Слайд 1Залежи нефти и/или газа
Лекция 3
Слайд 2генерация
миграция
УВ-флюидов
аккумуляция
УВ-флюидов
в ловушке
консервация
залежей
Слайд 3Строение залежей
Залежь — это скопление углеводородных флюидов в ловушке, все
части которой гидродинамически связаны.
В залежах разделение флюидов происходит по
гравитационному признаку, и если присутствуют нефть и газ, то залежь разделяется на газовую и нефтяную части.
Залежи подстилаются подошвенной водой.
Соответственно выделяются и границы раздела: водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной контакт (ГНК), газоводяной контакт (ГВК). Положение ВНК, ГВК, ГНК обычно горизонтальное.
Контакт не представляет собой ровную поверхность, нередко выделяется переходная зона, в более крупных каналах которой находится нефть, а более мелкие заполнены водой.
В некоторых залежах имеются палеоВНК, как правило ниже современного
Слайд 4Строение пластово-сводовой залежи
Нефтегазовая залежь
На карте и геологическом разрезе:
1— нефтяная
часть залежи;
2 — внешний контур нефтеносносности;
3 — внутренний контур
нефтеносности;
4 — газовая часть залежи;
5 — внешний контур газоносности;
6 — внутренний контур газоносности
ВНК – водонефтяной контакт;
ГНК – газонефтяной контакт;
hзал. – высота залежи
hг - высота газовой шапки
hн - высота нефтяной оторочки
Слайд 5а
Строение пластово-сводовой залежи
Пластовая сводовая залежь, разбитая на блоки:
а —
общий вид; б — план; в — профиль,
1
— стратоизогипсы экранирующей плоскости;
2 — стратоизогипсы кровли пласта;
3 — линии пересечения кровли и подошвы
пласта с экранирующей плоскостью;
4 — водонефтяной контакт - ВНК;
5 — нефтяная залежь
а
б
в
Слайд 6Замкнутый контур залежи
Необходимым условием возникновения залежи является наличие замкнутого субгоризонтального
контура (граница ловушки).
Определение этого понятия дано И.О. Бродом и
Н.А. Еременко. Замкнутый контур - линия, ограничивающая в плане максимально возможную площадь залежи.
Замкнутый контур представляет собой границу, ниже которой углеводородные флюиды не могут задерживаться.
В вертикальном разрезе замкнутый контур соответствует точке пересечения поверхности ловушки (точнее, природного резервуара) и наиболее низкого возможного положения ВНК (или) ГВК при максимальном заполнении ловушки (иногда называют выклиниванием или «нулевой изопахитой» залежи).
Залежь нефти и/или газа может располагаться во всем объеме резервуара внутри замкнутого контура или занимать часть его.
Слайд 7Условия существования залежи
Замкнутый контур - линия, ограничивающая в плане максимально
возможную площадь залежи.
Замкнутый контур
Соотношение замкнутого контура ловушки и залежи.
Залежь занимает: а — часть площади замкнутого контура,
б — всю площадь замкнутого контура
замкнутый контур
замкнутый контур или
«нулевая изопахита»
1 — ПР; 2 — ловушка с нефтью и/или газом; коллекторская часть: 3 — ловушки,
4 — ПР вне ловушки; 5 — залежь нефти и/или газа; 6 - замкнутый контур;
7 — изогипсы кровли коллекторской части ПР
Замкнутый контур рассматривается как линия, ограничивающая в плане площадь распространения коллекторской части ловушки («нулевая изопахита» данной части ловушки) .
Точка максимального
насыщения залежи
(точка перелива)
Слайд 8Основное условие существования залежи
Замкнутый контур ловушки с нефтью и/или газом.
а - простой, б, в — сложные.
1 — замкнутый контур;
2 — линия пересечения кровли коллекторекой
части ловушки с экраном;
3 — линия пересечения подошвы коллекторской
части ловушки с экраном;
4 — изогипсы кровли коллекторекой части ловушки;
5 — изогипсы экрана;
6 залежь нефти и/или газа
замкнутый контур
Замкнутый контур - линия, ограничивающая в плане
максимальную возможную площадь
залежи.
Замкнутые контуры образуются если
на пути моноклинально залегающего
пластового резервуара возникает экран
с изогнутой поверхностью.
Для большинства ловушек характерен простой
замкнутый контур, образованный одной из изогипс
поверхности коллекторской части ловушки
Слайд 9Классификация залежей
Залежи нефти и газа типизируются и классифицируются по разным
признакам.
По составу флюидов залежи делятся на чисто нефтяные, нефтяные
с газовой шапкой, нефтегазовые, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные, чисто газовые и др.
В зависимости от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора, географического положения, глубины необходимого для добычи флюидов бурения и других показателей, по которым оценивается рентабельность разработки, залежи подразделяются на промышленные и непромышленные.
Наиболее распространенными являются классификации по типу ловушек.
Многообразие генетических и морфологических типов ловушек предопределило обилие типов и классов залежей нефти и/или газа.
Слайд 10Типы залежей
Брод И.О., Леворсен А.В.
Пластовые: а — сводовая;
б, в
— тектонически экранированные;
г — стратиграфически экранированная;
д — литологически
экранированная;
Массивные:
е — в сводовом выступе;
ж — в эрозионном выступе;
з — в рифогенном выступе;
Ограниченные со всех сторон:
и — в песчаных линзах среди
плохо проницаемых пород;
к — в зонах повышенной проницаемости
в известняках и доломитах;
Комбинированные:
л — пластово-сводовая тектонически
экранированная;
м — пластово-сводовая литологически
экранированная.
1 — нефть и(или) газ; 2 — вода;
3 — песчаные породы; 4 — глины;
5 — песчанистые глины;
6— известняки и доломиты;
7 — соли, гипсы, ангидриты
Слайд 11Типы залежей
Вероятные
«точки утечки»
Слайд 12Стратиграфические и комбинированные залежи
Слайд 13Классификация залежей
И.О. Брод классифицировал залежи по типу ПР (главный признак),
определяющего условия перемещения и дифференциации флюидов.
В.Б.Оленин – главный признак -
форма ловушки.
По мнению большинства исследователей, классификация залежей нефти и газа должна отражать главные особенности формирования ловушек, с которыми они генетически связаны, причем выделение типов, классов и (или) групп внутри типов должно быть проведено по единому принципу (Н.Ю. Успенская, А.Я. Кремс, А.А. Бакиров и др.).
Слайд 14
КЛАССИФИКАЦИИ залежей О.К.Баженова, Б.А.Соколов (2002, 2004, 2012 гг)
Классификация
построена по тому же принципу,
только в ней сделана попытка
учесть большее
число признаков:
в основу выделения типов положен
генетический принцип,
подтипов — форма ловушек,
классов — характер ограничения ловушки
подклассов — форма природного резервуара.
Слайд 15Типы залежей
По генетическому признаку залежи, содержащие нефть и газ, подразделяются
на два основных типа: I — тектонический, II — седиментационно-стратиграфический.
Для
I типа залежей характерно преобладающее влияние тектонического фактора, и залежи нефти и газа обусловлены тектонической (структурной) формой ловушки;
Для II типа главным фактором является — литологический, стратиграфический и др.
Ловушки II типа сформированы при преобладающей роли седиментационных, постседиментационных, эрозионных и других нетектонических процессов.
Слайд 16Тектонический тип, подтипы, классы залежей
Тектонический тип по характеру морфологических структур
делится на 4 подтипа: антиклинальный, синклинальный, моноклинальный и блоковый.
Антиклинальный
- ловушки выражены выпуклым (положительным) изгибом ПР.
Залежи в них И.О. Брод назвал сводовыми.
Выделяются 4 класса:
1) сводовые ненарушенные;
2) сводовые, нарушенные разрывами;
3) — сводовые, осложненные литологическим выклиниванием и 4) поверхностью стратиграфического несогласия.
Залежи в синклинальных изгибах формируются только в пластовых резервуарах под действием гравитационного фактора при отсутствии в них воды.
Слайд 17Антиклинальный, синклинальный подтипы
Классы—
характер ограничения ловушки. Подклассы - по типу ПР
Для пластовых
залежей верхний и нижний экран – литологический.
Для массивных залежей верхний экран литологический, нижний – вода.
1. Сводовые ненарушенные - формирование ловушки и условия для
улавливания флюидов обусловлены только антиклинальным изгибом слоев
2. Сводовые, нарушенные разрывами -как антиклинальными изгибами,так и дизъюнктивными нарушениями.
3. Сводовые с литологическим ограничением характерны для терригенных дельтовых и
прибрежно-морских комплексов, накапливающихся в условиях частой смены уровня моря.
4. Сводовые со стратиграфическим ограничением — для погребенных поднятий.
Слайд 18Класс - сводовые ненарушенные, подкласс - пластовые залежи
Модель пластово-сводовой
залежи
ненарушенной разломом
1 — водонасыщенный коллектор,
2— непроницаемая покрышка;
3— нефть;
4 — газ;
5 — изогипсы структурной поверхности, м;
6 — внешний контур нефтеносности;
7— внутренний контур нефтеносности;
8— контур газоносности
Игровское месторождение
Слайд 19Сводовая массивная газовая залежь в апт-сеноманском комплексе
Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
(Западно-Сибирский
НГБ)
Слайд 20Сводовая массивная газовая залежь на Оренбургском газоконденсатном
месторождении (Волго-Уральский НГБ)
Слайд 21Сводовые залежи, нарушенные разрывами
а — принципиальная схема;
б — разрез
1
— непроницаемые
покрышки;
2 — нефть;
3 — вода;
4 — разрывные
нарушения
Геологический разрез Долинского и
Северо-Долинского месторождений
Месторождение Котур-тепе
1 — надвиги; 2 — нефть; 3 — газ.
Складки: I— Долинская,
II— Северо-Долинская
Слайд 22Тектонически экранированные сводовые залежи
Западная Туркмения (Южно-Каспийский НГБ)
1 — сбросы;
2 — нефть.
Месторождения Небитдаг
Месторождения Кумдаг.
GWC 3210
XIb
WOC 3178
EREMA-04
NW
SE
EREMA-01
EREMA-03
WOC 2963
VIIb
VIII
GWC 2375
I
II
II
GOC 2407 WOC 2412
III
IV
IV
GWC 2513
GWC
2533
V
V
GOC 2574 WOC 2578
VIIa
VI
IX
IX
Xa
Xb
Xc
XIII
VIIb
IXa GWC 2919 WOC 2938
IXb GOC 2929 WOC 2945
WOC 3165?
XIIb
XIII
XIIa
XIIa
Xb
WOC 2970
Xc
Xc
GOC 3210.5
WOC 3215
XIIb
XIII
XIIa
XIIb
XIII
XIb
XIIb
XI
réservoir IX gas and oil, full to spill
réservoirs X - XI oil, not full to spill.
Xa+b
J.L Montenat
FLUID TYPE & FAULT ENTRY PRESSURE
Слайд 25Сводовые с литологическим ограничением
Схема газонефтяной залежи в песчаниках новопортовской толщи
(К1b-h) Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения, Западно-Сибирский НГБ
1 - внешний контур газаносности;
2 – внешний контур нефтеносности;
3 – внутренний контур газаносности; 4 – внешний контур нефтеносности;
5 – граница выклинивания коллектора; 6 – изогибсы, м.
Схематический разрез
(курсовая Морозова Н., 2011 г.)
Пластовая литологически экранированная залежь
Нопопортовское месторождение
(Западно-Сибирский НГБ)
Слайд 26Сводовые со стратиграфическим ограничением
Пластово-сводовая. стратиграфически экранированная
а — принципиальная схема;
б —
разрез
1 — непроницаемые покрышки;
2 — нефть; 3 —
газ; 4 —вода;
5 —- поверхность
стратиграфического несогласия
Месторождение Оклахома-Сити
Слайд 27Тектонический тип, моноклинальный и блоковый подтипы
Класс Подкласс
Моноклинальный подтип объединяет 4 класса (в пластовых и массивных ПР):
6. Дизъюнктивно экранированный - формирование ловушки и условия для
улавливания флюидов обусловлены дизъюнктивными нарушениями разного типа
7. Стратиграфически экранированный – поверхностью несогласия.
8. Литологически экранированный - сменой литологического состава.
Блоковый подтип выделяется 1 класс - выступы тектонического происхождения
9. Гидродинамически экранированный (редкий класс залежей) - экраном для флюидов является напор вод, противостоящий всплыванию нефти и/или газа вверх по восстанию пласта.
10. Тектонически ограниченных со всех сторон ловушек и залежей, к ним приуроченных.
Могут быть осложнены литологическим или стратиграфическим экранированием.
Слайд 28Моноклинальный и антиклинальный подтипы
Дизъюнктивно экранированные
NE
Слайд 29Моноклинальный подтип
Стратиграфически экранированная залежь
Месторождение Ист-Тексас
а - структурная карта по кровле
песчаников (К2);
б – геологический разрез;
1 - изогипсы, м; 2
- граница залежи:
3 - нефть; 4 – известняки,
5 - водонасыщенные известняки; 6- глины:
7 — поверхность несогласия
Месторождение Прадхо-Бей
1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода;
4 — поверхность несогласия
Слайд 31сводовые ненарушенные,
подкласс - пластовые залежи
тектонически экранированные
сводовые залежи
тектонически экранированные
моноклинальные залежи
экранированные
ядром диапира
стратиграфически экранированные
литологически
экранированные
Соляной диапир
Слайд 32Ловушки и залежи связанные с диапирами
Слайд 33 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАЛЕЖИ и ЗАЛЕЖИ ОБРАТНОГО ДАВЛЕНИЯ
Давление контролируется превышением поверхности
над
уровнем мирового океана
Высокая скорость перемещения воды в хорошо проницаемом водоносном
горизонте
Разгрузка воды ограничена
P1 > P2
P2 < P1
Высокое давление
Область сбора
Нормальное давление
Нормальное давление
Высокое Pдавление
Повышенное давление за счет разных скоростей
осадконакопления
Большая скорость седиментации
Отсутствие седиментации
“Классические гидродинамические ловушки”
ЦЕНТРОСТРЕМИТЕЛЬНЫЕ
“Ловушки обратного давления”
ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ
Гидродинамический поток
по направлению к центральной части бассейна
Гидродинамический поток
по направлению к внешней части бассейна
Невысокая скорость перемещения воды в плохо проницаемом водоносном горизонте
Выделение воды при уплотнении глинистых минералов из
низко проницаемых глин
газ нефть
Слайд 34НАКЛОННЫЕ КОНТАКТЫ ОБУСЛОВЛЕНЫ ГИДРОДИНАМИКОЙ
Нефть , газ
Покрышка
РАЗНИЦА В УГЛАХ НАКЛОНА а1
(ГВК) и а2 (ВНК) ОБУСЛОВЛЕНА
РАЗНИЦЕЙ В АРХИМЕДОВЫХ СИЛАХ
(ПЛАВУЧЕСТЬ ГАЗА
В 4 РАЗА БОЛЬШЕ, чем НЕФТИ)
ГВК
ГНК
Нефтяная скважина
Сухая скважина
Газовая скважина
ВНК
Флюидоупор
горизонтальный
наклонный
“Ловушка обратного давления”
ЦЕНТРОБЕЖНАЯ
Высокое давление
Нормальное давление
Слайд 35Примеры залежей в гидродинамических ловушках
Профильный разрез нефтяного
месторождения Нортуэст-Лейк-Kpни в
Вайоминге
Структурная карта
месторождения
Сейдж-Крик
Месторождения
Бисти и Галлегос
изолинии
гидравлического напора
Гидродинамические ловушках встречаются в
бассейнах,
характеризующихся значительным
гидродинамическим режимом (напр, в краевых и
межгорных прогибах).
Классический район распространения таких
ловушек –бассейны Восточных Скалистых
гор США
нефтяная залежь
Слайд 36Седиментационно-стратиграфический тип
Охватывает все многообразие залежей, в генезисе которых тектонические процессы
не играли главенствующей роли, а их формирование обусловлено седиментационными, постседиментационными
и денудационными процессами.
2 подтипа – выступы, линзы
Класс
Подкласс
В выступах — формируются только массивные залежи.
Биогенные выступы с литологическим экранированием залежи
Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением.
Слайд 37Седиментационно-стратиграфический тип
Биогенные выступы с литологическим экранированием залежи
Разрез массивной залежи в
теле рифа.
Состав отложений резервуара:
1 — слоистые известняки;
2 — ядра рифовых массивов;
3 — обломочный шлейф; 4 — осадки внутририфовой лагуны; 5 — ангидриты
Карачаганакскос газоконденсатное месторождение
Слайд 38Массивная залежь в биогенном
выступе, экранированная
кунгурской соленой покрышкой
Месторождение
Тенгиз
Слайд 39Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением.
Залежи в эрозионных выступах
Ловушка в эрозионном
карбонатном останце
на Шакшинском месторождении
2 - известняки, 2 -
глины;
3 - нефть;
4 – поверхность несогласия
Нефтяная залежь в эрозионном останце
серпентинитов Литтон-Спрингс в округе
Колдуэлл, Техас
Слайд 40Месторождение Белый Тигр
Гаврилов В.П. и др., 1995)
1- морская толща; 2
- осадочные породы;
3 - нефтенасыщенные граниты фундамента;
4 -
нефтяные залежи; 5 - фундамент
Белый Тигр расположено на Южно-Вьетнамском шельфе в породах кристаллического фундамента. Массивная залежь связана с горстообразным гранитным выступом размером 22х6 км, разбитым разломами на несколько блоков. Мощность продуктивной зоны в гранитах составляет более 1000 м. В то же время толщина коры выветривания поверхности выступа достигает всего 10-20 м и поэтому нефтенасыщенный резервуар в основном связан с внутренней частью кристаллического массива. Покрышкой залежи служат аргиллиты олигоцена, трансгрессивно перекрывающие погребенный гранитный выступ.
Промышленные извлекаемые запасы месторождения превышают 100 млн т. Эффективная емкость гранитов сформирована огромным числом макро- и микротрещин, каверн и пор. Породы несут явные следы вторичных преобразований.
Слайд 41Месторождение Хасси-Мессауд —сформировано на вершине эрозионного выступа под поверхностью регионального
несогласия.
Извлекаемые запасы - более 5 млрд т.
Массивная залежь
в кровельной части кембрийских отложений (кварцитопесчаники с низкой пористостью).
Диаметр 40-45 км, амплитуда 300 м. Горизонты палеозоя перекрываются мощной глинисто-соленосной толщей триаса и юры. Промышленные притоки нефти получены только на тех участках поднятия, где кембрийские отложения выведены на поверхность несогласия и подверглись предмезозойскому размыву. Мощность залежи 280 м.
Слайд 42Линзовидные залежи
Второй подкласс залежей — линзовидные тела.
По характеру ограничения
они делятся на три класса линз:
13 — литологического ограничения
(седиментационные),
14 — структурно-текстурного ограничения (катагенетические),
15 — ограниченные водой (гидравлические).
В ловушках этого подтипа формируются залежи только в ПР, ограниченных со всех сторон.
Слайд 43Литологического ограничения (седиментационные)
Линзовидные залежи
Клиноформы ачимовской толщи К1
Приобское нефтяное месторождение (Западная
Сибирь)
1— алевропесчаные продуктивные и возможно
продуктивные пласты, 2 —глинистые пачки
Слайд 44Линзовидная залежь в баровой ловушке
Характерны горизонтальное или наклонное положение нижней
поверхности и выпуклая форма кровли.
Залежь барового типа, холмовидная.
Волго-Уральский
НГБ, месторождение
Яблоневый Овраг, бобриковскии горизонт
(C1v), пласт Б2
Слайд 45Точка утечки, точка перелива
ВНК
ГНК
Высота
Столба
флюида
Экран
Коллектор
Мат. порода
Точка макс.
насыщ.
Перелив
Утечка
точки утечки
Экран
Нефть
“Заполнено
до перелива”
“Заполнено до утечки”
точка перелива
Слайд 46Сила всплывания (Архимедова сила)
Давление всплывания – избыточное давление, которое создается
в замкнутом пласте под воздействием разницы в плотности между углеводородными
флюидами и водой.
Δp = (ρв-ρУВ) ×g* h
Где
Δp = давление выталкивания
ρВ = плотность воды
ρУВ = плотность УВ
h = высота над контактом
g– ускорение свободного падения
10 м
Чем больше разница между плотностью воды и УВ и высота непрерывной нефтяной фазы, тем выше давление выталкивания.
Слайд 47НГМП
Высота залежи недостаточна, чтобы ее пластовое давление (Рпл.) превысило минимальное
давление капиллярное (Ркап.) покрышки.
Наиболее глубокий коллектор-проводник
над НГМП
Прорыв покрышки
А
ВНК
ВНК
Слайд 48Но высота залежи все еще не достаточна, и Fарх. (сила
плавучести)
не превышает минимальное Ркап. покрышки.
Здесь структуры имеют большую амплитуду,
(высота
залежи больше)
НГМП
Б
Слайд 49При еще более высокой амплитуде структуры
НГМП
«Прорыв» покрышки редко носит катастрофический
характер – капиллярные экраны, через которые мигрировали УВ-ные флюиды, все
равно продолжают удерживать столб флюида и сохранять равновесие между силами противодействующими по вертикальной или горизонтальной оси.
Исходя из этой закономерности, и ведется поиск более глубокозалегающих ловушек под известными залежами.
В
точка утечки
Слайд 50Фронт УВ-ных флюидов Дисгармоничная структура
Fарх. создает избыточное давление на вышележащий
коллектор и оно тем больше, чем выше залежь
и заметнее
разность плотностей УВ и воды.
Это избыточное давление может превзойти предел «прочности» и начнется вертикальный переток
покрышка
коллектор
Г
НГМП
