На головну

Методи визначення часу формування покладів нафти і газу

  1.  B. Чисельні значення різниці потенціалів в будь-який момент часу.
  2.  C) немонетарні статті, які оцінюються за справедливою вартістю в іноземній валюті, слід переводити за обмінним курсом на дату визначення справедливої ??вартості.
  3.  C) вказати функціональну валюту підприємства і метод перекладу, використаний для визначення допоміжної інформації.
  4.  D. Це обсяг рідини, що протікає через перетин труби в одиницю часу;
  5.  Event-менеджмент - поняття, основні методи.
  6.  I група Організаційно-стимулюючі методи
  7.  I. Об'єкти, методи і завдання інженерної геології

Існують геологічні, геолого-геохімічні та фізичні методи визначення часу формування покладів нафти і газу, серед яких виділяються конкретні способи. Дані методи мають різні похибки і обмеження і тому мають різний ступінь достовірності визначення часу формування покладів. При цьому геологічні методи дозволяють визначати тільки час можливого початку формування покладів, а фізичні методи дозволяють визначати час можливого завершення їх формування або встановити факт триваючого процесу формування покладів на сучасному етапі.

В геологічному методі по своїй достовірності виділяється палеоструктурний (палеотектонические) спосіб. Він заснований на положенні, що поклади нафти і газу починають формуватися тільки після утворення пасток. Час освіти пасток визначається в залежності від їх генетичного типу: 1) час утворення пасток сводового типу визначається часом появи плікатівно тектонічного екрану, тобто зводу складки; 2) час освіти диз'юнктивно екранованих пасток визначається часом освіти діз'юнктівних порушень; 3) час утворення пасток літологічного, стратиграфического і рифового типів визначається часом накопичення флюідоупорамі, що перекривають породи-колектори.

Палеоструктурний спосіб вважається найбільш надійним, проте, і він має похибки. Формування покладів в пастках стародавнього закладення могло статися протягом дуже великого проміжку часу. Крім того, складним є питання визначення часу формування складчастих деформацій. Тому точність даного методу залежить від точності методу палеотектонические аналізу.

Таблиця. Класифікація методів визначення часу формування покладів нафти і газу (по І. М. Михайлову, 1984)

 метод  спосіб  застосуємо длязалежей  Определяетсявремя
 нафти  газу  стратиграфічний  абсолютне  відносне
 Час можливого початку формування покладів
 геологічний  ПалеогеологическийИсторико-геолого-геохимическийРегионального нахилу породПалеоструктурнийПалінологіческій  + + + + +  ++ + + +  + + + + +    
 Геолого-геохімічний  ЛітологіческійГелій-аргоновийГеохіміческій  + + +  + +    + + +
 Час можливого завершення формування покладів
 фізичний  Термобарический (об'ємний) Тиску насыщенияДиффузионно-хроматографическийДиффузионныйАномальных давленійГеотерміческій аномалій  + + + + + +  + + + + +  + +  + + + +  
 Формування покладів на сучасному етапі
 ПотенціометріческійЗаполненності ловушекГазонасищенності пластових вод  + + +  + + +      

У геолого-геохимическом методі виділяються литологический (мінералогічний) і геохімічний способи. Літологічний (мінералогічний) спосібзаснований на властивості рідких УВ сильно уповільнювати катагенез порід-колекторів в межах поклади в порівнянні з породами, що знаходяться за контуром нафтоносності. Встановлено також відновлювальний вплив УВ на з'єднання заліза в глинах, що знаходяться на водонафтових контактах (ВНК). Тому аутігенние мінерали чітко фіксують положення древніх ВНК і дозволяють визначати стадії формування і переформування покладів нафти.

Суть методу полягає у встановленні послідовності постседіментаціонних перетворень порід-колекторів в межах контуру нафтогазоносності і за його межами. Велике значення в даному способі має виявлення морфологічних співвідношень УВ з Аутигенне мінералами і включень нафти в пустотах, що виникли при розчиненні карбонатного і сульфатного речовини на різних стадіях катагенеза.

геохімічний спосіб визначення абсолютного віку нафт і газів заснований на оцінці ступеня перетворений нафт і газів під час їхнього перебування в зоні катагенеза при температурах понад 100 ° С. Недоліком способу є те, що вік поклади нафти (газу), визначається за тривалістю існування УВ в зоні катагенеза, незалежно від рівня їх первісної перетворений, тобто без урахування умов катагенеза органічної речовини (ОВ).

У фізичному методі найбільш простим є спосіб аномальних тисків. Однак він застосуємо тільки для покладів нафти і газу з аномально високими або аномально низькими пластовими тисками. Вважається, що під час формування в поклади існувало гідростатичний тиск, а сучасне аномальний тиск є умовно гідростатичним тиском на рівні первісного знаходження поклади, яке не встигло відновитися. У разі підвищеного тиску величина аномального тиску вказує на мінімальну глибину знаходження поклади в момент її формування щодо сучасного стану, а в разі зниженого тиску - на максимальну глибину знаходження.

Формування покладів на сучасному етапі. До фізичного методу умовно відноситься ряд способів, які вказують на процес триває формування покладів. Серед трьох способів, наведених у таблиці виділяється спосіб заповнювання пасток і спосіб обліку газонасищенности пластових вод.

Спосіб обліку коефіцієнта заповнення пасток. Вважається, що якщо пастки повністю заповнені нафтою або газом, то формування покладів триває в даний час. Однак слід враховувати, що неполнопластовие (водоплавні або водонефтяние) і масивні поклади, які в повному обсязі заповнюють пастку, також можуть перебувати на стадії формування, а не руйнування. Спосіб обліку газонасищенности пластових вод, або пружності розчинених газів у воді. Газові поклади, які оточені пластовими водами з граничним газонасичених, знаходяться в стані формування.

Існує ще ряд способів виявлення процесів триваючого формування покладів нафти і газу 1. Різко знижена мінералізація підошовних і законтурного вод, аж до прісних, під газовими і нафтовими покладами. Ці води, отримали також назву «конденсаційних», є прямим наслідком висхідної міграції гомогенних газорідинних сумішей, а потім їх фазової диференціації і конденсації водяної пари. Диференціація і конденсація обумовлені різким зниженням температури і тиску. Згодом мінералізація контурних вод збільшується до фонової і аномалія зникає, тому наявність яскраво вираженої гідрогеохімічній аномалії свідчить про її геологічно недавній освіту, а час формування поклади збігається з початком конденсації вод в вільну фазу. 2. коефіцієнт нефтеизвлечения, Що перевищує 90% або перевищення обсягу видобутих УВ в поклади, над обсягом їх затверджених запасів (поклади з так званими самовосполняющіміся запасами). 3. Присутність великої кількості вільної залишкової води в поклади нафти або газу. Нафта (газ) ще не повністю витіснили воду з пастки. 4.залишкова нефтенасищенность продуктивних порід в газових покладах. 5. Варіації складу і властивостей нафти і газу в покладах, або відсутність гравітаційної диференціації флюїдів, коли на одному гіпсометричні рівні знаходяться нафти різної щільності. Пов'язано це з наявністю декількох вогнищ генерації УВ і пульсуючою в часі активної сучасної міграцією нафти і газу. 6. Наявність покладів легких нафт в зоні гипергенеза. Нафта не встигла деградувати.

Наведені способи свідчать, що: майже всі існуючі методи і окремі способи визначення часу формування покладів мають обмеження і значні похибки. Більшість обмежень пов'язане з умовою, що 1) пастка під час формування поклади повинна знаходитися в статичному стані, що при тривалому формуванні поклади малоймовірно; 2) поклади нафти і газу можуть існувати тільки в стані динамічної рівноваги, тобто при різних співвідношеннях інтенсивності процесів формування і руйнування; 3) більшість покладів нафти і газу є молодими, так як сформувалися або в різному ступені переформувались в новітній час. На новітньому етапі тектонічного розвитку Землі відбулася перебудова структурного плану, і значно активізувалися процеси нефтегазообразования, міграції та реміграції УВ; 4) отмечаемую багатьма способами велику тривалість формування покладів слід розглядати як велику тривалість їх існування при постійній чи періодичній підживлення УВ; 5) факти триваючого процесу формування покладів УВ при появі стійкого рівня видобутку можуть змінити уявлення про потенційних ресурсах УВ і систему видобутку нафти і газу.




 Природні резервуари і нафтогазоносні комплекси |  Породи-колектори |  Основні властивості порід-колекторів |  Класифікації порід-колекторів |  Зміна колекторських властивостей порід з глибиною |  Флюідоупорамі і помилкові покришки |  природні резервуари |  Пастки нафти і газу |  нафтогазоносні комплекси |  Гірське і пластовий тиск |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати