Определяющее значение для выбора методики геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, включая выбор количества и систем заложения поисково-оценочных скважин, имеют знания характера прогнозируемых залежей по типу ловушек.
Классификации залежей нефти и газа по типу ловушек основаны на генетических и морфологических особенностях ловушек.
На практике широко используется классификация залежей А.А. Бакирова (1960), основанная на генезисе ловушек и морфологическая классификация по форме природных резервуаров И.О. Брода (1951).
В генетической классификации А.А. Бакирова выделено пять генетических классов залежей нефти и газа.
1. Структурный класс делится на три группы залежей: 1) антиклинальных, 2) моноклинальных и 3) синклинальных структур. Синклинальные залежи встречаются в природе редко.
Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову)
Группы залежей антиклинальных и моноклинальных структур далее делятся на типы.
2. Рифогенный класс делится два типа залежей, которые связаны: 1) с одиночными рифовыми массивами и 2) ассоциацией рифовых массивов.
3. Литологический класс делится на две группы залежей: 1) литологически экранированные; 2) литологически ограниченные. Группы разделены на конкретные типы залежей.
Литологически экранированные залежи связаны с пластовыми литологическими ловушками. Это тупиковые гидродинамически полуоткрытые ловушки, которые в плане имеют заливообразную форму. Их форма связана с дугообразным изгибом линии выклинивания или линии замещения продуктивного пласта непроницаемыми породами.
Литологически ограниченные залежи связаны с природными резервуарами и ловушками, которые со всех сторон ограничены флюидоупорами и в гидродинамическом отношении являются закрытыми. Поэтому движение флюидов в них весьма ограниченно. Такие залежи могут не иметь подошвенных вод, и не имеют источников их пополнения. Залежи этого типа часто обладают АВПД, но из-за незначительной высоты залежей их энергия также незначительная.
4. Стратиграфический класс. Залежи этого класса связаны с различными типами стратиграфически экранированных ловушек.
5. Литолого-стратиграфический класс залежей связан с участками выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями.
Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии различных факторов. Соответственно в таких ловушках образуются залежи комбинированного класса.
Морфологическая классификация залежей И.О. Брода по форме природных резервуаров . В этой классификации выделены три группы залежей: пластовые, массивные и литологически экранированные , которые далее делятся на подгруппы и роды.
Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по И.О. Броду, 1951)
Сопоставление генетической классификации А.А. Бакирова и морфологической классификации И.О. Брода показывает, что разные принципы классификаций определили различную систематизацию практически одних и тех же видов залежей. При этом в классификации И.О. Брода выделяются массивные залежи, которые отсутствуют в других классификациях залежей, но широко используются в практической геологии нефти и газа.
Массивные залежи связаны с массивными Природными резервуарами в основе которых может лежать высокоамплитудная сводовая или антиклинальная структура, рифовый массив, погребенный эрозионный или эрозионно-тектонический выступ осадочных, метаморфических и магматических пород. То есть по классификации А.А. Бакирова это определённые виды структурных, рифогенных и стратиграфических залежей. Однако не зависимо от генезиса ловушки массивные залежи имеют ряд характерных признаков и свойств: 1) контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора; 2) не контактируют с флюидоупором, который залегает под подошвой продуктивного пласта; 3) нефть или газ всюду подпираются подошвенной водой; 4) движение пластовых флюидов в залежи происходит по вертикали; 5) внутренние контуры нефтеносности или газоносности в них отсутствуют.
Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые залежи. Принципиальное различие между неполнопластовые и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и объёме залежи. Довольно часто в природных резервуарах присутствуют ловушки комбинированного типа, созданные при участии двух или более факторов. Например, структурного и литологического, структурного и стратиграфического, структурного, литологического и стратиграфического, литологического и гидродинамического. Соответственно в таких ловушках формируются залежи комбинированного типа.
По типу ловушек — наиболее часто используемая классификация залежей нефти и газа, в которой за основу принимаются формы и условия образования ловушек, разнообразных генетически и по морфологии. Также широко известна классификация, в которой главным признаком служит тип природного резервуара (классификация типов залежей по И. О. Броду), где выделены три основные группы залежей: пластовые, массивные, залежи, литологически ограниченные со всех сторон. Считается, что именно тип природного резервуара определяет условия перемещения и дифференциацию флюидов. Первые две группы образуются в природных резервуарах, имеющих региональное распространение и насыщение водой на всем их протяжении. В отличие от них в третьей группе резервуар ограничен со всех сторон непроницаемыми породами, в которых не происходит циркуляции вод.
Залежи нефти и газа в пластовом резервуаре накапливаются при наличии ловушек внутри пласта. Ловушка в пластовом резервуаре образуется либо вследствие структурного изгиба, либо вследствие наличия экранирующей поверхности, срезающей пласт по его восстанию. Образование скоплений нефти и газа возможно, если залегающая под ними вода замыкает залежь. В зависимости от условий формирования ловушки, группа пластовых залежей подразделяется на две подгруппы: сводовые (пластово-сводовые) и залежи экранирования (пластово-экранированных). Тектонически экранированные (дизъюнктивно экранированные) залежи формируются в том случае, если в результате дизъюнктивных дислокаций моноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми породами. По генетической природе экраны могут быть сбросами, взбросами, надвигами и сдвигами. Тектонические нарушения часто разбивают пластово-сводовые залежи. Такие комбинированные залежи называют пластово-сводовые тектонически экранированные.
Стратиграфически экранированные залежи приурочены к ловушкам, формирование которых происходит в пластах-коллекторах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых плохопроницаемыми породами более молодого возраста. Обычные стратиграфически экранированные залежи формируются после перекрытия пласта коллектора несогласно залегающей непроницаемой толщей. Однако к этому же типу стоит отнести залежи нефти и газа, экранированные или запечатанные асфальтом в период эрозии. Литологически экранированные залежи приурочены к ловушкам, экраном которых служат литологические замещения проницаемых пород плохопроницаемыми и выклинивания пластов коллекторов. Замещение такого рода приводит к постепенному ухудшению пористости и проницаемости по мере приближения к поверхности выклинивания. Группа массивных залежей связана с массивными природными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Отличительной чертой массивных залежей служит гидродинамическая связь всех частей залежи, несмотря на различие емкостно — фильтрационных свойств и присутствие разделов. Встречаются массивные резервуары литологически относительно однородные и неоднородные, последние распространены значительно шире.
Группа литологически ограниченных (со всех сторон) залежей приурочена к ловушкам неправильной формы, ограниченных со всех сторон непроницаемыми породами. Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных редко превышает первые десятки метров, поэтому пластовые давления не могут иметь высоких значений. Такие залежи связаны с резервуарами, имеющими лишь местное распространение. В этой группе выделяются три подгруппы: залежи, ограниченные плохопроницаемыми породами (наиболее многочисленны), ограниченные водоносными породами и ограниченные частично плохопроницаемыми и частично водоносными породами. Классификация залежей нефти и газа, по А.А. Бакирову, предложена в лекциях данного цикла.
1. Пластовая залежь:
а) Пластовые сводовые - залежь, приуроченная к резервуару пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве практически непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, к-ый подпирается водой.
б) Пластовая стратиграфически экранированная залежь ограничена непроницаемыми породами по поверхности статиграфического несогласия.
в) Пластовая тектонически экранированная - залежь в пласте, ограниченном вверху по его наклону разрывом, приводящим пласт в соприкосновение со слабопроницаемыми породами.
г) Пластовая литологически экранированная залежь приурочена к ловушке, обусловленной выклиниванием пласта-коллектора или ухудшением его коллекторских св-в вверх по восстанию.
2. Массивные залежи - скопления УВ в ловушке, образованной мощным выступом однородных или различных по составу, но проницаемых для нефти (газа) пород.
М.з. в структурном выступе (выступ пород тектонического происхождения, образованном или антиклинальным изгибом пластов)
М.з. в эрозионном выступе (возвышающийся выступ - результат эрозии-размыва и под толщей более молодых малопроницаемых отложений)
М з. в биогермном выступе (вершина массива, перекрытого малопроницаемыми породами)
3. Литологическн ограниченные залежи - скопления Н (Г) в резервуаре неправильной формы, ограниченном со всех сторон слабопроницаемыми породами.
Понятии е нефтегазоносных провинциях, областях и зонах нефтегазонасыщения.
Нефтегазоносная провинция -это целостная совокупность различных крупных деоструктутрных истор. формир.развит. и в том числе общностью стратегр. диап. регион газоносности.(Западно-Сибирская, Восточно-Сибирская) Нефтегазоносная область - эго территория приуроченная к одному целостностаному, крупному геоструктурному элементу. Характеризуется общим геологическим строением и геолог-м условием развития включающий палеограграф. и пвлеотехнич. усл. нсфтегазообраз. и палеотехнич..(Прибалтийская, Ставропольская, Сахалинская) Зона гозон. ассоц, сложных исход. по геолог. строению месторождений нефти и газа приурочено в целом к единой группе генитически связанных между собой ловушек структуры.
Построение геологических профилей. Решаемые задачи.
Геологические профили называется наглядное изображение земной коры в вертикальной плоскости.
1. Общий профиль который показывает весь скрытый разрез скважины от забоя до устья.
2 .Забойной называют часть вскрытой скважины в интервале продуктивного пласта.
Первичным материалом является керновый материал и материалы шлама.
Все построение ведется в абсолютных отметках для этого из глубин залегания или подошвы пластов и различие характера насыщения высчитывают альтитуду.
Альтитуда – превышение любой точки на местности от нулевой отметки или от уровня моря.
За 0 принят Балтийское море. Построение ведется в двух масштабах в горизонтальном и вертикальном. Перед построением выбираем направление.
Решаемые задачи Геологический профиль наглядно показывает условие залегания пластов в разрыве скважины. Позволяет рассчитать отметки глубин залегания кровли или подошвы пластов различного литологического состава, позволяет определить углы падения пластов разреза, позволяет выявить в разрезе пласты коллекторы и оценить их характер насыщения, позволяет рассчитать отметку первоначального положения ГНК, ВНК, и т.д.
Составл структ.карт
Эта карта показывает распространение кровли или подошвы пласта с помощью изогипс.
Изогипсы – это линия все точки на которой кровли или подошвы равноудалены от нулевой точки.
Первичным материалом служит керновые материалы и материалы ГИС.
Построение ведется в абсолютных отметках.
Перед построением выбирается сечение изогипс.
Сечением изогипс называется равные по высоте отметки между двумя соседними точками.
В случае полого залегания пластов сечение принимается от 2-6 м.
Пласты с большим углом падения сечение выбирается 6- 20 м.
Метод треугольников в том случае когда в участке отсутствует тектонические нарушения. Метод профелей наоборот.
Решаемые задачи.
Структурная карта наглядно показывает кровли или подошвы пласта в горизонтальном залеже.
Карта позволяет определить форму и размеры залежи, позволяет определить структуру, определить углы падения пласта, определить наличие тектонических нарушений, определить местоположение внутреннего и внешнего нефтенасыщенности.
Эта карта является основой при проектировании местоположения залежи. Карта также является основой при составлении подчетного плана при подчете запасов нефти и газа.
Виды вод в горных породах.
Связанные воды
Свободные воды
Связанные воды
а) конституционная вода в кристаллических решетках минералов в виде отдельных разобщенных ионов Н+, ОН-, и др.
б) кристаллизационная – в кристаллических решетках минералов в виде отдельных молекул Н2О(гипс).
в) гидратная – присоединенная к частицам коллоидных веществ в виде плотно облегающих молекул и слоев(опал).
Свободная вода.
а) гидроскопическая – обособленные капельки на поверхности породы, связана молекулярными силами и не перемещается.
б) пленочная – в виде тонкой пленки над слоем гидроскопической воды может перемещаться от тонкой пленки к толстой.
в) капиллярная – в пустотах горных пород диаметром менее 1 мм.
г) гравитационная – в пустотах диаметром более 1 мм
Воды нефтяных месторождений. Промысловая классификация вод.
Воды в промысловых условиях классифицируются по их пространственно-геологическому отношению к залежам, которые служат объектами разработки.
Воды нефтяных (газовых) месторождений:
Грунтовые
Нефтяного (газового) пласта
а) внутри залежи
промежуточная
остаточная
б) законтурная
в) кроевая нижняя
г) кроевая верхняя
Напродуктивного водяного пласта
а) верхняяб) нижняя
Техническая
Выделяются следующие группы вод. грунтовые, нефтяного (газового) пласта, непродуктивного (водоносного пласта), тектонические, техногенные. Группы подразделяются на подгруппы. В продуктивном пласте внутри самой залежи нефти и газа содержится остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью или газом. Это в основном прочносвязанная, рыхлосвязанная и стыковая вода.
К промежуточной относится вода, насыщающая слои внутри залежи, являющейся единым объектом эксплуатация. Вода в продуктивном пласте, находящаяся под залежью в пределах внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (газоносности), относится к нижней краевой. В случае, когда залежь водоплавающая, вода обычно называется подошвенной.
Вода, находящаяся за внешним контуром нефтеносности (газоносности), именуется законтурной. К верхним краевым относится вода, находящаяся в пласте, содержащем залежь, и залегающая выше залежи. Случай довольно редкий. Воды водоносных горизонтов, залегающих выше продуктивного пласта, обычно называют верхними, а ниже - нижними. Это название условное, так как в многопластовом месторождении один и тот же водоносный горизонт может быть нижним по отношению к расположенному выше продуктивному пласту и верхним по отношению к залегающей ниже продуктивной толще. К тектонической относится вода, внедряющаяся в продуктивный пласт по тектоническим нарушениям. Вода, попадающая в нефтеносный (газоносный) пласт, в результате процессов, связанных с бурением скважин, их ремонтом, а также с разработкой месторождения (закачка вод для поддержания пластового давления, введение различных растворов при других методах воздействия на пласт и т.п.), называется техногенной.
Пластовое давление.
Пластовое давление - давление, к-ое испытывают пластовые флюиды, заполняющие пустотное (поровое) пространство горных пород, и проявляющееся при вскрытии водоносных, нефтеносных и газоносных пластов.
Рпл.=(HY)/10, Y-плот.воды. Н-глубина
На ряде месторождений Рпл.превышает гидрост. Такое давл.наз-ся аномальным.
Начальное Рпл-это давл.замеренное на забоенеработающей скважины.
Текущее давл.-статич.давл.на забое замеренное после притоков флюида. Пласт.давл. различно, вледствие разницы глубин.
Наличие пластового давления, являющегося движущей силой Н., Г. и В. в пласте - одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых. Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей.
Рпл.пр.=Рн+(Нвнк-hн)*Pн/ 100
Pн-пласт.давл.замеренное
Нвнк-абс.отм..глуб.залег.внк
Hн-абс.отм.т.замера
Pн-плот.нефти
Пластовая температура.
Изучение изменения пластовой
температуры по объему продуктивного пласта и во времени необходимо при определении св-в пластовых флюидов, используемых в подсчете запасов нефти и газа, при проектировании и осуществлении разработки продуктивного пласта, установлении режима его работы и т.д. С увеличением глубины температура недр повышается. В различных районах земного шара градиенты температуры различны.
Параметры:геометрич.ступень-расст.в м при углублении на которую темпер.повыш.на 1 град.G=(H-h)/(T-t)
Геометрич.градиент-прирост температуры на кажд.100м Г=(T-t)*100/(H-h)
В основу большинства разработанных к настоящему времени классификаций залежей нефти и газа положены генезис и строение заключающих залежи ловушек и природных резервуаров. Однако эти признаки характеризуют в первую очередь не собственно залежи нефти и газа, а природные резервуары или содержащие их элементы земной коры.
Залежью называют естественное локальное скопление нефти или газа, занимающее часть (ловушку) природного резервуара. Если разработка залежи рентабельна, она называется промышленной залежью.
В большинстве случаев формирование залежей нефти и газа происходит по антиклинально-гравитационной модели, описанной в 1859 г. М. Дрейком в США. Согласно этой модели нефть и газ, как менее плотные, вытесняются из газонефтеводяного флюида в верхние части резервуаров и локализуются в ловушках, которые обычно находятся в выступах верхних частей резервуаров. В залежи, сформировавшейся по этой модели, все части гидродинамически связаны, что создает возможность для гравитационной дифференциации флюидов. Находясь в резервуаре, залежь нефти или газа сосредоточена в породе-коллекторе и сверху перекрыта породой-флюидоупором. Снизу, под залежью располагается тот же коллектор, но насыщенный водой.
В качестве попытки разностороннего рассмотрения залежей следует рассматривать классификацию залежей УВ по следующим признакам: запасы, строение коллектора в ловушке, тип коллектора, тип экрана вловушке, величина рабочих дебитов. Как показывает практика, наиболее важной, с точки зрения экономики и методики ведения поисково-разведочных работ, является классификация залежей по их фазовому состоянию . Ниже (табл.1) приведен пример подобной классификации.
Таблица 1.
Классификация и номенклатура залежей УВ по фазовому состоянию
и количественному соотношению газа, нефти и конденсата
|
Предлагаемое наимено вание залежей (обозна чение) |
Основные особенности залежей |
|
|
Однофазовые залежи |
||
|
Газовые (Г) |
Состоят в основном из СН 4 с содержанием пентана и более тяжелых УВ не более 0,2 % объема залежи |
|
|
Газоконденсатногазовые (ГКГ) |
Газовые залежи с содержанием С5 + высш. в пределах 0,2-0,6 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата до 30 см 3 /м 3 |
|
|
Газоконденсатные (ГК) |
Газовые залежи с содержанием С, + высш. в пределах 0,6-4 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата 30-250 см 3 /м 3 |
|
|
Конденсатные (К) |
Газовые залежи с содержанием Cs + высш. более 4 % объема залежи, что примерно соответствует содержанию конденсата более 250 cm 3 /m 3 |
|
|
Залежи переходного состояния (ЗПС) |
Залежи УВ, которые по своим физическим свойствам (вязкости, плотности) в пластовых условиях близки к критическому состоянию, занимая промежуточное положение между жидкостью и газом |
|
|
Нефтяные (Н) |
Залежи нефти с различным содержанием растворенного газа (обычно менее 200-250 м 3 /т) |
|
|
Двухфазовые залежи |
||
|
Нефтегазовые (НГ) |
Газовые залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа больше геологических запасов нефти |
|
|
Газонефтяные (ГН) |
Залежи нефти с газовой шапкой; геологические запасы нефти превышают запасы газа |
|
|
Нефтегазоконденсатные (НГК) |
Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой; запасы газа и конденсата превышают запасы нефти |
|
|
Газоконденсатнонефтяные (ГКН) |
Нефтяные залежи с газоконденсатными шапками; геологические запасы нефти превышают запасы газа и конденсата |
|
Рис. 1. Схема пластово-сводовой газо-нефтяной залежи.
1– подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – поверхность газонефтяного раздела; 5 – внешний контур газоносности; 6 – внутренний контур газоносности; 7 – длина залежи; 8 – ширина залежи; 9 – высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; 12 – газовая часть залежи; 13 – газонефтяная часть залежи; 14 – нефтяная часть залежи; 15 – водонефтяная часть залежи
Рис. 2. Схема массивной нефтегазовой залежи.
1 – подошва нефтяной залежи; 2 – внешний контур нефтеносности; 3 – поверхность газонефтяного раздела; 4 – внешний контур газоносности; 6 – длина залежи; 5 – ширина залежи; 7 – высота нефтяной залежи; 8 – высота газовой шапки; 9 – общая высота газонефтяной залежи; 10 – газонефтяная часть залежи; 11 – водонефтяная часть залежи
Целесообразно принять генетическую классификацию А.А. Бакирова (1960), который развивая представления И.М. Губкина, выделил четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа: структурный, литологический, рифогенный и стратиграфический (рис. 3).
При изучении этого раздела необходимо получить знания, достаточные для установления генетического типа залежи, определения по геологической документации и схематическому изображению таких элементов залeжи, как высота, длина, ширина, и площадь залежи, амплитуда ловушки, водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной (ГНК), газоводяной (ГВК), внешние и внутренние контуры нефтеносности (газоносности) и т.п.
|
Класс |
Группа |
Подгруппа |
|
Структурные |
Залежи антиклинальных структур |
Сводовые (рис.4). Тектонически экранированные (рис.5). Приконтактные (рис.6). Висячие (рис.7). |
|
Залежи моноклиналей |
Экранированные разрывными нарушениями (рис.8а). Связанные с флексурными образованиями (рис. 8б). Связанные со структурными носами (рис. 8в). |
|
|
Залежи синклинальных структур | ||
|
Рифогенные |
Связанные с рифовыми массивами |
Залежи в одиночном рифе (рис.9а). Залежи в группе рифовых массивов (рис.9б). |
|
Литологические |
Литологически экранированные |
Приуроченные к участкам выклинивания коллекторов (рис. 10а). Приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 10б). Экранированные асфальтом или битумом (рис.10в). |
|
Литологически ограниченные |
Приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые или рукавообразные) (рис.11а). Приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (рис.11б). Линзовидные (Гнездовидные) (рис.11в). |
|
|
Стратиграфические |
Залежи в коллекторах срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами |
Связанные со стратигра-фическими несогласиями на локальных структурах (рис.12а). Связанные с моноклиналями (рис.12б). Связанные со стратигра-фическими несогласиями, приуроченными к эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа (рис.12в). Связанные с выступами кристаллических пород (рис.12г). |
Рис.3 Генетическая классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову.
Рис. 4. Сводовые залежи: а - ненарушенные; б - нарушенные; в - структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г - солянокупольных структур. Условные обозначения: 1 - нефть в профиле; 2 - нефть в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 -вулканогенные образования, 7 - соляной шток; 8 - пески; 9 - глины; 10 - грязевой вулкан и диапиры; 11 - мергели
Рис. 5. Тектонически экранированные залежи.
а – присбросовая, б – привзбросовая, в – структуры, осложненной диапиризмом или грязевым вулканизмом; г – солянокупольной структурой, д – поднадвиговая.
Рис. 6. Приконтакные залежи на структурах:
а – с соляным штоком, б – с диапировым ядром или с образование грязевого вулканизма, в – с вулканогенными образованиями.
Рис. 7. Висячие залежи антиклинальных структур:
а – ненарушенного строения, б – осложненных разрывом нарушений, в – осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями.
Рис. 8. Залежи моноклиналей:
а – экранированные разрывными нарушениями, б – приуроченные к флексурным осложнениям, в – связанные со структурными носами.
Рис. 9. Залежи рифогенных образований в одиночном рифовом массиве (а), в группе рифовых массивов (б).
Рис.10.Литологически экранированные залежи приуроченные к участкам выклинивания пласта-коллектора (а) и замещения проницаемых пород непроницаемыми (б), и залежь, запечатанная асфальтом (в).
Рис. 11. Литологически ограниченные залежи приуроченные:
а – к песчаным образованиям русел палеорек, б – к прибрежным песчаным образованиям ископаемых баров, в – к линзам песчаных пород в слабопроницаемых глинистых отложениях.
Рис. 12. Стратиграфические залежи:
а – в пределах локальной структуры, б – на моноклиналях, в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа, г – на поверхности выступов кристаллических пород.
Приложение 1.
Федеральное агентство по образованию
Пермский Национальный Исследовательский Политехнический Университет
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА
(для студентов заочного отделения)
По классификации А. А. Бакирова выделяют залежи структурного, рифогенного, литологического, стратиграфического и литолого-стратиграфического классов. Залежи структурного класса. Залежи этого класса приурочены к различным видам локальных антиклиналей и куполов, а также к моноклиналям. Здесь можно выделить следующие группы, подгруппы и виды залежей, Залежи, приуроченные к антиклиналям и куполам. Сводовые залежи формируются в сводовых частях локальных структур. Висячие залежи располагаются обычно на крыльях, а иногда и периклиналях локальных структур. Тектонически экранированные залежи формируются вдоль сбросов или взбросов, осложняющихся строением антиклиналей. Блоковые залежи образуются в сильнонарушенных структурах, где амплитуда разрыва превышает мощность продуктивных пластов. Приконтактные залежи образуются на контакте продуктивных горизонтов с соляным штоком, диапировым ядром или же с вулканогенными образованиями. З алежи, приуроченные к моноклиналям. Они связаныс флексурными образованиями, структурными носами или же разрывными нарушениями, осложняющими строение моноклиналей (залежи нарушенных и ненарушенных моноклиналей). З алежи, приуроченные к синклиналям. Они формируются в пределах синклиналей под действием сил гравитации обычно в коллекторах, не содержащих пластовых вод. Такие залежи встречаются редко. Залежи рифогенного класса. Рифовые залежи нефти и газа образуются в теле рифовых массивов. Каждый такой массив или их группа обычно содержит единую нефтяную или газонефтяную залежь с общим водонефтяным контактом. Нефть, как правило, подпирается снизу водой. Залежи литологического класса. Из этого класса выделяются следующие группы. З алежи литологически экранированные. Они приурочены к участкам выклинивания пласта-коллектора или же замещения проницаемых пород непроницаемыми по восстанию слоев. К этой группе относятся также залежи, образовавшиеся экранированием отложений, заполненных битумом (асфальтом). З алежи литологически ограниченные. Они приурочены к песчаным образованиям ископаемых русл палеорек (шнурковые или рукавообразные залежи); баровые - к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров; линзовидные - к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями. 3алежи стратиграфического класса . Они могут быть приурочены к участкам стратиграфических несогласий на антиклиналях и куполах, на моноклиналях (залежи под несогласиями на тектонических структурах), а также на эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа (останцевые), а местами и погребенных выступов кристаллических пород (выступовые).
Критерии прогнозирования нефтегазоносности недр.
Формирование и размещение регионально нефтегазоносных территорий, зон нефтегазонакопления и скоплений нефти и газа в литосфере обусловливаются совокупностью ряда факторов. главнейшими из которых являются: 1) палеотектонические и палеогеографические условия формирования и развития исследуемой территории; 2)современная тектоническая структура изучаемой территории; 3)литолого-фациальные и геохимические условия накопления осадков в течение каждого рассматриваемого отрезка геологической истории и наличие в изучаемой части разреза литосферы пород с хорошими коллекторскими (емкостными и фильтрационными) свойствами; 4) палеогеотермические условия развития исследуемой части разреза литосферы во времени (геологическом) и пространстве; 5) палеогидрогеологические условия и характер изменения их во времени и пространстве; 6)условия, обеспечивающие сохранность образовавшихся зон нефтегазонакопления в последующие этапы развития геологической истории. Н аучно обоснованное прогнозирование распространения регионально нефтегазоносных территорий, зон нефтегазонакопления и скоплений нефти и газа должно основываться на комплексном и всестороннем изучении совокупности перечисленных факторов с учетом их изменяемости во времени (геологическом) и пространстве.
Геолого – разведочный процесс и задачи геологического изучения недр.
Геологоразведочный процесс определяется как совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности производственных работ и научных
исследований, которые должны обеспечить открытие, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке полезного ископаемого. В процессе геологоразведочных работ
проводится геологическое изучение недр. Рациональное изучение недр, целесообразное использование средств, отпускаемых государством на ведение геологоразведочных работ,
представляют собой задачи большого народнохозяйственного значения. Этим законом предприятия, организации и учреждения, осуществляющие геологическое изучение недр,
обязаны обеспечивать:
1) рациональное, научно обоснованное направление и эффективность работ по геологическому изучению недр;
2) полноту изучения геологического строения недр, горнотехнических, гидрогеологических и других условий разработки разведанных месторождений, строительства и
эксплуатации подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;
3) достоверность определения количества и качества запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов;
геолого-экономическую оценку месторождений полезных ископаемых;
4) ведение работ по геологическому изучению недр методами и способами, исключающими неоправданные потери полезных ископаемых и снижение их качества;
5) размещение извлекаемых из недр горных пород и полезных ископаемых, исключающее их вредное влияние на окружающую среду;
6) сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и в иных народнохозяйственных целях,
и ликвидацию в установленном порядке выработок и скважин, не подлежащих использованию;
7) сохранность геологической и исполнительно-технической документации, образцов горных пород и руд, керна, дубликатов проб полезных ископаемых, которые могут
быть использованы при дальнейшем изучении недр, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых, а также при пользовании недрами в целях, не связанных с
добычей полезных ископаемых.
Следует отметить, что при производстве геологоразведочных работ на нефть и газ, к сожалению, имеют место случаи невыполнения этих законодательных положений, что
наносит ощутимый урон экологии и экономике страны.