Понятие нефтегазоносной формации


Понятие нефтегазоносной формации, региональном нефтегазоносном комплексе, нефтегазоматеринской породе, породе-коллекторе, породе-покрышке
Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу. [1]
Нефтегазоносная формация - естественноисторическая ассоциация горных пород, генетически связанных между собой во времени и пространстве по региональным палеогеографическим и палеотектоническим условиям, благоприятным для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. [2]
Сосуществование угленосных и нефтегазоносных формаций отмечается в Аппалач-ском бассейне США, в Волго-Уральской области, в Западной Сибири и во многих других районах земного шара. Угленакопле-ние является ярким отражением определенной физико-географической обстановки, которая в ряде случаев интересна в отношении изучения нефтегазоносности. А так как геологами-нефтяниками не всегда обращается должное внимание на угленосность как на источник информации о физико-географической обстановке, то целесообразно на этом вопросе остановиться более подробно. [3]
Региональный нефтегазоносный комплекс ( РНГК) - это ли-толого-стратиграфический комплекс пород в составе нефтегазоносных формаций, характеризующийся региональной нефтега-зоносностью в пределах обширных территорий, охватывающих ряд смежных крупных структурных элементов ( своды, впадины и др.) и нередко развитых в пределах целых геологических провинций. 
 Таким образом, регионально нефтегазоносные комплексы в литолого-фациальном отношении весьма разнообразны они могут быть как терригенными, так и карбонатными и представлены образованиями морского, прибрежного и континентального происхождения. Но в то же время для всех региональных и субрегиональных нефтегазоносных комплексов независимо от их литологии и палеогеографических условий накопления характерна объединяющая их диагностическая особенность, а именно, формирование отложений в субаквальной среде в анаэробной (восстановительной или слабовосстановительной) геохимической обстановке. [c.41]НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ПОРОДЫ — осадочные породы, способные в определённых геологических условиях выделять свободные углеводородные флюиды, образованные в процессе диа- и катагенетических преобразований заключённого в них рассеянного органического вещества. Нефтегазоматеринские породы отличаются концентрацией органического вещества (OB) и геохимическими условиями формирования. Породы с содержанием OB до 0,2%, сформировавшиеся в окислительных и субокислительных условиях седименто- и диагенеза, не являются нефтегазоматеринскими породами. Малопродуктивными нефтегазоматеринскими породами могут быть почти все литологические типы пород слабовосстановительных и восстановительных геохимических фаций; высокопродуктивными нефтематеринскими породами — глинистые, глинисто-карбонатные и карбонатно-глинистые породы восстановительных геохимических фаций; газоматеринскими — глинистые, алеврито-глинистые и глинисто-алевритовые породы слабовосстановительных и восстановительных фаций.
По удельной продуктивности жидких углеводородов нефтегазоматеринские породы подразделяют на очень бедные — до 50 г/м3, бедные — до 100 г/м3, средние — до 250 г/м3, богатые — до 500, очень богатые — до 2500 г/м3, уникальные — до 20 000 г/м3.
Порода-коллектор - пористая осадочная порода, в которой удерживается газ ( нефть); обладает проницаемостью. [1]
Порода-коллектор практически никогда не состоит из одного минерала. Локальный микролазерный анализ на участке кварцевой песчинки дает характерные спектральные линии для алюминия, кремния, калия, кальция, бария, магния и железа. Следовательно, стенки пор, образуемые зернами минералов, обладают различной специфической физико-химической природой. Энергия и характер связи пластовых флюидов с поверхностью пор также различаются. [2]
Порода-коллектор практически никогда не состоит из одного минерала. Локальный микролазерный анализ на участке кварцевой песчинки дает характерные спектральные линии для алюминия, кремнкя, калия, кальция, бария, магния и железа. Следовательно, стенки пор, образуемые зернами минералов, обладают различной специфической физико-химической природой. Энергия и характер связи пластовых флюидов с поверхностью пор также различаются. [3]
Порода-коллектор - пористая или трещиноватая порода, которая может содержать в своих пустотах нефть, газ или воду. [4]
Породы-коллекторы. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т. е. системой пустот — пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т. е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость.
Внутренний и внешний контуры нефтеносности и газоносности
Внутренний контур нефтеносности - граница зоны, внутри которой располагается область сплошного нефтенасыщения. Внешний контур нефтеносности - граница, за которой заканчивается залежь. Между контурами расположена водонефтяная зона: в ней нефть подстилается подошвенной водой. [2Положение внутренних контуров нефтеносности и газоносности определяют с помощью структурной карты по подошве пласта. При горизонтальном положении контакта граница внутреннего контура соответствует изогипсе, имеющей абсолютную отметку этого контакта. [4]
На линии внутреннего контура нефтеносности выбрано девять точек, для которых вычислена истинная скорость перемещения контура. [6]
В пределах внутреннего контура нефтеносности эффективные нефтенасыщенные мощности равны начальным, и эта часть карты остаточных эффективных нефте-насыщенных мощностей не должна отличаться от соответствующего участка карты начальных эффективных нефтенасыщенных мощностей. [7]
В процессе разработки внутренний контур нефтеносности перемещается со значительно большей скоростью, чем внешний. В результате этого с течением времени залежь разделяется на три части: площадь сплошной нефтеносности, на которой все скважины дают безводную нефть; водонефтяную часть, на которой скважины дают нефть с водой; выработанную часть, расположенную между начальным и текущим контурами нефтеносности, на которой все скважины полностью обводнились. [8]На план наносится внутренний контур нефтеносности с указанием точек пересечений изопахит начальной нефтенасыщенной мощности пласта. Как и в первом способе составления карты остаточной нефтенасыщенной мощности, изогипсы, получаемые по вспомогательной карте, должны увязываться с точками, отмеченными на внутреннем контуре нефтеносности. План расположения скважин, начерченный на кальке, накладывается на вспомогательную карту. Затем крестики с одинаковыми значениями / 1ОСт соединяются плавными линиями и получается карта распределения остаточной нефтенасыщенной мощности пласта. [9]
Если текущее положение внутреннего контура нефтеносности определяется более или менее объективно, то внешний контур проводится весьма ориентировочно. Редкая сетка скважин и малое число наблюдений при наклоне ВНК от нагнетательных скважин к эксплуатационным, не позволяют установить истинное положение текущего внешнего контура нефтеносности. [10]
По карте продвижения внутреннего контура нефтеносности охваченная по простиранию площадь залежи изохронами ( линиями одновременного появления воды) разбивается на п последовательно обводненных зон. Изохроны обводнения площади залежи можно провести через 0 5 - 1 5 года эксплуатации в зависимости от возможной детализации. [11]
После того как положение внутреннего контура нефтеносности или газоносности определено на структурной карте по подошве продуктивного пласта, его переносят на структурную карту по кровле пласта, где уже нанесено положение внешнего контура. Обычно внутренние контуры даже при горизонтальных положениях контактов секут изогипсы карты кровли залежи, так как в большинстве случаев мощность нефтяного пласта непостоянна. [1]
Отдельные примеры показывают, что внутренний контур нефтеносности перемещается в несколько раз быстрее, чем внешний. Впрочем, точки контакта по подошве могут двигаться быстрее, медленнее или с одинаковыми скоростями по сравнению с точками контакта воды и нефти на кровле в зависимости от того, каковы проницаемость породы, степень остаточной нефтенасыщенности и относительная вязкость. [2]
Скважины, расположенные близко от внутреннего контура нефтеносности. [3]
По скважинам, расположенным за внутренним контуром нефтеносности ( первая, вторая и третья группы), различная степень интенсивности обводнения объяснялась влиянием следующих факторов: величиной суточного отбора нефти из скважин; своеобразным характером перемещения подошвенной воды и различной скоростью подъема водонефтяного контакта на отдельных участках месторождения. [4]
С - п; 7 - внутренний контур нефтеносности по пласту С - П; 8 - скважины, обводняющиеся пластовой водой ( анализы 1967 - 1974 гг.); 9-скважины обводняющиеся пресной закачиваемой водой ( 1968 - 1974 гг.); 10-зоны, условно выделенные для анализа: / - западная, 2-центральная, 3-восточная; И - линия геологического профиля. [5]
Чем дальше будет удалена галерея от внутреннего контура нефтеносности, тем выше безводный коэффициент охвата залежи заводнением. При 26 0 второе слагаемое в выражении (V.6) отпадает и можно определять коэффициент охвата залежи заводнением при расположении эксплуатационной галереи на внутреннем контуре нефтеносности. При 26 1 будет происходить внутриконтурное заводнение, когда водо-нефтяной зоны нет ( F F), а первоначальный водо-нефтяной контакт вертикальный и совмещен с контуром питания. [6]
Вторая группа пород установлена в пределах внутреннего контура нефтеносности. ABC этих пластов связано с их низкой нефтеносностью, что обусловлено низкой вякостью пластовой нефти. [7]

Приложенные файлы

  • docx 586173
    Размер файла: 20 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий