Залежи - скопления нефти и газа. Типы залежей нефти и газа, методы графического их изображения

Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА.

Под залежью нефти и газа принято понимать единичное скопление в одном или нескольких пластах-коллекторах, которые имеют единую гидродинамическую систему. В случае если скопление УВ достаточно велико и рентабельно для разработки, оно принято называть промышленной залежью нефти и газа. Следовательно, понятие ʼʼпромышленная залежьʼʼ определяется современным уровнем технологии добычи нефти, газа.

Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи- ее запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится всœе количество нефти, газа, находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (F) и c учетом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Οʜᴎзависят от: 1) физико-химических свойств нефти; 2) свойств коллекторов; 3) методов разработки.

При сочетании благоприятных параметров, к примеру, при маловязкой нефти и высокоемких и хорошо проницаемых коллекторах можно достичь наиболее высокой отдачи пластов, в ряде случаев до 70-80%.

При этом, при сочетании худших показателœей по нефти и коллекторам, к примеру, при очень плотной высоковязкой нефти и низко проницаемых карбонатных коллекторах, извлечь более 15-20% нефти из недр практически невозможно.

Большое значение для повышения нефтедобычи имеет применение с начала разработки залежи наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты.

Количество извлеченной нефти по отношению к геологическим запасам выражается через коэффициент нефтеотдачи Кн:

Извлекаемые запасы, (т) , -геологические запасы, (т).

Коэффициент нефтеотдачи выражается в процентах или долях единицы. Пределы измерения , как и извлекаемых запасов, составляют от 15 до 80% (0,15-0,8).

Обычно в карбонатных коллекторах колеблется от 0,15 до 0,3; а в терригенных- 0,4-0,5, реже 0,6-0,8. Средняя величина в современных условиях составляет около 0,4-0,45.

Следовательно, более 50% разведанных запасов нефти в базовых нефтедобывающих странах остается в недрах неизвлеченными. В связи с этим, перед нефтегазовой промышленностью стоит большая проблема, связанная с наибольшим извлечения нефти из недр.
Размещено на реф.рф
Особенно остро эта проблема стоит в тех регионах, где выявлены значительные по геологическим запасам местоскопления нефти, сложенные мощными толщами слабопроницаемых карбонатных коллекторов, а также залежи плотной вязкой нефти. Вместе с тем, большие трудности доставляет извлечение легкой, но высокопарафинистой нефти, что снижает нефтеотдачу пластов. Важно заметить, что для снижения вязкости нефти и растворения парафина крайне важно применение теплоносителœей (горячей воды, пара и др.), что технически и экономически в большинстве регионов нашей страны считается неоправданным и практически в широких масштабах не применяется.

В отношении чисто газовых залежей коэффициент газоотдачи может достигать 70-80%, а в отдельных случаях еще выше.

Под местоскоплением нефти и газа понимают совокупность залежей (реже одна залежь), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, находящихся в пределах одной локальной площади. На рис. 4. Приведено строение 2-х местоскоплений нефти и газа, связанных с одной (а) и несколькими (б) ловушками.

При расчете контуров залежи нефти и газа по результатам разведки обязательно выполняются геологические построения: структурные карты и геологические профили. Обычно на разведочной площади бурят ряд скважин по профильной системе, затем строят геологические профили, на которые наносят результаты опробывания продуктивных пластов. По геологическим профилям строят структурную карту, на которой показывают контуры нефтеносности и газоносности. В обычных условиях поверхности, отделяющие нефть от воды, газ от нефти или газ от воды, являются практически горизонтальными (на одних абсолютных отметках). По этой причине, контуры нефтеносности и газоносности проводят в соответствии с конфигурацией изогипс пласта. На рисунке 5 приведен геологический профиль через нефтяную залежь, структурная карта нефтяного пласта͵ а также методика построения структурной карты и определœение контуров нефтегазовой залежи.

Поверхность, разделяющая нефть и воду (газ и нефть, газ и воду), принято называть подошвой нефтяной (нефтегазовой, газовой) залежи или поверхностью водонефтяного(газонефтяного, газоводяного) раздела (контакта) –ВНК, ГНК, ГВК.

Рис. 4. Местоскопления нефти и газа.

Линия пересечения поверхности ВНК скровлей пласта принято называть внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта принято называть внутренним контуром нефтеносности, который выделяется для залежи в пластовом резервуаре. В массивном резервуаре внутренний контур нефтеносности отсутствует.

Высотой залежи (Н) принято называть кратчайшее расстояние от подошвы залежи ло ее наивысшей точки. В случае структурной ловушки- антиклинали или купола- наивысшая точка находится в своде в месте перегиба складки. Высота залежи в пластовом резервуаре на антиклинали больше толщины пласта (h) , ав случае массивного резервуара,наоборот, т.к. нередко в мощной коллекторской толще, к примеру, карбонатном массиве, нефтяная залежь содержится в верхней части массива под покрышкой H h /

Рис. 5. Нефтегазовая залежь в профиле и плане.

Длина, ширина и площадь залежи (F) ᴛ.ᴇ. ее размеры определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).

Для расчета запасов нефти нужно знать не общую мощность продуктивного пласта͵ а эффективную нефтенасыщенную мощность, которая определяется какк средневзвешенная по площади залежи (с учетом этого параьетра по скважинам) суммарная мощность хорошо проницаемых пропластков пласта. Эта величина определяется по данным промысловой геофизики, ᴛ.ᴇ. геофизических исследований скважин (ГИС).

Скопление свободного газа над нефтью в нефтегазовой залежи принято называть газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения ), нефти газом при данной температуре. В случае если пластовое давление(, то весь газ растворяется в нефти, а если , то образуется ГШ.

Степень заполнения пор нефтью (газом) принято называть нефтенасыщенностью и измеряется в процентах или долях единицы. Часто коэффициэнт нефтенасыщенности составляет 70-90% (0,Ю7-0,9). Следовательно в пластах в поровом пространстве может заключаться 70-90% нефти и газа, а остальное пространство заполнено остаточной (связанной) водой, ᴛ.ᴇ. остаточной водой после образования породы, которая обычно бывает связана с породой и является неподвижной.

Для расчета запасов УВ в залежах используют и другие параметры, которые вместе с формулами расчета рассмотрены ниже.

В некоторых случаях в земных условиях при заметном движении воды в продуктивном пласте образуется наклонный ВНК. Он смещается в направлении движения воды. В этом случае контур нефтеносности будет пересекать изогипсы продуктивного пласта.

В ряде случаев в результате действия микроорганизмов на контакте вода- нефть переходная зона нефти в подошве залежи разрушается и поверхность ВНК приобретает волнистый характер.

Коэффициент заполнения ловушки показывает отношение высоты нефтяной (нефтегазовой или газовой) залежи к амплитуде структурной ловушки (локального поднятия). - соответствуетполному заполнению ловушки (100%), а при ловушка заполнена УВ лишь наполовину (50%). В последнем случае количества УВ, поступивших в ловушку, было недостаточно для заполнения всœей емкости ловушки.

По генезису ловушек типы залежей подразделяются на несколько классов: структурный, литологический, стратиграфический, рифогенный, смешанный (комбинированный).

Наиболее распространенный в земной коре залежи структурного класса, приурочены к антиклиналям, среди которых выделяются: сводовые, висячие, тектонически-экранированные, блоковые и приконтактные.

Нефть и газ в сводовых залежах обнаруживаются в самых приподнятых частях ловушек. В плане (на структурной основе) форма таких залежей, как правило, овальная или округлая и соответствует форме ловушки.

На рисунках представлены сводовая нефтегазовая залежь на антиклинали простого строения (без нарушений) и сводовая нефтяная залежь, связанная с куполом, нарушенным сбросом, а также сводовые залежи, различающиеся по фазовому состоянию (однофазовые и двухфазовые).

Висячие залежи нефти образуются в районах, где наблюдаются наибольшие напоры пластовых вод (складчатые области и предгорные прогибы). Принципиальная схема висячей залежи приведена на рисунке 7.

Тектонически-экранированные залежи УВ образуются в различных частях структур, где происходит экранирование залежи тектоническим нарушением (см. рисунок).

Блоковые залежи встречаются в тектонически активных районах, характеризуются амплитудой смещения по вертикали по нарушениям, превышающей мощность продуктивного пласта.

Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА. - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Тема1.4. ПАРАМЕТРЫ И ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА." 2017, 2018.

поиск по словарю

Скопируйте код и вставьте в свой блог:

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)

Источник: Геологический словарь

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА) - естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых п. Обычно под З. н. понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: 1) нефтяные (с растворенным в нефти газом);2) газонефтяные - нефтянаязалежь с газовой шапкой; 3) газовые; 4) газоконденсатные (двухфазовые и однофазовые). Предложено большое количество схем классификации залежей, построенных на разных исходных принципах (Хельквист, 1946; Брод, 1951; Хаин, 1954; Абрамович, 1954; Мирчинк, 1955; Еременко, 1961 и др.). Общепринятой классификации З. н. пока не выработано.

Залежи нефти и газа и их параметры.

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Типы ловушек и залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

1 - структурного (антиклинального) типа; 2 - литологического типа; 3- стратиграфического типа; 4 - тектонического типа; 5 - комбинированного типа а) структурно-литологический; б)структурно-стратиграфический; в)структурно-тектонический.

Условные обозначения: 1 - глины; 2 - пески водоносные; 3 - часть ловушки, где может образоваться скопление нефти и газа; 4 - изолинии глубины залегания кровли пласта в километрах; 5 -линии тектонических нарушений; 6 - линии стратиграфических перерывов, размывов, несогласного залегания.

Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А - нефтяная залежь пластового сводового типа. Б - нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 - водо-нефтяная часть залежи; 2 - нефтяная часть залежи; 3 - газонефтяная часть залежи; h - высота залежи; h Г - высота газовой части; h Н - высота нефтяной части.

Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 - пласты-коллекторы; 2 - зоны трещиноватости; 3 - залежь нефти; 4 - границы стратиграфические и литологические; 5 - линии тектонических нарушений; 6 - изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м 3 /сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).
2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане - козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи

1. называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.
2. Промышленные запасы нефти и газа - это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С 1), низкие (С 2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.
3. Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.
4. Внешний контур нефтеносности - это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности - линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.
5. Газовая шапка - это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.
6. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.
7. Коэффициент нефтенасыщенности - это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.
8. Коэффициент газонасыщенности - степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

Научно обоснованные поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа невоз­можны без четких знаний об их свойствах, условиях залегания в земной коре и закономерностях их пространственного размещения.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по край­ней мере, три условия.

1. Нужен коллектор . Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Н ужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изоли­рованным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка эко­номически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испыта­ние временем.

Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко):

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная,15 – водонефтяная

В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности па­раллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапи­рами.

Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, страти­графически, литологически.

Тектоническое экранирование связано с раз­рывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нару­шение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залегани­ем одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограни­чен поверхностями размыва.

Одно из крупнейших месторождений мира – Ист-Тексас в США – с из­влекаемыми запасами 810 млн т нефти приурочено к структурному носу на западном крыле поднятия Сабин.

Как пишет А.Леворсен, пересечение двух поверхностей несогласия обу­словило выклинивание проницаемых песчаников вудбайн (верхний мел). Последовавшее затем формирование крупного поднятия Сабин вызвало де­формацию зоны выклинивания проницаемых пород и способствовало обра­зованию ловушки с крупнейшей залежью нефти.

Песчаники вудбайн несогласно перекрыты непроницаемыми отложе­ниями более молодого возраста.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в ре­зультате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницае­мости и т.д..

Массивные залежи . Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формиро­вания массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности ре­зервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ло­вушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.

Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторожде­ния и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) при­урочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пла­стов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый га­зоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое со­ставляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.

Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.

Биогермные выступы – это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Ки­нельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравно­мерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Литологически ограниченные со всех сторон залежи .
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограни­ченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчани­ков. Запасы нефти в них обычно невелики.

Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнур­ковая» залежь на Покровском месторождении нефти.

Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда не­значительные колебания уровня воды приводят к осушению больших пло­щадей.

В основу большинства разработанных к настоящему времени классификаций залежей нефти и газа положены генезис и строение за­ключающих залежи ловушек и природных резервуаров. Однако эти признаки характеризуют в первую очередь не собственно залежи неф­ти и газа, а природные резервуары или содержащие их элементы зем­ной коры.

Залежью называют естественное локальное скопление нефти или газа, занимающее часть (ловушку) природного резервуара. Если раз­работка залежи рентабельна, она называется промышленной залежью.

В большинстве случаев формирование залежей нефти и газа происходит по антиклинально-гравитационной модели, описанной в 1859 г. М. Дрейком в США. Согласно этой модели нефть и газ, как менее плотные, вытесняются из газонефтеводяного флюида в верхние части резервуаров и локализуются в ловушках, которые обычно нахо­дятся в выступах верхних частей резервуаров. В залежи, сформировавшейся по этой модели, все части гидродинами­чески связаны, что создает возможность для гравитационной диффе­ренциации флюидов. Находясь в резервуаре, залежь нефти или газа сосредоточена в породе-коллекторе и сверху перекрыта породой-флюидоупором. Снизу, под залежью располагается тот же коллектор, но насыщенный водой.

В качестве попытки разностороннего рассмотрения залежей следует рассматривать классификацию залежей УВ по следующим признакам: запасы, строение коллектора в ловушке, тип коллектора, тип экрана вловушке, величина рабочих дебитов. Как показывает практика, наиболее важной, с точки зрения экономики и методики ве­дения поисково-разведочных работ, является классификация залежей по их фазовому состоянию . Ниже (табл.1) приведен пример подобной классификации.

Таблица 1.

Классификация и номенклатура залежей УВ по фазовому состоянию

и количественному соотношению газа, нефти и конденсата

Рис. 1. Схема пластово-сводовой газо-нефтяной залежи.

1– подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – поверхность газонефтяного раздела; 5 – внешний контур газоносности; 6 – внутренний контур газоносности; 7 – длина залежи; 8 – ширина залежи; 9 – высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; 12 – газовая часть залежи; 13 – газонефтяная часть залежи; 14 – нефтяная часть залежи; 15 – водонефтяная часть залежи

Рис. 2. Схема массивной нефтегазовой залежи.

1 – подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – поверхность газонефтяного раздела; 4 – внешний контур газоносности; 6 – длина залежи; 5 – ширина залежи; 7 – высота нефтяной залежи; 8 – высота газовой шапки; 9 – общая высота газонефтяной залежи; 10 – газонефтяная часть залежи; 11 – водонефтяная часть залежи

Целесообразно принять генетическую классификацию А.А. Бакирова (1960), который развивая представления И.М. Губкина, выделил четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа: структурный, литологический, рифогенный и стратиграфический (рис. 3).

При изучении этого раздела необходимо получить знания, достаточ­ные для установления генетического типа залежи, определения по гео­логической документации и схематическому изображению таких элементов залeжи, как высота, длина, ширина, и площадь залежи, амплитуда ловушки, водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной (ГНК), газоводяной (ГВК), внешние и внутренние контуры нефтеносности (газоносности) и т.п.

Рис.3 Генетическая классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову.

Рис. 4. Сводовые залежи: а - ненарушенные; б - нарушенные; в - структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г - солянокупольных структур. Условные обозначения: 1 - нефть в профиле; 2 - нефть в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 -вулканогенные образования, 7 - соляной шток; 8 - пески; 9 - глины; 10 - грязевой вулкан и диапиры; 11 - мергели

Рис. 5. Тектонически экранированные залежи.

а – присбросовая, б – привзбросовая, в – структуры, осложненной диапиризмом или грязевым вулканизмом; г – солянокупольной структурой, д – поднадвиговая.

Рис. 6. Приконтакные залежи на структурах:

а – с соляным штоком, б – с диапировым ядром или с образование грязевого вулканизма, в – с вулканогенными образованиями.

Рис. 7. Висячие залежи антиклинальных структур:

а – ненарушенного строения, б – осложненных разрывом нарушений, в – осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями.

Рис. 8. Залежи моноклиналей:

а – экранированные разрывными нарушениями, б – приуроченные к флексурным осложнениям, в – связанные со структурными носами.

Рис. 9. Залежи рифогенных образований в одиночном рифовом массиве (а), в группе рифовых массивов (б).

Рис.10.Литологически экранированные залежи приуроченные к участкам выклинивания пласта-коллектора (а) и замещения проницаемых пород непроницаемыми (б), и залежь, запечатанная асфальтом (в).

Рис. 11. Литологически ограниченные залежи приуроченные:

а – к песчаным образованиям русел палеорек, б – к прибрежным песчаным образованиям ископаемых баров, в – к линзам песчаных пород в слабопроницаемых глинистых отложениях.

Рис. 12. Стратиграфические залежи:

а – в пределах локальной структуры, б – на моноклиналях, в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа, г – на поверхности выступов кристаллических пород.

Приложение 1.

Федеральное агентство по образованию

Пермский Национальный Исследовательский Политехнический Университет

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

(для студентов заочного отделения)