Индустриальная библиотека: промышленность, наука, технологии. Залегание нефти в земной коре


Условия залегания нефти и газа в земной коре

Нефть и газ могут находиться в самых различных геологических условиях, но приурочены они главным образом к коллекторам осадочного чехла, т. е. достаточно пористым или трещиноватым породам хотя в некоторых случаях промышленные скопления нефти и газа встречаются и в изверженных породах.

Нефть и газ сосредоточиваются в специфических ловушках. Различают структурные, стратиграфические и литологические ловушки. Для ловушек характерна способность концентрировать вытесняемую водой нефть. Например, антиклинальные складки могут концентрировать нефть в замковых частях пористых слоев.

Залежи нефти и газа в зависимости от типа природного резервуара и типа ловушки подразделяются на:

  • пластовые сводовые,
  • пластовые экранированные,
  • массивные,
  • литологически ограниченные.

Пластовые сводовые залежи представляют собой скопления нефти и газа в сводовой части пористого пласта антиклинали (свода). Они могут быть в той или иной степени разбиты нарушениями, приводящими к образованию отдельных блоков нефтегазоносных пластов.

Пластовые экранированные залежи — это скопления нефти и газа в пористом пласте, ограниченные вверху по восстанию пласта экраном, сложенным плохо проницаемыми породами.

Под массивными залежами подразумевают скопления нефти и газа в эрозионных и рифовых выступах массивных известняково-доломитовых толщ. Залежи нефти и газа здесь не приурочены к какому-нибудь одному стратиграфическому горизонту, а занимают ту или иную часть одного из выступов независимо от характера напластований. Массивная залежь может образоваться и в песчано-глинистых толщах при наличии гидродинамической связи между проницаемыми пластами (например, Уренгойское месторождение).

Литологически экранированные и литологически ограниченные залежи — это скопления нефти и газа в линзах и зонах с повышенной пористостью, заключенных в плохо проницаемых породах. Известны скопления нефти и газа в трещинах горных пород, где они широко развиты.

По Н. Б. Вассоевичу, ловушки, содержащие нефть, подразделяются на замкнутые и незамкнутые, а также полузамкнутые. Первый и последний типы сязаны с различного рода выклиниваниями пластов, т. е. являются ловушками выклинивания. В незамкнутых ловушках нефть и газ удерживаются благодаря антиклинальному изгибу слоев или существованию выступов, обусловливающих подпор воды.

Под залежью нефти и газа следует понимать единичное скопление их в породе-коллекторе (пористом или трещиноватом), ограниченном непроницаемыми или проницаемыми породами, но поры которых заполнены водой или теми и другими одновременно. Имеются как чисто газовые, так и нефтегазовые залежи. Число залежей на месторождении может быть различным — от 1 до 40 и более.

Под нефтегазоносным бассейном, по И. О. Броду, следует понимать крупную территорию распространения нефтяных и газовых скоплений, связанную единством строения и истории геологического развития, имеющую определенные структуры и коллекторы, контролирующие газонефтенакопления.

geomineral.ru

Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах.

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 41Следующая ⇒

Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий.

Первое условие: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушки).

Коллекторами называются горные породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке (извлечении на дневную поверхность). Любая порода, содержащая поры, пустоты и трещины, может считаться коллектором нефти и газа.

По происхождению эта порода может быть осадочной, магматической или метаморфической. Однако выявленные в земной коре скопления нефти и газа в подавляющем большинстве (более 99 %) содержатся в осадочных породах.

Роль покрышек выполняют глины, но кроме них могут быть каменная соль и известняки

Второе условие формирования скопления нефти и газа - это миграция нефти и газа. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород - покрышек. Попав в ловушку, нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: газ, как самый легкий уходит вверх, вода как самая тяжелая, - вниз, а нефть занимает промежуточное положение.

 

Давление в земной коре.

Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуютсязначением пластового давления Рплтек.

С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим илидинамическим пластовым давлением.

Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи - важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта - оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других - стабилизироваться, на третьих - возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениямиприведенного пластового давления.

Приведенное пластовое давление - это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки первоначального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи - плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется неизменным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:

Рпл.пр =Рпл.з ± rgh, где

Рпл.з - замеренное в скважине пластовое давление;

h - расстояние между точкой замера и условной плоскостью;

r - плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер),

g - ускорение свободного падения

Поправку rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис.3 в законтурных водяных скважинах №№ 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скважине № 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скважине № 4, где пласт обводнен в процессе разработки,- воды, по скважине № 5 - нефти.

Рис 19. Схема приведения пластового давления по глубине:

1- газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 – точка замера давления в скважине; h – расстояние от точки замера до условной плоскости.

 

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на (15—20)%, а иногда и более.

Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины.

Значениязабойного давленияв скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового - после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)

Рекомендуемые страницы:

lektsia.com

Условия залегания нефти и газа в земной коре. Породы-коллекторы. Литологические типы пород-покрышек. Ловушки нефти и газа, их классификация.

Поиск Лекций

Условия залегания. Нефть и газ встречаются в горных породах, где для их накопления и сохранения имеются благоприятные условия. Главные из них: хорошо выраженные коллекторские свойства, зависящие от многих факторов, и изолированность коллектора от поверхности. Геологические тела, состоящие из минеральных зерен или их обломков, называются горными породами. В соответствии с условиями образования выделяются три типа горных пород: осадочные, магматические и метаморфические.

Осадочные горные породы образуются в поверхностной части земной коры в результате разрушения и переотложения ранее существовавших горных пород (песчаник, глина), выпадения осадков из водных растворов (каменная соль, гипс) и жизнедеятельности организмов и растений (коралловые известняки, уголь).

Верхний слой земной коры - осадочный - сложен осадочными породами. Накапливающиеся в понижениях рельефа или на дне водных бассейнов рыхлые осадки в результате физико-химических процессов, происходящих в течение сотен тысяч лет, видоизменяются и становятся горными породами. Процесс превращения осадков в горные породы получил название диагенеза (от греческого “диагенезис” - перерождение). Породы, образованные таким путем, называются осадочными.

Осадочные горные породы образуются в результате разрушения на поверхности Земли. ранее сформировавшихся горных пород и последующего накопления и преобразования продуктов этого разрушения.

В нефтегазовой геологии осадочные породы изучаются как основные объекты, с которыми генетически связаны нефть и газ. Все осадочные горные породы подразделяются на обломочные, глинистые, хемогенные, органические и смешанные.

Таким образом, в одних случаях горные породы имеют в основном слоистое строение, в других - кристаллическое, причем слоистое строение свойственно большинству осадочных пород, а кристаллическое - изверженным, метаморфическим и некоторым хемогенным. Их строением, главным образом, предопределяется распределение и содержание нефти, газа и воды в горных породах. Чтобы жидкости и газ могли накапливаться в породе, она должна прежде всего обладать определенной емкостью и проницаемостью. В зависимости от строения и происхождения пород их коллекторские и петрофизические характеристики могут изменяться в широких пределах.

Породы-коллекторы

Основные свойства пород-коллекторов, а именно способность вмещать и отдавать содержащиеся в них жидкие и газообразные флюиды, определяются структурой их пустотного пространства. Породы-коллекторы обладают сложным строением пустотного пространства. В них встречаются поры и каверны разной формы и размера (от микро до мегапустот), трещины различной ориентировки, раскрытости и протяженности. Нередко различные типы пустот присутствуют совместно. Все это предопределяет существенные трудности при изучении структуры пустот долевого участия отдельных их типов в емкости и проницаемости пород.

Осадочные породы, лишенные пустот, монолитные и содержащие поры, каверны и трещины, характеризуются различными упругими свойствами. На основании знаний закономерностей распространения УЗВ в породах их можно подразделить на коллекторы с различным типом пустотного пространства и экраны.

В зависимости от процентного соотношения между порами и трещинами среди обломочных пород выделяются четыре разновидности, подгруппы.

Первая подгруппа пород с поровым типом пустотного пространства характеризуется обратной линейной зависимостью между скоростью упругих волн и пористостью. Величина открытой пористости этих коллекторов составляет не менее 5-6%, а скорости распространения продольных волн, как в перпендикулярном, так и в параллельном ему направлениях соизмеримы и изменяются от 3500 м/с для низкопористых образований до 1000 м/с для высокопористых.

Вторая подгруппа пород с трещинным типом пустотного пространства обладает низкой пористостью, не превышающей 2-3%. Скорости УЗВ в них по двум взаимоперпендикулярным направлениям либо соизмеримы - в случае развития в породах трещин различной ориентировки, либо резко различны - при наличии трещин какой-либо определенной ориентировки, горизонтальной или вертикальной. Величина скорости у трещинных обломочных пород-коллекторов варьирует в широких пределах от 1000 до 4000 м/с, даже в пределах одного образца. Наименьшие значения скорости УЗВ присущи породам с наибольшим числом или же с наибольшей раскрытостью трещин.

Третья подгруппа пород с трещинно-поровым и порово-трещинным типами пустотного пространства характеризуется неоднозначным влиянием на скорость упругих волн пор и интенсивности развития трещин. Для них не наблюдается какой-либо связи между пористостью и скоростью УЗВ. По своим упругим свойствам они в зависимости от преобладания того или иного типа пустот ближе или к пористым, или к трещинным разностям пород-коллекторов. Величина открытой пористости этих пород колеблется от 3 до 6-7%, соответственно изменяется и скорость продольных волн - от 3500 до 1500 м/с.

Четвертая подгруппа обломочных пород отличается ничтожной пористостью (до 3%, основой которой являются мельчайшие поры (менее 0,06 мкм) при полном отсутствии полых трещин. Подобные породы обладают наибольшей скоростью распространения продольных волн (более 3500-4000 м/с), как в перпендикулярном, так и в параллельном напластованию направлениях. Колебание величины нижнего предела скорости УЗВ для этой группы пород объясняется различным минеральным составом цементирующего материала. Комплексное изучение петрофизических свойств этих образований позволяет отнести их к породам-экранам низкого качества.

Литологические типы пород-покрышек

Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов породами (покрышками). Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности карбонатных пород.

Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу.

Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью. Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах месторождения), которые обуславливают сохранность отдельных залежей.

Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Важную роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество.

Наиболее широко распространены глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих их минеральных частиц, химического состава. Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности. Ангидриты значительно более хрупки, чем соли, и не являются такими надежными экранами.

Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. Савченко В.П. на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обуславливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать высокоамплитудные залежи нефти.

Ловушки нефти и газа и их классификация

Существует несколько классификаций пород-коллекторов, которые базируются на структуре и морфологии порового пространства, текстурах и составе пород авторы (М.К.Калинко и А.А.Ханин), генетические классификации, учитывающие генезис, время формирования, структуру порового пространства, классификации, использующие отдельные коллекторские параметры, условия аккумуляции, фильтрации, литологический состав пород.

Нами рассматриваемая классификация базируется прежде всего на литологическом составе пород, структуре порового пространства и морфологии (виде) порового пространства. высшим элементом классификационной иерархии приняты группы коллекторов, которые выделяются по литологическому составу, в соответствии с существующими представлениями - группы обломочных, карбонатных, глинистых пород и в самостоятельную группу выделены редко встречающиеся коллекторы - магматические, матоморфические, кора их выветривания, а также кремнистые и сульфатные. Основанием для их объединения в одну группу является их примерно одинаковая (незначительная) роль в формировании промышленных скоплений нефти и газа, а также обычно невысокие коллекторские свойства. В каждой группе коллекторов выделено по 3 их типа: поровый, трещинный, смешанный.

К поровому типу отнесены породы-коллекторы, в которых мелкие поры (мельче 1 мм) более или менее изометричной формы соединены между собой проводящими (поровыми каналами. Диапазон изменения пористости - от единиц до 40-50%. Общей особенностью коллекторов порового типа является понижение коллекторских свойств с глубиной, за счет уплотнения пород.

Трещинный тип породы коллектора характеризуется тем, что фильтрующее поровое пространство в нем представлено открытыми (зияющими) трещинами. Эти коллектора обладают низкой трещинной пористостью до 2,5 - 3%.

К смешанному или сложному типу породы-коллектора отнесен такой, в котором сочетаются различные виды порового пространства (два или более). В этой связи при характеристике коллекторов всегда требуется уточнение вида порового пространства, при этом ведущий вид пор помещается в конце определения. Каверновый коллектор как самостоятельный тип не выделяется, т.к. каверны могут возникать там, где имеются трещины, именно за счет миграции вод, которая приводит к растворению наиболее подвижных компонентов породы и выносит продукты реакции и образуются каверны. Коллекторские свойства пород-коллекторов смешанного типа варьируют в широком диапазоне.

Группа обломочных пород-коллекторов представлена песчаниками, алевролитами и промежуточными разностями пород, а также пески, алевриты, гравелиты. Значительное уплотнение обломочных пород, особенно кварцевых, приводит к существенному снижению пластичности и повышению хрупкости. Это создает предпосылки к образованию трещин и в случае разрядки тектонических напряжений может привести к возникновению трещинной пористости в пластах песчаников и алевролитов.

Поровый тип коллектора имеет очень широкое распространение и характерен для песчаных и алевритовых пород, залегающих на небольших и средних глубинах.

Трещинный тип коллектора выделяется прежде всего тем, что его емкость определяется трещинной пористостью, а путями миграции флюидов являются зияющие трещины. Трещины имеют различную природу. Различают трещины тектонические, литогенетические и трещины естественного гидроразрыва. Раскрытость трещин очень малая - доли миллиметров - первые миллиметры, при этом смещения пород вдоль трещин практически не наблюдается. В зависимости от природы трещин их ориентировка, плотность, густота и раскрытость могут быть различными.

Тектонические трещины группируются в системы, общностью которых является ориентировка в пространстве, возраст и иногда раскрытость. В каждом геологическом теле может быть одна или несколько систем трещин. Чаще всего они разновозрастны. Трещины нередко ветвятся, в результате чего возрастают плотность и густота трещиноватости.

Ориентировка трещин определяется также литологическим составом пород. Для песчаников характерна трещиноватость перпендикулярная наслоению, для аргиллитов - параллельна наслоению и для мергелей - диагональная или косая. Густота трещин нередко лимитируется мощностью пластов, при этом чем меньше мощность при прочих равных условиях, тем больше густота.

Литогенетические трещины отличаются ориентировкой, параллельной наслоению. Они наблюдаются при тонком переслаивании терригенных пород-песчаников, алевролитов, аргиллитов.

Трещины естественного гидроразрыва характеризуются неравномерностью распределения, ограниченными размерами, нередко затухают на протяжении нескольких сантиметров.

Трещинная пористость обычно невелика. Они оцениваются в доли и первые единицы процентов, поэтому со временем может быть “залечена” за счет минеральных новообразований или механических напряжений. Вследствие этого трещинный коллектор перестает существовать.

Смешанный тип коллектора в обломочных породах характеризуется совместным присутствием межзерновых и трещинных пор. Он может возникнуть в породах, некогда испытавших стресс. Смешанный тип коллектора сформирован межзерновой и трещинной пористостью.

Группа карбонатных пород-коллекторов представлена известняками, доломитами. Поровое пространство здесь весьма разнообразно по морфологии и размеру. Характерной особенностью карбонатных пород является более высокий темп их уплотнения по сравнению с доломитами.

Поровый тип коллектора может иметь межзерновый, межформенный и внутриформенный виды порового пространства. Межзерновая пористость слагается из пор между отдельными кристаллами кальцита или доломита. Такой коллектор обычно не выделяется высокими коллекторскими свойствами и характерен для хемогенных карбонатных пород.

Межформенный вид пустотного пространства представляет собой пустоты между раковинами или их обломками в биогенных известняках.

Внутриформенные поры - это камеры внутри скелетов (раковин) отмерших организмов. Характерен для фораминиферовых, коралловых и других биоморфных разностей известняков.

Трещинный тип коллектора очень характерен для карбонатных пород. Образованию трещин благоприятствует высокий темп уплотнения карбонатных пород, повышение их хрупкости с глубиной. Для существования трещинного коллектора необходимо, чтобы трещины оставались открытыми (зияющими). Трещинный тип коллектора обладает небольшой емкостью, но при значительном размере ловушки в нем могут сконцентрироваться значительные количества УВ. Определяющим фактором возникновения коллекторов этого типа служит степень хрупкости породы, ее способность к растрескиванию.

Смешанный тип коллектора может иметь межзерновый, трещинный и каверновый виды порового пространства. Трещиноватость по отношению к кавернозности, а иногда и по отношению к межзерновой пористости является более ранней. Этот тип коллектора может (особенно при наличии каверн) обладать высокой емкостью и проницаемостью, а следовательно представляет большой нефтепоисковый интерес.

Группа глинистых пород-коллекторов у нас в стране известна относительно недавно. Дело в том, что глинистые породы не образуют традиционных поровых коллекторов, они достаточно пластичны и, следовательно, не дают открытых трещин. Возникновение трещиноватости здесь обуславливается хрупкостью пород, которая создается за счет либо значительного погружения либо стресса. Глинистые породы-коллекторы встречаются на средних глубинах, но значительное развитие они получают на больших глубинах.

Группа магматических, метаморфических, кремнистых, сульфатных пород и поры выветривания. Породы этой группы редко встречаются как коллекторы нефти и газа, хотя в ряде случаев они обладают достаточно высокими емкостями.

Поровый тип коллектора характерен для пор выветривания магматических и метаморфических пород. На небольших глубинах пористость может достигать 20-25%, но с увеличением глубины существенно понижается.

Трещинный тип коллектора образуют магматические, метаморфические породы (граниты, андезиты, сланцы). Поскольку эти породы уже по своей природе хрупкие, малопластичные, то они могут растрескиваться и на малых и на больших глубинах при соответствующей тектонической обстановке.

Смешанный тип коллектора в рассматриваемой группе развит незначительно и встречается среди кремнистых пород и вулканических туфов.

Билет № 12

Рекомендуемые страницы:

poisk-ru.ru

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОВОЙ ВОДЫ - УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ В ПРИРОДЕ И ПРОИСХОЖДЕНИЕ

Залежи нефти и газа иногда связаны с выклинивающимися песчаными породами. Эти непроницаемые породы предохраняют утечку нефти и газа из залежей. В разрезе месторождения может быть одна залежь нефти или газа, но может быть и несколько.

Формирование нефтяных и газовых залежей — сложный процесс, требующий одновременного сочетания различных условий. Из нефтематеринских пород образовавшиеся нефть и газ эмигрируют в ближайшие в геологическом разрезе коллекторы: пески, песчаники, трещиноватые известняки и другие породы.

В южной части разреза показана область питания. Здесь породы выведены на дневную поверхность и высоко приподняты относительно нефтяной залежи. Некоторые породы (песчаники) обладают пористостью и проницаемостью, а поэтому атмосферные воды (воды атмосферных осадков, от снеготаяния, рек и временных потоков) просачиваются в проницаемые породы. Затем в каком-либо направлении мощность этого пласта постепенно уменьшается, и, наконец, пласт вовсе выклинивается.

Такая залежь показана на рис. 14. Здесь в песчаных пластах на крыле складки расположены «висячие» нефтяные залежи. В сторону свода складки песчаники замещаются глинистыми породами, в связи с этим наблюдается выклинивание нефтяной залежи.

Поэтому в недрах земли нефть находится во всех геологических формациях. Горные породы в зависимости от их происхождения подразделяются на магматические, осадочные и метаморфические. Магматические, или изверженные, породы образуются в результате остывания и затвердевания расплавленной магмы как на глубине, так и на земной поверхности. Все нефтяные месторождения приурочены к осадочным породам, образовавшимся в морских бассейнах.

Встретив ее, углеводороды попадают в естественную ловушку и постепенно скапливаются перед преградой. В природных резервуарах начинается вторичная миграция углеводородов. Здесь они циркулируют по порам, трещинам и другим пустотам пород-коллекторов. Здесь, как и в других областях нефтяной геологии, вопросов больше, чем однозначных ответов.

Условия залегания нефти и газа в земной коре

Такие массы, образовавшиеся за счет соединения капель нефти или пузырьков газа, обладают огромной подъемной силой. Благодаря этому вся система может всплывать по наклонному пористому пласту. Чем больше угол наклона пласта, тем больше сила всплывания масс нефти и газа. Это продвижение нефти и газа по восстанию (ходу) пласта может иметь не непрерывный, а периодический характер.

8.3. Условия залегания, добычи и транспортировки

Существуют различные классификации залежей нефти и газа, которые подразделяются по типу природных резервуаров на пластовые, массивные и литологически ограниченные. А в пределах этих групп залежи классифицируются по типу ловушек. Если количество нефти (или газа) в залежи достаточно велико или в данной структуре пластов горных пород имеются несколько залежей, то говорят о нефтяном, нефтегазовом или газовом месторождении. По отношению к нефти и газу данный термин не соответствует буквальному смыслу этого слова, ибо это не место действительного образования углеводородов, а место нахождения их вторичного скопления.

Смотреть что такое «НЕФТЬ И ГАЗ» в других словарях:

Месторождение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи, состоящие в основном из метана. К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых в атмосферных условиях при снижении давления выделяется жидкая фаза – конденсат. Запасы любых категорий, подсчитанные непосредственно в залежи, называются геологическими.

В мире открыто значительное число месторождений нефти и газа, однако основное количество этих полезных ископаемых содержится в небольшом числе месторождений-гигантов. Так, 65% разведанных запасов природного газа содержат шесть гигантских газовых месторождений. Следовательно, крупные и гигантские месторождения составляют основу сырьевой базы и определяют уровни добычи нефти и газа на несколько десятилетий вперед.

Нефть и природный газ залегают в недрах Земли на разной глубине (1–3 км) и все чаще обнаруживаются на расстоянии 4–5 км и более от дневной поверхности. Выявление, оценка запасов и подготовка к промышленной раз работке залежей нефти и газа проводятся с помощью нефтеразведки. Процесс нефтеразведки состоит из двух этапов: поискового и разведочного.

Главные цели разведочного этапа – обозначить (оконтурить) залежи, определить мощность и нефтегазонасыщенность пластов и горизонтов. В основе поисков нефтяных и газовых месторождений лежит знание глубинного строения недр. Однако непосредственное проникновение на большие глубины с помощью бурения обходится очень дорого. Ученые обосновали теоретически возможность определения строения и условий залегания горных пород в недрах по косвенным признакам.

Они основаны на изучении характера распространения упругих волн, которые возбуждаются с помощью взрывов, а также невзрывных источников – диносейсов и вибросейсов. В них закладывают взрывчатое вещество и последовательно производят взрывы.

Книга 1. От огня и воды к электричеству

На них фиксируются момент взрыва и время прихода отраженной волны к сейсмоприемнику. Ученые сравнивают сейсмические волны с рентгеновскими лучами, просвечивающими недра Земли и позволяющими выявить их внутреннее строение. Если массивы более плотных пород, например складчатые структуры, приближены к земной поверхности, то в этих местах сила притяжения оказывается повышенной. Магнитный метод разведки отличается высокой производительностью и экономичностью.

Скопления нефти и природных газов связаны с вмещающими горными породами, а также со структурными и другими особенностями пластов. Ученые рассматривают подобное всплывание нефти и газа как струйную миграцию и считают этот способ миграции основным в образовании нефтяных и газовых залежей. Сбор и подготовка нефти к транспортировке. Нефть и газ легче воды, поэтому капельки нефти и пузырьки газа будут стремиться всплывать в верхнюю часть пласта-коллектора.

Читайте также:

viehonsat.ru

Условия залегания нефти и природного газа в залежах

Горные породы, которые служат вместилищем нефти, газа и воды и обладают достаточной проницаемостью, чтобы отдавать их в скважины при создании перепада давления, называют коллекторами. Горные породы, слагающие земную кору, подразделены на три основные группы:

1) изверженные;

2) осадочные;

3) метаморфические.

Подавляющая часть выявленных мировых запасов нефти приурочена к осадочным горным породам. По составу скелета породы-коллекторы в осадочных отложениях могут быть кварцевыми (песчаниковыми), кварц-полевошпатовыми (песчано-глинистыми), карбонатными и эвапоритовыми (гипс-ангидритовыми). Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ.

Кварцевые коллекторы характеризуются хорошей отсортированностью и окатанностью зерен. Последнее способствует их слабому уплотнению и минимальной анизотропии. Кварцевые коллекторы отличаются хорошим вытеснением нефти и газа и относительной выдержанностью по площади.

Кварц-полевошпатовые коллекторы (полимиктовые) сложены зернами минералов и продуктами разрушения горных пород. Поры коллекторов в обломочных породах хорошо сообщаются между собой, что делает проницаемой матрицу породы.

Большая группа карбонатных коллекторов образуется органогенным и хемогенным путем. Кальцит, выпадая из растворов, цементирует эти осадки, вследствие чего формируются толщи монолитных пород со слабо развитыми и зачастую не сообщающимися порами. Матрица таких пород слабопроницаема. Пустотное пространство в них формируется значительно позже осадконакопления, оно обусловлено постседиментационным растрескиванием под влиянием тектонических процессов, тепловых деформаций и т.п.

Последующим выщелачиванием часть трещин превращается в каверны. Образованные таким образом пустоты являются вторичными.

Эвапоритовые (хемогенные) коллекторы связаны в основном с гипсами и доломитами. Проницаемое пустотное пространство в них также вторично. Оно формируется в результате растворения матрицы водами, которые циркулируют по образовавшимся при диагенезе трещинам, создавая карстовые полости и каверны. Для вторичных пустот характерны трещины, каверновые и каналовидные поры. Виды пор для различного типа нефтяных коллекторов представлены на рис. 1.

Рис. 1. Виды пор: А — ромбоидальные — хорошо отсортированная высокопористая порода; Б — ячеистые, каналовидные — плохо отсортированная низкопористая порода; Д — карбонатная порода с порами, образовавшимися в результате выщелачивания; Г — ромбоидальные, тетраэдрические и др. — хорошо отсортированная, но сцементированная порода пониженной пористости.

Фактором, влияющим как на емкостные, так и на фильтрационные свойства коллекторов, является глинистость пород. Она не только снижает эти свойства в процессе формирования коллекторов, так как способствует заполнению пустотного пространства, но и оказывает отрицательное воздействие на фильтрационные свойства прискважинной зоны при вскрытии пласта на слабоминерализованном растворе и на эти же свойства пласта в целом при закачке в него пресной воды при разработке залежи путем заводнения.

Таким образом, продуктивные пласты — коллекторы нефтяных и газовых залежей — характеризуются большим разнообразием, обусловленным различиями минерального скелета, типа цемента, степени цементации и глинистости, вида пустотного пространства, размеров пор и зерен породы, степени однородности и т.п.

Пористость количественно оценивает емкостные свойства породы-коллектора. В общем виде — это отношение объема пустот (пор) в образце к его объему, выраженное в процентах. Это же отношение в долях единицы называется коэффициентов пористости.

В соответствии с поровым пространством пористость может быть первичной и вторичной и, следовательно, межзерновой, межзерно-трещинной, трещинно-каверновой, каверновой и др.

Способность породы пропускать через систему сообщающихся пор жидкости и газы или их смеси при наличии перепада давления называется проницаемостью. Она количественно характеризует фильтрационные свойства коллектора.

Отсутствие сообщаемости между порами делает породу непроницаемой. Некоторые породы могут обладать высокой общей пористостью и не быть коллекторами (например, некоторые глины). Одни и те же породы с первичной или межзерновой пористостью для различных флюидов бывают проницаемы по-разному. Породы, не проницаемые для высоковязких нефтей, проницаемы для маловязких. Фильтрация флюидов происходит по порам матрицы, соединяющимся между собой.

Нефть может двигаться по порам, размер которых больше 1мкм, а газ может перемещаться по порам значительно меньшего размера.

Величина физической проницаемости оценивается из уравнения Дарси. В СИ физическая проницаемость имеет размерность м2 . Под действием давления изменяется форма порового пространства. Пористость и проницаемость при увеличении давления уменьшаются, при этом пределы изменения проницаемости более значительны.

Доля объема пор, заполненных соответственно нефтью и газом, количественно характеризует нефте- и газонасыщенность коллекторов. Выраженные в долях единицы — они называются коэффициентом нефте- и газонасыщенности.

Пластовый природный коллектор, содержащий нефть и газ и ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами (глинами, сланцами), называется залежью (верхняя граница пласта называется кровлей, а нижняя — подошвой). Различают нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи. Большинство из них находятся в земной коре на глубинах от нескольких сотен метров до 3000-5000 м. Толщина залежей (пластов) колеблется от нескольких сантиметров до нескольких сотен метров.

Несколько нефтяных или газовых месторождений, расположенных одно над другим по площади простирания, находящихся на одном участке земной коры, называются нефтяными, газовыми или газоконденсатными месторождениями. Обычно нефтяное месторождение представляет собой совокупность одной или нескольких залежей нефти, лежащих одна под другой и разделенных изолирующими их пустотами или водонасыщенными породами.

Пластовые флюиды — нефть, газ, вода — скапливаются в коллекторах ловушек, покрытых покрышками. Газ, нефть и вода распределяются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотности. Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ, как более легкий, располагается над нефтью. Если газа меньше, чем нефти, то скопление его в самой верхней части ловушки называется газовой шапкой. В тех случаях, когда нефти в ловушке значительно меньше, чем газа, то она как бы подстилает газ; такое скопление нефти называют нефтяной оторочкой газовой залежи.

Граница между нефтью и водой называется водонефтяным контактом, между газом и водой в газовых залежах — газоводяным контактом, и между газом и нефтью при наличии газовых шапок или нефтяных оторочек — газонефтяным контактом.

Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей нефтеносного пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой — внутренним контуром нефтеносности.

Миграцией нефти и газа называются различные перемещения этих флюидов в толще горных пород. Доказательством миграции нефти и газа служат многочисленные нефтегазопроявления в разрезе отложений, в трещинах пород, выходы нефти на земную поверхность и т.д. Различают первичную и вторичную миграцию. Первичной миграцией называют перемещение флюидов и нефтепроизводящих толщ в породу-коллектор. Перемещение нефти и газа по коллектору и из одного пласта в другой по различного рода каналам называются вторичной миграцией. Аккумуляция нефти в ловушках и образование залежей связано преимущественно с вторичной миграцией.

Миграция флюидов по пластам-коллекторам обусловлена наклоном последних и наличием перепада давления. Наклон 1-2 м на 1 км считается достаточным для перемещения нефти и газа.

Различные процессы, протекающие в недрах земной коры и на ее поверхности, могут привести к физическому, химическому и биохимическому разрушению залежей нефти и газа.

Физическое разрушение происходит под воздействием тектонических процессов в недрах. Химическое разрушение нефтяной залежи связано с потерей нефтью легких компонентов и с последующим превращением ее в твердые битумы. Биохимическое разрушение обусловлено деятельностью микроорганизмов, разлагающих углеводороды, что в конечном счете приводит к уничтожению залежей нефти и газа.

Следы разрушения залежей нефти и газа можно обнаружить в недрах Земли и на ее поверхности. Об этом свидетельствуют асфальтовые озера (Апшеронский полуостров Азербайджана), скопления серы, залежи битумов (Атабаска, США) и т.п. Кроме того, о разрушении газовых залежей судят по проявлению грязевого вулканизма.

industrylib.ru

Происхождение и условия залегания нефти

    В предыдущих главах мы познакомились довольно подробно с условиями залегания нефти в земной коре. Неоднократно при этом в соответствующих местах мы высказывали попутно и свои взгляды на происхождение нефти например, об этом говорилось при рассмотрении вопроса о происхождении и классификации каустобиолитов (ч. I, гл. I), об образовании нефтяных залежей (ч. П, гл. V) и в ряде других мест. Но поскольку вопрос имеет огромное теоретическое и практическое значение, нам кажется недостаточным ограничиться этими отдельными замечаниями необходимо уделить ему особое внимание и осветить с надлежащей полнотой, изложив все более или менее выдающиеся взгляды на происхождение нефти с их критической оценкой. Сделать это мы считаем уместным именно в этом разделе книги, к которому читатель подойдет уже вооруженным всеми необходимыми для такой оценки общими знаниями. [c.299]     ПРОИСХОЖДЕНИЕ И УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ [c.5]

    В нефтях и нефтепродуктах содержатся в том или ином количестве суспензированные частицы минерального происхождения. Присутствие механических примесей в нефтях объясняется условиями залегания нефтей и способами их добычи. [c.24]

    Изложение материала построено в соответствии с программой курса от ранних представлений о происхождении нефти и газа и условиях залегания их в земной коре до описания основных закономерностей размещения промышленных скоплений нефти и газа и принципы нефтегеологического районирования нефтегазоносных территорий. В разделе Геохимия нефти и газа освещены те вопросы геологии углеводородов, на которых базируются геохимические исследования при поисках нефти и газа и прямые геохимические методы их поисков. [c.4]

    Природный газ, жидкая нефть и природные битумы представляют собой группу веществ, основной составной частью которых являются углеводороды. Природные смеси легких углеводородов, газообразных в обычных условиях (метан, этан, пропан, бутан), получили название природного газа. Природная смесь жидких углеводородов (от пентана до очень тяжелых, высококипящих), содержащая примеси органических соединений кислорода, серы, азота, называется нефтью. Смеси высококипящих (воскообразных или твердых) углеводородов и некоторых других родственных им веществ получили название природных битумов. Все перечисленные углеводородные смеси, особенно нефть и газ, связаны общностью происхождения, условий залегания, методов их добычи и в определенной мере—методов переработки. [c.21]

    К вопросу об образовании нефти в природе можно подходить с двух точек зрения — химической и геологической. Изучив физико-химиче-си ие свойства нефти и возможности ее образования в лабораторных условиях из того или иного исходного материала, химик может дать первые руководящие указания по вопросу о том, из чего и каким образом могла образоваться нефть в природе. Как показывает опыт, возможности эти чрезвычайно разнообразны с химической точки зрения, материнским веществом нефти могли быть вещества минерального характера (углеродистое железо), углеродистые газообразные вещества и разного рода органические остатки животного и растительного происхождения. Однако эти чисто химические возможности далеко ие равноценны с геологической точки зрения. Изучая условия залегания нефтей в различных месторождениях земного шара, геология давно уже установила ряд основных положений, которым должна удовлетворять всякая теория происхождения нефти, приемлемая с геологической точки зрения. Вкратце положения эти сводятся к следующему  [c.294]

    Все отрасли нефтяной и газовой промышленности тесно связаны между собой. В каждой нефтяной залежи присутствует углеводородный газ. Встречаются отдельные залежи углеводородного газа, но его происхождение тесно связано с нефтью. От геологических и геохимических условий образования и залегания нефтей и газов зависит их состав, который в свою очередь определяет направления и особенности их [c.5]

    Геология нефти и газа рассматривает условия залегания УВ в пластах земной коры, изучает происхождение нефти и природного газа, стадийность процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, а также генезис различных типов залежей и местоскоплений нефти и газа. [c.59]

    Наиболее важной работой, объясняющей происхождение пефти в этот период, следует считать трактат М. В. Ломоносова "О слоях земных" (1733 г.). По существу М. В. Ломоносов уже в то время определил основные положения теории органического происхождения пефти исходное вещество (органический материал), образование нефти в условиях повышенных температур, свойственных каменноугольной стадии углефикации, вторичное залегание нефти по отношению к местам образования — аккумуляция в трещинах и пустотах, т. е. впервые показал связь образования нефти с геологическим строением земли, принимая за источник тепла для преобразования рассеянного ОВ глубинный тепловой поток. Гипотезу Ломоносова разделяли многие геологи, и ее идеи дожили до наших дней. [c.12]

    Проведенные современные исследования значительно углубили представления о процессах образования нефти и газа в земной коре, об их взаимоотношениях, фазовом состоянии и превращениях. Значительное развитие получила органическая теория происхождения пефти и горючих природных газов. Исследования осадочных пород позволили познать условия залегания в них нефти и газа и взаимодействие их с окружающей минеральной массой. [c.89]

    И1 этап. Интенсивное развитие промышленности во всем мире в ХХв. требовали все новых и новых энергетических ресурсов и сырья для химической промышленности. Поиски нефти и газа приобретали все более плановый характер. За период с 1901 по 1913 г. были открыты многочисленные новые месторождения в Америке, Европе и Азии. Годовая добыча нефти во всем мире увеличилась в три раза, достигнув в 1913 г. 55 млн т, а в 1921 г. она составляла уже более 107 млн т (в СССР - около 20 млн т). Расширение исследований в области литологии, гидрогеологии, гидробиологии, биохимии, выяснение условий залегания нефти, ее состава и свойств неизбежно приводили ученых к заключению о преимущественном образовании нефти из биогенного ОВ осадков. В этот период прочное место в геологии нефти занимают теории нефтематеринских свит и гравита-ционно-гидравлическая. Большое внимание уделяется механизму миграции нефти, проводятся обширные лабораторные эксперименты по синтезу УВ из ОВ, миграции нефти и формированию ее скоплений. На базе сапропелевого варианта Г. Потопье родилась современная теория органического происхождения пефти. [c.16]

    Исходным веществом происхождения изопреноидов был предположен фитол - органический спирт (С20Н41ОН), который является основной частью молекулы хлорофилла. В условиях залегания исходного органического вещества, в присутствии горных пород (выполнявших роль катализаторов) термокаталитическая дегидратация и деструкция фитола позволяли получить любой из изопреноидных углеводородов (рис, 2.19). Это дало основание считать наличие в нефти изопреноидов одним из доказательств органического происхождения нефти, а сами изо-пр>еноиды называть реликтовыми углеводородами, т. е. осколками исходного материнского вещества нефти. [c.78]

    Постоянство элементарного состава нефти. Нефть, несомненно, образовалась из органического материала морского происхождения. Основные компоненты такого материала—молекулы с углеродным скелетом, которые содержат водород и кислород и в малых количествах азот, серу, фосфор и другие элементы. Мы знаем, что нефть под землей подвергалась в течение долгих лет действию растворов солей (грунтовых вод) и мелкораздробленных неорганических веществ при повышенных давлениях и температурах. Так как во время образования нефтп условия были анаэробные, то кислород медленно, но верно поглощался. Кроме того, молекулы, обладающие большей кинетической активностью, имели наибольшие шансы быть удаленными. Так как вообще посторонние атомы обладают большей кинетической активностью, чем углерод и водород, совершенно очевидно, что в материнском веществе сохранились главным образом углеводороды, так как длительное присутствие больших количеств весьма активных молекул в условиях залегания материнского вещества нефти невероятно. Элементарный состав углеводородов всегда довольно постоянен. Таким образом, изучение вопросов происхождения нефти приводит к разумному объяснению удивительного постоянства элементарного состава нефтей различных месторождений. [c.70]

    По отнощению к пескам, возникшим в континентальных условиях, каковыми, например, являются некоторые пески, так называемой продуктивной толщи Апшеронского полуострова, очень трудно доказать, что в них могло происходить накопление ка-Koio бы то ни было органического материала. Это замечание особенно применимо к грубозернистым конгломератовидным пескам перерывов нижнего отдела продуктивной толщи, а между тем как раз эти пески в Балаханском нефтяном месторождении и на Биби-Эйбате содержат громадные скопления нефти. Поэтому многие из сторонников органического происхождения нефти не разделяют взглядов К. П. Калицкого и признают возможность перемещения нефти на более или менее значительные расстояния и нахождения ее во вторичном залегании, не отрицая в то же время, что в некоторых случаях нефть может находиться и в первичном залегании не только в отдельных месторождениях, но и в пределах более обширных нефтеносных районов. Такое толкование мы только что видели на примере области Голфа в США. [c.185]

chem21.info

Миграция нефти и газа в земной коре. Формирование и разрушение скоплений углеводродов. Закономерности размещения скоплений нефти и газа.

Количество просмотров публикации Миграция нефти и газа в земной коре. Формирование и разрушение скоплений углеводродов. Закономерности размещения скоплений нефти и газа. - 567

Под миграцией нефти и газа понимают перемещение и в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещин 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 па поверхность.

Миграция может происходить в телœе одной и той же толщи или пласта͵ а также возможно перемещение УВ из одного пласта (толщи) в другой.

Различают внутри пластовую (внутрирезеруарную) и мсжпластовую (мсжрезервуарную) миграцию. Внутрипластовая ми­грация осуществляется в основном по порам и трещинам внутри пласта͵ межпластовая миграция - по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резер­вуара в другой. При мсжцластовой миграции нефть и газ пере­мещаются также и по порам (трещинам) горных пород (диффу­зия).

Внутрирезервуарная и межрезервуарная миграция могут иметь боковое (латеральное) направление - вдоль напластования, и вертикальное - нормальное к напластованию. Отсюда различа­ют боковую и вертикальную миграцию. По характеру движения и исходя из физического состояния УВ различается ми­грация молекулярная (диффузия, движение в растворенном со­стоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного рас­твора).

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из по­род, в которых они образовались (нефтегазопредуцировавших) в коллекторы, называют первичной миграцией. Миграцию нефти и газа вне материнских пород называют вторичной миграцией.

Факторы миграции:

Уплотнеие пород (под влянием вышелœежащих толщ, а также тектонических процессов в меньшей степени и отжатие седиментационных вод с растворенными УВ).

Увеличение давления газов (под влиянием прогибания бассейна и уменьшения порового пространства происходит растворение нефти в газах и растрескивание пород, в связи с этим происходит первичная миграция).

Всплывание нефти и газа (чем больше наклон пласта и разница плотностей УВ и воды, тем интенсивнее всплывание).

Гидравлический фактор (при движении подземных вод облегчается всплывание нефти и газа в водонасыщенной среде, а также способствует перемещению УВ как в растворенном, так и в свободном состоянии).

Капиллярные силы (т.к. вода лучше смачивает породы, чем нефть силы поверхностного натяжения между породой и водой будут больше, чем между породой и нефтью – этим объясняется явление вытеснения нефти водой из мелких пор в крупные).

Упругие силы флюидов (вода сжимается меньше, чем нефть, в связи с этим она будет оказывать давление на нефть и способствовать растворению в ней газа и понижению ее вязкости и плотности, что увеличивает подвижность нефти).

Диффузия (подразумевает взаимное проникновение молекул одного вещества в другое вследствие разности концентрации и стремления выровнять их).

Коэффициенты расширения пород и заключенных в них флюидов при повышении температуры в результате погружения.

В природных условиях миграция УВ обуславливается всœем комплексом факторов, которые действуют одновременно или последовательно исходя из конкретных геологических и термобарических условий.

Формирование скоплений УВ

При формировании первичных залежей когда первичная миграция завершилась и УВ отжаты из пелитовых пород в породы-коллекторы дно бассейна редко имеет горизонтальное положение. Первичный уклон дна бассейна обуславливает миграцию УВ пласту-коллектору. Внутрирезервуарная миграция усиливается, когда слои увеличивают свой уклон тектоническими процессами, что приведит к увеличению силы плавучести УВ.

УВ могут находиться в свободном или растворенном в воде состоянии. Воды с растворенными УВ, перемещаясь из глубоких впадин (зон нефтегазообразования) к ее бортам (зонам нефтегазонакопления), теряют часть растворенных УВ вследствие снижения температуры и пластового давления. Выделившиеся и находящиеся в свободном состоянии УВ при наличии ловушек могут образовать промышленные скопления нефти и (или) газа. Выделœению растворенных в подземных водах УВ способствуют и другие факторы. При разгрузке подземных вод через флюидоупоры происходит повышение минœерализации вод, что обуславливает резкое снижение растворимости УВ в водах.

Струйная миграция УВ свободном состоянии происходит, когда капли нефти или пузырьки газа, объединяясь образуют струи, которые стремятся к приподнятому участку природного резервуара. В случае если на пути мигрирущих УВ окажутся ловушки, то может сформироваться локальное скопление нефти и (или) газа.

В случае если при формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате вертикальной (межформационной) миграции УВ из нефтегазоматеринских свит в нефтегазосодержащие отложения другого стратиграфического комплекса.

Путями, благоприятными для перетока УВ из одних стратиграфических комплексов в другие, являются проводящие нарушения, микро- и макротрещины, поверхности стратиграфических несогласий, аппараты грязевых вулканов и т.д. Формирование залежей может происходить ступенчато при сочетании горизонтальной и вертикальной миграции в различных частях разреза.

В платформенных условиях, где отложения почти не развиты залежи образуются в результате внутрирезервуарной (латеральной) миграции УВ.

В геосинклиналях и передовых прогибах с развитием нарушений, грязевых вулканов формирование скоплений УВ происходит за счёт вертикальной миграции.

При формировании вторичных залежей нефти и газа также играет прорыв УВ через слабопроницаемые покрышки из-за избыточного давления, вследствие различия в плотности флюидов. В верхних горизонтах образуются скопления газа, дальше вниз по разрезу газонефтяные и нефтяные.

При ступенчатом расположении структурных ловушек:

В случае если УВ мигрируют в свободном состоянии в виде струи нефти и газа. Обязательное условие – давление насыщения газа больше пластового давления. Струя газа опережает струю нефти и занимает наиболее погруженную первую на пути миграции ловушку. Ловушка, заполненная газом, не может принимать нефть и в связи с этим следующая ловушка будет аккумулировать газ и нефть, а затем только нефть.

В случае если миграция УВ происходит в растворенном состоянии. Обязательное условие – давление насыщения нефти газом меньше пластового давления. При движении растворов снижение давления и температуры способствует выделœению из раствора нефти и газа в свободное состояние. Так как жидкие УВ растворяются хуже, чем газообразные, первой из раствора выделится нефть и заполнит нижнюю ловушку. По мере снижения пластовых давлений и температуры в следующих ловушках будет аккумулироваться нефть и газ, а еще выше только газ.

Разрушение залежей нефти и газа

Процессы формирования и разрушения скоплений УВ нередко протекают одновременно. Некоторые факторы, вначале обуславливающие формирование залежей УВ со временем играют отрицательную рол, приводя к их разрушению.

Факторы разрушения скоплений нефти и газа :

Тектонические движения (при усилении приводят к эрозии нефтегазосодержащих комплексов).

Диффузионные процессы (действуют в направлении рассеивания УВ, в особенности газа).

Раскрытие ловушек, разрывные нарушения и эрозионные процессы (вследствие подвижек УВ, перемещаясь по слоям, выйдут на поверхность, что приводет к образованию асфальтов (битумов), окисления и испарения легких фракций УВ).

Геохимические процессы (протекают в зоне ВНК и ГВК, приводят к окислению УВ, образуя скопления свободной серы).

Гидродинамическая активность подземных вод (вымывание УВ из малоамплитудных и слабовыраженных ловушек).

Растворение УВ в подземных водах (на элизионном этапе воды способствуют аккумуляции УВ в ловушках, а на инфильтрационном этапе вытесняют УВ из залежи).

Действие процесса метоморфизма (с погружением толщи на глубину происходит уплотнение пород, разделœение нефтей на газ и твердые вещества; далее газы с увеличением температуры разделяется на углерод и водород).

Закономерности размещения скоплений нефти и газа

Наиболее крупные нефтяные и газовые местоскопления приурочены к платформенным областям и предгорным прогибам (Саудовская Аравия, Ирак, Кувейт), а также в местоскоплениях межгорных впадин (впадины Альпийского заложения).

Скопления нефти и газа в земной коре встречаются почти во всœех отложениях от кембрийских до неогеновых включительно, а в ряде случаев даже в четвертичных.

Анализ запасов УВ по глубинам показал,что максимальные запасы нефти и газа сосредоточены на глубинах от 1 до 3 км. Резкое сокращение величины разведанных запасов на глубинах свыше 3 км объясняется недостаточной изученностью.

Анализ прогнозных ресурсов показал, что почти везде промышленные скопления нефти и газа приурочены к осадочным породам – более 99% нефти и газа добыто из осадочных толщ и всœего 0,1% из кристаллических пород.

referatwork.ru