загрузка...
загрузка...
На головну

Склад і будова нефтегазовмещающіх товщ - колектори і покришки - нафтогазоносні комплекси

  1. A) Складіть пропозиції, використовуючи наведені словосполучення.
  2. Divide; Побудова характеристик насосів
  3. I. Прочитайте текст. Складіть словник невідомих вам термінів,
  4. I.5.3) Складові частини Зводу Юстиніана (загальна характеристика).
  5. III. Порядок включення до складу комісії незалежних експертів
  6. IV. Складання здавальних списків.
  7. V. 17.3. Структура характеру та симптомокомплекси його властивостей

покладнафти і / або газу завжди знаходяться в пористої і проникною масі гірських порід - колекторі. колектор - Гірська порода, пласт або масив порід, які завдяки своїм колекторським властивостям мають здатність до акумуляції та фільтрації води, нафти і газу [47, с. 68]. Найважливішими параметрами пласта-колектора, з позицій нафтопромислової геології, є загальна і ефективна нефтенасищенная товщина (потужність), пористість, глинистість, проникність, тріщинуватість, гідропроводності, коефіцієнт продуктивності і ін. Всі ці дані повинні розглядатися з оцінкою їх мінливості - важливою характеристики неоднорідності пласта . У плані і в розрізі нафтогазоносної товщі, яка формувалася в геологічному минулому в постійно мінялися умовах накопичення опадів, мінеральний і фракційний (гранулометричний) склад опадів, укладання зерен, ступінь їх цементації, глинистість і т.п. можуть варіювати в широких межах.

Порода-колектор - вміщає матеріал, характеризується складом і структурою, безперервністю або переривчастістю його поширення в плані. Межі поширення колектора можуть збігатися в плані з контурами нафтового покладу ...; в інших випадках порода-колектор, хоча і розвинена на великій площі, може бути природним резервуаром тільки на окремих сприятливих ділянках [35].

Флюїди (нафта, вода, газ) в ефективному поровом просторі колектора можуть перебувати в стані статичної або динамічної рівноваги, обумовленого ерозією, опадонакопиченням, деформацією порід, або в зв'язку якимись іншими факторами, що змінюють тиск, температуру, щільність, обсяг і хімічні властивості флюїдів. Ці зміни змушують флюїди переміщатися [35].

Важливим критерієм в оцінці нафтогазоносності є не тільки колектор, а й обсяг, характер і мінливість опадів, поширених в даному районі. Передбачається, що якщо є великий обсяг опадів, то в ньому обов'язково знайдеться місце потенційної товщі-колектора. Колекторами служать настільки різноманітні осадові породи, що навряд чи який-небудь седиментаційних басейн не містив хоча б кілька типів порід-колекторів.

 // Пемза не є хорошим колектором, хоча велика частина її займають пори (коефіцієнт пустотного простору високий!), Але ці пори не повідомляються між собою і порістотсь тому неефективна //.

Поровий (пустотное) простір - колекторське простір, яке називається її пористістю. Під ефективним поровим простором мається на увазі та частина породи-колектора, яка доступна для міграції та акумуляції нафти і газу. Ступінь свободи переміщення флюїдів через з'єднуються між собою пори породи називається її проникністю. Пористість і проникність - властивості породи, що залежать від наявності в ній порового простору, визначають здатність колектора утримувати і віддавати нафту.

Пористі і слабо проникні породи перешаровуються між собою, виклініваются, литологически заміщуються, утворюючи складну картину внутрішнього геологічної будови покладу. Залежно від літології широко змінюються і колекторські властивості. В цілому, практично будь-який продуктивний горизонт може розглядатися як різко мінлива фізична анізотропна система. Вивчення її неоднорідностей має важливе практичне значення, так як враховується при підрахунку запасів нафти і газу, при визначенні норм відбору нафти, при проектуванні методів впливу на пласт.

Властивості колекторів нафти і газу - пористість, проникність, структура порового простору, залишкова водонасиченому, фізико-хімічні властивості поверхні пустот і інше. При зануренні порід на все більші глибини пористість в цілому зменшується, хоча і нерівномірно; різною мірою зменшуються і різні види пористості. Цементація породи також знижує її пористість. Ємнісні властивості породи-колектора, що складають природний резервуар, визначається важливим параметром - ефективної ємністю (Q) за формулою: q = Кп х Неф, де Кп- Середня пористість породи в межах досліджуваної частини пласта, Неф - Середня ефективна товщина пласта.

порожнечі - Первинні і вторинні - характерні для всіх видів (типів) порід; поділяються за розмірами та видами [14]:

  • субкапіллярние з перетином пір менш 0,002-0,001 мм,
  • капілярні з перетином пір від 0,002-0,001 до 0,1 мм,
  • сверхкапіллярние - крупніше 0,1 мм.

За видами порожнечі відрізняються більш умовно: пори - каверни - біопустоти - тріщини (табл. 8).

пори- Порожнечі в уламкових породах між зернами (гранулами) - пористість межзерновая (межгранулярная); колектор - порові, межзерновой (межгранулярний).

каверни - Порожнечі, що виникають в результаті розчинення цементу, вилуговування будь-яких мінералів; особливо характерні для карбонатних порід. Розміри каверн різні.

Таблиця 8. Класифікація порожнин [14]

 Тіпиколлекторов  Межгранулярние (порові)  тріщинні  Каверновие  Біопустотние
 порожнечі  Порово-трещинние  Тріщини-каверновие  Внутріскелетниеі межскелетние
 пори  тріщини  каверни
 породи  Про б л о м о ч н и е
 К а р б о н а т н и е
 і з в е р ж е н н и е  крем'янисті
 г л і н і с т и ем е т а м о р ф і ч е с к и ї
             

Біопустоти - Внутріформенние (порожнечі в раковинах - камери амонітів, форамініфер, коралові скелети і ін.) І межформенние (порожнечі між раковинами в вапняках-ракушняках).

тріщини - Розрив суцільності порід - літогенетіческіе і тектонічні; поділяються за протяжності і розкриття: менше 0,1 мм - мікротріщини, більше 0,1 мм - макротріщини.

Кількісною характеристикою фільтраційних властивостей колектора є коефіцієнт проникності kпр, Величину якого розраховують відповідно до лінійного законом фільтрації Дарсі (D). Відповідно до цього закону, kпр є константою пропорційності - характеристикою пористого середовища, величина якої в ідеальному випадку не залежить від типу фільтрованої рідини. У класичному варіанті (лінійні розміри виражені в сантиметрах, абсолютна в'язкість - в сантіпуаз) величина проникності оцінюється в міллідарсі (1 D = 1000 ?D). Проникність піщаних колекторів може іноді становити до 2-3 D, проникність пісковиків, алевролітів, карбонатних порід зазвичай становить десятки і сотні ?D.У публікаціях останніх років прийнято вираз фізичних величин в системі СІ (лінійні розміри - в метрах, в'язкість - в Па · с), в цьому випадку kпр має розмірність площі (м2). 1 D = 1,02 х 10-12 м2 ? 1 мкм2(Табл. 9).1 D - Проникність, при якій через 1 см2 при тиску = 1 атм на відстані 1 см проходить 1 см3 флюїду з в'язкістю 1 сантипуаз [14, 47].

Таблиця 9. Проникність

 1 ?D = 10-15 м2 = 1 х 10-3 мкм2  1000 ?D (1D) = 1 мкм2
 10 ?D = 0,01 мкм2 = 1 х 10-2 мкм2  0,1 ?D = 1 х 10-5 мкм2
 100 ?D = 0,1 мкм2  0,01 ?D = 1 х 10-6 мкм2
 100 - 500 ?D = 0,1 - 0,5 мкм2  0,001 ?D = 1 х 10-7 мкм2

Колектори класифікуються за проникності незалежно від типу фільтруючих пустот. Вони діляться на 5 класів (прініцаемость, мкм2): I - більше 1; II - 0,1-1; III - 0,01-0,1; IV - 0,001-0,01; V - менше 0,001 [47, с. 68].

Реальні значення проникності однієї і тієї ж породи, що визначаються за фільтрації різних флюїдів (нафта, газ, вода), різняться між собою. Крім залежності від фази, ефективна проникність залежить також від пластової температури і тиску: в'язкість флюїду підвищується зі зростанням температури, але знижується зі збільшенням тиску. Тому в промислових умовах проникність визначають за кривими відновлення тиску (при несталому режимі), а також по геофізичних даних.

Будь-яка порода, яка містить сполучені пори, може стати колектором. Більшість резервуарів приурочено до неметаморфізованних осадовим породам, в основному до піщаниках, вапняку і доломіту. Глинисті породи, сланці і вивержені породи стають колекторами тільки у виняткових геологічних умовах.

Класифікація колекторів нафти і газу, призначена для практичного використання, повинна бути максимально простою і узагальненої; породи-колектори поділяються на три групи:

  • уламкові (кластіческіе);
  • хемогенние і біохемогенние (обложені);
  • зміщується походження.

Серед уламкових порід найбільш поширеними колекторами УВ є конгломерати, гравеліти, пісковики (аркозовий пісковик, граувакки), алевроліти - близько половини всіх відомих порід-колекторів. Велика частина уламкових колекторів має кремнистий склад, але відомо також багато карбонатних уламкових порід - оолітові карбонати і ракушняки, слабо зцементовані або перекристалізованої. Глинисті колектори мають підлегле значення [35].

теригенні колектори - З ними пов'язані 58% запасів нафти і 77% запасів газу. У їх складі переважають піщані і алевритові частки, в підпорядкованому кількості - глинисті фракції. Бувають і чисто піщані колектори, зцементовані і незцементовані (пісок - піщаник). Різна пористість пов'язана з різною укладанням зерен в терригенной породі. Теоретична пористість (при ідеальній кулясту форму зерен і рівному їх діаметрі) може становити 25,8; 36,7 і 47,6% (максимум!). Реальна пористість істотно менше через різних розмірів частинок, присутності цементу. Максимальна пористість - у добре окатанного відсортованого незцементовані піску. Звичайна величина пористості промислових колекторів 10-20%, мінімальна - близько 5%.

На великих глибинах (понад 4-5 км) відзначається значне підвищення пористості навіть в глинистих колекторах. Вона зумовлена ??дією високих тисків і температур: 1) розвиток тріщинуватості, 2) часткове розчинення зерен цементу. Така пористість називається вторинною, з нею зв'язуються значні перспективи, тому що поширюється вона на великі глибини, ніж первинна пористість - до 5-7 км.

Проникність піщаних колекторів становить від десятих і сотих часток до перших одиниць дарсі (рідко). Тому вимірюється вона зазвичай в міллідарсі: 1 ?D = 10-3 дарсі. Для порід-колекторів враховується окремо проникність для нафти, газу і води, що володіють різними фільтраційними властивостями. Максимально можливі глибини формування покладів УВ - до 9-10 км. Таке обмеження пов'язане в першу чергу з глибинами можливого поширення пористості і проникності порід (через зростаючого тиску). Причому, на таких максимальних глибинах можна розраховувати лише на виявлення газових покладів. Для нафти можливі глибини її залягання обмежуються геотермічними градієнтом - граничними температурами її синтезу [11, 14, 35].

карбонатні колектори містять 42% розвіданих запасів нафти і 23% запасів газу. Вони представлені поруч порід: вапняки - доломітістие вапняки - доломіт. У них пустотное простір відноситься до каверновому і тріщини типу, тому причинами формування пористості є вторинні процеси: 1) вилуговування, 2) перекристалізація, 3) доломітізація вапняків, 4) тектонічні навантаження [14, 35].

Пористість карбонатних порід нижче ніж у теригенних (у промислових колекторів - до 3% і менше), але проникність, при інших рівних умовах, може бути і вище. Серед карбонатних порід, ракушечники близькі по колекторським властивостям піщаниках.

Хемогенние породи-колектори - Це осадові освіти, складені в основному хемогеннимі і біохемогеннимі опадами. Вони складаються з мінерального речовини, який випав із розчину на місці їх формування і не піддалося переносу, подібно уламковим зернам, хоча матеріал, з якого складаються ці зерна, може теж спочатку відкладатися у вигляді хемогенного осаду і вже після цього в результаті переробки перетворюватися в уламкові частки .

Хемогенние карбонатні колектори зазвичай представлені кристалічними вапняками і доломітами, але іноді вони можуть складатися з мергелю та крейди. Кристалічна структура - дрібно-, середньо-, крупнокристаллическая.

Карбонатне речовина ... майже повністю представлено кальцитом (CaCO3) І доломітом [CaMg (CO3)2], А в окремих породах - тільки одним з цих мінералів.

Біохемогенние карбонати поряд зі звичайним хімічно обложеним матеріалом містять значні кількості органічних залишків. Особливо активно біохімічне карбонатообразованія відбувалося в місцях формування органогенних рифів (биогермов, біостромов), роль яких як колекторів УВ весь час зростає.

Головними біохімічними агентами карбонатообразованія є водорості, бактерії, форамініфери, корали, моховинки, брахіопод, молюски. Найбільш важливі породообразующие організми - водорості; на думку ряду геологів, їх слід розглядати взагалі як найголовніший агент виділення і відкладення вапна. Карбонатне речовина, що виділяється живими організмами, представлено в основному CaCO3 [58, 59].

До групи порід-колекторів змішаного походження відносяться виверження вулканів і метаморфічні породи, а також різні їх асоціації. У тих випадках, коли з вивержених або метаморфічних порід отримують промислові притоки УВ, природний резервуар розташовується вгору по підняттю від трансгресивної перекривають або підстилають його осадових утворень, з яких, як передбачаються, мігрують в нього УВ. Шляхами міграції УВ служать, очевидно, поверхні нашарування або незгоди, а місцями їх скупчень (резервуарами) - тріщини і зони тріщинуватості в тендітних породах фундаменту.

Осадові породи-колектори можуть бути поділені на утворення морського і неморського (континентального) походження. Між цими класами спостерігається велика кількість перехідних і змішаних різниць [11, 14, 35].

Нетрадиційні (екзотичні) колектори УВ. Біогенної-крем'янисті породи (сіліцітов) по діятимуть. Кременисто-глинисті породи - баженіти (породи баженовской свити мезозою в розрізі Західного Сибіру). Тонкоплітчатие, мікролінзовідние породи з органічною речовиною. Пористість 5-10%, проникність 2,5-5 ?D. Генезис цих порід ймовірно вторинний. Вулканогенно-осадові породи - туфи, туффіти, туфо-пісковики, близькі по колекторським властивостям до терригенним породам. Резервуари в вивержених і метаморфічних породах: відомі поклади в пірокластичні товщах (США), в серпентинітах (США), в гранито-гнейсах (Венесуела). Природа пустотного простору в таких колекторах складна - кавернозно-тріщинувата. Породи метеоритних кратерів - тагаміти (з частинками скла) і зювіти (брекчії), що утворюють кільцеве обрамлення імпактної зони катаклазітов [35].

генезис колекторів зазвичай розпізнається за такими критеріями [35, 37]:

1. Зміст скам'янілостей морського і неморського походження.

2. Наявність добре розвинених ідіоморфни кристалів польового шпату (морські).

3. Наростання вторинного польового шпату навколо уламкових зерен польового шпату (морські).

4. Наявність агрегатів, що складаються з зерен польового шпату і кварцу, зцементованих вторинним польовим шпатом (морські).

5. Широке поширення по площі «покривних» пісків з однаковою слоистостью (морські).

6. Потужні товщі переслаивания невідсортованих уламкових порід, позбавлених органічних залишків і утворюють лінзи (неморські).

7. тиллитами, грубозернисті піщані породи і ерратіческіе освіти (неморські, можливо льодовикові відкладення, подводнооползневие - морські підводні зсуви).

8. Пласти вугілля, товщі, що містять уламки кісток і лінзоподібні піщані породи (неморські).

9. Заповнюють жолоби шнурковим піщані породи (неморські).

Пошуки і розвідка покладів на великих глибинах (понад 4 км) показали особливий феномен зміни ємнісних і фільтраційних властивостей порід. Колекторськими властивостями в зоні високого тиску можуть володіти і глинисті горизонти. Звичайна для теригенних порід межзерновая пористість на таких глибинах зменшується, але розвивається трещиноватость, причому, тим більше, чим більше глинистість пласта. Така пористість називається вторинною, і з нею пов'язують перспективи глибоких горизонтів в НГО з запасами УВ, відпрацьованих на глибинах до 2-3 км. Разом з тим, керн піднятий з великих глибин - витягнутий з рівноважних пластових умов - на поверхні виявляється в стані розвантаження внутрішніх напружень. Вимірювані в лабораторних умовах параметри пористості і проникності виявляються завищеними. Для їх оцінки потрібно використовувати понижуючі поправочні коефіцієнти. Так, для глибини 4000 м їх величина становить, для пористості: 0,98 - для піщанистих і 0,93 - для глинистих пластів; для проникності - 0,84 і 0,64, відповідно.

Колектори широко розрізняються між собою за розмірами окремих пір і взаємною їх розташуванню. Ці відмінності називаються первинними, якщо контролюються:

1) обстановкою накопичення опадів;

2) ступенем однорідності розміру часток;

3) природою слагающего породу матеріалу.

відмінності іменуютьсявторинними, коли вони обумовлюються процесами, впливати на осад після його відкладення; до них відносяться:

1) утворення тріщин і роздроблення;

2) розчинення;
 3) перевідкладення і цементація;

4) ущільнення під впливом зростаючого навантаження перекривають відкладень.

Геологічні чинники, що впливають на проникність колекторів [35]:

* температура

* Гідравлічний градієнт

* Форма зерен і упаковка

Карбонатні колектори більше, ніж піщані, характеризуються вторинної пористістю; важко провести різницю між первинною і вторинною пористістю, хоча деякі карбонати безперечно мають первинної пористістю, представленої, як:

1 /. Пори всередині і між раковинами, ядрами копалин, їх уламками, залишками форамініфер, водоростей, пори в ракушняк.

2 /. Пори між карбонатними кристалами і по площинах спайності всередині них - межкрісталліческая пористість.

3 /. Пори, пов'язані з оолітами і оолітовими вапняками.

4 /. Пори уздовж поверхонь нашарування, які утворюються в результаті зміни умов седиментації, відкладення глинистого і алевритового матеріалу.

5 /. Тріщини всихання і ущільнення, що виникають в процесі седиментації.

Хімічне осадження цементують матеріалів в порах уламкових порід протягом діагенеза і катагенеза є фактор вторинного зміни їх пористості і проникності. Найбільш поширеними цементують матеріалами в уламкових породах-колекторах є, в порядку убування поширеності: кварц - кальцит - доломіт - сидерит - опалхалцедон - ангідрит - пірит. Часто в складі цементу однієї породи може бути присутнім відразу кілька мінералів [35].

Покришки - породи-флюідоупорамі,які забезпечують збереження покладів нафти і газу. Непроникний шар, який перекриває колектор (проникний шар), називається покришкою. Покришка перешкоджає міграції нафти і газу по вертикалі і по горизонталі (латералі).

проникність порід прямо пропорційна градієнту тиску і обернено пропорційна в'язкості флюїду. Порода може бути непроникна для рідини і проникна для газу. При великих градієнтах тиску можлива фільтрація будь-яких флюїдів через будь-яку породу. Основні властивості необхідні для екранують товщ: пластичність і низька трещиноватость. Найбільш поширені типи товщ-екранів: сульфатно-сольові і глинисті.

Сульфатно-сольові товщі представлені горизонтами кам'яної солі, переслаиванием солей, гіпсів і ангідриту, переслаиванием солей і глинистих порід. Солі є ідеальним флюідоупорамі; 35% родовищ газу мають сольові екрани. У гіпсів і ангідриту екранують властивості гірше через розвиток в них трещиноватости. Непроникність сольових покришок знижується при наявності теригенних прошарку.

Глинисті покришки - найбільш поширений тип екранів, якість глин, як ізоляторів, знижується включеннями зерен кварцу і польового шпату. Для глинистих товщ може бути характерна досить низька проникність при порівняно високій пористості. У цьому випадку розміри пір вельми дрібні - субкапіллярние, а капілярні сили зчеплення флюїду з породою дуже великі [11, 14, 53].

Катагенез веде до зневоднення і, як наслідок, до зниження пластичності і зростання трещиноватости - тобто до зниження екранують властивостей породи (баженіти). Іноді в якості екрану виступають карбонатні товщі. В заполярній частини Західного Сибіру відомі покришки промислових покладів УВ, утворені цілком пористими породами, але пори заповнені льодом і газогідратами - криогенні покришки.На глибинах від 4-5 км і понад надійним екраном є тільки сольові товщі.

Нафта і газ просторово і генетично пов'язані з осадово-породними басейнами - ОПБ (НГБ). Склад і структура порід в НГБ різноманітні. Складовими частинами басейнів є НГК, які відображають різні етапи розвитку і відрізняються за складом порід, ступеня їх перетворення і, як наслідок, - характером нафтогазоносності. НГК - літологічне підрозділ, що складається з проникною і ізолюючої товщ, що представляє щодо гідрогеологічних замкнуту систему і містить УВ східного складу і властивостей. НГК утворює пари - колектор + покришка (НГК = К + П).

Виділення НГК в осадової товщі НГБ зазвичай обумовлено двома проблемами - неоднозначним трактуванням терміна НГК і різними за формою і змістом підходами до їх відокремлення в розрізі. Комплекси можуть відповідати одновікових формаціям, хоча прямої аналогії між тими і іншими не існує, виділятися в розвіданих басейнах зі зміни запасів і накопиченої видобутку (табл. 10). Виходячи з провідних критеріїв проведеного нефтегазогеологіческого розчленування розрізу, ці підходи можна позначити як структурно-речовинний, епігенетичні і кількісно-нефтегеологіческого.

Таблиця 10. Визначення нафтогазоносного комплексу

 №№п.п.  джерело  визначення
 1.  Словник по геології нафти і газу. Л .: Недра, 1988. - 679 с .: іл. C. 270-271.  Комплекс нафтогазоносний (НГК) - потужна товща осадових порід, розвинена в межах більшої частини НГБ надрегионального (рідше субглобального) порядку, що характеризується відносною гідродинамічної ізольованістю і єдністю умов формування нафтових і газових родовищ. НГК складається з проникною частини, що містить скупчення УВ, і регіональної покришки, що забезпечує відносну ізольованість комплексу зверху. Знизу НГК ізолюється регіональної покришкою нижчого НГК або породами фундаменту (проміжного комплексу). Латеральна ізольованість НГК значно гірше. Лише в зонах регіонального виклинювання проникних тіл при збереженні регіональної покришки існує відносна латеральна гідродинамічна ізольованість НГК. Нафта і газу можуть генеруватися в самому НГК або бути чужими йому. За цією ознакою НГК підрозділяються на первинно і вторинно нафтогазоносні.
 2. Баженова О.К. Геологія і геохімія нафти і газу: Підручник /О.К.Баженова, Ю.К.Бурлін, Б.А.Соколов, В.Е.Хаін; Під ред. Б.А.Соколова. - 2-е вид., Перераб. і доп. - М .: Изд. Моск. Ун-ту, изд. Центр «Академія» - 2004 .. - 415 с., Іл. - (Класичний університетський підручник). С. 229.  НГК - природні (матеріальні) системи, що володіють різними здібностями насамперед акумулювати УВ, а іноді і генерувати їх. Комплекси складаються з головних елементів: порід-колекторів, що складають природні резервуари, порід-флюідоупорамі і (не завжди) нефтегазоматерінскіх порід. Іноді НГК відділень-ляють один від одного потужними товщами сла-бопроніцаемих порід і є частково ізолірованнную, напівзакриту систему зі своїми внутрішніми зв'язками, визначальними розподіл тисків, перетоки флюїдів та ін. НГК, володіючи певними індивідуальними рисами, проте взаємодіють і роблять сильний вплив один на одного, вони є частинами єдиного басейну як природної системи.
 3.  Хайн Норман Дж. Геологія, розвідка, буріння і видобуток нафти / Пер. з англ. - М .: ЗАТ «Олімп-Бізнес», 2004. - 752 с .: іл. С. 587.  Нафтоносний комплекс (play) - комбінація пастки, породи-колектора і перекриває породи, яка містить промислові запаси нафти.
  1. Пастки, контролюючі поклади - скупчення нафти і газу

пасткою називають обсяг порід, здатний вмістити нафту і / або газ незалежно від її форми і умов виникнення, але при наявності здатності до акумуляції та консервації нафти і газу в ній [48, с. 397]. Породи-колектори, як правило, деформовані і обмежені непроникними породами (покришкою) таким чином, що виникає пастка, В якій і акумулюються УВ-флюїди. Щоб не відбувалася їх витік, контакт пористих порід-колекторів і непроникною покришки повинен бути зігнутий і звернений опуклою стороною вгору (антиклинальная пастка). Такий сприятливий для акумуляції нафти і газу ділянку структури (container) називають пасткою (trap), а частина пастки, яка містить нафту і газ - резервуаром (reservoir) [35].Резервуари можуть бути утворені різними породами, мати різну форму, розміри і походження. З будь-якої пасткою завжди пов'язана поклад нафти і / або газу. Поклад нафти і / або газу завжди «шукає» зручну для себе пастку. Пастка - структурна форма, яку приймає та чи інша частина колектора, завдяки чому створюються умови для формування поклади УВ. Будь-який окремо взятий резервуар неповторний в деталях, однак можуть бути помічені і загальні риси подібності, що характеризують особливості резервуарів [35].

Першим суттєвим елементом резервуара є наявність породи-колектора, другим - сполучені порового простору, третім - пастки. Сполучені пори в колекторі повинні в сукупності утримувати і накопичувати нафтову поклад. розрізняються колектори и пастки (Як резервуари), в яких можуть накопичуватися або вже скупчилися нафту і (або) газ. За І.О.Броду і Н.А.Ероменко, навпаки, пастка є частиною резервуара. Останній же є вмістилище для флюїдів, утворене колектором, обмеженою покришками [8, 9].

Природні резервуари - геологічне тіло певної форми, в усьому обсязі якого відбуваються циркуляція флюїдів і їх диференціація з виділенням скупчень нафти / газу в певних місцях - пастках (рис. 2).

 
 

 Рис.2. Схема пластової сводовой нафтогазової поклади.

Головні елементи нафтогазового природного резервуара:



Попередня   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11   12   13   14   15   16   17   Наступна

В.Б.Арчегов | анотація | Позначення і скорочення, прийняті в нафтогазовій літературі | Вступ | Сучасний стан ресурсної бази нафтогазового комплексу Росії | Нафта, природний горючий газ і води нафтових і газових родовищ | Походження нафти і газу - гіпотези, концепції та теорії нефтегазообразования | Розміри покладів і їх форми визначаються масштабами і морфологією пасток. | Додаток 3 до Наказу МПР Росії від 7 лютого 2001 р. №126 «Тимчасова класифікація запасів родовищ, перспективних і прогнозних ресурсів нафти і горючих газів [10]. | Клас I. антиклінальні |

загрузка...
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати