9349

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Контрольная

География, геология и геодезия

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки. До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вы...

Русский

2013-03-02

540.5 KB

160 чел.

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА


Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

Целью изучения дисциплины «Геология нефти и газа является»  создание базы понятий и определений, образующих  фундаментальную науку  - основами знаний о свойствах  и составе углеводородов, их классификации, о происхождении углеводородов, о процессах формирования и закономерностях размещения месторождений нефти и газа.

Геология нефти и газа – отрасль геологии, изучающая условия образования, размещения и миграции нефти и газа в литосфере. Становлении Геологии нефти и газа как науки произошло в начале ХХ века. Ее основоположником является Губкин Иван Михайлович.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТИ

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, со специфическим запахом, состоящая из смеси углеводородов, содержащая не более 35 % асфальтеносмолисых веществ и находящаяся в породах коллекторах в свободном состоянии. В нефти содержится  8287 % углерода, 1114 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Выделенные из различных нефтей УВ относятся к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому:

метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

нафтеновые – СnН2n;

ароматические – СnH2n-6.

Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии.

Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества.

Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода (С17Н3637Н72)  – твердые вещества (парафины, смолы, асфальтены).

Классификация нефтей

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

Нефти содержат до 5—6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ — меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород—наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По содержанию серы нефти делятся на:

  •  малосернистые (0 S≤0,5 %);
  •  среднесернистые (0,5 < S≤1 %);
  •  сернистые (1 < S≤3 %);
  •  высокосернистые (S>3%).

Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры.

Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию асфальтеносмолистых веществ нефти подразделяются на:

  •  малосмолистые (0 ≤Ас≤10 %);
  •  смолистые (10 < Ас ≤20%);
  •  высокосмолистые (20 < Ас ≤35%).

Нефтяной парафинэто смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C17H36—С35Н72 и церезинов С36Н74C55H112. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:

  •  малопарафинистые при содержании парафина 0 ≤П≤5 %;
  •  парафинистые— 5 <П≤10 %;
  •  высокопарафинистые — П > 10 %.

Мировые единицы измерения нефти

1 баррель в зависимости от плотности примерно 0,136 т.нефти

1 т.нефти примерно 7,3 барреля

1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3

1 куб.м. примерно 6,29 бареллей

Физические свойства нефти

Плотность (объемная масса) –отношение массы вещества к его объему. Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченная на поверхность из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. ρн=m/V

По плотности нефти делятся на 3 группы:

легкие нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м3)

средние нефти (871970 кг/м3)

тяжелые (свыше 970 кг/м3).

Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры).

Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.  

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.  

Коэффициент динамической вязкости (). – это сила трения приходящаяся на единицу площади соприкасающихся слоев жидкости при градиенте скорости равном 1. /Па·с, 1П (пуаз) = 0,1 Па·с.

Величина, обратная динамической вязкости называется текучестью.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с. Стокс (Ст) = см2/с = 10-4м2/с.

На практике иногда пользуются понятием условной (относительной) вязкости, представляющей собой отношение времени истечения определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200С.  

Вязкость пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей.

Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0,2 до 2000 мПа с и более. Наиболее распространены значения 0.8-50 мПа с.

Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов.

По величине вязкости различают нефти 

незначительной вязкостью — н < 1 мПа с;

маловязкие —  1<н5 мПа с;

с повышенной вязкостью—5<н 25 мПа с;  

высоковязкие— н > 25 мПа с.

Вязкость зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Давление насыщения (начало парообразования) пластовои нефти - давление, при котором начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры.

Давление     насыщения     определяют     по     результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа Vг растворенного в 1м3 объема пластовой нефти Vпл.н:

G=Vг/Vп.н.

Газосодержание обычно выражают в м33 или м3/т.

Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.

Поверхностное натяжение – это сила, действующая на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящаяся сократить эту поверхность до  минимума. Оно обусловлено силами притяжения между молекулами (с СИ Дж/м2; Н/м или дин/см) для нефти 0,03 Дж/м2, Н/м (30 дин/см); для воды 0,07 Дж/м2, Н/м (73 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости. Величина поверхностного натяжения у воды почти в 3 раза больше, чем у нефти, что определяет разные скорости их движения по капиллярам. Это свойство влияет на особенность разработки залежей.

Капиллярность – способность жидкости подниматься или опускаться в трубках малого диаметра под действием поверхностного натяжения.

Р = 2 σ/ r 

Р – давление поднятия; σ  - поверхностное натяжение; rрадиус капилляра.

h = 2 σ/ rρg

h - высота поднятия; ρ – плотность жидкости; g - ускорение свободного падения.

 

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

Другое основное свойство нефти – испаряемость.  Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

Коэффициент сжимаемости нефти βн – это изменение объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.

Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения

где   V0   - первоначальный объем нефти;  ΔV- изменение объема   нефти   при   изменении   давления   на   Δр;   

Размерность βн -Па-1.

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6-140) 10-6 МПа-1. Для большинства пластовых нефтей его величина (6-18) 10 -6 МПа-1.

Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости βн=(4-7) 10-10МПа-1.

Коэффициент теплового расширения н – степень расширения нефти изменении температуры на 1 °С

н = (1/Vo) (V/t).

Размерность 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.

Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:

bн= Vпл.н/Vдег = н./пл

где Vпл.нобъем нефти в пластовых условиях; Vдег—объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; пл.п—плотность нефти в пластовых условиях; —плотность нефти в стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент,  можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

U=(bн-1)/bн*100

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент – величина обратная объемному коэффициенту пластовой нефти. =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  ПРИРОДНОГО  ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО  КОНДЕНСАТА  и газогидратов

Пластовые газы

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

- Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

- Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш.

- Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ называют жирным).

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху. Молекулярная масса природного газа

где Мi  молекулярная масса i-го компонента; Xi — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16—20. Плотность газа ρг рассчитывается по формуле

где Vм — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρг находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρг.в равной отношению плотности газа ρг к плотности воздуха ρв взятой при тех же давлении и температуре:

Если ρг и ρв определяются при стандартных условиях, то ρг = 1,293 кг/м3 и ρв = ρг /1,293 кг/м3.

Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона — Менделеева:

pV = NRT,

 где р давление; V — объем идеального газа;

N — число киломолей газа (киломолем  (кмоль) называют количество вещества, масса которого в килограммах численно равна его молекулярной массе. Киломоли  различных идеальных газов при одинаковых температурах и давлениях занимают одинаковые объемы. Объем одного киломоля  при нормальных условиях для всех газов равен 22,4 м3/кмоль, т. е. nv = 22,4 м3/кмоль;

R универсальная газовая постоянная (физическая постоянная, входящая в уравнение состояния 1 моля идеального газа; обозначается R, равна 8,314 Дж/(К.моль) = 1,987 кал/(К.моль);

Т — температура.

Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона — Менделеева для реальных газов записывается в виде

pV = ZNRT,

где Z коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального Vр и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Z = Vр /Vи

Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды.

Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается.

Объемный коэффициент пластового газа bг представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона — Менделеева:

bг = Vпл.г/Vст = Z(PплТпл/РстТст),

где Рпл, Тпл, Pcт, Тст давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

Газоконденсат

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м33.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40—200°С. Молекулярная масса 90—160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы:

с низким содержанием конденсата (до 150см33),

средним (150—300 см33),

высоким (300—600 см33),

очень высоким (более 600 см33).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах.

Газогидраты

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состоянии возрастает  до   1,26—1,32 см3/г  (плотность  льда 1,09см3/г). Внешне газогидраты напоминают снег. Обычно образуются при температуре ниже 30°С, при давления больше 0,5 МПа.

Распад газогидратов возможен при повышении температуры, при понижении давления, а также путем ввода в пласт веществ, разлагающих гидрат, например, бромида кальция.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  ПЛАСТОВЫХ ВОД

Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов.

Промысловая классификация пластовых вод

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на

  •  собственные,
  •  чуждые
  •  техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

  •  Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. 
  •  Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК). 
  •  К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

  •  Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов, залегающих ниже его.
  •  К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.
  •  Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Физические свойства пластовых вод

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

В зависимости от содержания солей различают:

- пресные до 1 г/л;

- солоноватые до 10 г/л;

- соленые до 50 г/л;

- рассолы свыше 50 г/л.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300кг/м3 в рапах.  

Прозрачность зависит от наличия мех. примесей.

- прозрачные; - слегка мутные; - мутные; - очень мутные.

Цвет зависит от химического состава и наличия примесей

- голубоватый оттенок у жесткой воды;

- зеленовато-голубоватая окраска у вод содержащих соли железа и сероводород;

- желтоватый при наличии органических гуминовых соединений;

- сероватый оттенок у вод при наличии взвешанных минеральных частиц;

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной (ρв =1-1,4 г/см3)

Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (35)10-4МПа-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5— 2,0м33, обычно оно равно 0,2—0,5м33. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2— 1,5 мПас.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено.

Радиоактивность вызвана наличием в воде урана, радия и радона.

Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Омм.

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА

Коллекторами нефти и газа являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при перепаде давления.

Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.

Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы — коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.

Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95—98 %).

Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25—50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.

По величине обломков различают породы:

Группа породы

Размер обломков, мм

1

Грубообломочные (псефиты)

более 1,0

2

песчаные (псаммиты)

1,0-0,1

5

пылеватые (алевриты, алевролиты)

0,1 -0,01

4

глинистые (пелиты)

менее 0,01

Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами.

Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.

Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.

Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках.

Емкость определяется пористостью — объемом пустот в породе. Пористость по генетической классификации может быть:

Первичной - пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами - межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

И вторичной - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Пористость измеряется в процентах.

Пористость коллекторов

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.

Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

  1.  общая (абсолютная) – объем всех пор в породе (изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.

Кnобщ = Vвсех пор / Vобр

  1.  открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

Кnоткр = Vсообщ / Vобр

Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

  1.  эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

Кnэф = Vэф / Vобр

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

Пористость пород меняется с глубиной при увеличении давления, но не все так однозначно, поскольку увеличение пористости с увеличением давления может произойти при растрескивании, например аргиллитов.

Размер пор пород (по Б.А.Соколову)

Размер пор, мм

Характеристика движения жидкости

больше 0,1 - сверхкапиллярные

возможно движение жидкости под действием силы тяжести

0,005 до 0,1 - капиллярные

на перемещение жидкости влияют силы капиллярного давления

меньше 0,005 - субкапиллярные,

жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается

Проницаемость коллекторов

Проницаемость пористой среды это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления.

Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физико-химического взаимодействия их с пористой средой.

Фазовая проницаемость - проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в ней других флюидов (газ — вода, вода - нефть, газ - нефть - вода) для данной жидкости или газа, зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.

Относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути

Qж = Кпр *·F* (ΔP) / μ * Δℓ                              

где Q-объемный расход жидкости в м3/с;  kпр – коэффициент проницаемости в м2; F – площадь поперечного сечения в м2; - вязкость флюида в Пас; L – длина пути в см; (P1-P2) – перепад давления в Па;

В случае фильтрации газа коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле:

где Q0-объемный расход газа приведенный к атмосферному давлению; Р0 – атмосферное давление в Па; F – площадь поперечного сечения в м2; - вязкость флюида в Пас; L – длина пути в см; P1 - начальное давление в Па; P2 – конечное давление в Па;

Единица коэффициента проницаемости называемая Дарси, Анри Филибер Гаспар Дарси (фр. 10 июня 1803, Дижон, — 2 января 1858, Париж) — французский инженер-гидравлик, обосновавший закон Дарси (1856), связывающий скорость фильтрации жидкости в пористой среде с градиентом давления. Именем Дарси названа единица измерения проницаемости пористой среды. Под руководством Дарси в г. Дижоне была создана первая в Европе система городских очистных сооружений с различными фильтрационными засыпками. Это настолько изменило город в лучшую сторону, что уже на следующий день после смерти Дарси от пневмонии главной площади города было присвоено его имя.

Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм210-3   1.02 10-3 мкм21.0210-12м21000мД.

Проницаемость в большей степени зависит от наличия трещин, хотя доля их в пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью трещин по сравнению с порами гранулярных коллекторов, поэтому трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации.

Гранулометрический (механический) состав пород

Содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах, называется гранулометрическим (механическим) составом.

От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т.д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств, их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом ( >  0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

Нефтегазоводонасыщенность - это отношение объема V нефти, газа и воды, находящихся в пустотном пространстве, к объему пустотного пространства Vп (пустот).

V= Vн/ Vп;    V= Vв/ Vп;    V= Vг/ Vп;

Карбонатность нефтегазосодержащих  пород  - это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО3, CaMg(CO3)-2) .

Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.

По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10%, снимается и проницаемость. При карбонатности 2530% песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

Удельная поверхность  - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объёма горной породы. 

Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен  0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м22). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Флюидоупоры

Породы плохо проницаемые, перекрывающие и экранирующие скопление нефти и газа по кровле и подошве, называются покрышками. 

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи. Наиболее распространенными считаются глины. Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Природным резервуаром называется природная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород—коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления.

Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, вулканогенными.

   Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве (рис.1).

Рис.1.

Массивный резервуар представляет собой большую толщу (несколько сот метров) проницаемых пород, перекрытую флюидоупором.

Залежи углеводородов (УВ) в таких резервуарах контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора, поэтому внутренний контур нефтеносности (газоносности) в них отсутствует.

Породы-коллекторы, слагающие массивные резервуары могут быть литологически однородными или неоднородными, соответственно этому выделяют однородно-массивные (рис. 2, б) и неоднородно–массивные (рис. 2, в) природные резервуары.

Рис. 2

Пластово-массивные природные резервуары (рис. 2, д) образуются при чередовании флюидоупоров и пластов-коллекторов, представляющих собой единую гидродинамическую систему, в которой водонефтяные или газоводяные контакты находятся на одной гипсометрической отметке.

Гидродинамическая связь пластов-коллекторов обеспечивается за счет выклинивания непроницаемых пород, возникновения в них участков деструкции (повышенной трещиноватости) или разрывных нарушений.

 

Рис. 2

Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Литологически ограниченные резервуары – это линзовидные проницаемые тела, заключенные в толще непроницаемых пород (рис. 2, г).

Рис. 2

Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Наиболее простой ловушкой является антиклинальный изгиб пластового резервуара. Основными параметрами такой ловушки являются: толщина коллектора, площадь по замкнутому контуру (изогипсе) и высота, измеряемая от кровли коллектора в своде складки до замка ловушки.

В настоящее время известно, что в природных резервуарах существуют структурные, литологические, стратиграфические и гидродинамические ловушки.

Ловушки структурного типа образуются в результате пликативных и дизъюнктивных тектонических деформаций горных пород, и разделяются на сводовые (антиклинальные) и тектонически экранированные ловушки (рис 3, а, б). Антиклинальная ловушка обусловлена изгибом слоев вверх.

Рис. 3. Разрез и план сводовой (а) ловушки и дизъюнктивно

(тектонически) экранированной (б) ловушки в пластовом резервуаре:

1 – пластовый резервуар; 2 – изогипсы кровли пласта-колллектора, м;

3 – залежь в плане; 4 – тектоническое разрывное нарушение

Тектонически экранированные ловушки образуются в антиклинальных структурах и на моноклиналях, при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, так как своды и антиклинали тоже представляют собой тектонические экраны на пути движения нефти и газа. При моноклинальном залегании природного резервуара ловушка может образоваться только при условии, если тектонический разрыв (экран) представляет собой не прямую плоскую поверхность, а кривую или ломаную поверхность (рис. 3б). Ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка сформирована вертикальным перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород.

Ловушки литологического типа образуются в результате выклинивания пород-коллекторов по восстанию слоев (рис. 4) или их замещения одновозрастными слабопроницаемыми породами, а также при появлении повышенной локальной трещиноватости горных пород, или при наличии песчаных линз внутри глинистых толщ. В последних двух случаях понятия природный резервуар и ловушка совпадают.

Рис. 4. Литологически экранированная ловушка:

1 – линия выклинивания пласта-коллектора.

Ловушки стратиграфического типа образуются в результате денудационного срезания пород-коллекторов и их несогласного перекрытия флюидоупорами (рис. 5, а, б). Стратиграфическая ловушка формируется при замещении пористых пород непроницаемыми, причем это замещение обусловлено обстановками накопления осадков

Рис. 5. Стратиграфически экранированные ловушки:

а – в присводовой части антиклинальной структуры; б – на моноклинали (непроницаемые породы представлены известняками)

Гидравлические (гидродинамические) ловушки образуются в результате гидродинамического напора встречного потока вод, оказывающего противодавление на мигрирующие УВ. Таким образом, они образуются в результате появления экрана, созданного нисходящими высоконапорными водами, циркулирующими по пластам-коллекторам, поверхностям стратиграфических несогласий и тектоническим нарушениям

Основные типы залежей

Любое естественное скопление нефти и газа в ловушке называется залежью.

 

Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гипсометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; размерами нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной и газоводяной зон, нефтегазонасы-щенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород-коллекторов и их изменением по площади и разрезу; начальными пластовыми давлением и температурой.

Рис 6.  Схема пластовой сводовой залежи

Части пласта: 1—водяная, 2 — водонефтяная, 3—нефтяная, 4 —газонефтяная, 5—газовая; 6 — породы-коллекторы; Н — высота залежи; Нг, Нн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

Пересечение газонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур газоносности.

Пересечение газонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур газоносности.

Пересечение водонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности.

Пересечение водонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур нефтеносности.

Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо и нефтеносности.

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.

Классификация залежей по фазовому состоянию УВ

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной  оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ( V н=V н/V н+Vr ) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( V н 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50< V н О,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V н 0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V н 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЕ представляет собой совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и расположенных в пределах одной площади.

Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие (табл.1)

                                                                                    

                    

Таблица 1

Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам

Месторождения

                              Запасы

извлекаемые нефти,   млн. т

Балансовые газа, млрд. м3

Уникальные

Крупные

Средние

Мелкие

Свыше 300

30—300

10—30

До 10

Свыше 500

30—500

10—30

До 10

По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов независимо от величины запасов выделяются месторождения (залежи):

простого строения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами или наличием тектонических нарушений;

очень сложного строения, для которых характерны как литоло-гические замещения или тектонические нарушения, так и невыдержанность толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.            

Сложность геологического строения месторождений устанавливается исходя из соответствующих характеристик основных залежей, заключающих основную часть (больше 70 %) запасов месторождения. Размеры и сложность строения месторождений  определяют методику разведочных работ, их объемы и экономические показатели разведки и разработки.

Формирование скоплений нефти и газа

В процессе седиментации происходит накопление слоистых пород с дисперсным органическим веществом, которые имеют тенденцию к уплотнению. Одновременно формируются благоприятные для залегания нефти и газа пористые породы (известняки и песчаники).

Поры между частицами заполняются смесью нефти, газа и воды; эта смесь в процессе уплотнения выжимается и тем самым принуждается к миграции из пор пород.

Миграция – это любые перемещения нефти, воды и газа в земной коре под действием природных сил.

- первичная миграция- перемещение флюидов из нефтепроизводящих толщ в породу коллектор;

- вторичная миграция – перемещение нефти и газа по коллекторам из одного пласта в другой.

 Аккумуляция – это накопление нефти и газа и формирование их залежей в ловушке.

 Разрушение залежей углеводородов – это совокупность природных, непрерывно действующих процессов, частичного или полного уничтожения залежей углеводородов.

  1.  Механическое (геологическое) – это разрушение вместе с вмещающими ловушками процессами денудации геологических структур, в результате эрозионного вскрытия и разрушения нефтегазоносных бассейнов.
  2.  Гидравлическое – разрушение напорными пластовыми водами.
  3.  Физико – химическое растворение углеводородов в подземных водах.
  4.  Химическое – распад углеводородных и неуглеводородных соединений нефти и газа с образованием воды, углекислого газа, метана, сероводорода (окислительный процесс).
  5.  Молекулярное -  диффузионное перемещение и рассеивание растворенного в природных водах углеводородного вещества,  вследствие разницы концентрации этого вещества.
  6.  Биохимическое – разложение углеводородов бактериями.

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

Нефтегазогеологическое районирование – это разделение осадочно-породных бассейнов на нефтегазоносные объекты разного масштаба.

Задачи районирования:

  1.  Выявление перспективных на нефть и газ территорий;
  2.  Изучение условий распространения границ нефтегазоносных территорий;
  3.  выбор первоочередных поисково-разведочных работ.

При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов - критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

- современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

- литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

- гидрогеологические условия;

- геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

 Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления. 

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.

Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазо-перспективными.

Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разрезу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными единицами такого расчленения являются пласт, резервуар 1, нефтегазоносный комплекс и нефтегазоносная формация.

Нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.

Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

Нефтегазоносный комплекс—это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.

Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.

PAGE  13


EMBED Equation.3  


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

34578. ВНЕШНЯЯ И ВНУТРЕННЯЯ ПОЛИТИКА ПЕРВЫХ РОМАНОВЫХ 20.78 KB
  собрался Земский собор для решения вопроса о власти. Земский собор 1613 г. Заседания чаще всего шли в Успенском соборе Кремля. Земский собор отсек европейских кандидатов приняв решение о том что царем должен быть человек из российских земель.
34579. ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ПЕТРА I. ОФОРМЛЕНИЕ АБСОЛЮТИЗМА 24.13 KB
  Гридунова Петр I вошел в историю России как царьреформатор благодаря кардинальным преобразованиям в различных сферах общественной жизни в том числе государственного управления экономики культуры. началась реформа госаппарата. Создание нового полноценного государственного аппарата было бы невозможно если бы реформа не коснулась низшего звена управления – местного аппарата. РЕФОРМА В АРМИИ.
34580. РОССИЙСКАЯ ИМПЕРИЯ В 1725–1762 гг. 17.79 KB
  Меншиков который сумел подчинить себе и нового императора двенадцатилетнего Петра II даже рассчитывал женить его на своей дочери. О продолжении дела Петра Великого в этот период вспоминали мало даже столица государства была фактически перенесена в Москву. Петра II мало интересовали государственные проблемы. Петр II внезапно умер заболев оспой и верховники пригласили на царствование племянницу Петра I вдову курляндского герцога Анну Иоанновну оговорив ее воцарение рядом условий – кондиций не выходить замуж не назначать...
34581. ПРОСВЕЩЕННЫЙ АБСОЛЮТИЗМ»: ЦЕЛИ, МЕТОДЫ, ПРОТИВОРЕЧИЯ 19.82 KB
  В отличие от откровенно продворянской и прокрепостнической политики самодержавия предшествующего периода политика просвещенного абсолютизма Екатерины II приобрела новые черты: – лавирование; – использование для маскировки своей продворянской прокрепостнической сути политических экономических и философских концепций просветителей с выхолащиванием их антифеодального содержания; – применение социальной демагогии о стремлении к ограничению рабства всеобщему благосостоянию к свободе экономической деятельности и т. Вольным экономическим...
34582. ФОРМИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОГО ГОСУДАРСТВА. ОБРАЗОВАНИЕ ИМПЕРИИ (XV – XIX вв.) 19.54 KB
  В процессе формирования территории России можно выделить 3 этапа. Заявление Ивана III что вся территория Киевской Руси его отчина привело к многовековой борьбе России с Польшей за западнорусские земли Киевской Руси. Таким образом вся Волга была включена в состав России. При царе Федоре Иоанновиче Борис Годунов дипломатическим путем возвратил России эту территорию.
34583. РЕФОРМЫ НАЧАЛА XIX в.: ПЛАНЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ. М.М. СПЕРАНСКИЙ 18.68 KB
  Император Павел I был убит заговорщиками в числе которых состоял его сын Александр. Время правления Александра I 1801–1825 гг. С идеями французских просветителей он был знаком благодаря швейцарцу Лагарпу учителю Александра I к которому император обращался за советом. Заручившись поддержкой гвардии Александр отверг предложенные заговорщиками проекты ограничивающие самодержавие конституцией.
34584. ВНУТРЕННЯЯ И ВНЕШНЯЯ ПОЛИТИКА РОССИИ В 1825 –1855 гг 19.62 KB
  ВНУТРЕННЯЯ И ВНЕШНЯЯ ПОЛИТИКА РОССИИ В 1825 –1855 гг. В то время как в большинстве западных государств политический строй принимал новые конституционные формы в России происходило укрепление крайних форм самодержавия. Она противопоставляла самобытную Россию растленному Западу восхваляя существующие в России порядки. армия чиновников в России составляла 100 тыс.
34585. ОТМЕНА КРЕПОСТНОГО ПРАВА РЕФОРМЫ 60–70-х гг. XIX в 19.71 KB
  отчетливо обозначилось отставание социальноэкономического политического технического развития России от европейских государств. Это проявилось в отмене прежних указов наиболее очевидно нарушающих права граждан России уничтожение поселений разрешение свободной выдачи заграничных паспортов ослабление цензуры снятие запретов введенных в университетах после 1848 г. Самой болезненной проблемой страны было крепостное право большинство подданных России находились как бы в неестественном правовом положении. Социальные волнения охватили...
34586. ОТКРЫТИЕ И ОСВОЕНИЕ ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА (XVII – XIX вв.) 21.97 KB
  По берегам Амура и Зеи было построено более 20 русских поселений: острожков заимок деревень. и русские ушли с берегов Амура. Но Крузенштерн не нашел фарватеры ведшие в устье Амура и дал заключение о полуостровном положении Сахалина. Поэтому почти каждому командиру русского корабля вменялось по инструкции в обязанность исследовать лиман Амура.