:
структурные
рифогенные
стратиграфические
литологические

К классу структурных залежей относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса – сводовые, тектонически экранированные и приконтактные.
Сводовые залежи (пластовые сводовые, по Г.А. Габриэлянцу) формируются в сводовых частях локальных структур.

Сводовые залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову):
а - ненарушенные; б - нарушенные; в структурах, осложненных:
в - криптодиапиром или вулканогенными образованиями, г - соляными куполами.
1,2 - нефть соответственно на профиле и в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле
продуктивного пласта, м; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 - вулканогенные образования; 7 - соляной шток;
8 - песчаные породы; 9 - глины; 10 - контур нефтеносности

смещений, осложняющих строение локальных структур

Подобные залежи могут находиться в различных частях структуры:
на своде, крыльях или периклиналях

диапиром или же с вулканогенными образованиями

залежь

служить залежи в рифогенных массивах Ишимбаевского района Башкирского Приуралья.

и литологически ограниченных.

Залежи литологически экранированные располагаются в участках выклинивания пласта-коллектора.

Они связаны с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; с замещением проницаемых пород непроницаемыми; с запечатыванием пласта-коллектора асфальтом.

залежь

залежь

Залежи литологически ограниченные приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или к гнездообразно залегающим породам-коллекторам, окруженным со всех сторон плохопроницаемыми породами

будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами. Плохо проницаемые породы, перекрывающие породы-коллекторы со скоплениями нефти и газа, называют покрышками нефтяных и газовых залежей.

Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, глинистые известняки, гипсы, ангидриты и соли. Соляно-ангидритовые покрышки служат наиболее надежными экранами, несколько худшими экранирующими свойствами обладают глинистые и глинисто-карбонатные породы, весьма слабыми непроницаемыми перекрытиями являются алевролито-глинистые породы. Надежность экранов во многом определяется характером флюидов в подстилающих залежах. Наиболее подвижны газообразные углеводороды. Поэтому покрышки, перекрывающие газовую залежь, должны обладать лучшими экранирующими свойствами по сравнению с покрышками, перекрывающими нефтяную залежь.

Классификация покрышек по А.А. Ханину

По площади распространения
Региональные
Субрегиональные
Зональные
Локальные

По соотношению с этажами
нефтегазоносности
Межэтажные
Внутриэтажные

По литологическому составу
Однородные
Неоднородные
смешанные
расслоеные

ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ И ГАЗОВ В ЗАЛЕЖАХ И НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Пространственно ограниченный участок недр, содержащий залежь или несколько
залежей нефти и газа, расположенных в разрезе одна над другой в пределах одной
площади, называется МЕСТОРОЖДЕНИЕМ.

Модели однозалежного и многозалежного месторождений

(куполам, брахиантиклиналям и т.д.).
2. углы падения крыльев структур измеряются единицами градусов или десятками минут.
3. площадь наиболее крупных поднятий – сотни и тысячи км 2 при высоте 10-км. и первые сотни м.
Множество мелких поднятий, площади которых составляют единицы км 2, а высота десятки м.
4. широкое развитие карбонатных комплексов и связанных с ними зон рифов.
5. наличие соляно-ангидритовых экранирующих толщ и зон соляного диапиризма.
6. широкое распространение литологического и стратиграфического экранирования;
7. обширные площади нефтегазовых и водонефтяных контактов;
8. незначительные дизъюнктивные нарушения;
9. ненарушенность покрышек и благоприятные условия сохранения залежей;
10. широкое распространение газовых залежей.

Месторождениям складчатых областей и эпиплатформенных внутриорогенных
впадин свойственны:
1. крутые резко выраженные структуры, своды и крылья которых осложнены дизъюнктивными
нарушениями (сбросами, надвигами и пр.); углы падения крыльев - десятки градусов,
иногда крылья поставлены на голову или подвернуты;
2. преимущественно терригенный разрез;
3. преимущественно небольшие тектонически экранированные и сводовые пластовые залежи;
4. низкая герметичность экранов, обусловленная наличием дизъюнктивных нарушений;
5. преобладание нефтяных залежей, иногда с газовыми шапками.

99% запасов газа

Именно на платформах во всем мире
сосредоточено большинство
гигантских месторождений.

Восточно-Европейская

Западно-Сибирская

Северо-Американская

Аравийская

Африканская

платформы, содержат
месторождения, основные запасы
которых и дают почти всю добычу
нефти и газа в мире

24 крупнейших нефтяных месторождения в мире

ДАВЛЕНИЙ В НЕДРАХ ЗЕМЛИ. РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ НА ЗАДАННУЮ ГЛУБИНУ

Геотермический градиент:

где Г – температура горных пород на глубине Н, м (в 0С);
Тср – средняя температура на уровне пояса постоянной годовой температуры в данном районе, 0С;
h - глубина пояса постоянной годовой температуры, м (на нефтегазовых месторождениях h=25-30м).

Горное давление:

где g – ускорение свободного падения;
n - число слоев.

Расчет пластовой температуры:

,

где

- пластовая температура (в 0С) на глубине

Г - геотермический градиент в 0С /м

104h,

Гидростатическое давление:

рг = gpжН,

где pж - плотность столба жидкости, кг/м3; Н – высота столба жидкости, м.

Устьевое давление:

Рзаб - Ру =ρgh

где ρ - плотность жидкости (кг/м 3), g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2' (для приближенных расчетов принимают g = 10м/с2), hглубина залегания пласта, м; 104 - переводной коэффициент, Па/м. Разность (Рпл - Рзаб) называют депрессией скважины.

НА МИГРАЦИЮ НЕФТИ И ГАЗА В НЕДРАХ ЗЕМЛИ И ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ, ИХ ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И КЛАССИФИКАЦИИ

Гипотезы происхождения нефти

Неорганическая

Органическая

Впервые высказана Д.И.Менделеевым в 1877 году – «карбидная теория»

- каталитический синтез углеводородов из окислов углерода и водорода

нефть или исходные для ее образования газы находятся в мантии, откуда они по глубинным разломам мигрируют в осадочные породы.
по разломам из мантии в осадочные породы поступают газы СО2, СО и Н2, которые воздействуют на органические вещества в осадочных породах и способствуют образованию жидких и газообразных углеводородов.

- общее сходство строения молекул некоторых углеводородов со строением органических компонентов, которые вырабатываются живыми организмами;
- широкое распространение в нефтях компонентов растительных и животных остатков;
- оптическая активность нефтей, которая целиком обусловлена компонентами биогенного происхождения;
присутствие в нефтях порфиринов, образовавшихся из растительных хлорофиллов и геминов животных организмов, не выдерживающих температуры магматических пород;
- отношение С13/С12 у нефтей более близко к такому же отношению для живых организмов, чем для атмосферного и карбонатного углерода;
- присутствие в нефти азотистых соединений, характерных для живых организмов;
- широкое распространение нефтеподобных углеводородов в современных осадках и почвах;

поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на поверхность

они образовались (нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название
первичной миграции

Направления действия гравитационных и гидравлических сил на нефть и газ в водонасыщенном пласте.

1 — капля нефти;
2 — пузырек газа;
3 — насыщенный водой пласт-коллектор;
направления действия сил:
4 — гравитационных,
5 — гидравлических

скопления нефти, образовавшееся
вне нефтепроизводящей свиты в результате вертикальной миграции нефти и газа.

в породах,
покрывающих первичную залежь, в которой образовались нефть и газ

Вторичной залежью называют скопление нефти, образовавшееся вне нефтепроизводящей
Свиты в результате вертикальной миграции нефти и газа

Схема образования нефтегазовых залежей в результате вертикальной миграции газа и нефти.
1— газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — направление движения флюидов.

в результате латеральной (боковой)
и вертикальной миграции миграции нефти, воды и газа.
На рисунке приведен пример образования газонефтяной залежи в складке (а)
в результате латеральной миграции нефти и газа.
С течением времени количество газа увеличивается,
газовая шапка расширяется, газ вытесняет нефть из залежи и, наконец,
занимает все пространство ловушки.
В этом случае залежь (а) превратится в
чисто газовую, а нефтяные и газонефтяные залежи
будут образовываться выше по восстанию в ловушке (б).

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

к региональным сбросам, залежи формируются в результате вертикальной (межрезервуарной) миграции по кливажным трещинам в глинах,
по жерлам грязевых вулканов или по сбросу, вызванному разломом в кристаллическом фундаменте.

административный принцип,
геоструктурный анализ, палеогеографический анализ и геохимические критерии

Нефтегазоносный бассейн

Нефтегазоносная провинция

Элементы нефтегазогеологического районирования

Нефтегазоносная область

Зона нефтегазонакопления

Нефтегазоносный район

И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА: СЕЙСМОРАЗВЕДКА, БУРЕНИЕ, КАРОТАЖ СКВАЖИН. СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ПОИСКОВЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН. ФОРМУЛЫ ПОДСЧЕТА ПРОМЫШЛЕННЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА, ОБОСНОВАНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ, КОЭФФИЦИЕНТОВ

Сейсморазведка

Бурение

Основные методы, применяемые в геологоразведочном процессе

ГИС

Метод преломленных волн – МПВ

Метод общей глубинной точки – МОГТ

Вертикальное сейсмическое профилирование

Поисковые скважины

Разведочные скважины

Эксплуатационные скважины

Оценочные скважины

Нагнетательные скважины

Наблюдательные скважины

Стандартный электрический

Боковое каротажное зондирование

Каротаж микрозондами

Гамма-каротаж

Нейтрон-гамма-каротаж

Акустический каротаж

Кавернометрия

Газовый каротаж

минимального количества разведочных скважин для получения соответствующих геологических данных, необходимых для подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий и для подготовки залежи к разработке.

Треугольная система предусматривает заложение новой разведочной скважины в вершине равностороннего треугольника; два других угла составляют скважины, давшие нефть. к достоинствам относится, что достигается равномерное освещение всей залежи. Однако обладает рядом существенных недостатков. Вследствие того, что каждая новая скважина закладывается в зависимости от получения положительного результата соседней скважины, разведка и оконтуривание откладывается на длительный срок.
Кольцевая система применяется в широких и пологих структурах с последовательным размещением скважин по падению пластов. Однако эта система для месторождений со значительной литологической изменчивостью и широким колебанием мощности продуктивных пластов требует заложения большого числа скважин и не всегда может обеспечить достоверность геологических построений. Кроме того значительное число скважин может оказаться за контуром нефтегазоносности. Кольцевая система не применима в литологических, стратиграфических, тектонически экранированных залежах.
Профильная система размещения разведочных скважин, дающая возможность при минимальном количестве скважин составить правильное представление о геологическом строении залежей, является наиболее рациональной для всех типов залежей. В условиях значительной изменчивости литологического состава продуктивных горизонтов профильные разрезы, проведенные вкрест простирания пластов, дают наиболее правильную картину геологического строения залежей.

Схема размещения поисковых скважин при смещении
сводовых частей структуры по различным горизонтам

России
подразделяются на четыре категории

Категория В

Категория А

Категория С1

Категория С2

При объемном методе подсчета запасов нефти исходят из того, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.
Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:



где Q – извлекаемые запасы нефти, т ; F – площадь нефтеносности, м2 ,
h – нефтенасыщенная мощность пласта, м; m - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;
β – коэффициент насыщения пласта нефтью; (коэффициент насыщения ); η – коэффициент нефтеотдачи;
ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3; θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти:
θ=1/b (b – объемный коэффициент пластовой нефти)

Формула подсчета запасов газа объемным методом следующая:

где V – извлекаемые (промышленные) запасы газа на дату расчета, м3 ; F – площадь, в пределах продуктивного контура газоносности, м2; h – мощность пористой части газоносного пласта, м;
m – коэффициент пористости; Рα – среднее абсолютное давление в залежи газа на дату расчета, МПа;
РК - среднее остаточное абсолютное давление (конечное) в залежи после извлечения промышленных запасов газа и установления на устье скважины абсолютного давления, равного 0,1МПа

ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Провинция занимает одноименную низменность и в геотектоническом отношении соответствует Западно-Сибирской эпигерцинской плите. Естественными ее границами являются тектонические сооружения Урала (на западе), Енисейского кряжа и Сибирской докембрийской платформы (на востоке) и Казахской каледонско-герцинской складчатой страны (на юге).

В открытии местоскоплений Западной Сибири большую роль сыграли геофизические методы разведки и особенно сейсморазведки. Именно последняя была подготовлена к поисковому бурению большая часть открытых месторождений.

В разрезе Западно-Сибирского региона выделяют три структурных этажа: преимущественно палеозойский фундамент, доюрский промежуточный комплекс, мезозойско-кайнозойский платформенный чехол. Основной особенностью разреза чехла является исключительно терригенный его состав.

В тектоническом отношении Западно-Сибирская плита разделяется на внешний пояс, центральную и северную области.

В центральной тектонической области площадью около 1млн.км2, где расположены основные местоскопления нефти, развиты крупные структуры типа сводов, из которых наиболее известны Сургутский и Нижневартовский, а также мегавалов и впадин.

В пределах северной тектонической области (площадью немногим менее 1млн.км2), где расположены основные местоскопления газа, отмечаются наиболее резкие перепады погружения фундамента. Амплитуда многочисленных валов по поверхности фундамента достигает 1000-1500м. Здесь под юрскими отложениями предполагается наличие пермо-триасовой толщи значительной мощности.

сооружений краевых (предгорных) прогибов, чем она отличается от других платформенных территорий земного шара.

В Западно-Сибирской провинции выделено 10 нефтегазоносных областей, которые приурочены к крупным сводам, мегавалам, впадинам и мегапрогибам. Последние распространены главным образом в центральных и северных районах Западной Сибири.

В разрезе мезозойских отложений Западной Сибири насчитывается несколько десятков нефтегазоносных пластов, которые группируются в региональные нефтегазоносные комплексы: верхнемеловой, нижнемеловой, верхнеюрский и нижне-среднеюрский.

Большинство залежей приурочено к структурным ловушкам. Широко развиты также литологические залежи, связанные с базальными слоями верхней юры и корой выветривания пород фундамента, а также с трещиноватыми битуминозными аргиллитами баженовской свиты верхней юры (Салымский район). Местоскопления нефти расположены в основном в центральных частях Западно-Сибирской плиты, газовые и газоконденсатные как бы обрамляют их на севере, северо-западе, западе и востоке.

Западная Сибирь - бесспорный лидер, где сосредоточено 72 % разведанных нефтяных запасов. В одной только Тюменской области находится 13,8 млрд. т. «черного золота», что сопоставимо с запасами Ирака (13,2 млрд. т.), Ирана (12,1 млрд. т.), ОАЭ (12,6 млрд. т.).