Способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин. Зона генерации нефти


Способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин

Использование: для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества НОВ, исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, при этом в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов. Технический результат: повышение достоверности и экспрессности определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к геологии, включая поисковую геохимию на нефть, и может быть использовано для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. При проведении геологоразведочных работ на нефть важным этапом является выявление в разрезе потенциально нефтематеринских пород, а также получение сведений о достижении зрелости нефтематеринской породы, необходимой для начала генерации нефти.

В традиционной нефтяной геологии до сих пор уделялось недостаточное внимание изучению доманикоидных формаций в связи с тем, что в них отсутствуют хорошие коллекторы для скопления углеводородов (УВ). Вместе с тем сланцевые толщи и доманикоидные отложения представляют собой особый нефтепоисковый объект, поскольку генерированные УВ аккумулируются непосредственно в самой толще этих пород. В последние годы появились специальные технологии бурения для извлечения углеводородов из низкопроницаемых коллекторов, поэтому доманикоидные и сланценосные отложения становятся весьма актуальным объектом для получения углеводородов.

Основной задачей, которая должна быть решена на этапе оценки нефтегенерационных свойств доманиковых и сланценосных отложений, является определение непосредственно самих толщ, обогащенных органическим веществом, способных генерировать УВ и относимых к зоне нефтегенерации и зоне газогенерации.

Доманикоидные и сланценосные отложения, различаясь по содержанию органического углерода (содержание для доманикоидных пород Сорг 0,5-24%) для сланцевых - более 24%), являются потенциально нефтематеринскими толщами, т.е. способными к генерации УВ. Способность к генерации УВ из органического вещества определяется рядом геологических факторов, ведущим из которых является палеотемпературный фактор прогрева пород в процессе катагенеза пород. Считается, что основная генерация УВ происходит в отложениях, определяемых как зона нефтяного окна, характеризующихся палеотемпературным прогревом примерно 90-170°C и определенными физико-химическими изменениями свойств органического вещества, которые соответствуют градациям мезокатагенеза МК1-МК2, а также отвечают началу преобразований градации МК3.

Доманикоидные и сланценосные породы, например, в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции залегают фактически в пределах всего вскрываемого интервала отложений, изучаемых на нефть и газ на различных гипсометрических уровнях от поверхности (обнажения) до глубин 5,5 км. Вскрываемые отложения глубокими скважинами при бурении характеризуются каротажными диаграммами, в т.ч. и гамма-каротажными. В зависимости от палеопрогрева ОВ пород одного и того же возраста может находиться на разных уровнях зрелости и соответственно различаться в способности к генерации УВ. В связи с этим определение по комплексу физических показателей отложений, генерирующих и одновременно аккумулирующих УВ, является весьма актуальным.

Значения гамма-активности, определяемые по радиоактивному каротажу, представляют собой суммарный отклик содержания урана в породе и в органическом веществе.

В настоящее время определение содержания органического вещества возможно по значениям гамма-каротажа. Например, коэффициент корреляции в баженовской свите составляет 0,67. [1]. В геологической практике это значение иногда применяется для приближенной оценки количества общего органического углерода или TOC (TOC - Total Organic Carbon) в глинах.

Таким образом, оценивается вклад в значения гамма-активности по каротажу органической части породы. Кроме того, следует учитывать, что вклад в общую гамма-активность радиоактивного каротажа вносят глинистые породы, содержащие радиоактивные торий и калий.

Поскольку в результате проведенных экспериментов была установлена зависимость между содержанием органического вещества и изменением величины гамма-активности урана при его созревании, можно прослеживать в пределах сланценосных и доманикоидных отложений отклик по гамма-каротажу, обусловленный изменением зрелости органического вещества и отвечающий зонам генерации нефти и газа.

Существуют разные способы определения зон нефте- и газогенерации обогащенных органическим веществом толщ.

Наиболее известным способом, при котором определяются отложения зоны нефтегенерации, является способ выделения нефтенасыщенных битуминозных глинистых коллекторов по данным промысловой геофизики, разработанный В.В. Хабаровым в 1980 гг. на примере отложений баженовской свиты Западной Сибири [1]. Этот метод основывается на показаниях гамма-каротажа (ГК), нейтронного каротажа (НК) и показаниях фокусированного бокового каротажа (БК) и применяется в отложениях баженовской свиты на Сургутском своде с 1996 г.

Недостатком этого способа является большое число расчетных формул для различных литологических пачек, выделяемых в соответствии с семью литологическими типами пород баженовской свиты (С1, С2, С3, Р1, Р2, Р3, Р4).

В качестве альтернативного способа известен способ определения зрелых нефтематеринских пород по патенту РФ №2261438 [2].

Способ включает отбор породы, выделение органического вещества из породы и его анализ. Выделенное из породы растворимое в органических растворителях органическое вещество хроматографируют и детектируют 4-метилдибензтиофен (4МДБТ) и 1-метилдибензтиофен (1МДБТ). При значении отношения 4МДБТ/1МДБТ>0,9 нефтематеринскую породу считают зрелой.

Недостатком этого способа является определение зрелости на основании изучения только растворимого в органических растворителях органического вещества породы. При этом не исключается возможность нахождения в составе растворимого ОВ органики как сингенетичного генезиса, так и эпигенетичного ОВ (мигрирующего из других слоев), что не позволяет однозначно оценивать зрелость ОВ пород. Данный способ требует детальной лабораторной пробоподготовки и не является достаточно экспрессным.

Известен более совершенный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификации по данным ГИС, разработанный Вендельштейном Б.Ю. и Костериной В.А. [3]. Предлагаемый способ выделения коллекторов, разделения их на классы и оценки характера насыщающего флюида рекомендуется для использования при оперативной и сводной интерпретации результатов ГИС в скважинах нефтяных и газовых месторождений.

Недостатком этого способа является отсутствие анализа гамма-активности, содержания и зрелости органического вещества вмещающих пород, что не позволяет четко прослеживать границы зон нефтегенерации и газогенерации.

В качестве прототипа для предлагаемого способа рассматривается «Способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты», защищенный патентом РФ №2330311 [4].

Для определения объемного содержания твердого органического вещества и глинистых минералов вместо интегрального метода ГК используют метод спектрометрического гамма каротажа (СГК). По СГК рассчитывают вклад каждого из радиоактивных элементов K (калий), U (уран) и Th (торий) в общую радиоактивность пород и их урановые эквиваленты. Способ основан на результатах изучения обогащенных органическим веществом пород баженовской свиты, нефтеносность которых установлена.

Способ включает отбор образцов керна из опорных скважин, исследование образцов для определения содержания глинистой фракции и твердого органического вещества, проведение в каждой исследуемой скважине нейтронного и бокового методов каротажа для определения величины пористости и выделения продуктивных коллекторов. На образцах керна из опорных скважин дополнительно измеряют содержание всех породообразующих минералов, элементный состав, состав органического вещества, распределение атомов урана по шлифам, отобранным по всему стволу каждой опорной скважины, и формируют объемную минерально-компонентную модель отложений баженовской свиты с определением петрофизических характеристик всех составляющих этой модели. При этом в каждой исследуемой скважине проводят дополнительно спектрометрический гамма-каротаж для определения концентраций калия, урана, тория, после чего строят зависимость водородосодержания, определенного по нейтронному каротажу, от содержания урана по спектрометрическому гамма-каротажу:

W=F(URAN),

где W - водородосодержание, определенное по нейтронному каротажу,

URAN - содержание урана по спектрометрическому гамма-каротажу.

Далее выявляют связь между содержанием урана и водородосодержанием в твердом органическом веществе:

Wi=A·URAN+B,

где Wi - водородосодержание в твердом органическом веществе;

A и B - коэффициенты зависимости.

Затем строят зависимость между суммарным излучением калия и тория и водородосодержанием по нейтронному каротажу за вычетом водородосодержания в твердом органическом веществе:

Δ=F(UeKTh),

где UeKTh - урановый эквивалент калия и тория;

Δ=W-Wi - водородосодержание по нейтронному каротажу за вычетом водородосодержания в твердом органическом веществе.

Далее выявляют связь между UeKTh и водородосодержанием в глинах (Δi)

Δi=C·UeKTh,

где Δi - водородосодержание в глинах;

C - коэффициент зависимости,

а коэффициент пористости для отложений баженовской свиты определяют по формуле:

Кпi=(Δ-Δi)/wн,

где Кпi - коэффициент пористости;

wн - водородосодержание в нефти.

Продуктивными коллекторами признают отложения баженовской свиты, обладающие пористостью, отличной от нуля.

Недостатком способа по патенту №2330311 является то, что в каждой исследуемой скважине требуется проведение дополнительного спектрометрического гамма-каротажа, позволяющего разделить общее гамма-излучение на излучения калия, тория и урана. Недостатком способа определения объемного содержания ОВ по СГК является большое число измерений для формирования объемной минерально-компонентной модели изучаемых отложений с определением петрофизических характеристик всех составляющих этой модели. Получаемые результаты зависят от точности проводимой калибровки аппаратуры при проведении СГК. При этом только зависимости, полученные на коллекции керна, позволяют находить связи между измеренными геофизическими параметрами. Кроме того, оценка содержания органического вещества не дает ответа на вопрос, какие именно соединения углерода присутствуют в отложениях, что не позволяет однозначно соотнести породы с зоной генерации нефти или с зоной генерации газа.

Технический результат предлагаемого изобретения выражается в повышении достоверности и экспрессности определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях.

Технический результат достигается тем, что в способе определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин, включающем отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества (НОВ), исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, иначе осуществляется исследование отобранных проб.

В отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев (таблица 1).

Для дальнейших исследований отбирают пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу (рис.1), из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений (доманикоидов, доманикитов, сланцев) по таблице 2, и по результатам сравнения значений с k определяют перспективную зону генерации углеводородов. Затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии, по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны образования углеводородов, т.е устанавливают зоны генерации нефти и газа.

Для исключения проб с преобладанием глинистых составляющих в случаях, когда соотношения значений показателя r и коэффициента корреляции k составляют менее 0,5, осуществляют исследование показаний пробы породы в отложениях выше и ниже исследуемой зоны в инфракрасном диапазоне света для исключения влияния повышения гамма-активности породы за счет ее увеличения в минеральной части.

Содержание 238U породы определяют по индивидуальной активности изотопа А Бк/кг абсолютным методом гамма-спектрометрического анализа. Количественное содержание ОВ, устанавливаемое на уровне диапазона содержания Сорг в доманикитах, доманикоидах и сланцах, по значениям r для дополнительного контроля определяют методом ИК-спектроскопии по числу и интенсивности полос поглощения в соответствующих диапазонах волн (рис.2).

Предлагаемый способ определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях позволяет сократить объем исследований, а на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик проб позволяет повысить достоверность исследований, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

В процессе проведения экспериментальных работ ИК-спектроскопическим методом была установлена прямая корреляция между гамма-активностью пород и содержанием ОВ, а в пределах одной толщи при разных глубинах погружения установлена обратная зависимость между величиной гамма-активности пород и уровнем катагенетической преобразованности ОВ.

Таким образом, предложенный способ определения зон генерации нефти и газа доманикоидных и сланценосных пород на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик позволяет повысить скорость, детальность и достоверность их выявления, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

Известно, что повышение содержания глинистости породы с одновременным уменьшением содержания органического вещества не вызывает существенных изменений в суммарной характеристике гамма-активности за счет повышения вклада тория и калия в увеличивающейся минеральной части осадочных пород и уменьшения вклада урана при уменьшении содержания органического вещества. Установлено, что такие изменения связаны с изменением фациальных условий осадконакопления, обусловленных рядом геологических факторов на стадии седиментогенеза и определяющих также смену биофаций в разрезе.

С целью подтверждения наличия в разрезе с высокой гамма-активностью интервала, обогащенного ОВ, осуществляется выборочный контроль по керну и определяется биофациальная обстановка путем выделения нерастворимого органического вещества и его изучения в световом микроскопе.

При биофациальном контроле оценивается состав и качество ОВ в пределах разреза, что обеспечивает в дальнейшем достоверную оценку мощности интервала, охарактеризованного по данным гамма-каротажа.

С целью выделения интервала разреза в скважине с общими характеристиками по глинистости пород проводится их доизучение ИК-спектроскопическим методом, позволяющим по изменению интенсивности поглощения определить увеличение содержания глинистых частиц.

В связи с этим первый этап сводится к анализу данных гамма-каротажной диаграммы скважины и выбору из соответствующего интервала разреза скважины пробы керна (или шлама) для контроля оптическими методами.

На втором этапе происходит установление уровня катагенетической преобразованности ОВ по данным гамма-каротажа, гамма-активности НОВ, ИК-спектроскопии на уровне градаций катагенеза и отнесение отложений к зоне нефтегенерации или зоне газогенерации.

В связи с этим второй этап разбивается на подэтапы.

Первый подэтап связан с определением зрелости ОВ или степени его катагенетической преобразованности по результатам изучения ОВ, извлеченного из керна, методами оптической микроскопии и ИК-спектроскопии и по значениям гамма-активности в нерастворимом органическом веществе.

Основой для реализации способа являются экспериментальные данные.

При изучении сланценосных отложений Калининградской области и диктионемовых сланцев Восточно-Европейской платформы, доманикитов и доманикоидов Тимано-Печорской провинции определялось содержание 238U в породе, керне, в НОВ, определялся уровень катагенеза ОВ.

Содержание 238U в нерастворимом ОВ определялось по гамма-спектрометрическим характеристикам тем же методом, что и в случае его определения в породе. Содержание Сорг определялось химико-битуминологическим методом и сопоставлялось с данными ИК-спектроскопических исследований по содержанию органики в НОВ, уровень катагенеза ОВ определялся на основе данных ИК-спектроскопии.

Методом ИК-спектроскопии по характеристике полученных спектров на основе анализа полос и величины интенсивности поглощения образца и на основании полученных спектральных характеристик с эталонными образцами определяется градация катагенеза ОВ вмещающих пород.

В целом для отложений, относимых по данным ИК-спектроскопии к зоне нефтяного окна (МК1, МК2-3) и генерирующих нефтяные углеводороды, установлены пониженные значения k при наибольшем разбросе их величины.

При этом контроль по изменению глинистости пород, влияющей на показатели радиоактивного каротажа, осуществляется в инфракрасном диапазоне света только в случаях резкого различия в значениях показателей - гамма-спектральной характеристики породы и гамма-спектральной характеристики НОВ по соотношению значений r и k, составляющей менее 0,63.

Контроль изменения биофациального состава ОВ осуществляется методом оптической микроскопии в проходящем свете при увеличении в 100 раз на микроскопе Leica.

Для получения количественных волновых характеристик, контролирующих изменение глинистости пород, и оценки уровня катагенеза ОВ и корреляции количественного содержания ОВ с данными гамма-активности, используют инфракрасный спектрометр Specord M 80 и осуществляют анализ в спектральном диапазоне 4000-400 см-1 контрольных образцов.

Содержание индивидуальной активности изотопа А Бк/кг в породе и в нерастворимом органическом веществе определяется абсолютным методом гамма-спектрометрического анализа.

Измерение активности образцов проводилось на спектрометре с полупроводниковым детектором (HPGe) чувствительным объемом 56 см3 и с разрешением 2 кэВ на линии 60 Со.

Спектры гамма-излучений обрабатывались стандартной программой SYSTEM-100 фирмы MICROSOFT, при этом для микроскопических и ИК-спектроскопических и гамма-спектрометрических исследований состава минеральной и органической составляющих образцов пород проводилась пробоподготовка по единой схеме из одного образца весом 100-150 г:

отобранные образцы дробятся и измельчаются до 10 мкм, просеиваются через сито (измельченные навески до 10 г отбираются на исследование ИК-спектроскопическим методом и для определения изменения глинистости и для гамма-активности 238U породы),

далее оставшиеся дезинтегрированные образцы обрабатываются соляной и плавиковой кислотами, и полученные образцы с выделенным нерастворимым органическим веществом распределяются на различные виды исследований -микроскопический для контроля биофаций и гамма-спектроскопический (для определения содержания 238U).

Оставшаяся часть нерастворимого органического вещества высушивается и смешивается с KBr для определения катагенетической преобразованности ОВ методом ИК-спектроскопии.

Таким образом, предложенный экспресс-метод для объективного выделения зоны нефтегенерации углеродсодержащей толщи и установления ее мощности по площади района работ основан на комплексной интерпретации гамма-каротажных и оптических характеристик пород. Достоверная интерпретация гамма-активности пород по радиоактивному каротажу не требует применения дорогостоящего дополнительного оборудования при бурении скважин, такого как спектральный гамма-каротаж. Единая пробоподготовка для различных видов анализа не требует дорогих химреагентов и позволяет достоверно по количественным показателям оценивать катагенез морских пород на уровне градаций катагенеза.

Материалы, поясняющие сущность изобретения, приведены в таблицах 1 и 2 и на рисунках 1 и 2.

Таким образом, предложенный способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных пород на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик позволяет повысить скорость, детальность и достоверность их выявления, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

ЛИТЕРАТУРА

1. Хабаров В.В. Разработка методики выделения нефтенасыщенных битуминозных глинистых коллекторов по данным промысловой геофизики (на примере отложений баженовской свиты Западной Сибири) / Автореф. дисс. Москва: ВНИИЯГГ. - 1980.

2. Способ определения зрелых нефтематеринских пород / И.В Гончаров, В.В. Самойленко, С.В. Носова, Н.В. Обласов // Патент РФ №2261438.

3. Вендельштейн Б.Ю., Костерина В.А. / Усовершенствованный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификации по данным ГИС // Интернет ресурс: www.petrogloss.narod.ru/BU_Kos.htm (25.08.2013).

4. Калмыков ГА. / Способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты // Патент RU (11) 2330311.

1. Способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин, включающий отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества НОВ, исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, отличающийся тем, что в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержание органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для исключения проб с преобладанием глинистых составляющих в случаях, когда соотношения значений показателя r и коэффициента корреляции k составляют менее 0,5, осуществляют исследование показаний пробы породы в отложениях выше и ниже исследуемой зоны в инфракрасном диапазоне света для исключения влияния повышения гамма-активности породы за счет ее увеличения в минеральной части.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержание 238U породы определяют по индивидуальной активности изотопа А Бк/кг относительным и абсолютным методами гамма-спектрометрического анализа.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что количественное содержание ОВ, устанавливаемое на уровне диапазона содержания Сорг в доманикитах, доманикоидах и сланцах, по значениям r для дополнительного контроля определяют методом ИК-спектроскопии по числу и интенсивности полос поглощения в соответствующих диапазонах волн

www.findpatent.ru

Зона - генерация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Зона - генерация

Cтраница 2

Следующие факторы, определяющие формирование зон генерации УВ, - совпадение в пространстве палеотемпературной зоны и зоны отжатия седиментационных вод и совпадение во времени фаз активной генерации УВ и максимального отжатия вод. Именно этими факторами определяется формирование главных зон генерации, откуда мог поступать основной поток углеводородных флюидов в зоны нефтегазонакопления.  [16]

Большинство исследователей предполагают, что зонами генерации основных компонентов западносибирской нефти являются наиболее погруженные в период осадконакопления участюг территории низменности, где накапливались мощные монотонные толщи глинистых пород, обогащенных органическим веществом.  [17]

В миоценовых отложениях было выделено несколько зон генерации: в Западно-Кубанском, Терско-Каспийском прогибах и в Дагестане, откуда шла региональная миграция в зоне нефтегазонакопления. Наиболее тяжелые нефти ( IX зона) приурочены к приподнятым бортовым частям прогиба, где они находятся в зоне действия гипергенных процессов. В центральной и северной частях прогиба вблизи зоны генерации будут встречены наиболее легкие нефти первой группы ( зона IV) и второй группы ( зона VII) по периферии северного борта. В северной части прогиба, где предполагается хорошая сохранность залежей, наличие тяжелых нефтей третьей и четвертой групп ( VIII и IX зоны) маловероятно.  [18]

Изменяя напряжение на отражателе, можно наблюдать зоны генерации клистрона.  [19]

В случае внутренней миграции поток теплоносителя из зон генерации теплоносителя не имеет определенных граничных параметров, а конденсированное топливо не имеет свойств тепломеханического тела.  [20]

Сжигание ВМЭ приводит к снижению уровня температур в зоне максимальной генерации оксидов азота и, следовательно, к значительному ( 25 - 44 %) снижению их концентрации в дымовых газах.  [21]

Установим приближенную зависимость частоты клистрона от режима в пределах зон генерации.  [23]

Из рисунка видно, что с изменением напряжения наблюдаются как зоны генерации, так и области изменения напряжения, где генерация отсутствует. Для каждой зоны напряжений, в которой имеет место генерация, экспериментально определен оптимальный максимальный ток, который и приведен на рис. 4.20 а. На рис. 4.20 также представлен диапазон частот, в котором имели место колебания выходного поля в каждой из зон генерации.  [25]

Для того чтобы среднее значение напряжения % совладало с серединой зоны генерации, в схеме должен быть предусмотрен потенциометр, с помощью которого осуществляется выбор рабочей точки.  [26]

В нижнемеловых отложениях, судя по палеотемпературе, выделяется несколько зон генерации: в Западно-Кубанском прогибе и Кропоткинской впадине, в Восточном Предкавказье - в Чернолесском и Терско-Каспийском прогибах.  [27]

Формирование зон нефтегазонакопления в верхневизейско-нижне-пермском комплексе связано с поступлением УВ из нескольких зон генерации. Наиболее крупная зона генерации расположена на севере Денисовской и Хорейверской впадин.  [28]

Следовательно, определяющим в нефтегеологическом районировании является бассейн и в его пределах зоны генерации углеводородов и нефтегазонакопления.  [29]

Зоны длительного прогрева 0В пород при температурах от 60 до 110 С могут быть зонами генерации конденсатов. К таким зонам относятся Сарпинский, Каратонский прогибы, Жаркамысский выступ, северная часть Астраханского свода, Уты-байский выступ.  [30]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Зона - генерация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Зона - генерация

Cтраница 4

С увеличением U0 по абсолютному значению растет напряженность тормозящего поля Е ( Up - U0) / d и клистрон будет работать в зоне генерации с более низким номером.  [46]

Если генератором является клистрон, то пришлось бы синхронизировать механическую и электронную настройки, чтобы во время развертки частотная метка от резонатора оставалась посредине зоны генерации клистрона ( фиг.  [47]

Умножив ( 2 - 79) на t / iM / 2, получим соотношение ( 2 - 69) для баланса мощности в центрах зон генерации.  [49]

Схема системы АПЧ источника накачки, с привязкой частоты к вершине доплеровски-уширенной линии поглощения, показана на рис. 1.2. Схема позволяет легко устанавливать частоту ССулазера в любой точке зоны генерации для достижения максимальной выходной мощности ЛОН.  [50]

При обезвоживании с грануляцией изменение масштаба аппарата может привести к сдвигу условий стабилизации гранулометрического состава материала в результате влияния коэффициента перемешивания на изменение плотности распределения времени пребывания материала в зоне генерации внутреннего рецикла и в зоне роста частиц. Вопрос масштабирования подробнее рассмотрен в разд.  [51]

Анализ распределения природных битумов по территориям древних платформ показывает, что основные зоны их аккумуляции приурочены к моноклинальным склонам крупных положительных структур, полого погружающихся в сторону глубокопогруженных впадин и прогибов, являющихся зонами генерации углеводородов.  [52]

Как видно из карты прогноза, в визейско-нижнепермском комплексе Тимано-Печорской НГП значительное место будут занимать газоконденсатные ( и нефтегазоконденсатные) залежи, которые имели небольшое значение в среднедевонско-нижнефранском комплексе и зоны распространения которых тяготели к зонам генерации.  [53]

Следующие факторы, определяющие формирование зон генерации УВ, - совпадение в пространстве палеотемпературной зоны и зоны отжатия седиментационных вод и совпадение во времени фаз активной генерации УВ и максимального отжатия вод. Именно этими факторами определяется формирование главных зон генерации, откуда мог поступать основной поток углеводородных флюидов в зоны нефтегазонакопления.  [54]

Учитывая существующее мнение о том, что область нефтегазообразования является частью области нефтегазонакопления, можно полагать, что преобладание нефтегазонакопления или газонакопления, а также виды миграции УВ из зон их генерации определяются степенью развития литогенеза и гидрогеологических процессов в зоне генерации УВ. Так, если на этапе раннего мезокатагенеза и позднего апокатагенеза более реальна водорастворенная миграция, а при переформировании залежей - струйная, то на основных стадиях нефтегазообразования и нефтегазонакопления роль этих видов миграции одинакова. Преобладание газо - или нефтегенерации на различных этапах литогенеза в зависимости от соотношения гумусовых и сапропелевых компонентов в составе ОВ обусловливает различия в пространственном размещении нефтяных и газовых месторождений по пути миграции УВ в среде водонасыщенных горных пород. Учитывая, что давление прорыва газа через неф-тенасыщенную среду ниже, чем через водонасыщенную [ Савченко В. П., 1975 г. ], можно полагать, что ловушки, расположенные на путях миграции гипсометрически ниже, окажутся преимущественно газоносными. С другой стороны, дегазация подземных вод в гипсометрически выше расположенных ловушках и выпадение газоконденсатной нефти в погруженных ловушках создают предпосылки для распространения газовых залежей в структурах, удаленных от области нефтегазообразования. Указанные различия находят отражение в принципе дифференциального улавливания УВ ( У. Гассоу, С. П. Максимов и др.) и реализуются в каждом нефтегазоносном бассейне в соответствии с конкретными геологическими, геохимическими и гидрогеологическими условиями.  [55]

Выявление пространственного размещения этих зон, а также региональных закономерностей изменения параметров состава нефтей, в частности содержания бензиновой фракции, количества метановых и ароматических УВ в них, смолисто-асфальтеновых компонентов и других показателей, дает возможность сделать предположение о направлении региональной миграции, о возможном расположении зон генерации, наличие которых прогнозируется нами по палеотемпературным максимумам.  [57]

Так же как и в Западно-Кубанском прогибе смена зон относительно легких нефтей зонами тяжелых и очень тяжелых нефтей происходит от наиболее погруженной части прогиба к приподнятым И в том и в другом случаях эти изменения обусловлены одними и теми же причинами: региональной миграцией углеводородных флюидов из зон генерации к бортовым частям прогибов с дифференциальной гравитацией и вторичным воздействием гипергенных факторов.  [58]

Этот тип миграции был впервые выявлен и рассмотрен в СССР С.П. Максимовым в 1964 г., который показал, что при струйной миграции в определенных геологических условиях, когда региональная миграция флюидов идет по хорошо проницаемым пластам-коллекторам вверх по восстанию, в пределах антиклинальной зоны с последовательной цепью ловушек в направлении миграции происходит увеличение плотности нефтей: в ближайших к зоне генерации ловушках скапливаются легкие УВ - газы и легкие нефти, далее - средние по плотности нефти и в самых крайних - тяжелые.  [59]

В ходе катагенетического преобразования РОВ образуются жидкие и газообразные УВ, причем их генерация происходит не равномерно, а с четко выраженными максимумами, которые принято называть главными фазами нефтеобразования ( на градациях MKi - MK2) и газообразования ( на градациях МКз-AKi) - В результате восходящей миграции ( латеральной миграции по восстанию пластов и вертикальной миграции поперек па-пластования) нефть и газ перемещаются из зон генерации в зону с оптимальными свойствами коллекторов и покрышек.  [60]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Зоны нефтегазонакопления - Справочник химика 21

    Правильное определение понятия зон нефтегазонакопления, а Также разработка их классификации должны способствовать, [c.111]

    Как показали проведенные исследования, циклы нефтегазообразования различаются по особенностям формирования зон нефтегазонакопления, по расположению зон генерации УВ, их близости или удаленности от зон аккумуляции, по интенсивности и длительности региональной миграции, наличию зон гипергенеза, их расположению и масштабам окислительных процессов в них, по интенсивности катагенных процессов и т. д. Поэтому для более обоснованного прогнозирования особое внимание следует уделить на первом этапе геохимических исследований выявлению и изучению закономерных изменений в составе нефтей. Для этого строят серию карт по стратиграфическим комплексам для определенного генотипа нефти, на которые наносят информацию о плотности нефти, содержании бензинов, их составе, количестве парафино-нафтеновой фракции с [c.158]

    А. А. Бакиров (1959 г.) предложил зоной нефтегазонакопления называть ассоциацию (совокупность) смежных и сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек. В основу классификации зон нефтегазонакопления А. А. Бакировым был положен принцип выделения генетически различных их типов с учетом геологических факторов, которым принадлежит главенствующая роль в формировании зон каждого выделяемого типа. В связи с этим было рекомендовано выделять зоны нефтегазонакопления структурного, рифогенного, литологического, стратиграфического и смешанного литолого-стратиграфического классов с более дробным делением каждого класса на группы и подгруппы (табл. 5). [c.113]

    ОСНОВНЫЕ ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ТИПЫ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ [c.112]

    В зонах нефтеобразования также возможно присутствие газовых скоплений, которые могли образоваться в результате дифференциального улавливания первыми ловушками на пути миграции газовых УВ, а в последующих — жидких. В этом случае раздельное прогнозирование следует проводить с учетом пространственного размещения зон генерации и зон нефтегазонакопления и возможных направлений миграции. [c.151]

    Зона генерации нефтей в юго-восточной части впадины иная. Судя по высокому содержанию бензольных ароматических УВ (20 %), она располагалась вблизи зон нефтегазонакопления. На востоке впадины в триасовых отложениях следует ожидать присутствие нефтей II генотипа, которые уже обнаружены на площадях Караганда и Кенкияк. Таким образом, в отложениях триаса в пределах Прикаспийской впадины и ее обрамления могут быть встречены нефти II и IV генотипов (рис. 29). [c.170]

    В миоценовых отложениях было выделено несколько зон генерации в Западно-Кубанском, Терско-Каспийском прогибах и в Дагестане, откуда шла региональная миграция в зоне нефтегазонакопления. На карте прогноза состава нефтей Западно-Кубанского прогиба выделено четыре зоны с разной плотностью нефти, г/см IV (0,800 - 0,839), VII (0,830 - [c.185]

    У.1.1. ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ НЕФТЕЙ ПРИ МИГРАЦИИ И ФОРМИРОВАНИИ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ [c.112]

    Выявление названных генетических категорий в пределах регионально нефтегазоносных территорий с присущими им особенностями формирования региональных зон нефтегазонакопления имеет большое значение не только для познания общих закономерностей развития регионально нефтегазоносных территорий с целью научно обоснованного выбора оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ, но и для дифференцированного прогнозирования пространственного распределения ресурсов УВ по отдельным крупным гео-структурным элементам исследуемых территорий. [c.79]

    Как показывает практика поисково-разведочных работ, единичные изолированные местоскопления нефти и газа в природных условиях не встречаются, они обычно группируются в зоны нефтегазонакопления. [c.111]

    Следовательно, при прогнозировании и изучении зон нефтегазонакопления, приуроченных к районам развития региональных разрывных нарушений, прежде всего, необходимо решить вопрос о том, какую роль в данном регионе играют нарушения — или непосредственно способствуют формированию зон нефтегазонакопления, или, напротив, создают условия для разрушения ранее сформировавшихся скоплений УВ. [c.120]

    Зоны нефтегазонакопления структурного типа [c.113]

    Единой общепринятой классификации зон нефтегазонакопления пока нет. Взгляды исследователей относительно содержания и объема этого термина различны. Одни ученые ограничивают зоны нефтегазонакопления рамками структурных элементов, не учитывая при этом, что формирование зон нефтегазонакопления некоторых, генетических групп контролируется в решающей степени не структурным, а литологическим фактором другие — выделяют зоны нефтегазонакопления в географическом аспекте, обозначая этим термином лишь то или иное географическое подразделение нефтегазоносной территории. В некоторых опубликованных работах название зона нефтегазонакопления вообще употребляется произвольно, в него вкладывается различное содержание. [c.111]

    Самотлорская зона нефтегазонакопления на Нижневартовском своде, основные запасы нефти которой связаны с отложениями нижнего мела, образующими в основном три продуктивных этажа, разделенных между собой мощными экранами глинистых толщ (рис. 67)  [c.115]

    Зоны нефтегазонакопления региональных поднятий наиболее широко распространены в нефтегазоносных провинциях как в СССР, так и за рубежом. Формирование этих зон обусловливается наличием региональных линейно вытянутых поднятий, состоящих из ряда локальных антиклинальных генетически связанных между собой структур. [c.113]

    Следует сказать о том, что к разрывным нарушениям приурочены лишь некоторые типы зон нефтегазонакопления, в то время как известны многочисленные зоны нефтегазонакопления других генетических типов, формирование которых совершенно не связано с разрывными нарушениями. [c.121]

    Региональные положительные структуры, с которыми генетически связаны зоны нефтегазонакопления рассматриваемой группы, могут быть двух типов — поднятия унаследованного и инверсионного развития. Первые характеризуются обычно соответствием структурных планов регионально нефтегазоносных этажей и ареалов нефтегазоносности отложений разных литолого-стратиграфических комплексов, участвующих в их строении вторые отличаются несоответствием и большей частью обратным соотношением структурных поверхностей крупных литолого-стратиграфических комплексов. Вследствие этого в пределах поднятий инверсионного происхождения аре- [c.113]

    Kpo 4e того, во всех без исключения нефтегазоносных провинциях встречаются зоны нефтегазонакопления структурного типа в районах, где отсутствуют глубинные разломы. И, наоборот, известны многочисленные районы развития глубинных раз- [c.122]

    Н.С. Шулова в 1968 г. разработали экспрессную методику диагностики гипергенно измененных нефтей, что позволило определять масштабы гипергенеза и выделять окисленные нефти. Автором была также разработана методика выделения зон генерации УВ по палеотемпературным данным. Это дало возможность выявить закономерные изменения нефтей в направлении от зон генерации к зонам нефтегазонакопления. [c.3]

    Зоны нефтегазонакопления региональных разрывных нару-шений приурочены к крупным разрывным дислокациям, осложняющим борты внутриплатформенных впадин, а также сводовых и линейно вытянутых поднятий. [c.115]

    Сопоставление критериев выделения генетических типов нефтей позволило дать анализ их информативности, которая оценивалась с нескольких позиций. Во-первых, следовало оценить возможность применения единых как в числовом, так и в качественном отношении критериев для генетической типизации нефтей в палеозойских отложениях Прикаспийской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской НГП. Важно было выявить, какие параметры показывают четкие различия разных генотипов во всех рассмотренных регионах, а какие информативны только для каждой из указанных провинций или районов или даже отдельных зон нефтегазонакопления. Во-вторых, следовало оценить, как изменяются (или не изменяются) показатели генетических типов нефтей, залегающих в одновозрастных отложениях (сингенетичных) рассмотренных районов. В-третъих, нужно было выяснить, какие наборы параметров наиболее характерны и универсальны для генетической типизации нефтей разных нефтегазоносных провинций. [c.39]

    К началу плиоцена каменноугольные отложения почти на всей территории Прикаспийской впадины находились в благоприятных температурных условиях для генерации нефтяных УВ II генетического типа (при наличии соответствующих нефте материнских пород). Поэтому в любой части Прикаспийской впадины (при прочих благоприятных условиях — наличии нефтематеринских пород, коллекторов, покрышек и т. д.) возможно размещение нефтей II генотипа. На востоке впадины в Кенкияк-Каратюбинской и Енбекской зонах нефтегазонакопления, на юго-восто-ке в Южно-Эмбинской и Биикжальской зонах нефтегазонакопления, на юге в Прорвинско-Азнагупьской зоне нефтегазонакопления имеются нефти II генотипа либо в каменноугольных, либо в вышележащих отложениях. Нефти II генотипа могут присутствовать в каменноугольных отложениях Байчунасского и Гурьевского прогибов на юге. Волгоградского прогиба на западе, северного склона впадины и на восточном борту впадины. [c.162]

    Во время существования нефтей в земной коре они подвергаются действию различных факторов, вызывающих изменения в их свойствах и составе. Меняется в той или иной степени геохимическая характеристика нефти под воздействием тех факторов, которые связаны с локальными и глобальными геологическими процессами. Перестройка структурного плана, инверсии, приводящие в одной части региона к воздыманию отложений, в том числе и структур с залежами УВ, а в другой - к их погружению в область высоких температуры и давления, вызывает перемещение флюидов, иногда их перетоки из нижележащих горизонтов в вышележащие, потерю легких фракций и окисление в верхней части разреза и катагенные преобразования в нижней. Происходят геохимические изменения нефтей (в отличие от генетических), так как мейг4 тся их химический состав вследствие геологических причин, которые определяют также особенности формирования не только того или иного месторождения, но и зон нефтегазонакопления. [c.112]

    Следующие факторы, определяющие формирование зон генерации УВ, - совпадение в пространстве палеотемпературной зоны и зоны от-жатия седиментационных вод и совпадение во времени фаз активной генерации УВ и максимального отжатия вод. Именно этими факторами определяется формирование главных зон генерации, откуда мог поступать основной поток углеводородных флюидов в зоны нефтегазонакопления. Исходя из приведенных положений, мы рассмотрели распределение в пространстве и формирование во времени основных зон генерации УВ. [c.115]

    Генерация нефтей III генотипа связана, по всей вероятности, с рассмотренной выше зоной палеотемпературы 60 °С. Нефти III генотипа могут быть встречены и на прилегающих участках внутренней зоны бортового прогиба на западе и северо-западе. Из другой зоны генерации нефти в пермские отложения поступали, по-видимому, на севере, в пределах внешней зоны бортового прогиба. Нефти III генотипа могут быть встречены в Енбекской и Кенкияк-Каратюбинской зонах нефтегазонакопления. В последней уже установлены нефти III генотипа. На западе, в Ровненско- [c.164]

    Мокроусовской и Лободинско-Камышинской зонах нефтегазонакопления, на юго-западе, юге и юго-востоке Прикаспийской впадины нахождение нефтей III генотипа в пермских отложениях маловероятно. [c.165]

    Регионально распространенные породы-коллекторы широко развиты в пределах значительной площади областей генерации и аккумуляции УВ, где не отмечается существенных изменений их литологической характеристики и мощностей, например породы-коллекторы миоценового возраста Грозненского района, продуктивная толща Апшеронского полуострова. Зональные коллекторы имеют относительно меньшую площадь распространения, охватывая зоны нефтегазонакопления или части нефтегазоносной области, в отличне от локальных пород-коллекторов, развитых в пределах локальных структур или группы нескольких смежных местоскоплений. [c.55]

    На основе анализа строения и распространенности слабопроницаемых пород на примере эпипалеозойских платформ СССР и сопредельных регионов Э. А. Бакиров (1969 г.) предложил классификацию флюидоупоров (покрышек) с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе. По выдержанности флюидоупоров в пределах нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных областей, зон нефтегазонакопления и местоскоплений нефти и газа Э. А. Бакиров выделил региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры. [c.59]

    К зональным флюидоупорам относят непроницаемые толщи пород значительной мощности, распространение которых ограничивается зоной нефтегазонакопления или частью территории нефтегазоносной области, приуроченной к структурным элементам второго порядка (валообразным поднятиям или к тектоническим блокам, объединяющим несколько локальных структур). В качестве примера зонального флюидоупора можно привести альбские глинистые отложения востока Туранской плиты. [c.59]

    Локальные флюидоупоры распространены в пределах одного или нескольких близко расположенных местоскоплений и не выходят за пределы зоны нефтегазонакопления. Как правило, их площадь распространения контролируется локальной [c.59]

    В ряде районов Поволжья, Предкавказья, Диепровско-До-нецкой впадины, Апшерона в зонах нефтегазонакопления отмечены повышенные тепловые аномалии по сравнению с примыкающими к ним участками, где промышленные скопления УВ отсутствуют. Причем в Днепровско-Донецкой впадине зоны преимущественного газонакопления характеризуются более высокими температурами по сравнению с зонами преимущественного нефтенакопления. Предполагается, что приуроченность положительных тепловых аномалий к зонам нефтегазонакопления объясняется выносом тепла из погруженных депрессионных участков при формировании залежей нефти и газа, а также процессами окисления нефти [Макаренко Ф.А., Сергиенко С. И., 1974 г.]. [c.78]

    К категории региональных скоплений УВ относятся нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления. Регионально нефтегазоносные территории подразделяются с учетом приуроченности их к определенным генетическим типам геоструктурных элементов, иерархически соподчиненных. [c.79]

    Характерным примером зон нефтегазонакопления рассматриваемой группы в межгорных впадинах может служить зона нефтегазонакопления, приуроченная к системе Шраттенберг-Штайнбергских сбросов (протяженностью свыше 100 км), осложняющей северо-западный борт Венской впадины (Австрия и Чехословакия). Сбросы представляют собой разрывные нарушения, расположенные кулисообразно, амплитуда сбросов [c.118]

    В этом отношении особенно характерны зоны нефтегазонакопления участков регионального выклинивания литолого-стратиграфических комплексов или участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми по восстанию пластов на моноклиналях или же к зонам распространения погребенных песчаных прибрежных валов и дельт палеорек в районах, не затронутых какими-либо разрывными нарушениями. [c.121]

chem21.info

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ ДОМАНИКОИДНЫХ И СЛАНЦЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В РАЗРЕЗАХ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

Изобретение относится к геологии, включая поисковую геохимию на нефть, и может быть использовано для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. При проведении геологоразведочных работ на нефть важным этапом является выявление в разрезе потенциально нефтематеринских пород, а также получение сведений о достижении зрелости нефтематеринской породы, необходимой для начала генерации нефти.

В традиционной нефтяной геологии до сих пор уделялось недостаточное внимание изучению доманикоидных формаций в связи с тем, что в них отсутствуют хорошие коллекторы для скопления углеводородов (УВ). Вместе с тем сланцевые толщи и доманикоидные отложения представляют собой особый нефтепоисковый объект, поскольку генерированные УВ аккумулируются непосредственно в самой толще этих пород. В последние годы появились специальные технологии бурения для извлечения углеводородов из низкопроницаемых коллекторов, поэтому доманикоидные и сланценосные отложения становятся весьма актуальным объектом для получения углеводородов.

Основной задачей, которая должна быть решена на этапе оценки нефтегенерационных свойств доманиковых и сланценосных отложений, является определение непосредственно самих толщ, обогащенных органическим веществом, способных генерировать УВ и относимых к зоне нефтегенерации и зоне газогенерации.

Доманикоидные и сланценосные отложения, различаясь по содержанию органического углерода (содержание для доманикоидных пород Сорг 0,5-24%) для сланцевых - более 24%), являются потенциально нефтематеринскими толщами, т.е. способными к генерации УВ. Способность к генерации УВ из органического вещества определяется рядом геологических факторов, ведущим из которых является палеотемпературный фактор прогрева пород в процессе катагенеза пород. Считается, что основная генерация УВ происходит в отложениях, определяемых как зона нефтяного окна, характеризующихся палеотемпературным прогревом примерно 90-170°C и определенными физико-химическими изменениями свойств органического вещества, которые соответствуют градациям мезокатагенеза МК1-МК2, а также отвечают началу преобразований градации МК3.

Доманикоидные и сланценосные породы, например, в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции залегают фактически в пределах всего вскрываемого интервала отложений, изучаемых на нефть и газ на различных гипсометрических уровнях от поверхности (обнажения) до глубин 5,5 км. Вскрываемые отложения глубокими скважинами при бурении характеризуются каротажными диаграммами, в т.ч. и гамма-каротажными. В зависимости от палеопрогрева ОВ пород одного и того же возраста может находиться на разных уровнях зрелости и соответственно различаться в способности к генерации УВ. В связи с этим определение по комплексу физических показателей отложений, генерирующих и одновременно аккумулирующих УВ, является весьма актуальным.

Значения гамма-активности, определяемые по радиоактивному каротажу, представляют собой суммарный отклик содержания урана в породе и в органическом веществе.

В настоящее время определение содержания органического вещества возможно по значениям гамма-каротажа. Например, коэффициент корреляции в баженовской свите составляет 0,67. [1]. В геологической практике это значение иногда применяется для приближенной оценки количества общего органического углерода или TOC (TOC - Total Organic Carbon) в глинах.

Таким образом, оценивается вклад в значения гамма-активности по каротажу органической части породы. Кроме того, следует учитывать, что вклад в общую гамма-активность радиоактивного каротажа вносят глинистые породы, содержащие радиоактивные торий и калий.

Поскольку в результате проведенных экспериментов была установлена зависимость между содержанием органического вещества и изменением величины гамма-активности урана при его созревании, можно прослеживать в пределах сланценосных и доманикоидных отложений отклик по гамма-каротажу, обусловленный изменением зрелости органического вещества и отвечающий зонам генерации нефти и газа.

Существуют разные способы определения зон нефте- и газогенерации обогащенных органическим веществом толщ.

Наиболее известным способом, при котором определяются отложения зоны нефтегенерации, является способ выделения нефтенасыщенных битуминозных глинистых коллекторов по данным промысловой геофизики, разработанный В.В. Хабаровым в 1980 гг. на примере отложений баженовской свиты Западной Сибири [1]. Этот метод основывается на показаниях гамма-каротажа (ГК), нейтронного каротажа (НК) и показаниях фокусированного бокового каротажа (БК) и применяется в отложениях баженовской свиты на Сургутском своде с 1996 г.

Недостатком этого способа является большое число расчетных формул для различных литологических пачек, выделяемых в соответствии с семью литологическими типами пород баженовской свиты (С1, С2, С3, Р1, Р2, Р3, Р4).

В качестве альтернативного способа известен способ определения зрелых нефтематеринских пород по патенту РФ №2261438 [2].

Способ включает отбор породы, выделение органического вещества из породы и его анализ. Выделенное из породы растворимое в органических растворителях органическое вещество хроматографируют и детектируют 4-метилдибензтиофен (4МДБТ) и 1-метилдибензтиофен (1МДБТ). При значении отношения 4МДБТ/1МДБТ>0,9 нефтематеринскую породу считают зрелой.

Недостатком этого способа является определение зрелости на основании изучения только растворимого в органических растворителях органического вещества породы. При этом не исключается возможность нахождения в составе растворимого ОВ органики как сингенетичного генезиса, так и эпигенетичного ОВ (мигрирующего из других слоев), что не позволяет однозначно оценивать зрелость ОВ пород. Данный способ требует детальной лабораторной пробоподготовки и не является достаточно экспрессным.

Известен более совершенный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификации по данным ГИС, разработанный Вендельштейном Б.Ю. и Костериной В.А. [3]. Предлагаемый способ выделения коллекторов, разделения их на классы и оценки характера насыщающего флюида рекомендуется для использования при оперативной и сводной интерпретации результатов ГИС в скважинах нефтяных и газовых месторождений.

Недостатком этого способа является отсутствие анализа гамма-активности, содержания и зрелости органического вещества вмещающих пород, что не позволяет четко прослеживать границы зон нефтегенерации и газогенерации.

В качестве прототипа для предлагаемого способа рассматривается «Способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты», защищенный патентом РФ №2330311 [4].

Для определения объемного содержания твердого органического вещества и глинистых минералов вместо интегрального метода ГК используют метод спектрометрического гамма каротажа (СГК). По СГК рассчитывают вклад каждого из радиоактивных элементов K (калий), U (уран) и Th (торий) в общую радиоактивность пород и их урановые эквиваленты. Способ основан на результатах изучения обогащенных органическим веществом пород баженовской свиты, нефтеносность которых установлена.

Способ включает отбор образцов керна из опорных скважин, исследование образцов для определения содержания глинистой фракции и твердого органического вещества, проведение в каждой исследуемой скважине нейтронного и бокового методов каротажа для определения величины пористости и выделения продуктивных коллекторов. На образцах керна из опорных скважин дополнительно измеряют содержание всех породообразующих минералов, элементный состав, состав органического вещества, распределение атомов урана по шлифам, отобранным по всему стволу каждой опорной скважины, и формируют объемную минерально-компонентную модель отложений баженовской свиты с определением петрофизических характеристик всех составляющих этой модели. При этом в каждой исследуемой скважине проводят дополнительно спектрометрический гамма-каротаж для определения концентраций калия, урана, тория, после чего строят зависимость водородосодержания, определенного по нейтронному каротажу, от содержания урана по спектрометрическому гамма-каротажу:

W=F(URAN),

где W - водородосодержание, определенное по нейтронному каротажу,

URAN - содержание урана по спектрометрическому гамма-каротажу.

Далее выявляют связь между содержанием урана и водородосодержанием в твердом органическом веществе:

Wi=A·URAN+B,

где Wi - водородосодержание в твердом органическом веществе;

A и B - коэффициенты зависимости.

Затем строят зависимость между суммарным излучением калия и тория и водородосодержанием по нейтронному каротажу за вычетом водородосодержания в твердом органическом веществе:

Δ=F(UeKTh),

где UeKTh - урановый эквивалент калия и тория;

Δ=W-Wi - водородосодержание по нейтронному каротажу за вычетом водородосодержания в твердом органическом веществе.

Далее выявляют связь между UeKTh и водородосодержанием в глинах (Δi)

Δi=C·UeKTh,

где Δi - водородосодержание в глинах;

C - коэффициент зависимости,

а коэффициент пористости для отложений баженовской свиты определяют по формуле:

Кпi=(Δ-Δi)/wн,

где Кпi - коэффициент пористости;

wн - водородосодержание в нефти.

Продуктивными коллекторами признают отложения баженовской свиты, обладающие пористостью, отличной от нуля.

Недостатком способа по патенту №2330311 является то, что в каждой исследуемой скважине требуется проведение дополнительного спектрометрического гамма-каротажа, позволяющего разделить общее гамма-излучение на излучения калия, тория и урана. Недостатком способа определения объемного содержания ОВ по СГК является большое число измерений для формирования объемной минерально-компонентной модели изучаемых отложений с определением петрофизических характеристик всех составляющих этой модели. Получаемые результаты зависят от точности проводимой калибровки аппаратуры при проведении СГК. При этом только зависимости, полученные на коллекции керна, позволяют находить связи между измеренными геофизическими параметрами. Кроме того, оценка содержания органического вещества не дает ответа на вопрос, какие именно соединения углерода присутствуют в отложениях, что не позволяет однозначно соотнести породы с зоной генерации нефти или с зоной генерации газа.

Технический результат предлагаемого изобретения выражается в повышении достоверности и экспрессности определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях.

Технический результат достигается тем, что в способе определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин, включающем отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества (НОВ), исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, иначе осуществляется исследование отобранных проб.

В отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев (таблица 1).

Для дальнейших исследований отбирают пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу (рис.1), из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений (доманикоидов, доманикитов, сланцев) по таблице 2, и по результатам сравнения значений с k определяют перспективную зону генерации углеводородов. Затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии, по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны образования углеводородов, т.е устанавливают зоны генерации нефти и газа.

Для исключения проб с преобладанием глинистых составляющих в случаях, когда соотношения значений показателя r и коэффициента корреляции k составляют менее 0,5, осуществляют исследование показаний пробы породы в отложениях выше и ниже исследуемой зоны в инфракрасном диапазоне света для исключения влияния повышения гамма-активности породы за счет ее увеличения в минеральной части.

Содержание 238U породы определяют по индивидуальной активности изотопа А Бк/кг абсолютным методом гамма-спектрометрического анализа. Количественное содержание ОВ, устанавливаемое на уровне диапазона содержания Сорг в доманикитах, доманикоидах и сланцах, по значениям r для дополнительного контроля определяют методом ИК-спектроскопии по числу и интенсивности полос поглощения в соответствующих диапазонах волн (рис.2).

Предлагаемый способ определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях позволяет сократить объем исследований, а на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик проб позволяет повысить достоверность исследований, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

В процессе проведения экспериментальных работ ИК-спектроскопическим методом была установлена прямая корреляция между гамма-активностью пород и содержанием ОВ, а в пределах одной толщи при разных глубинах погружения установлена обратная зависимость между величиной гамма-активности пород и уровнем катагенетической преобразованности ОВ.

Таким образом, предложенный способ определения зон генерации нефти и газа доманикоидных и сланценосных пород на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик позволяет повысить скорость, детальность и достоверность их выявления, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

Известно, что повышение содержания глинистости породы с одновременным уменьшением содержания органического вещества не вызывает существенных изменений в суммарной характеристике гамма-активности за счет повышения вклада тория и калия в увеличивающейся минеральной части осадочных пород и уменьшения вклада урана при уменьшении содержания органического вещества. Установлено, что такие изменения связаны с изменением фациальных условий осадконакопления, обусловленных рядом геологических факторов на стадии седиментогенеза и определяющих также смену биофаций в разрезе.

С целью подтверждения наличия в разрезе с высокой гамма-активностью интервала, обогащенного ОВ, осуществляется выборочный контроль по керну и определяется биофациальная обстановка путем выделения нерастворимого органического вещества и его изучения в световом микроскопе.

При биофациальном контроле оценивается состав и качество ОВ в пределах разреза, что обеспечивает в дальнейшем достоверную оценку мощности интервала, охарактеризованного по данным гамма-каротажа.

С целью выделения интервала разреза в скважине с общими характеристиками по глинистости пород проводится их доизучение ИК-спектроскопическим методом, позволяющим по изменению интенсивности поглощения определить увеличение содержания глинистых частиц.

В связи с этим первый этап сводится к анализу данных гамма-каротажной диаграммы скважины и выбору из соответствующего интервала разреза скважины пробы керна (или шлама) для контроля оптическими методами.

На втором этапе происходит установление уровня катагенетической преобразованности ОВ по данным гамма-каротажа, гамма-активности НОВ, ИК-спектроскопии на уровне градаций катагенеза и отнесение отложений к зоне нефтегенерации или зоне газогенерации.

В связи с этим второй этап разбивается на подэтапы.

Первый подэтап связан с определением зрелости ОВ или степени его катагенетической преобразованности по результатам изучения ОВ, извлеченного из керна, методами оптической микроскопии и ИК-спектроскопии и по значениям гамма-активности в нерастворимом органическом веществе.

Основой для реализации способа являются экспериментальные данные.

При изучении сланценосных отложений Калининградской области и диктионемовых сланцев Восточно-Европейской платформы, доманикитов и доманикоидов Тимано-Печорской провинции определялось содержание 238U в породе, керне, в НОВ, определялся уровень катагенеза ОВ.

Содержание 238U в нерастворимом ОВ определялось по гамма-спектрометрическим характеристикам тем же методом, что и в случае его определения в породе. Содержание Сорг определялось химико-битуминологическим методом и сопоставлялось с данными ИК-спектроскопических исследований по содержанию органики в НОВ, уровень катагенеза ОВ определялся на основе данных ИК-спектроскопии.

Методом ИК-спектроскопии по характеристике полученных спектров на основе анализа полос и величины интенсивности поглощения образца и на основании полученных спектральных характеристик с эталонными образцами определяется градация катагенеза ОВ вмещающих пород.

В целом для отложений, относимых по данным ИК-спектроскопии к зоне нефтяного окна (МК1, МК2-3) и генерирующих нефтяные углеводороды, установлены пониженные значения k при наибольшем разбросе их величины.

При этом контроль по изменению глинистости пород, влияющей на показатели радиоактивного каротажа, осуществляется в инфракрасном диапазоне света только в случаях резкого различия в значениях показателей - гамма-спектральной характеристики породы и гамма-спектральной характеристики НОВ по соотношению значений r и k, составляющей менее 0,63.

Контроль изменения биофациального состава ОВ осуществляется методом оптической микроскопии в проходящем свете при увеличении в 100 раз на микроскопе Leica.

Для получения количественных волновых характеристик, контролирующих изменение глинистости пород, и оценки уровня катагенеза ОВ и корреляции количественного содержания ОВ с данными гамма-активности, используют инфракрасный спектрометр Specord M 80 и осуществляют анализ в спектральном диапазоне 4000-400 см-1 контрольных образцов.

Содержание индивидуальной активности изотопа А Бк/кг в породе и в нерастворимом органическом веществе определяется абсолютным методом гамма-спектрометрического анализа.

Измерение активности образцов проводилось на спектрометре с полупроводниковым детектором (HPGe) чувствительным объемом 56 см3 и с разрешением 2 кэВ на линии 60 Со.

Спектры гамма-излучений обрабатывались стандартной программой SYSTEM-100 фирмы MICROSOFT, при этом для микроскопических и ИК-спектроскопических и гамма-спектрометрических исследований состава минеральной и органической составляющих образцов пород проводилась пробоподготовка по единой схеме из одного образца весом 100-150 г:

отобранные образцы дробятся и измельчаются до 10 мкм, просеиваются через сито (измельченные навески до 10 г отбираются на исследование ИК-спектроскопическим методом и для определения изменения глинистости и для гамма-активности 238U породы),

далее оставшиеся дезинтегрированные образцы обрабатываются соляной и плавиковой кислотами, и полученные образцы с выделенным нерастворимым органическим веществом распределяются на различные виды исследований -микроскопический для контроля биофаций и гамма-спектроскопический (для определения содержания 238U).

Оставшаяся часть нерастворимого органического вещества высушивается и смешивается с KBr для определения катагенетической преобразованности ОВ методом ИК-спектроскопии.

Таким образом, предложенный экспресс-метод для объективного выделения зоны нефтегенерации углеродсодержащей толщи и установления ее мощности по площади района работ основан на комплексной интерпретации гамма-каротажных и оптических характеристик пород. Достоверная интерпретация гамма-активности пород по радиоактивному каротажу не требует применения дорогостоящего дополнительного оборудования при бурении скважин, такого как спектральный гамма-каротаж. Единая пробоподготовка для различных видов анализа не требует дорогих химреагентов и позволяет достоверно по количественным показателям оценивать катагенез морских пород на уровне градаций катагенеза.

Материалы, поясняющие сущность изобретения, приведены в таблицах 1 и 2 и на рисунках 1 и 2.

Таким образом, предложенный способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных пород на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик позволяет повысить скорость, детальность и достоверность их выявления, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

ЛИТЕРАТУРА

1. Хабаров В.В. Разработка методики выделения нефтенасыщенных битуминозных глинистых коллекторов по данным промысловой геофизики (на примере отложений баженовской свиты Западной Сибири) / Автореф. дисс. Москва: ВНИИЯГГ. - 1980.

2. Способ определения зрелых нефтематеринских пород / И.В Гончаров, В.В. Самойленко, С.В. Носова, Н.В. Обласов // Патент РФ №2261438.

3. Вендельштейн Б.Ю., Костерина В.А. / Усовершенствованный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификации по данным ГИС // Интернет ресурс: www.petrogloss.narod.ru/BU_Kos.htm (25.08.2013).

4. Калмыков ГА. / Способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты // Патент RU (11) 2330311.

edrid.ru

47. Типы нгб, особенности их строения и характеристика условий генерации нефти и газа, аккумуляция и сохранность залежей.

И.О. Брод использовал понятие: НГБ – это области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры, с которыми связаны многочисленные зоны нефтегазонакопления и питающие их нефтесборные площади. Три типа бассейнов: равнинные – нефтегазоносные бассейны платформенных впадин; предгорные - границы, склоны поднятий и линейно-вытянутые валы, разделяющие бассейны; межгорные – широко распространены в орогенических и геосинклинальных областях. Предгорные бассейны с одной стороны ограничиваются горными сооружениями, а с другой склоном платформы. И далее под НГБ стали понимать – участок осадочной оболочки земной коры в пределах впадин, различающихся по тектонической природе и размерам, выполненных отложениями мощности, состав и строение которых обеспечивают возможность образования УВ, формирование и сохранность скопления. НГБ – смежные нефтегазоносные области, сходные по геологическому строению, по региональным условиям осадконакопления в отдельные геологические периоды и эры. При выделении зон и областей нефтегазоносности учитывается специфические черты геологического строения: тектонические, литологические, стратиграфические. Зоны объединяют в районы нефтегазовые. Классификация НГБ: внутриплатформенные бассейны; бассейны эпиплатформенных орогенов; бассейны на стыке складчатых областей и платформ.

Согласно наиболее распространенному в настоящее время пред­ставлению об образовании нефтяных месторождений нефть перво­начально возникла в особых материнских породах, откуда в даль­нейшем мигрировала в пористые пласты-коллекторы и образовала залежи, явившиеся объектом промышленной разработки.

Этот процесс по И. М. Губкину происходил еще до возникнове­ния антиклинальных складок. Образование последних привело к со­зданию нефтяных залежей, причем нефтесборной площадью были не только участки, расположенные в границах вновь возникших антиклиналей, но и соседние синклинальные зоны, зоны депрессий, откуда нефть и газы, находившиеся подводой, устремлялись к наи­высшим точкам поднятая.

Дальнейшие тектонические движения могли вызвать изменение форм возникших антиклиналей, и даже образование новых складок, что неизбежно должно было привести к перераспределению уже об­разовавшиеся внутри структуры нефтяных залежей, так как по­следние все время приспособляются к новым структурным условиям.

Как видно из изложенного, процесс миграции определяется физико-химическим состоянием мигрирующих веществ, силами, вызывающими их перемещение, и наличием путей миграции. Если физическое состояние мигрирующего вещества допускает его пере­мещение под действием любого из перечисленных выше факторов и при этом существуют необходимые пути миграции, то последняя будет происходить на любые расстояния в пределах действия сил миграции. Таким образом, вопрос о дальности миграции следует рассматривать, прежде всего, исходя из конкретной геологической обстановки, обеспечивающей действие необходимых сил и наличие

путей для перемещения. Судя по крупным нефтяным и газовым месторождениям, протягивающимся иногда на многие десятки и даже первые сотни километров, необходимо допустить миграцию по пластам (внутри резервуарную) на многие километры.

В слабодислоцированных складчатых районах и на платформах, где не наблюдается подобных интенсивных проявлений нефти и газа, подвижные вещества в недрах все же перемещаются то с большей, то с меньшей силой.

Миграция является одной из форм движе­ния в общем процессе нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре.

Известны многочисленные попытки создать классификацию миг­рационных процессов по их характеру и направлению. В. А. Соко­лов (1965) считает, что в предложенных классификациях не учиты­вается рассеяние газа и нефти, а поэтому среди миграционных процессов предлагает выделять фильтрацию, всплывание, диффузию, отжатие из уплотняющихся глинистых пород, перенос газа и нефти вместе с водой (в растворенном и в свободном виде), растворение и перенос нефти сжатыми газами.

При этом он отмечает, что всякий процесс миграции на более или менее значительное расстояние сопровождается процессом разделения мигрирующей газовой и газонефтяной смеси. Следует, однако, отметить, что в природе обычно одновременно проявляются противоположные тенденции. Мы также неоднократно подчеркивали возможность дифференциации веществ в процессах их миграции. Но при этом не следует забывать, что во многих случаях именно процессы миграции приводят к смешению ранее разделившихся веществ. В литературе по геологии нефти существует большое количество терминов, связанных с процессами миграции. Наиболее часто употребляются такие термины, как первичная и вторичная миграция, вертикальная и боковая (латеральная), урмиграция (первичная) и эмиграция (вторичная) и т. д.

И. М. Губкин писал: «Закон передвижения нефти в сущности чрезвычайно прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивления и пробирается в каждом отдельном случае в том направлении, в каком ей это легче сделать». С этой точки зрения следует выделять лишь основные типы миграционных процессов, постоянно имея в виду возможность сосуществования различных видов миграции и их взаимный переход друг к другу.

Исходя из упоминавшихся выше критериев, И. О. Брод совместно с автором в 1945 г. разработал классификацию миграционных процессов, которая и приводится ниже в несколько переработанном и расширенном виде. Все миграционные процессы рассматриваются по трем категориям: 1) по форме (характеру) движения нефти и газа; 2) по масштабу движения; 3) по путям движения. Факторы, обу­словливающие процессы миграции, были рассмотрены ранее.

Передвижение углеводородов сопровождается дальнейшими хими­ческими и физическими преобразованиями, в результате которых и возникают разнообразные углеводородные соединения.

Стадия накопления осадка в морских бассейнах нередко сме­няется эпохой мощных тектонических и горообразующих процессов или колебательных движений сравнительно малого масштаба. Толща пород, заключающая нефтематеринские слои, под действием текто­нических сил сминается в складки. Антиклинальные складки, выведенные на поверхность, подвергаются интенсивному разруше­нию поверхностными агентами и разбиваются многочисленными разрывами. Динамическое давление распределяется по площади неравномерно. При орогенических процессах перемещение подвиж­ных веществ совершается не только под влиянием геостатического, но и динамического давления.

Подвижные вещества могут перемещаться по порам, трещинам и разломам. При передвижении подвижных веществ по трещинам существенную роль приобретает гидравлический фактор. Поток воды, устремляющийся в область наименьшего давления, увлекает за собой различные углеводородные соединения, перенося их на значительные расстояния. При движении этого смешанного потока проявляется новый фактор — гравитационный. Под влиянием раз­ности в плотностях различных веществ, входящих в состав потока, который передвигается по трещинам, они стремятся разделиться — дифференцироваться. Газ, находящийся в свободном (нерастворенном) состоянии, в своем движении обгоняет нефть и воду. Жидкие углеводороды, всплывая над водой, стремятся обогнать ее. Замыка­ние трещин, переходящих неоднократно вновь в зияющие, сопро­вождается резкими перепадами давления и усложнением процесса миграции за счет энергии расширяющегося газа.

В случае сообщения крупной трещины или разлома, по которому происходит подобное движение подвижных веществ, с поверхностью создается наибольший перепад давления; при этом описанный выше процесс протекает наиболее бурно, и на поверхности наблю­даются газовые выбросы, достигающие иногда весьма значительных размеров. Так как при своем движении поток захватывает, растирает и перемешивает породы, то и они вместе с ним в виде грязи извер­гаются на поверхность. Конусообразные скопления грязи на поверх­ности образуют сальзы и грифоны, а иногда огромные грязевые вулканы. Особенно резко такие процессы выражены в геосинкли­нальных областях.

Внерезервуарная миграция, носящая по своему масштабу региональный характер, является естественным следствием динамического и геостатического давлений на горные породы, содержащие углеводородные соединения. Внерезервуарная мигра­ция — передвижение подвижных веществ по тонкопористым поро­дам — не только ведет к перемещению нефти и газа в природные резервуары, но и может вызвать полное уничтожение за­лежей.

Слабее выражается внерезервуарная миграция в платформенных областях. Вместо мощных толщ терригенных отложений геосинкли­нальных областей здесь отлагаются осадки меньшей мощности с преобладанием карбонатов. Результатом проявления тектониче­ских сил являются пологие изгибы осадочных толщ. Образующиеся складки более пологи, углы падения на их крыльях измеряются иногда долями градуса (превышение всего несколько метров на 1 км). Динамический фактор меньше влияет на процесс выжимания подвижных веществ, чем в геосинклинальной области. Внерезер­вуарная миграция затруднена не только из-за ослабления сил, вызывающих ее, но и из-за характера пород, слагающих разрез. Поэтому она протекает спокойнее и медленнее, чем в геосинклиналь­ных областях, и проявляется в значительно меньшем диапазоне разреза.

В истории земли эпохи энергичного движения ее коры, эпохи складкообразования сменяются периодами относительного затишья в проявлении тектонических сил. Периоды относительного покоя отражаются и на процессе формирования залежей нефти и газа. Условия, вызывающие внерезервуарную миграцию, не исчезают полностью, уменьшается лишь их значение; внерезервуарная мигра­ция не исчезает полностью, а лишь сокращается. Основное значение начинает приобретать внутрирезервуарная мигра­ция, которая в периоды относительного покоя имеет основное значение в формировании залежей, хотя она существует и в периоды складкообразования.

Итак, в результате вне резервуарной миграции подвижные ве­щества могут попасть в природные резервуары. Здесь они продол­жают перемещаться, т. е. происходит внутри резервуарная мигра­ция. При внутри резервуарной миграции роль различных факторов, определяющих образование скоплений нефти и газа, зависит в основном от проницаемости коллектора, его насыщенности водой и от движения воды. Для хорошо проницаемых коллекторов, насы­щенных водой, которая находится в покое, формирование залежей обусловливается гравитационным фактором. При наличии хотя бы небольшого уклона углеводородные соединения двигаются под кровлей вверх по ее уклону до встречи с ловушкой.

При наличии в резервуаре ловушки на пути движения флюидов может образоваться залежь нефти и газа. Если при отсутствии движения воды любая слабо выраженная ловушка может служить местом формирования залежи, то при циркуляции воды условия скопления иные.

Здесь также обнаруживается разница в условиях формирования залежей в платформенных и геосинклинальных областях. В плат­форменных областях ловушками могут служить слабовыпуклые структурные изгибы, а роль экрана могут играть даже незначитель­ные ухудшения проницаемости пород.

В геосинклинальных областях при хороню проницаемом коллек­торе и большом градиенте давлений нефть и газ могут образовать скопления далеко не в каждом выпуклом брахиантиклинальном изгибе или экранированной моноклинали. Вследствие этого в пре­делах крупных антиклинальных зон с одним и тем же природным резервуаром в одних поднятиях образуются нефтяные залежи, в других — нефтяные залежи с газовыми шапками или чисто газовые залежи, а в некоторых поднятиях залежи отсутствуют совсем. Различным напором и неравномерной по интенсивности циркуляцией воды объясняется перемежаемость нефтеносных и водо­носных песчаников в мощных песчано-глинистых толщах.

При региональном подъеме пласта, вдоль которого расположены структуры одна выше другой, но со значительным прогибом между ними, будут наблюдаться следующие соотношения. В первой, более глубоко погруженной антиклинальной складке или куполе скапли­вается газ, так как ловушки, полностью заполненные газом, улавли­вать нефть не могут. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение первых двух снизу ловушек, то в следу­ющей (третьей), более высоко залегающей, скопится нефть или нефть с остатками свободного газа в виде газовой шапки. В следующей ловушке вверх по восстанию пластов скопится нефть только с растворенным газом или нефть с водой. Если вся нефть будет израсходована на заполнение предыдущих снизу ловушек, то последующие ловушки по пути движения газа и нефти будут заполнены только водой. Эта закономерность отмечается в тех стратиграфических комплексах и районах, где пластовые давления в залежах нефти ниже давления насыщения газа.

Если в нефтегазовых залежах давление насыщения газа будет меньше пластового давления, то разделения нефти и газа в ловушках не произойдет. В этом случае самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом. При даль­нейшей миграции но цепочке постепенно повышающихся ловушек нефть может попасть в область, где пластовое давление меньше давления насыщения, тогда газ начнет выделяться из раствора и образовывать либо газовые шапки, либо чисто газовые залежи, оттесняя нефть в расположенные выше ловушки. В этом случае будет следующее распределение нефтяных и газовых залежей: самые погруженные ловушки заполнены нефтью, средние — газом или нефтью с газовыми шапками, выше по региональному подъему пласта ловушки снова заполнены нефтью с относительно повышенной плотностью, а самые верхние ловушки заполнены водой.

Распределение нефти и газа в последовательной цепи ловушек подчинено единой закономерности дифференциального улавливания; вариант, является частным случаем общей закономерности.

Описанное явление, конечно, представляет собой лишь самую общую схему. В действительности процесс протекает в более слож­ных условиях, зависящих прежде всего от конкретной геологической обстановки и ее изменений во времени. Существенные изменения могут вноситься разновременностью образования ловушек, измене­нием направления регионального наклона пластов, глубин залега­ния и в связи с этим давлений и температур в залежах, выводом пластов на поверхность и т. д.

На первом этапе формирования залежей наиболее заполненными должны оказаться наиболее погруженные ловушки, стоящие на пути миграции углеводородов; расположенные выше ловушки будут заполнены водой. В дальнейшем при изменении структурного плана, наоборот, наиболее приподнятые ловушки могут оказаться местом, где будут концентрироваться углеводороды, поступающие за счет разрушения погруженных залежей. Размер и сохранение залежей в погруженных зонах будут определяться в этом случае размером и сохранением соответствующих ловушек. Таким образом, палеотектонический анализ является одним из наиболее важных моментов, позволяющих установить закономерности распределения залежей нефти и газа в той или иной области. А знание таких закономер­ностей — это наиболее короткий и верный путь к открытию новых крупных залежей нефти и газа.

studfiles.net

Нефтяная зона - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтяная зона

Cтраница 1

Нефтяная зона разрабатывается в первую очередь, а газоконденсатная до извлечения основных запасов нефти консервируется.  [1]

Нефтяная зона разрабатывается с применением процесса циркуляции газа в газоконденсатной части залежи. В ходе такой разработки из нефтяной оторочки извлекается нефть, из газоконденсатной - конденсат. Поскольку добыча нефти и конденсата сопровождается непрерывным нагнетанием ( возвращением) сухого газа обратно в пласт, газовая и нефтяная зоны истощаются медленно. После извлечения основных запасов нефти и конденсата процесс циркуляции газа прекращается и залежь эксплуатируется как газовая.  [2]

Нефтяная зона разрабатывается в первую очередь, а газоконденсатная до извлечения основных запасов нефти консервируется.  [3]

Нефтяная зона разрабатывается при одновременном осуществлении сайклинг-процесса в газоконденсатной части залежи. В ходе такой разработки из нефтяной оторочки извлекается нефть, из газоконденсатной - конденсат, а запасы газа консервируются. Продолжительность сайклинг-процесса при этом должна соответствовать времени извлечения основных запасов нефти из оторочки. Поскольку добыча нефти и конденсата сопровождается непрерывной рециркуляцией от-сепарированного сухого газа в пласт, газовая и нефтяная зоны истощаются незначительно.  [4]

Нефтяная зона разрабатывается одновременно с применением сайклинг-процесса в газоконденсатной части залежи. В этом случае из нефтяной оторочки извлекается нефть, из газоконденсатной - конденсат. После извлечения основных запасов нефти и конденсата сайклинг-процесс прекращается и заложь эксплуатируется как газовая.  [5]

Разработка нефтяной зоны осуществляется в сочетании с обратной закачкой газа в газоконденсатную зону.  [6]

Эксплуатация нефтяной зоны с одновременным процессом циркуляции в газовой шапке дает высокую нефтеотдачу при условии, что в пласте поддерживается градиент давления от газовой шапки к нефтяной зоне. Если градиенты получают обратное направление, могут произойти серьезные потери в добыче нефти вследствие перемещения ее в газовую шапку. Если же поддерживать постоянным контакт нефть - жирный газ, то нефтяная зона истощается, как в отсутствии газовой шапки и поддержания давления, хотя на нее еще может благоприятно воздействовать эффект гравитационного дренирования. Если в пласте имеется потенциально активный водяной напор, то необходимо поддерживать давление в газовой шапке и градиенты его положительными вниз по падению пласта вблизи контакта газ - - нефть.  [7]

Консервация нефтяной зоны, пока газовая шапка не будет подвергнута полностью процессу циркуляции газа, обеспечивает, очевидно, высокую добычу конденсата. Последующая разработка нефтяного коллектора без продувания сухим газом газовой шапки приводит к той же ло существу суммарной добыче, что и при разработке нефтяной зоны до осуществления процесса циркуляции газовой шапки.  [8]

Разработка нефтяной зоны осуществляется с применением сайклинг-процесса в газоконденсатной зоне.  [9]

Разработка нефтяной зоны осуществляется в сочетании с обратной закачкой газа в газоконденсатную зону.  [10]

Объем нефтяной зоны составляет 4100 гам.  [12]

Эксплуатация нефтяной зоны с одновременным процессом циркуляции в газовой шапке дает высокую нефтеотдачу при условии, что в пласте поддерживается градиент давления от газовой шапки к нефтяной зоне. Если градиенты получают обратное направление, могут произойти серьезные потери в добыче нефти вследствие перемещения ее в газовую шапку. Если же поддерживать постоянным контакт нефть - жирный газ, то нефтяная зона истощается, как в отсутствии газовой шапки и поддержания давления, хотя на нее еще может благоприятно воздействовать эффект гравитационного дренирования. Если в пласте имеется потенциально активный водяной напор, то необходимо поддерживать давление в газовой шапке и градиенты его положительными вниз по падению пласта вблизи контакта газ - нефть.  [13]

Консервация нефтяной зоны, пока газовая шапка не будет подвергнута полностью процессу циркуляции газа, обеспечивает, очевидно, высокую добычу конденсата. Последующая разработка нефтяного коллектора без продувания сухим газом газовой шапки приводит к той же по существу суммарной добыче, что и при разработке нефтяной зоны до осуществления процесса циркуляции газовой шапки.  [14]

Разработка только нефтяной зоны без возврата газа в газовую шапку вызывает падение давления и ретроградное накопление в ней жидкости.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru