Нефтегазоносные комплексы. Природные резервуары Породы коллекторы, породы

верхней части фундамента НГП, имеющие относительно единые условия формирования и

преобразования пород, МР нефти и газа, гидродинамические условия.

НГК характеризуются следующими показателями: 1) литологическим составом и возрастом пород; 2) толщиной и площадью распространения (объёмом); 3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород; 4) гидрогеологическими условиями; 5) генетическими и морфологическими типами ловушек; 6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.

пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы

изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента. Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли ГЗН. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки. В смешанных, или эписингенетичных НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.

зональные, локальные. 

Региональные НГК впервые выделил А.А. Бакиров в

1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям.

К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции.

Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК. 

Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками.

значение
Формация (геоформация или геогенерация) отражает этап развития (тектонический режим и

климат) определенной тектонической зоны

По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью.

которого происходят циркуляция флюидов и их дифференциация с выделением скоплений

нефти и (или) газа в определенных местах – ловушках
(И.О. Брод)

- Часть пласта, которая занята залежью (А.И. Леворсен)

Природные резервуары

Пластовые

Массивные

Литологически ограниченные со всех сторон

латерали намного больше их мощности.

Протяженность таких тел может достигать

десятки километров, а мощность (толщина) – первых или десятков метров.

В кровле и подошве они ограничены плохопроницаемыми породами

Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта

Быстро восстанавливаются пластовые давления

сопоставим

Примеры: рифовые массивы, своды крупных складок, горстовые блоки, выступы другого

происхождения;

В кровле они ограничены плохопроницаемыми породами

Циркуляция флюидов происходит по горизонтали, вертикали и других направлениях

Существенную роль имеет вертикальная дифференциация флюидов по плотности

пластовых резервуарах, т.е. их гидродинамической связи

толще, участок повышенной трещиноватости или кавернозности в массиве осадочных или

изверженных пород

или проницаемыми породами
Полузакрытая
ПР не имеют прямой связи с дневной поверхностью

или вышезалегающими проницаемыми породами

Закрытая
ПР
ограниченные со всех сторон слабопроницаемыми породами

при разработке залежей УВ
Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов (ФЕС)
Пористость
Проницаемость

0,002-0,001 мм

Капиллярные от 0,002-0,001 до 0,1 мм

Сверхкапиллярные более 0,1 мм
Классификация

по генезису:

Поры первичные

Поры вторичные

пустот (Vпор.)
Объем породы (V)
Объем сообщающихся пор (Vпор. откр.)
Объем породы (V)
Объем

пор с возможной фильтрацией
флюида в них (Vпор. откр. фильтр.)

Объем породы (V)

Объем изолированных пор (Vпор. изолир.)

Объем породы (V)

давления
Абсолютная
Фазовая
Проницаемость какого-либо флюида (жидкость, газ) в условиях полного насыщения пор

породы этим флюидом

Проницаемость какого-либо флюида (жидкость, газ) в присутствии в породе другого флюида

Относительная (относительная фазовая)

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной

P2) / L * η
V - скорость линейной фильтрации

Q –

объем флюида, прошедшего через породу

F - площадь поверхности породы, через которую проходит фильтрация

P1 и P2 - давление на входе и выходе из образца

L – длина образца породы

η - динамическая вязкость фильтрующейся фазы

Кпр = Q * η * L / F * (P2 – P1)

Закон Дарси

1 Д = 1,02 мкм2

значение коэффициента проницаемости породы-коллектора в пределах исследуемой части природного резервуара

Нэф

– средняя эффективная толщина

η - вязкость флюида

др.)

Протяженность

Раскрытость

Густота и плотность
Густота – количество трещин одной системы на единицу

длины по перпендикуляру к этой системе трещин

Трещинная пустотность – отношение объема трещин к объему породы

mт = b * L / S

b - раскрытость трещин

L - общая их протяженность в образце

S - площадь изучения

надежные флюидоупоры:

глинистые толщи и эвапориты (соль, гипс, ангидрит)

разрезе (по А.А. Бакирову)

Региональные

Субрегиональные

Зональные

Локальные

и алевриты,
2 – алтерниты,
3 – псаммиты,
4 –

граница Повховского МР
5 – линия литологического профиля,
6 – скважина.

III, IV, V циклов осадконакопления
III
IV
V
Палеогеографические карты на регрессивные этапы формирования

III, IV и V циклов осадконакопления

Регрессивный этап III цикла (пласт Ю 1-М)

Регрессивный этап IV цикла (пласт Ю 1-2)

Регрессивный этап V цикла (пласт Ю 1-2)

Анализ выполненных палеогеографических построений позволяет утверждать, что выдвижение лопастей дельты на регрессивных этапах II, III, IV, V циклов осадконакопления носило унаследованный характер.
Это позволяет выполнить прогноз возможных локализаций лопастей дельт на изученной территории