Геология нефти и газа ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ГЕОХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ПРЕВРАЩЕНИЕ НЕФТЕЙ И

УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В ПРИРОДЕ
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ
ПОИСКИ И

РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

7,35 барреля

ряда.

переработку различных видов полезных ископаемых.

Энергетические ресурсы (ЭР) – все доступные

для промышленности и бытового использования источники разнообразных видов энергии: механической, тепловой, химической, электрической, ядерной.

Энергетический баланс (ЭБ) -, баланс добычи, переработки, транспортировки, преобразования, распределения и потребления энергетических ресурсов и энергии от источника их получения до использования энергии потребителем; выражает количественное соответствие между расходом и приходом энергии, включая изменение запасов энергетических ресурсов.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) – совокупность отраслей промышленности, осуществляющих добычу и переработку различных видов первичных топливных и энергетических ресурсов, а также преобразующих эти первичные энергоресурсы в тепловую и электрическую энергию или в моторное топливо.

Топливно-энергетический баланс (ТЭБ) - cистема показателей, отражающих соответствие между приходом и расходом топливно-энергетических ресурсов, источники их поступления и направления использования .

и океанических (морских) приливов;

ветровая энергия;

солнечная энергия;

Биоэнергетика (древесина, торф, биогаз,

биоконверсия сельхоз-продуктов, утилизация отходов городских агломераций и пр.)

м3
Запасы природного традиционного газа – 187,3 трлн. м3

Филиппины – 17-18 (преимущественно ветровая),
Германия, Испания и Финляндия– 12 (преимущественно

ветровая),
Австралия и Нидерланды – 10-11 (солнечная, ветровая),

Использование возобновляемых источников энергии, % от объема производства в стране:

В среднем по миру, доля в производстве первичной энергии возобновляемых источников составляет 10-12%, в России - ~1%.

рассчитано по BP Statistical Review of World Energy, June 2013.

(ЯНАО).

Характерна высокая степень концентрации запасов природного газа – 71,2%

разведанных запасов сосредоточено в 28 уникальных месторождениях (с балансовыми запасами более 500 млрд куб.м).

2/3 запасов нефти сосредоточено в Западной Сибири (ХМАО).

Свыше 2/3 разведанных запасов России сконцентрированы в уникальных (с запасами более 100 млн т) и крупных (более 30 млн т) месторождениях.

тонн

преимущественно, сера-, кислород- и азотсодержащих соединений - сложный природный углеводородного

раствор
-растворитель - легкие УВ
-растворенные вещества: тяжелые УВ, смолы, асфальтены
В состав нефти входят:
Углерод – 82-86%
Водород – 12-14%
Кислород – до 2%
Сера – сотые доли до 6%, максимум 10%
Азот - сотые доли до 1.5%, максимум 2%
Фосфор – следы, десятые доли %.
Микроэлементы (ванадий, никель, железо, цинк и др.) - 10-2 – 10-7%.

Из нефтей выделено и определено более 800 индивидуальных углеводородных
и не углеводородных соединений и порядка 60 микроэлементов.

Элементный состав нефтей

группа (циклопарафины, цикланы) - СnH2n – 30-60% (49%)

Ароматические (бензольные) углеводороды

(арены) - СnH2n-6 - 3-30% (15%)

Гетеросоединения (смолисто-асфальтеновые вещества) - это соединения в нефти, которые наряду с углеводородными радикалами содержат кислород, азот и серу (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, эфиры, тиофан, пиридин) – остаток (6%)

Групповой состав нефти

Смолы – растворимые в УВ нефтей высокомолекулярные гетероатомные бесструктурные вещества. Характеризуются наиболее высоким среди компонентов нефти содержанием кислорода.
В смолах сконцентрированы все, присутствующие в нефтях металлы.

Асфальтены – нерастворимые в алканах, относительно сформированные гетероатомные компоненты нефти, в которых сосредоточена основная доля сернистых соединений.

процессе перегонки нефть разделяется на следующие фракции:
бензиновая –до 1800

С (объемная доля 27%),
керосиновая - от 1400 до 2200 С (13%),
дизельная - от 1800 до 3600 С (12%),
тяжелый газойль и смазочные масла от 3600 до 5000 С (10-20%),
остаток (содержит смолы и асфальтены) - более 5000 С (15-35%),.

Последнее время фракции, выкипающие:
- до 200°С, называют легкими, или бензиновыми,
- от 200 до 300°С - средними, или керосиновыми,
- выше 300°С - тяжелыми, или масляными.

количество алканов (в бензиновых более 50%, в масляных – 30%).
Метано-нафтеновые

– содержат примерно равные количества алканов и цикланов, но аренов не более 10%.
Нафтеновые – во всех фракциях циклановых УВ 60% и более.
Нафтеново-метаново-ароматические – алканы, цикланы и арены присутствуют примерно в равных количествах, кроме того до 10% смол и асфальтенов.
Нафтеново-ароматические – характеризуются преобладанием нафтенов и аренов над алканами, доля смол и асфальтенов возрастает до 20%.
Аромтические – отличаются повышеным содержанием аренов во всех фракциях, это тяжелые нефти, они редко встречаются в природе.

По содержанию неуглеводородных компонентов
Содержание серы:
- малосернистая - до 0,5%
- сернистая - от 0,5 до 2,0%
- высокосернистая - более 2,0%

Основные типы нефтей

организованная коллоидно-
дисперсная система.


Плотность.
Вязкость.
Температура кристаллизации, застывания и вспышки.
Растворимость.
Оптические и электрические

свойства.
Металлоносность.

Большинство нефтей легче воды.
Абсолютная плотность природной нефти изменяется от

0,8 до 1,05 г/см3 .

По абсолютной плотности нефти подразделяются:
легкие – 0,8-0,87 г/см3
средние – 0.871-0,901 г/см3
тяжелые – более 0,901 г/см3

Относительная – показывает отношение массы нефти к массе воды при температурах -4ºC для воды и 20ºC для нефти.
Относительная плотность природной нефти, как правило, изменяется от 0,82 - 0,90.

Плотность нефти зависит от:
- состава УВ (наибольшую плотность имеют арены, наименьшую – алканы), - содержания в ней смол и асфальтенов.

движении (мПа·с). Вязкость определяет подвижность нефти и значительно влияет на

продуктивность работы скважины и эффективность выработки.

Вязкость нефтей колеблется в широких пределах в зависимости от:
содержания смолисто-асфальтеновых компонентов,
пластового давления,
температуры,
растворенного в нефти газа.

Наиболее распространенные значения вязкости пластовой нефти -
0,8 – 50 мПа·с.


По вязкости нефть классифицируют:
- незначительно вязкая – менее 5 мПа·с
- маловязкая – 5 –10 мПа·с
- с повышенной вязкостью – 10-30 мПа·с
- высоковязкая – более 30 мПа·с

температура, при которой охлаждаемая в пробирке нефть, не изменяет уровня

при наклоне пробирки на 45о. Изменяется в пределах +23 — - 60о. Зависит от содержания парафинов и смол:
с увеличением парафинов - увеличивается,
с увеличением смол - снижается.

Температура кристаллизации – температура при которой в растворе образуются центры, разрастающиеся за счет материала из окружающей среды. На кристаллизацию нефти влияют – состав нефти, температура раствора, теплота плавления компонентов и т.д.

Температура вспышки – минимальная температура, при которой пары нефти и нефтепродукты образуют с воздухом смесь, способную к кратковременному образованию пламени при внесении в нее внешнего источник воспламенения. Колеблется от 35 до 120о С и зависит от фракционного состава и давления насыщенных паров.

Температура

нефти.
Нефть и нефтепродукты оптически активны. Нефть обладает свойством вращать
плоскость

поляризации света, люминесцировать, преломлять проходящие световые лучи.

Электрические свойства нефти.
Нефть является диэлектриком. Сопротивление нефти составляет 1010 – 1014 Ом*м.

Магнитные свойства нефти
Нефть диамагнетик, имеет отрицательную намагниченность.


Металлоносность нефтей
В природных нефтях и битумах выявлено около 60 микроэлементов. Среди них - В, Сr, Со, Сu, Fe, Mn, Ni, Mo, V, Se, Sn, Zn.
Ванадий и никель, благодаря высоким содержаниям, были в числе первых металлов, обнаруженных в нефтях. Несмотря на то, что содержание редких металлов в нефтях и природных битумах часто ниже кондиционных содержаний, принятых для рудного сырья, огромные объемы потребления нефти по всему миру делают этот вид минерального сырья потенциальным источником редких металлов, заслуживающим внимания.

С генетической точки зрения

нефть – обособившееся самостоятельное скопление, подвижные жидкие продукты преобразования рассеянного органического вещества в зоне катагенеза.

В процессе метаморфизма нефть окисляется и теряет свою легкую часть, становится более плотной и вязкой, в результате образуются минеральные веществ, которые являются продуктами изменения непосредственно нефти или дальнейшего изменения ее производных, состоящих в основном из углерода и водорода получившие название природных битумов.

Нафтиды (каустобиолиты нефтяного ряда) объединяют все разновидности нефтей и продукты их преобразования в природных условиях.

мальта – асфальт – асфальтит – кериты - антраксолиты

степень метаморфизма нефти

на буроугольной стадии – мальты – асфальты – асфальтиты;
каменноугольной стадии – кериты
антрацитовой – антраксолиты.

УВ и

неуглеводородных соединений.

По физическому состоянию и форме нахождения

Природные горючие газы: -
-находятся в виде свободной фазы в самостоятельных залежей в чисто газовых и угольных месторождениях и образуют газовую шапку над нефтяной залежью,
-могут быть сорбированы в межмолекулярном пространстве,
-содержатся в растворенном состоянии в нефти (попутные газы) или воде,
-а также могут быть в газогидратном состоянии.

Газогидраты – критические соединения, в которых кристаллическая решетка льда расширена и содержит полости, заполненные молекулами газа. Эти твердые вещества по внешнему виду похожи на мокрый снег.

в стандартных условиях (температура 00С и давление – 0,1 мПа):

метана – 0,554 г/ см3,
этана – 1,05 г/ см3,
пропана – 1,55 г/ см3.
Плотность газа зависит от его химического состава, молекулярной массы, давления и температуры. Она уменьшается с ростом температуры и растет с повышением давления и молекулярной массы.


Вязкость – по сравнению с нефтью мала и составляет около 0,0001 – 0,01 мПа*с
Вязкость газа растет с уменьшением молекулярной массы и увеличением температуры и давления.

Углеводородные газы при одинаковых условиях имеют меньшую вязкость, чем неуглеводородные.

Низкая вязкость газа обусловливает его способность относительно быстро перемещаться в пористых и трещиноватых горных породах при перепаде давления.

объеме флюида (см3/л, м3/м3).
Максимальный газовый фактор пластовых вод Гф =

10м3/м3.

Газовый фактор пластовой нефти до 500м3/м3 (обычно - 30 до 100 м3/т).

Типы залежей по Гф :
- нефтяная - ниже 600 м3/т,
- нефтегазоконденсатная – 600-900 м3/т
- газоконденсатная – свыше 900 м3/т

Растворимость газа в воде и нефти, а также нефти в газе является важнейшим его свойством. В общем, растворимость газа в жидкости при постоянной температуре и давлениях до 5 МПа подчиняется закону Генри:

количество растворяющегося газа в единице объема растворителя прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. При более высоких давлениях и неоднородном составе газа эта зависимость становится сложнее.

температуры

до +90оС - зависимость - обратная
выше +90оС, зависимость - прямая

Коэффициент растворимости газов в воде зависит от:

давления

прямая зависимость

минерализации

обратная зависимость

температуре в глубокопогруженных отложениях в газе растворяются пары гексана и

другие более высокомолекулярные жидкие УВ. Эти смеси называются газоконденсатными. При снижение давления в пласте или в сепараторе часть этих высокомолекулярных компонентов выпадает из газовой фазы в виде жидкости-конденсата.

Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат - жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации.

Стабильный конденсат – состоит только из жидких УВ - пентана и высших и получается путем глубокой дегазации сырого конденсата .

В стандартных условиях конденсат представляет собой жидкость обычно прозрачную или слабоокрашенную в коричневатый или зеленоватый цвет.

Конденсаты характеризуются большим разнообразием физических свойств и химического состава.
- плотность стабильного конденсата меняется от 0,6 до 0,8 г/см3,
- молекулярная масса от 90 до 170,
- температура кипения находится в пределах 35-250 0С.

Физические свойства конденсата

газа к количеству выделенной из него жидкости в нормальных условиях.

Газоконденсатный фактор изменяется от 900-1000 до 25000 м3/т.

Конденсатность - величина обратная газоконденсатному фактору – это содержание стабилизированного конденсата в газе в условиях залежи (см3/м3, г/м3).
Конденсатность достигает значения – 700 см3/ м3.

:

По составу углеводородов горючий газ делится

В настоящее время, чаще, состав газов учитывают раздельно по С2, С3, С4 и С5+высшие.
Газы содержащие широкую фракцию лёгких углеводородов (С3 и С4) называют этановыми, содержащими С5+высшие - конденсатами.

залежи нафтидов (более 99%) связывают с осадочными породами преимущественно морских

и озерных фаций.
2. В планетарном масштабе отмечено неравномерное распределение запасов нефти по разрезу - почти полное отсутствие нефти на громадных площадях земного шара, сложенных магматическими породами или породами, древнее докембрия любого состава.
3. Компоненты нефтей могут быть получены из органических веществ в лаборатории.
4. Нефти практически не встречаются при температуре недр более 150оС.
5. Порфирины, присутствующие в нефтях, являются производной хлорофилла и не выдерживают высоких температур.
6. В нефтях обнаружены химические соединения органического происхождения.
7. Природные нефти оптически активны.
8. Присутствие в нефти азотистых соединений, характерных для живых организмов;
9 Широкое распространение нефтеподобных углеводородов в современных осадках и почвах.

Основные граничные условия абиогенной гипотезы

В атмосфере планет присутствует метан и аммиак.
Соединения углерода с азотом и водородом установлены в кометах и метеоритах, лунной пыли.
В составе вулканических газов есть метан и другие соединения.
Битумы кимберлитов.

органическая

неорганическая

Процессы образования скоплений нефти и газа

в земной коре представляют собой единый многостадийный цикл, который начинается с накопления ОВ и, заканчивается разрушением сформировавшихся скоплений УВ при наступлении неблагоприятных условий для их сохранности.
Выделяют шесть стадий:
Накопления ОВ
Генерации УВ
Миграции УВ
Аккумуляции УВ
Консервации УВ
Разрушения и перераспределения скоплений УВ

газа

фитобентос) и животных (зоопланктон, зообентос) и органические продукты ох жизнедеятельности.
Для

накопления и сохранения ОВ благоприятно:
1) морское мелководье и умеренно глубоководные условия (до 500м) или озера, болота.
2) восстановительная среда.

Источники образования отдельных компонентов нефти

Средний химический состав (%) основных компонентов живой материи

определенных геологических условиях выделять свободные УВ флюиды, образованные в процессе

диа- и катагенетических преобразований заключенного в них РОВ.

Пo доминирующему типу OB  породы  подразделяют на: 
нефтематеринские , содержащие OB преим. сапропелевого и гумусово-сапропелевого типов,
газоматеринские c сапропелево-гумусовым и гумусовым OB.


Нефтегазоматеринский потенциал – отношение количество образовавшихся УВ из ОВ к общему объему ОВ на стадии протокатагенеза.

По типу исходного материала выделяется две основные группы рассеянного органического вещества (РОВ).

Сапропелиты – продукт преобразования низших растений и простейших микроорганизмов фито- (водоросли) и зоопланктон, фито- и зообентос, в восстановительной среде: мелководно-морская, прибрежная (0–200м) и умеренно глубоководная (200–500м) обстановки осадконакопления, возможно континентально-озерная, болотная среда.

Порода - горючие сланцы, глины и карбонатные породы, реже песчано-алевритовые.

Гуммиты – это результат переработки высших наземных растений.

Порода – уголь, углистые сланцы.

Липтобиолиты – это переработанные остатки наиболее устойчивых компонентов высших растений (ископаемые смолы, воски, стерины, споронины, кутикулы и т.п.). Разновидность углей.

в осадочную горную породу (диагенез) и последующего изменения осадочных пород

(катагенез), а также процессов гипергенеза.

льдом, организмами) и аккумуляция на дне водоемов и во впадинах

на суше.
Процесс существенно физический.

Диагенез - процесс превращения осадка в осадочную породу: уплотнение, обезвоживание и частичная литификация в верхней зоне земной коры.
Происходит при низких температурах и давлениях. Процесс не только физико-химический, но и существенно биохимический (с участием бактерий).
Мощность зоны диагенеза –сотни метров. Продолжительность стадии диагенеза определялась в тысячи—миллионы лет.

Катагенез – совокупность процессов преобразования горных пород после их возникновения до превращения в метаморфические горные породы. Совокупность химических преобразований горной породы после перекрытия её слоями нового осадка.
Главные факторы:
1) температура, достигающая на глубине 8-12 км, на границе с зоной метаморфизма, 300-500°С;
2) давление, которое на этих глубинах доходит до 1800-2900ат;
3) поровые воды (растворы), взаимодействующие с пропитанными ими породами.
В результате:
происходит уплотнение пород, протекающее сначала без, а затем с нарушением их структуры;
выжимается и удаляется вся свободная, а затем и связанная вода;
минеральный состав терригенных пород претерпевает усиливающиеся с глубиной и возрастом изменения;

Метагенез (метаморфизм) – преобразование горных пород под воздействием высоких температур и давлений.
Преобразование пород происходит под влиянием тех же факторов, что и при катагенезе, но температура более высокая, выше минерализация и газонасыщенность вод.
В результате:
происходит дальнейшее уплотнение пород, меняется их минеральный состав, структура (укрупняется размер зерен, упорядочивается их ориентировка, происходит перекристаллизация с исчезновением фаунистических остатков);


Гипергенез – (выветривание) экзогенные процессы, приводящие к дезинтеграции, разрушению минералов и горных пород.
Процесс как физико-механический, так и химический, физико-химический, биологический, биохимический.

Лопатина, А.Э. Конторовича, С.Г. Неручева, В.И. Ручнова, В.В. Чернышева и

др.)

*) при допущении постоянства величины геотермического градиента

породах.
Первичная (эмиграция) – перемещение УВ из нефтематеринских толщ

в породы-коллектора.

Вторичная– перемещение УВ по пласту-коллектору до первого барьера, где может происходить скопление УВ.

Третичная (реэмиграция)– разрушение, переформирование уже образованной залежи.

Миграция углеводородов:

Первичная миграция, может идти в любом направлении - вбок, вверх, вниз.

Преобладающее направление вторичной миграции - по восстанию проницаемых пластов и пачек (горизонтальная миграция, латеральная).

Преобладающее направление -вертикальное

Нефтегазоносная толща – комплекс отложений, включающий горные породы, содержащие нефть

и газ.

Большинство известных залежей нефти и газа (99%) заключены в осадочных породах.

Общей особенностью осадочных толщ, вмещающих залежи нефти и газа, является их субаквальное происхождение, т.е. отложение в водной среде.

Нефть и газ занимает пустотное пространство в терригенных породах (пески, песчаники, алевриты, алевролиты) и карбонатных породах (известняки, доломиты, мергели). Вместе с нефтью и газом в пустотном пространстве находится вода.

Главные элементы нефтегазоносных толщ:

породы-коллектора,
породы-флюидоупоры (покрышки)

слагающие природные резервуары.

пространством, заполненным флюидами, в котором возможно их перемещение под действием

межмолекулярных сил, силы тяжести и перепада пластового давления.

Флюидоупор (покрышка, экран) – горная порода, не содержащая пустот и соединяющих их каналов либо содержащая пустоты и каналы малых размеров, в которых силы молекулярного притяжения делают невозможным перемещение флюидов.

Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются емкостно - фильтрационными свойствами.

Параметры
Пористость
Проницаемость
Нефтенасыщенность (газонасыщенность)
Водонасыщенность
Удельная поверхность пор

(абсолютная, полная, физическая)
Открытая
Эффективная (динамическая, полезная)
Пористость зависит от:
- взаимного расположения и

укладки зерен,
- формы зерен и степени их окатанности,
- степени отсортированности частиц, слагающих породу
- наличия цементирующего вещества и его количества, состава.
Пористость не зависит от размера частиц (?).

Пористость осадочных пород меняется от дол.% до 40-50%.

жидкость и газ, при перепаде давления.

Виды проницаемости:
Абсолютная
Фазовая
Относительная
Проницаемость зависит

от:
- размера пор (размера зерен, плотности укладки и взаимного расположения зерен, отсортированности, цементации)
- конфигурации пор
- взаимосообщаемости пор
- трещиноватости породы (трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации)

По проницаемости осадочные породы делятся на:
хорошо проницаемые – более 1 мкм2
проницаемые - 0,1-1 мкм2
среднепроницаемые – 0,05-0,1 мкм2
плохопроницаемые – менее 0,05 мкм2

объему пор.

Нефтенасыщенность (газонасыщенность) - степень заполнения пор нефтью (газом), отношение

объема пор заполненных нефтью к общему объему пор.

Удельная поверхность пор характеризует общую поверхность всей системы пор и каналов породы. Чем тоньше структура породы, тем больше её удельная поверхность.
- песчаники – 0,04 м2/г
- глины – 10 м2/г

От величины удельной поверхности пор зависят сорбционные явления.

- терригенные или

обломочные,
- карбонатные (органогенные),
- вулканогенные и вулканогенно-осадочные,
- нетрадиционные (глинистые, хемогенные)

2. По форме пустотного пространства:
- поровые,
- трещинные,
- смешанные (трещинно-поровые, порово-трещинные)

широтах. Мощность промерзлых пород достигает 800 – 900 м ,они

способны держать большие объемы газа.

экранирующие способности объясняются их пластичностью.

обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки.

Соленосные толщи.
Глины.

Толщи однородных, монолитных, лишенных трещин, тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов.

Газогидраты.

Флюидоупоры (покрышки, экраны)

Покрышки классифицируются по :
- литологическому составу,
- площади распространения,
- соотношению с этажами нефтегазоносности.

Факторы снижающие экранирующие свойства пород-флюидоупоров

1. Трещиноватость
2. Степень однородности покрышек
3. Мощность покрышки

Природные резервуары - это природное геологическое тело, внутри которого возможна

циркуляция флюида.


Классификация природных резервуаров нефти и газа по условиям залегания:

1 Пластовый резервуар – это тела в слоистой толще, протяженность которых по латерали намного больше их мощности. Мощность может достигать десятков метров, а протяженность десятки километров.

2 Массивный резервуар образован мощной, толщей проницаемых пород, ограниченный плохо проницаемыми породами. Размер резервуаров по разным направлениям примерно сопоставим.

3 Литологически ограниченный резервуар - это линзовидные тела песчаников или гнезда проницаемых (трещиноватых) пород, ограниченные со всех сторон непроницаемыми породами.

часть природного резервуара, в которой может происходить накопление углеводородов, т.е

устанавливается равновесие между внешним давлением, вызывающим перемещение флюида и силами, препятствующими перемещению.




Залежь – скопление нефти и (или) газа в ловушке, все части которой гидродинамически связаны, имеют единые водонефтяной, газонефтяной контакты.

Углеводороды в природном резервуаре, заполненном водой, вследствие гравитационного эффекта, вытесняя воду, всегда мигрируют вверх, к кровле пласта и по его восстанию до непроницаемого флюидоупора. Перед таким препятствием, в ловушках, углеводороды накапливаются, образуя залежь.

комбинированные (складчато-стратиграфические, литолого-стратиграфические и т.п.).
По главным морфогенетическим показателям
ловушки классифицируются

на
(И. О. Брод, Н. А. Еременко, А. А. Бакиров и др.) :

Около 80% разрабатываемых залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

строения продуктивных горизонтов: - простого строения - сложного строения - очень сложного

строения

По значениям рабочих дебитов :

По строению коллектора в ловушке:
пластовые
массивные

По типу коллектора :
поровые
трещинные
смешанные

По типу экрана :
сводовые
литологические
стратиграфические
тектонические
гидродинамически

состав УВ системы, т.к. от него зависит количество растворенного в

нефти газа, а в газоконденсатных залежах – жидких УВ.
Различают :
1. Горное – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического.
Геостатическое – давление вышележащих пород (от поверхности земли до точки замера).
Геотектоническое – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.
2.Гидростатическое – давление столба воды, устанавливающегося в скважине.
3. Пластовое – давление жидкости в пустотном пространстве коллектора.
Пластовое давление считается нормальным, если оно уравновешивается столбом воды плотностью от 1,05 до 1,10 г/см3.

Градиент давления – изменение давления при погружении на 1 метр.
Геостатический градиент – в среднем 0,23 атм. (при плотности пород 2,3 г/см3)
Гидростатический - 0,11-0,12 атм. (при плотности минерализованной воды 1,1-1,2 г/см3)
Градиент давления растет с увеличением плотности флюида.
Разрез заполненный водой характеризуется максимальным Г.д., газом – минимальным.
Пластовое давление, превышающее гидростатическое называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического – аномально низкими (АНПД)

Рпл> Ргдр – АВПД

Рпл< Ргдр - АНПД

Тепловой режим недр характеризуется – геотермическим

градиентом и температурой пород.

Геотермический градиент – величина, на которую повышается температура с увеличение глубины (на 1 или 100 м) и в среднем составляет 1,8-3оС/100м.

В предгорных и межгорных бассейнах он выше, на платформах – ниже.

и газа, и характеризующаяся относительным единством условий накопления пород, формирования

коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования ОВ, формирования гидродинамической системы.

Основные характеристики нефтегазоносных комплексов:
Возраст и условие накопления пород.
Объем комплекса (мощность и площадь распространения).
Литологический состав разреза.
Сочетание коллекторов и флюидоупоров (покрышек).
Условия залегания и закономерности размещения нефти и газа.
Соотношение нефтегазопроизводящих и нефтеносных толщ.
Морфологические и генетические типы ловушек.
Гидрогеологическая и гидрохимическая зональность.

Нефтегазоносный комплекс