Содержание
-
Глинистые коллекторы. В настоящее время вполне удовлетворительные притоки нефти получены из глинистых пород баженовской свиты Западной Сибири и из глин майкопской серии палеогена в Восточном Ставрополье. Глины весьма разнообразны по минеральному составу, что сказывается на их свойствах. В них наблюдается большое разнообразие текстурных признаков разных порядков. Примесь OB, которого в глинах может быть очень много (20% и более), еще усложняет эту картину, иногда же рельефнее подчеркивает текстурные особенности. Микропрослои и микролинзочки алевритового, карбонатного, кремнистого материала подчеркивают микро- и мезослоистые текстуры. При определенных преобразованиях они способствуют проницаемости вдоль напластования. Различные сгустковые микроструктуры образуются благодаря концентрации сорбированного OB, раскристаллизации стяжений различных неглинистых минералов. При облекании глинистыми чешуйками какого-либо центра возникают соответствующие текстуры. Текстурная дискретность строения глин и наличие ОВ является одной из существенных причин формирования коллекторских свойств. 6. Нетрадиционные коллекторы
-
6. Нетрадиционные коллекторы Кремнистые коллекторы. Кремнистые породы - силициты образуются чаще всего на континентальных окраинах, чаще активного типа. Возникновению биогенных разностей силицитов способствуют условия апвеллинга и другие обстановки, связанные с подъемом в верхние слои водного бассейна элементов, активно используемых кремнестроящими организмами. Их отмирание и захоронение материала способствует повышению содержания OB в образующихся осадках. Это мы видим уже на примере баженовской свиты Западной Сибири,. Еще ярче это проявляется в таких толщах, как формация Монтереи в Калифорнии, кремнистые породы, которой содержат более 20%Сорг . Возникновение разных типов кремнистых пород из первично органогенных кремнистых осадков связано с постседиментационным перераспределением кремнезема, изменением его минеральной формы и перестройкой структуры осадка, а затем и породы. Процесс нефтеобразования протекает в тесной связи с трансформацией минеральных форм. В дальнейших преобразованиях кремнезема есть несколько переломных точек. Развитие трансформации кремнезема приводит к возникновению кварца и халцедона с неупорядоченной структурой. Дальнейшая перекристаллизация ведет к образованию халцедон-кварцевых пород (кремней), в которых развивается интенсивная микротрещиноватость. Плотность свободных трещин в этих кремнистых породах достигает 2 тыс. на квадратный метр. Трещинная проницаемость составляет 200•10- 1 5 М2 и выше, трещинная пористость - 2,6-3,0%. Нефть находится в порах матрицы и в трещинах.
-
6. Нетрадиционные коллекторы В вулканогенных и глубинных магматических породах коллекторские свойства возникают в основном в результате вторичных преобразований. Они могут затронуть любые разности пород, но в наилучшей степени повышенная емкость формируется у образований среднего и кислого состава. На месторождении Мурадханлы в Азербайджане это пироксеновые андезиты и трахиандезиты, в Японии нефтеносность связана с риолит-дацитовыми и андезитовыми породами. Зона с удовлетворительными емкостными и фильтрационными свойствами в массиве месторождения Мурадханлы достигает 450 м по вертикали. Коллекторы здесь трещинно-кавернозного и порового типов. Образование пор и каверн происходит при разрушении отдельных зерен и сростков кристаллов плагиоклазов. Общая пористость достигает 60%, а эффективная, определяемая преобладающими фильтрующими порами размером 2-6 м к м , - 13-14%. Проницаемость пород очень низка вследствие неоднородности строения порового пространства. Измененные кислые интрузивные породы (граниты, гранодиориты) могут представлять собой практически грубозернистые песчаники или гравелиты и являются хорошими коллекторами. Эффузивные породы в районах активной гидротермальной деятельности изменены локально, но отдельные участки преобразованы очень сильно. Особенно интенсивно происходит изменение под воздействием кислых гидротерм. Широко развитые в прогибах вулканических поясов туфы и туфогенные породы (туфопесчаники, туфоалевролиты) подвергаются сходным преобразованиям, за счет которых возникает вторичная пористость.
-
7. Карбонатные коллектора. Их ФЭС и факторы влияющие на эти свойства. Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Особенности карбонатных пород — ранняя литификация, избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах. Свойства ФЭС завиисят в основоном от генезиса этих коллекторов, от интенсивности и типа творичных изменений. Так самые лучшие ФЭС свойства обладают органогенные постройки которые характеризуются: абс проницаемость по газу от 100-1000мД, откр.пористость от 16-35%, каверно-поровыми и поровыми типами коллект. Органогенно-обломочные: 10-300мД, 12-30%, поровый и трещинный. Хемогенные: 0,1-300мД, 1,5-15%, поровый, трещинный, порово-трещинный, каверно-трещинный.
-
7. Карбонатные коллектора. Их ФЭС и факторы влияющие на эти свойства.
-
Пластовые ПР
В природе наиболее распространены пластовые резервуары, представленные коллекторами, ограниченными в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Под пластовыми резервуарами понимаются тела в слоистой толще, протяженность которых по лотерали намного больше их мощности. Обычно пластовые резервуары хорошо выдержаны на значительной площади. Нередко они представлены невыдержанными коллекторами, гидродинамически сообщающимися между собой. Протяженность таких тел может достигать десятков км, а мощность (толщина) — первых или десятков метров. Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта. 8. Природные резервуары
-
Пластовые ПР в карбонатных толщах встречаются реже, но в некоторых случаях они обладают очень высокими качествами. Прежде всего, это пласты оолитовых известняков, которые по структурно-текстурным особенностям сходны с обломочными породами. Схема пластовых резервуаров: 1- песчаники, 2 - глины, 3 - границы одного ПР (а), границы другого ПР (б) границы третьего ПР (в) 8. Природные резервуары
-
Массивные ПР
Под массивными ПР понимаются такие тела, размер которых по разным направлениям примерно сопоставим. Это обычно рифовые массивы, своды крупных складок, горстовые блоки, эрозионные выступы фундамента и выступы другого происхождения. Размеры их значительно различаются: от десятков метров до десятков км. Циркуляция флюидов происходит по горизонтали, вертикали и в других направлениях. Существенную роль в массиве имеет вертикальная дифференциация флюидов по плотности. Основное значение имеет экранирование плохо проницаемыми породами (покрышками) сверху. При наличии общего нефте- (ВНК) газоводяного (ГНК) контакта в нескольких пластовых резервуарах, т.е. их гидродинамической связи, можно говорить о пластово-массивном резервуаре.
-
Однородные массивные ПР обычно сложены известняково-доломитовыми толщами. Неоднородные сложно построенные массивные ПР часто охватывают значительный стратиграфический интервал. В их строении могут принимать участие самые различные породы: пески, песчаники, известняки. Возможны случаи, когда массивные ПР представлены чередованием песчаных пластов с маломощными прослоями глин невыдержанных по площади (апт-сеноманские ПР Западно-Сибирского НГБ). Схемы массивных ПР (по Н. А. Еременко) а— однородного, б— неоднородного. Условные обозначения: 1 - песчаники, 2 — мергели, 3— глины, 4—доломиты, 5 — известняки, 6 — алевролиты, 7 — соленосные отложения (эвапориты)
-
Схемы сложно построенного массивного ПР Гидродинамическая связь между пластами осуществляется: а— по разломам, соединяющим продуктивные горизонты; б— благодаря наличию в непроницаемых покрышках, разделяющих пласты-коллекторы, песчано-глинистых проницаемых участков; в— в результате стратиграфического срезания пластов-коллекторов проницаемыми породами. Условные обозначения: 1 - нефтеносный или газоносный пласт, 2- водонасыщенная часть пласта, 3- непроницаемая покрышка, 4 - песчано-глинистые проницаемые или слабо проницаемые участки в непроницаемых покрышках, 5- поверхность стратиграфического несогласия, 6 - разрывные нарушения
-
Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение Пласт БВ80 – пластовый однородный ПР Пласт БВ10 – неоднородный пластовый ПР Пласты АВ1-3представляет собой неоднородный массивный ПР
-
Литологически ограниченные со всех сторон
Наиболее многочисленную группу образуют ПР, литологически ограниченные со всех сторон. По определению Н А. Еременко - "... ПР всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие УВ окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами". Подобные ПР образуются благодаря изменениям литологического состава пород и наличию проницаемых зон среди непроницаемых. В наиболее простом случае это песчаная линза в глинистой толще или участок повышенной трещиноватости или кавернозности в массиве осадочных или изверженных пород. Погребенная речная долина, выполненная песчано-алевритовыми аллювиальными отложениями. Русловые песчаники формации Офисина в Венесуэле. Клиноформы ачимовской толщи К1 Приобское нефтяное месторождение (Западная Сибирь) 1— алевропесчаные продуктивные и возможно продуктивные пласты, 2 —глинистые пачки
-
9.Нефтегазоносные комплексы Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой генетические подразделения самого высокого ранга в разрезе нефтегазоносных бассейнов. Под НГК большинство исследователей понимают толщи с определенным составом пород, характеризующиеся набором специфических черт. Комплексы часто обладают природными резервуарами различных типов и каждый из них содержит нефти с определенным геохимическим составом. Источник нефти (газа) может быть внутри комплекса и (или) УВ могут поступать в комплекс извне. Если комплекс отражает какой-либо этап развития крупного тектонического элемента, он рассматривается одновременно как осадочная геологическая формация. Характер комплексов, их взаимовлияние меняются в процессе развития осадочно-породного бассейна в связи с изменением свойств отложений в ходе катагенеза. Есть два основных НГК: терригенные комплексы и карбонатные.
-
9.Нефтегазоносные комплексы Терригенные комплексы Внутри впадин др платформ преимущественно кварцевые, мелко и среднезерн, хорошо окатанные. Волго-уральская область. Краевых частях платформ появляются др мин. З.Сибирь, Предкавказье. Геосинкл. область полимиктовые песчаники (50-кварца; до 25 ПШ), иногда и аркозовые. Майкопская свита(где она хз) Внутрискладчатого типа на первом месте ПШ, на втором кварц. Южно-каспийский. Карбонатные комплексы отличаются структурными особенностями и палеогеографической зоной образования. Лагунные, рифовые, платформенные, эрозионные, бортовые и т.д
-
10. Классификация подземных вод Почвенные воды заполняют часть промежутков между частицами почвы; они могут быть свободными (гравитационными), перемещающимися под влиянием силы тяжести, или связанными, удерживаемыми молекулярными силами. Грунто́вые воды образуют водоносный горизонт на первом от поверхности водоупорном слое. В связи с неглубоким залеганием от поверхности уровень грунтовых вод испытывает значительные колебания по сезонам года: он то повышается после выпадения осадков или таяния снега, то понижается в засушливое время. В суровые зимы грунтовые воды могут промерзать. Эти воды в большей мере подвержены загрязнению. Межпластовые воды — нижележащие водоносные горизонты, заключенные между двумя водоупорными слоями. В отличие от грунтовых, уровень межпластовых вод более постоянен и меньше изменяется во времени. Межпластовые воды более чистые, чем грунтовые. Напорные межпластовые воды полностью заполняют водоносный горизонт и находятся под давлением. Напором обладают все воды, заключенные в слоях, залегающих в вогнутых тектонических структурах.
-
10. Классификация подземных вод
Нет комментариев для данной презентации
Помогите другим пользователям — будьте первым, кто поделится своим мнением об этой презентации.