Геологическое строение Самотлорского нефтяного месторождения. Структура месторождения нефти


Структура - месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Структура - месторождение

Cтраница 1

Структура месторождения представляет собой вытянутую в широтном направлении узкую антиклинальную складку, в отложениях каменноугольной системы разделенную на два купола. Северное крыло складки более крутое. В тектонике района отмечается общий региональный наклон пластов на юг и восток.  [1]

Структуры месторождений обоих типов сильно нарушены разрывами. Залежи нефти пластовые сводовые, а также тектонически экранированные.  [2]

Структуры месторождений представляют собой пологие купола, сложенные плиоценовыми, сарматскими и верхнетор-тонскими породами мощностью до 3200 м, ниже которых залегает мощная до 2000 м толща каменной соли раннетортонского возраста. Форма кровли соли определяет структуру надсолевых пород. Соленосными являются мэотические, сарматские ( основная продуктивная толща и тор-тонские надсолевые отложения.  [3]

Структура месторождения Гронинген представляет собой брахиантиклиналь с размерами 22X Х40 км, сильно рассеченную сбросами.  [5]

Структуры месторождений нефти и газа представлены пологими поднятиями, развившимися, вероятно, над погруженными сводами соляных штоков.  [6]

Структуры месторождений ареала Санта-Крус характеризуются более спокойными формами, переходными к платформенным.  [7]

Структуры месторождений ареала представлены хорошо выраженными поднятиями, иногда горстоподобной формы.  [8]

Структуры месторождений нефти и газа представляют собой пологие брахиантиклинали и купола.  [10]

Структуры месторождений нефти и газа выражены пологими бра-хиантиклиналями.  [12]

Структуры месторождений Предзагросского ареала представлены сравнительно крутыми антиклиналями, перекрытыми надвинутой и дислоцированной толщей соленосных миоценовых отложений. Все коллекторы представлены известняками.  [13]

Некоторыми геологами структура месторождения трактуется как структура, разбитая дизъюнктивными нарушениями ( К. А. Машкович), или как структура, состоящая из небольших по размерам отдельных куполов. На Первомайском месторождении установлена газоносность бобриковских отложений нижнего карбона и пефтегазоносность пластов Д2 - 1Уб и Д2 - У среднего девона.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Геологическое строение Самотлорского нефтяного месторождения.

Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. С точки зрения геологии, оно находится в центральной части Нижневартовского свода в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную и Черниговскую структуры третьего порядка. Все они оконтурены изогипсой -2350-2475 м и имеют амплитуду порядка 50-100 м. В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе 2220 м имеет размеры 32x40 км, амплитуду 150 м. В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов (AB1-AB5), из которых выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Общая мощность готеривско барремской продуктивной толщи 120-160 м, эффективная – 40-100 м. Все нефтеносные пласты этой толщи гидродинамически связаны между собой и поэтому образуют крупную сводовую залежь массивного типа. Высота ее около 100 м. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи - наличие газовой шапки (высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири явление редкое. Пластовое давление в залежи 17,0—21,5 МПа.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Нижний этаж сформировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Отложения этого возраста составляют её складчатый фундамент, тектоническое строение которого изучено к настоящему времени весьма слабо. В соответствии с последней тектонической схемой фундамента Западно-Сибирской низменности, составленной под редакцией И.Н.Ростовцева, район Самотлорского месторождения приурочен к области развития байкальской и салаирской складчатости.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовое время. От образований нижнего этажа эти породы отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Развиты они не повсеместно. В рассматриваемом районе отложения среднего этажа не вскрыты.

Верхний структурно-тектонический этаж - мезозойско-кайнозойский - типично платформенный, формировавшийся в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента, характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол плиты. Отложения мезозойско-кайнозойского возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. Для мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской плиты в 1968г. составлена тектоническая карта под редакцией И.Н.Ростовцева, которой мы пользуемся для описания морфологии надпорядковых структурных элементов и структурных элементов 1 порядка.

Тарховское куполовидное поднятие расположено в северо-восточной части Нижневартовского свода, входящего, в свою очередь в состав надпорядковой Хантыйской антеклизы. Антеклиза граничит на юге и западе с Мансийской синеклизой, на востоке - с Колтогорско-Пуровским мегапрогибом, а на севере - с центральной зоной поднятий, выделяемой в бассейнах р.р. Пякупур, Пурпе и правой Хетты. Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский свод и Верхне-Демьянский на юге.

Центральную часть антеклизы занимает отрицательный структурный элемент первого порядка - Юганская впадина. Нижневартовский свод с запада ограничен от Сургутского Ярсомовским прогибом; на юго-западе и юге свод граничит с Юганской впадиной, на востоке с Колтогорским прогибом. Свод образован относительным поднятием крупного блока фундамента. Наличие такого приподнятого блока подтверждается единым, крупным минимумом поля силы тяжести и однообразным, слабоотрицательным магнитным полем. С востока и запада блок ограничен зонами глубинных разломов, выделенных по характеру гравимагнитных аномалий и подтвержденных профилем глубинного сейсмического зондирования ( ГСЗ ), проходящего в широтном направлении по реке Оби. Наиболее четко Нижне-Вартовский свод вырисовывается по поверхности юрского сейсмического горизонта “Б”. Максимальная амплитуда свода по этому горизонту составляет 450м (на западном склоне) и 250м (на восточном). Вверх по разрезу склоны свода выполаживаются настолько, что по кровле сеномана ( горизонт “Б” ) свод как самостоятельная структура не выделяется, а вместе с Сургутским сводом образует крупный структурный нос, открывающийся в восточном направлении. Строение платформенного чехла Нижневартовского свода сейсморазведкой изучена довольно полно вплоть до выявления всех возможных структур III порядка (всего более 30 структур). Бурением лучше всего изучены центральная и восточная части свода.

Все выявленные локальные поднятия - типично платформенные, пологие, изометрической или неправильной формы, с извилистыми контурами. Амплитуда их составляет 50-190м, наклон слоев на крыльях не превышает 1-2°. Большинство структур свода являются погребенными, причем, в южной половине свода преобладают структуры, выраженные по юрскому горизонту, в северной - поднятия более длительного развития, сохраняющие еще заметную амплитуду и по аптскому горизонту. Часть структур III- го порядка по своему расположению и наличию общего приподнятого цоколя объединяются в положительные структуры II-го порядка (валы, куполовидные поднятия). На схеме 1968г. в пределах Нижне-Вартовского свода выделено 7 положительных структур II порядка: Аганское, Кедровое, Варьеганское и Тарховское куполовидные поднятия. Самотлорское месторождение нефти распологается в пределах Тарховского куполовидного поднятия. По опорному отражающему горизонту “Б” ( баженовская свита верхней юры ) куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой - 2400м. На северо-западе, востоке и юге куполовидное поднятие ограничивается заметными погружениями. На севере через небольшую седловину к нему примыкает валообразное поднятие Большой Черногорской и Мало-Черногорской структур. На юго-западе относительно приподнятая зона, с Мыхпайской структурой в седловине, протягивается к Мегионской и Ватинской структуре.

Тарховское куполовидное поднятие объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерную, Черногорскую структуры III-порядка. Все они оконтурены изогипсами - 2350-2475м и имеют амплитуду порядка 50-100м. Наибольшую амплитуду (100м) имеет собственно Самотлорская локальная структура, ее вершина - наиболее высокое место всего куполовидного поднятия.

По отражающему горизонту “М”, приуроченному к низам аптского яруса, структурный план Тарховского куполовидного поднятия существенно меняется. В частности, отдельные структуры II порядка: Ореховский, Мегионский, Зайцевский, Соснинский - валы, отдельные структуры III-порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, выполаживаются и более тесно объединяются в единое куполовидное поднятие. Белозерная, Мало-Самотлорская и Мартовская структуры превращаются в незначительного размера осложнения единой структурной единицы и имеют небольшие амплитуды (10-25м) при амплитуде всего купола 100-125м. Морфология отражающего горизонта “Б” наиболее точно совпадает со структурным планом нижних продуктивных пластов месторождения, горизонта “М”- верхних пластов, поэтому при построении структурных карт по продуктивным пластам группы БВ за основу взята карта по горизонту “Б“, а по пластам группы АВ - карта горизонта “М“. Геологический разрез Самотлорского месторождения представлен мощной толщей (до3000м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая мощность этих пород на месторождении составила 87м. Юрская система: Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением: нижний и средний его отделы континентальными осадками, верхний - морскими. Тюменская свита: Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхняя часть свиты сложена преимущественно аргиллитами и песчаниками (пласт Ю2). Нижняя - аргиллитами темно-серыми с обильными углистыми включениями. Мощность свиты составляет 220-250м. Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита (келловей-оксфорд) по литологии делится на две части. Нижняя сложена аргиллитами темно-серого цвета, мощность ее 25-35м. Верхняя представлена преимущественно песчаным разрезом и включает в себя пласт Ю1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт Ю1).Мощность васюганской свиты 50-60 метров. Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми с тонкими прослоями известняков и включением глауконита. Мощность свиты до 4 метров. Баженовская свита сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, битуминозными. Породы баженовской свиты являются хорошо выдержанными по всему региону и являются отражающим горизонтом “Б”. Мощность до 20м.

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской, низов покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя - сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей.

На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8 . Мощность свиты 326-370м. Вартовсая свита подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8. Общая мощность вартовской свиты - до 400м. Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ1. Общая мощность отложений алымской свиты - 67-84м. Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Мощность свиты 680-725м.

Выше залегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, мощностью 250-300м. Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, тавдинская свиты), мощность которых составляет 280-320м, выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Мощность осадков 235-240м.

Таблица 1. Характеристика Самотлорской нефти.

Тип коллектора поровый, пористость 19-29%, проницаемость 460-1170 мД. Залежи пластовые сводовые литологически экранированные высотой 55-145 м (высота газовой шапки 52 м). Водонефтяной контакт находится на отметках от -1668 до -2325 м. Начальные пластовые давления 16,9-22,4 МПа, температуры 62-77°С. Нефть нафтенометанового типа, содержание S 0,68-0,86%, плотность 845-850 кг/м3. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления и механизированным способом.

studfiles.net

Строение - нефтяные залежи - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Строение - нефтяные залежи

Cтраница 1

Строение нефтяных залежей в серпентинитовых массивах достаточно просто. Породы эвгеосинклинального шарьяжа подстилаются автохтонными карбонатами миогеосинклинали и краевого прогиба, частично перекрываясь неоавтохтонными осадочными породами. Покрышками для залежей служат те же серпентинизированные офиолиты, но монолитные.  [2]

Строение нефтяных залежей в серпентинитовых массивах достаточно просто. Породы звгеосинклинального шарьяжа подстилаются автохтонными карбонатами миогеосинклинали и краевого прогиба, частично перекрываясь неоавтохтонными осадочными породами. Покрышками для залежей служат те же серпентинизированные офиолиты, но монолитные.  [4]

При изучении строения нефтяных залежей и их геометризации широко используются блок-диаграммы и блок-схемы. Блок-диаграмма - это графическое аксонометрическое отображение строения пласта в трехмерном пространстве.  [5]

Детальное изучение строения нефтяных залежей может быть произведено только в процессе его эксплуатационного разбурива-ния с поэтапным уточнением по мере накопления материалов по бурению и исследованию большого числа эксплуатационных скважин. Поэтому подсчет запасов нефти и газа производится в два-три этапа в зависимости от размеров месторождения.  [6]

Специфические особенности строения нефтяных залежей При-кумского района, наиболее характерными из которых являются: высокие давления и температуры, резкая изменчивость коллектор-ских свойств по площади и разрезу пластов, многопластовость месторождений, наличие гидродинамической взаимосвязи между отдельными залежами различных площадей, многообразие типов залежей, делающее невозможным объединение их в один эксплуатационный объект, - безусловно создают определенные трудности в проведении опытной эксплуатации залежей.  [7]

Исследование влияния неоднородности строения нефтяных залежей на динамику нефтеотдачи относится к числу наиболее важных задач совершенствования разработки нефтяных месторождений. Ее решение усложняется тем, что нефтенасыщенные коллекторы, как правило, характеризуются очень сложным геологическим строением.  [8]

Проблема более полного исследования физико-геологических особенностей строения нефтяных залежей приобретает все большее значение в последнее время также в связи с расширением диапазона термобарометрических и геологических условий залегания углеводородов и увеличением внедрения методов воздействия на продуктивные пласты для повышения нефтегазоотдачи.  [9]

Поэтому системы разработки нефтяных месторождений, принятые на ранней стадии их изучения, в принципе не могут соответствовать всем особенностям строения нефтяных залежей. Они требуют непрерывного уточнения по мере получения новых данных. Процесс извлечения нефти из таких залежей, к сожалению, не поддается непосредственному контролю прямыми методами. В связи с этим у специалистов возникают различные представления и толкования о влиянии различных факторов на эффективность извлечения нефти, об оптимальных условиях и рациональных системах разработки нефтяных месторождений. Тем не менее накопленный во всем мире опыт однозначно показывает, что на эффективность разработки нефтяных месторождений и степень извлечения нефти из пластов самое большое влияние оказывают макронеоднородность пластов, нефтенасыщен-ность коллектора, условия залегания и вязкость нефти, микронеоднородность, вещественный состав и смачиваемость пористой среды и др. Эти характеристики широко изменяются на реальных нефтяных месторождениях, и очень важно их учитывать при решении проблем повышения нефтеотдачи пластов.  [10]

В действительности нефть неравномерно пропитывает глубокозалегающие плотные, пористые, в большинстве случаев и в большей части объема залежей слабопроницаемые породы - песчаники, известняки или доломиты. Сложность строения нефтяных залежей трудно вообразить. Совершенно бессистемно изменяются физические и фильтрационные свойства нефтегазоносных пластов, которые беспорядочно расчленены непроницаемыми линзами, слоями и пропластками, вследствие чего и толщина их беспорядочно изменяется. Остается неясным до последнего времени, как в этих условиях могли образоваться в первоначально водоносных пластах единые нефтяные залежи в строгом соответствии с гравитационными силами и вопреки действию капиллярных сил. Нефтяники, как никто другой из специалистов, поставлены в особенно-трудные условия. Они свой основной объект изучения и разработки - нефтеносный пласт - не могут непосредственно ни увидеть, ни измерить, ни взвесить.  [11]

Бавлинском месторождениях Республики Татарстан и на Бал-кановском месторождении Республики Башкортостан. При выборе экспериментальных участков изучали особенности строения нефтяных залежей и анализировали динамику основных показателей их разработки.  [13]

Нефтеносные горизонты в терригенных отложениях живетского и франского ярусов девона и визейского яруса нижнего карбона на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции имеют весьма сложное строение. Сложность строения обусловлена резкой изменчивостью литологии и петрографических свойств продуктивных горизонтов. Наиболее четко изменчивость проявляется на крупных месторождениях, где контуры нефтеносности охватывают обширные площади, где пробурено много скважин и имеется много данных о строении нефтяных залежей.  [14]

При изучении строения нефтяных залежей и их геометризации широко используются блок-диаграммы и блок-схемы. Блок-диаграмма - это графическое аксонометрическое отображение строения пласта в трехмерном пространстве. Впервые блок-схемы были использованы для характеристики продуктивных отложений Ярегского месторождения ( Коми АССР), разрабатываемого шахтным способом. В настоящее время они применяются для изучения строения нефтяных залежей и продвижения по ним закачиваемой воды при поддержании пластового давления.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Структура - месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Структура - месторождение

Cтраница 3

Комбинированным методом исследован углеводородный состав бензинов небитдагских пефтсй ( из красноцветной толщи и из акчагыльских отложений) и бензина из нефти девонских отложений миннибаевской структуры Роматпкипского месторождения.  [31]

При разведке особенно крупных месторождений и отдельных крупных залежей скважины следует размещать преимущественно по профильной системе, которая обеспечивает возможность одновременного получения данных о структуре месторождения, границах залежи нефти и параметров для подсчета запасов и составления проекта разработки.  [32]

При разведке особенно крупных месторождений и отдельных крупных залежей размещение скважин следует производить преимущественно по профильной системе, которая обеспечивает возможность одновременного получения данных о структуре месторождения, границах залежи нефти и параметров для подсчета запасов и составления проекта разработки.  [33]

Комитет пришел к выводу о применении промышленного процесса поддержания пластового давления, состоявшего из: а) нагнетания воды в ряд инжекционных скважин, размещенных вдоль длинной оси структуры месторождения; б) консервации скважин с высоким газонефтяным фактором и переноса разрешенного отбора нефти из этих скважин на эксплуатационные скважины с низким газовым фактором.  [35]

Ранее на Ватинском месторождении специальные исследования, позволяющие выявить, обосновать и протрассировать тектонические нарушения, не были выполнены, однако плотная разбуренность наиболее тектонически-раздробленных сводовых и краевых частей поднятий позволяет провести моделирование разломно-блоковой структуры месторождения.  [36]

В процессе разработки многопластовых месторождений с наклонным залеганием пластов при проходке наклонных скважин значительная разница между глубинами скважин может быть также в одном месторождении в результате вскрытия различных горизонтов и различных направлений стволов наклонных скважин относительно структуры месторождения.  [37]

Шеметинское месторождение, открытое в 1971 г, приурочено к северо-западному склону Краснокамско-Полазнинского вала. Структура месторождения по кровле турнейского яруса Шеметинского поднятия состоит из двух куполов северо-западного простирания, оконтуренных общей изогипсой 1310 м и разделенных небольшой седловиной северозападного простирания.  [38]

Открытое в 1965 г. оно уже в период опытно-промышленной эксплуатации ( 1967 - 1970 гг) вышло на максимальную добычу газа 7 млрд. м3 до окончания разведочных работ и утверждения запасов. Структура месторождения представлена сравнительно пологой асимметричной складкой, осложненной крупными высокоамплитудными разломами регионального развития.  [40]

Северо-Западный ареал расположен в западной части впадины Ориенте и содержит свыше 60 месторождений. Структуры месторождений представлены пологими локальными поднятиями, группирующимися в валообразные зоны нефтегазонакопления.  [41]

Центральный ареал зон нефтегазонакопления расположен на восточном крыле впадины Мараньон. Структуры месторождений ( Ка-пирона, Корриентес, Шивийаку) здесь пологие и плохо группируются в зоны.  [42]

Продуктивные отложения образуют асимметричную антиклинальную складку. Структура месторождения осложнена тремя куполами. Углы падения северного1 крыла - до 11, южное погружается под углом 2 70, постепенно сливаясь с региональным наклоном слоев в Прикаспийскую-впадину.  [43]

Тецканинская зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной антиклинальной линии, в пределах которой известны два небольших нефтяных месторождения - Тецкани и Кьшпени, в Кашинской зоне находятся также два нефтяных месторождения - Кашин и Кым-пури. Структуры месторождений представляют собой небольшие круто наклоненные на восток брахиантиклинали, нарушенные взбросами. Залежи нефти заключены в отложениях гельветского возраста.  [44]

Структуры месторождений здесь менее нарушены разрывами и более пологие, чем в Восточно-Питештинской зоне.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефтяные месторождения

ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО ДЕЛА

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Нефтяные месторождения

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

· Изверженные породы-образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

· Осадочные породы -образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

 

Эратема Система, год и место установления Индекс Число отделов Число ярусов
Кайнозойская Четвертичная,18229, Франция Неогеновая, 1853, Италия Палеогеновая, 1872, Италия Q N P    
Мезозойская Меловая , 1822, Франция Юрская, 1793, Швейцария Триасовая, 1834, Центр. Европа K J T
Палеозойская Пермская, 1841, Россия Каменноугольная, 1822, Великобритания Девонская, 1839, Великобритания Селурская,1873, Великобритания Ордовикская, 1879, Великобритания Кембрийская, 1835, Великобритания P C D S O C

 

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

 

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами.

 

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа) называются залежами нефти (газа).

 

Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением.

 

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

 

 

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

 

 
 
Антиклиналь Синклиналь

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов , является

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

 

Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь- это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

 

· Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва.Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

· Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

· Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

·

 
 
Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

§ Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные

§ Тектонически экранированные

§ Стратиграфически экранированные

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Структура - месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Структура - месторождение

Cтраница 2

При отсутствии выдержанной структуры месторождения параллельный профиль может приобретать более сложный вид ( Пч - Я2) либо может разделиться на несколько профилей Я3 - Я3, Я4 - Я4, как показано на рис. IV.3. Такая группировка материала возможна при относительно согласном залегании вмещающих пород и рудных тел. Исследования показали, что группировка материалов по параллельному профилю дает надежные результаты при использовании замеров искривления, полученных по пяти - семи скважинам.  [16]

Скважины размещаются по структуре месторождения в узлах сетки согласно табл. 4.7. При этом будем рассматривать скважины, вскрывающие нефтяную зону пласта.  [17]

На юге бассейна располагается ареал зон нефтегазонакопления, структуры месторождений которого приурочены к антиклиналям предположительно с соляными ядрами. Месторождения расположены в двух небольших впадинах - Салина-дель - Истмо и Табаско-Кампече. Обе впадины сложены кайнозойскими породами мощностью до 7000 м и мезозойскими мощностью около 3000 м с соленосными юрскими отложениями.  [18]

Отчетливая гетерогенность бассейна, проявляющаяся как в форме структур месторождений, так и в фазовом состоянии скоплений позволяет относить бассейн к латерально-гетерогенным.  [19]

Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.  [20]

Для повышения эффективности наклонного бурения при строительстве скважин кустами последние на структуре месторождения необходимо располагать таким образом, чтобы можно было бурить максимальное число скважин в направлении восстания пластов.  [21]

Нефть из юрских отложений на этом месторождении получена еще в 1932 г. Структура месторождения Косчагыл солянокупольная. Соляной купол вытянут в северо-западном направлении, асимметричный: северный склон более крутой, чем южный.  [22]

Следует пробурить такое количество скважин, которое позволило бы получить соответствующую геологическую информацию относительно структуры месторождения, непрерывности и характеристики слагающих месторождение пород, а также общего количества содержащихся в месторождении нефти, газа и воды.  [23]

Технологический режим работы газовых и газоконденсатных скважин зависит от множества факторов, связанных со структурой месторождения, характеристикой пористой среды и пластового агента, конструкцией скважин и техническими условиями эксплуатации скважинного и промыслового оборудования и др. За годы ускоренного развития газовой промышленности СССР разработано и предложено много методов и рекомендаций, посвященных установлению технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин в зависимости от различных факторов.  [24]

Все скважины будут пробурены с одной морской ледостойкой стационарной платформы, установленной в центральной части структуры месторождения.  [26]

Расстояния между скважинами должны устанавливаться в каждом случае в зависимости от конкретной геологической ситуации с учетом структуры месторождения и масштабов изучаемых рудных тел.  [27]

Эти скважины бурили в примерно одинаковых технических и технологических условиях, разница заключалась в изменении направления бурения относительно структуры месторождения, что и привело к некоторому изменению геологических условий бурения.  [28]

При представлении: материалов по пористости целесообразно, в зависимости от распространения того или иного пропластка по площади, структуру месторождения условно разбить на участки с характерным сравнительно постоянным значением пористости в пределах данного участка по данному пропластку. Такие данные позволяют в проекте установить продуктивность скважин на отдельных участках залежи и определить добыв-ные возможности этих участков.  [29]

Ввиду того, что при нормировании и планировании буровых работ изменение геологических условий бурения в зависимости от направления бурения наклонных скважин относительно структуры месторождения не учитывается, для решения этого вопроса необходимо проводить более широкие исследования и накапливать достаточное количество достоверных данных.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРНЫЕ ФОРМЫ СКЛАДОК НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

НЕФТЯНАЯ (ГАЗОВАЯ) ЗАЛЕЖЬ И НЕФТЯНОЕ (ГАЗОВОЕ) МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида — изверженные и осадочные.

Изверженные породы образуются при застывании жид­кой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

Осадочные породы образуются путем осаждения (глав­ным образом в водной среде) и последующего уплотнения ми­неральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами.

Все горные породы имеют поры — свободные пространства между зернами, т. е. обладают пористостью. Но промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадоч­ных породах-—песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т. е. способностью пропускать жид­кости и газы через систему многочисленных каналов, связываю­щих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, зале­гающих на глубинах от нескольких десятков метров до несколь­ких километров от земной поверхности. Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, назы­ваются нефтяными (газовыми) пластами или гори­зонтами.

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа), назы­вают залежами нефти (газа).

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к опреде­ленной тектонической структуре, под которой пони­мают форму залегания горных пород. Термин тектоническая структура или просто структура применяют очень широко. Он характеризует структуру земли в целом, ее областей, районов и небольших участков.

Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процес­се образования единой тектонической структуре, называется нефтяным (газовым) месторождением. В частном случае, когда нефтяное или газовое месторождение состоит всего лишь из одной залежи нефти (газа), понятия о нефтяном (газовом) месторождении и нефтяной (газовой) залежи совпа­дают.

ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРНЫЕ ФОРМЫ СКЛАДОК НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а также изгибались в складки различ­ной формы (рис. 1.1, 1.2 и 1.3).

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются а н т и- к л и н а л я м и (рис. 1.1), а складки, направленные выпук­лостью вниз, — синклиналями (рис. 1.2).

Самая высокая точка антиклинали называется ее верши-ной, а центральная часть — сводом. Наклонные боковые час­ти складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинако­вые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных (газовых) залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представ­ляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогну­тостей (синклиналей), причем в таких системах породы синкли­налей заполнены водой, так как они занимают1 нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если она встречается, заполняет по­ры пород антиклиналей. Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моно­клинали.

Тип залегания пластов горных пород с одинаковым накло­ном в одну сторону называется моноклиналью (рис. 1.3).

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают раз-

рыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются от­носительно друг друга. При этом образуются разные структры: сбросы, взбросы, надвиги, грабены, горсты.

Сброс — смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или крутонаклонной поверхности текто­нического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое смести­лись пласты, называется амплитудой сброса. На рис. 1.4 правая от плоскости а—а часть пластов осталась на месте, а левая сместилась на амплитуду сброса в. Если по той же пло­скости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нару­шение называют взбросом (обратным сбросом).

Надвиг — разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

Грабен — опущенный по разломам участок Земной коры.

Горст — приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли — в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других, наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Похожие статьи:

poznayka.org