Похожие презентации:
Нефтегазоносные комплексы. Природные резервуары Породы коллекторы, породы покрышки
1. Нефтегазоносные комплексы. Природные резервуары Породы коллекторы, породы покрышки
2. Нефтегазоносные комплексы (НГК)
- представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхнейчасти 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.
3. Классификация НГК
По генетическому признакуПервично-нефтегазоносные, или сингенетичные НГК состоят из
нефтегазопроизводящих 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.
4. Классификация НГК
По масштабам распространениярегиональные,
субрегиональные,
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.
5. Нефтегазоносные комплексы (НГК)
- является понятием нефтяной геологии, имеет прикладноезначение
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.
6. Природные резервуары
- Природное тело определенной формы, во всем объеме которогопроисходят 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
7. Пластовые резервуары
- тела в слоистой толще, протяженность которых по латерали намногобольше 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
8. Массивные резервуары
- тела размер которых по разным направлениям примерно сопоставимПримеры: 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
9. Пластово-массивные резервуары
- При наличии общего нефтегазоводяного контакта в несколькихпластовых резервуарах, т.е. их гидродинамической связи
10. Литологически ограниченные со всех сторон
Примеры: песчаная линза в глинистой толще, участок повышеннойтрещиноватости или кавернозности в массиве осадочных или
изверженных пород
11. Гидродинамическая система природных резервуаров (ПР):
ОткрытаяПР
непосредственно
сообщаются с
дневной
поверхностью или
проницаемыми
породами
Полузакрытая
ПР не имеют
прямой связи с
дневной
поверхностью или
вышезалегающим
и проницаемыми
породами
Закрытая
ПР
ограниченные со
всех сторон
слабопроницаемы
ми породами
12. Породы-коллекторы
- Породы заключающие в себе флюиды и способные отдавать их приразработке залежей УВ
Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов (ФЕС)
Пористость
Проницаемость
13. Пустоты в породах-коллекторах
Поры, каверны, макро- и микротрещиныКлассификация по размерам:
-Субкапиллярные менее 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
14. Пустоты в породах-коллекторах
ПористостьОбъем всех пустот (Vпор.)
-Общая или абсолютная
Объем породы (V)
-Открытая (или насыщения)
Объем сообщающихся пор (Vпор. откр.)
-Эффективная (или динамическая)
Объем породы (V)
Объем пор с возможной фильтрацией
флюида в них (Vпор. откр. фильтр.)
Объем породы (V)
Объем изолированных пор (Vпор. изолир.)
-Закрытая
Объем породы (V)
15. Проницаемость горных пород
- способность фильтровать жидкости и газы приперепаде давления
-Абсолютная
Проницаемость какого-либо
флюида (жидкость, газ) в
условиях полного насыщения пор
породы этим флюидом
-Фазовая
Проницаемость какого-либо
флюида (жидкость, газ) в
присутствии в породе другого
флюида
-Относительная
(относительная фазовая)
Отношение фазовой
проницаемости к абсолютной
16. Проницаемость горных пород
17. Проницаемость горных пород
Закон ДарсиV = Q/F = K * (P1 – 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)
1 Д = 1,02 мкм2
18. Гидропроводность (Т)
Т = Kпр * Нэф / ηКпр - среднее значение коэффициента проницаемости породыколлектора в пределах исследуемой части природного резервуара
Нэф – средняя эффективная толщина
η - вязкость флюида
19. Классификация терригенных коллекторов (по А.А. Ханину)
20. Классификация карбонатных коллекторов (К.И. Багринцева)
21. Трещинные коллекторы
Классификация трещин по генезису:22. Трещинные коллекторы
Элементы трещин:Ориентировка (в пространстве, по отношению к пластам и 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
b - раскрытость трещин
mт = b * L / S
L - общая их протяженность в образце
S - площадь изучения
23. Породы-флюидоупоры (покрышки)
Флюидоупоры различаются по:Характеру распространения (протяженности)
Мощности
Литологически особенностям
Степени нарушенности сплошности
Минеральному составу
Наиболее надежные флюидоупоры:
глинистые толщи и эвапориты (соль, гипс, ангидрит)
24. Породы-флюидоупоры (покрышки)
Классификация флюидоупоров по масштабам их распространения иположения в разрезе (по А.А. Бакирову)
Региональные
Субрегиональные
Зональные
Локальные
25. Породы-флюидоупоры (покрышки)
Классификация флюидоупоров по экранирующей способности (А.А.Ханину)
26. Фациальный анализ для прогноза морфологии природных резервуаров
27.
Эволюция формирования продуктивного пласта БВ-8Повховского месторождения
Условные
обозначения
1 – пелиты и
алевриты,
2 – алтерниты,
3 – псаммиты,
4 – граница
Повховского МР
5 – линия
литологического
профиля,
6 – скважина.
28.
Литологический профиль пласта БВ-8 Повховскогоместорождения
29.
Особенности строения разрезов нижнемеловых отложений,сформировавшихся в разных обстановках осадконакопления
Повховское
БВ-8
Ватьеганское
БВ-1
Южно-Ягунское
БС-11
30.
Цикличность осадконакопления31.
Эволюция формированиягруппы пластов Ю-1 на
Лугинецком месторождении
32.
ПРОГНОЗ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЛОПАСТЕЙ ДЕЛЬТРегрессивный этап IV
цикла (пласт Ю 1-2)
Регрессивный этап III цикла (пласт Ю 1-М)
Регрессивный этап V
цикла (пласт Ю 1-2)
Установленная
лопасть дельты
1
4
Прогнозируемая
лопасть дельты
3
1
Палеогеографические
карты на регрессивные
этапы формирования
III, IV и V циклов
осадконакопления
3
2
2
Карты толщин
песчаников III, IV,
V циклов
осадконакопления
III
4
IV
V
1
4
1
3
3
2
2
4
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