Презентация на тему: Залежи нефти и/или газа

Залежи нефти и/или газа
Залежи нефти и/или газа
Строение залежей
Строение пластово-сводовой залежи
Строение пластово-сводовой залежи
Замкнутый контур залежи
Условия существования залежи
Основное условие существования залежи
Точка утечки, точка перелива
Сила всплывания (Архимедова сила)
Залежи нефти и/или газа
Залежи нефти и/или газа
Залежи нефти и/или газа
Фронт УВ-ных флюидов Дисгармоничная структура
Классификация залежей
Типы залежей
Классификация залежей
Классификация залежей
Типы залежей
Тектонический тип, подтипы, классы залежей
Антиклинальный, синклинальный подтипы
Класс - сводовые ненарушенные, подкласс - пластовые залежи
Залежи нефти и/или газа
Залежи нефти и/или газа
Сводовые залежи, нарушенные разрывами
Тектонически экранированные сводовые залежи
Залежи нефти и/или газа
Сводовые с литологическим ограничением
Сводовые со стратиграфическим ограничением
Тектонический тип, блоковый, моноклинальный подтипы
Моноклинальный подтип Д изъюнктивно экранированные
Моноклинальный подтип
Залежи нефти и/или газа
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАЛЕЖИ и ОБРАТНОГО ДАВЛЕНИЯ
Залежи нефти и/или газа
Примеры залежей в гидродинамических ловушках
Седиментационно-стратиграфический тип
Седиментационно-стратиграфический тип
Залежи нефти и/или газа
Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением.
Залежи нефти и/или газа
М есторождение Хасси-Мессауд —сформировано на вершине эрозионного выступа под поверхностью регионального несогласия. И звлекаемые запасы - более 5 млрд т. М
Линзовидные залежи
Литологического ограничения (седиментационные )
Линзовидная залежь в баровой ловушке
1/45
Средняя оценка: 4.6/5 (всего оценок: 45)
Код скопирован в буфер обмена
Скачать (8869 Кб)
1

Первый слайд презентации: Залежи нефти и/или газа

Лекция 3

Изображение слайда
2

Слайд 2

генерация миграция УВ-флюидов аккумуляция УВ-флюидов в ловушке консервация залежей

Изображение слайда
3

Слайд 3: Строение 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). 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

Изображение слайда
4

Слайд 4: Строение 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; h зал. – высота залежи h г - высота газовой шапки h н - высота нефтяной оторочки

Изображение слайда
5

Слайд 5: Строение пластово-сводовой залежи

а 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 — залежь а б в

Изображение слайда
6

Слайд 6: Замкнутый 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 максимальную возможную площадь залежи. Замкнутый контур представляет собой границу, ниже которой углеводородные флюиды не могут задержаться. В вертикальном разрезе замкнутый контур соответствует точке пересечения поверхности ловушки (точнее, природного резервуара) и наиболее низкого возможного положения нефте- (или) газоводяного контакта при максимальном заполнении ловушки (иногда называют выклиниванием или «нулевой изопахитой» залежи). Залежь нефти и/или газа может распространяться во всем объеме резервуара внутри замкнутого контура или занимать часть его.

Изображение слайда
7

Слайд 7: Условия существования залежи

Замкнутый контур - линия, ограничивающая в плане максимальную 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 ).

Изображение слайда
8

Слайд 8: Основное условие существования залежи

Замкнутые контуры ловушек 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

Изображение слайда
9

Слайд 9: Точка 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

Изображение слайда
10

Слайд 10: Сила всплывания (Архимедова сила)

Давление всплывания – избыточное давление, которое создается в замкнутом пласте под воздействием разницы в плотности между углеводородными флюидами и водой. Δ p = ( ρ в - ρ УВ ) ×g* h Где Δ p = давление выталкивания ρ В = плотность воды ρ УВ = 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.

Изображение слайда
11

Слайд 11

НГМП 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

Изображение слайда
12

Слайд 12

Но высота залежи все еще не достаточна, и F арх. ( сила плавучести ) не превышает минимальное Ркап. покрышки. Здесь структуры имеют большую амплитуду, (высота залежи больше) НГМП Б

Изображение слайда
13

Слайд 13

Высота залежи достаточна для того, чтобы сила плавучести превысила минимальное Ркап. покрышки. И УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ФЛЮИДЫ МИГРИРУЮТ ВЕРТИКАЛЬНО ДО СЛЕДУЮЩЕГО ПРОНИЦАЕМОГО ГОРИЗОНТА При 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

Изображение слайда
14

Слайд 14: Фронт УВ-ных флюидов Дисгармоничная структура

F арх. 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

Изображение слайда
15

Слайд 15: Классификация 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 которых предопределило обилие типов и классов залежей нефти и газа.

Изображение слайда
16

Слайд 16: Типы 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

Изображение слайда
17

Слайд 17: Классификация 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.).

Изображение слайда
18

Слайд 18: Классификация залежей

О.К. Баженова, Б.А.Соколов (2002, 2004 гг) – классификация построена по тому же принципу, только в ней сделана попытка учесть большое число признаков : в основу выделения типов положен генетический принцип, подтипов — форма ловушек, классов — характер ограничения ловушки подклассов — форма природного резервуара.

Изображение слайда
19

Слайд 19: Типы 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 нетектонический — литологический, стратиграфический и др. Ловушки II типа сформированы при преобладающей роли седиментационных, постседиментационных, эрозионных и других нетектонических процессов.

Изображение слайда
20

Слайд 20: Тектонический 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, 4) — сводовые, осложненные литологическим выклиниванием и поверхностью стратиграфического несогласия. Залежи в синклинальных изгибах формируются только в пластовых резервуарах под действием гравитационного фактора при отсутствии в них воды.

Изображение слайда
21

Слайд 21: Антиклинальный, 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.

Изображение слайда
22

Слайд 22: Класс - сводовые ненарушенные, подкласс - пластовые залежи

Модель пластово-сводовая залежь 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

Изображение слайда
23

Слайд 23

Сводовая массивная газовая залежь в апт-сеноманском комплексе Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

Изображение слайда
24

Слайд 24

Сводовая массивная газовая залежь на Оренбургском газоконденсатном месторождении

Изображение слайда
25

Слайд 25: Сводовые 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

Изображение слайда
26

Слайд 26: Тектонически экранированные сводовые залежи

Западная Туркмения 1 — сбросы; 2 — нефть. Месторождения Небитдаг Месторождения Кумдаг.

Изображение слайда
27

Слайд 27

27 FLUID PREDICTION 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 Gas sand Oil sand Water bearing clay XIIa Xb WOC 2970 Xc Xc 2400 2700 2500 2600 2200 2300 m/sl 3000 3300 3100 3200 2800 2900 2400 2700 2500 2600 2200 2300 m/sl 3000 3300 3100 3200 2800 2900 GOC 3210.5 WOC 3215 0.5 Km 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

Изображение слайда
28

Слайд 28: Сводовые с литологическим ограничением

Пластовая литологически экранированная залежь а — принципиальная схема: б — разрез через южный участок, 1 — глины; 2 — нефть; 3 - вода Нопопортовское месторождение

Изображение слайда
29

Слайд 29: Сводовые 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

Изображение слайда
30

Слайд 30: Тектонический тип, блоковый, моноклинальный подтипы

Класс Подкласс Моноклинальный подтип объединяет 4 класса (в пластовых и массивных ПР): 6. Д изъюнктивно 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.

Изображение слайда
31

Слайд 31: Моноклинальный подтип Д изъюнктивно экранированные

31 Моноклинальный подтип Д изъюнктивно экранированные SW NE SEALS and COLUMNS

Изображение слайда
32

Слайд 32: Моноклинальный подтип

Стратиграфически экранированная залежь Месторождение Ист-Тексас а - структурная карта по кровле песчаников (К 2 ); б – геологический разрез; 1 - изогипсы, м; 2 - граница залежи: 3 - нефть; 4 – известняки, 5 - водонасыщенные известняки; 6- глины: 7 — поверхность стратиграфического несогласия Месторождение Прадхо-Бей 1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода; 4 — поверхность стратиграфического несогласия

Изображение слайда
33

Слайд 33

Литологически экранированный

Изображение слайда
34

Слайд 34: ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАЛЕЖИ и ОБРАТНОГО ДАВЛЕНИЯ

34 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАЛЕЖИ и 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 P давление 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 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛОВУШКИ Невысокая скорость перемещения воды в плохо проницаемом водоносном горизонте Выделение воды при уплотнении глинистых минералов из низко проницаемых глин

Изображение слайда
35

Слайд 35

35 НАКЛОННЫЕ КОНТАКТЫ ОБУСЛОВЛЕНЫ ГИДРОДИНАМИКОЙ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛОВУШКИ Углеводороды Покрышка РАЗНИЦА В УГЛАХ НАКЛОНА а 1 (ГВК) и а2 (ВНК) ОБУСЛОВЛЕНА РАЗНИЦЕЙ В АРХИМЕДОВЫХ СИЛАХ (ПЛАВУЧЕСТЬ ГАЗА В 4 РАЗА БОЛЬШЕ НЕФТИ) ГВК ГВК Нефтяная скважина Сухая скважина Газовая скважина ВНК Флюидоупор

Изображение слайда
36

Слайд 36: Примеры залежей в гидродинамических ловушках

Профильный разрез нефтяного месторождения Нортуэст-Лейк- Kp ни в Вайоминге Структурная карта месторождения Сейдж-Крик Месторождения Бисти и Галлегос изолинии гидравлического напора Имеется довольно большое количество примеров месторождений с залежами в т.н. гидродинамических ловушках. Они 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

Изображение слайда
37

Слайд 37: Седиментационно-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. Б иогенные выступы с литологическим экранированием залежи Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением.

Изображение слайда
38

Слайд 38: Седиментационно-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

Изображение слайда
39

Слайд 39

Массивная залежь в биогенном выступе, экранированная кунгурской соленой покрышкой Месторождение Тенгиз

Изображение слайда
40

Слайд 40: Эрозионные 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

Изображение слайда
41

Слайд 41

М есторождени е 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 высту п. П ромышленные 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.

Изображение слайда
42

Слайд 42: М есторождение Хасси-Мессауд —сформировано на вершине эрозионного выступа под поверхностью регионального несогласия. И звлекаемые запасы - более 5 млрд т. М ассивная залежь в кровельной части кембрийских отложений ( кварцитопесчаники с низкой пористостью ). Д иаметр 40-45 км, амплитуд а 300 м. Г оризонты 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. М ощность залежи 280 м

Изображение слайда
43

Слайд 43: Линзовидные 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.

Изображение слайда
44

Слайд 44: Литологического ограничения (седиментационные )

Линзовидные залежи Клиноформы ачимовской толщи К 1 Приобское нефтяное месторождение (Западная Сибирь) 1— алевропесчаные продуктивные и возможно продуктивные пласты, 2 —глинистые пачки

Изображение слайда
45

Последний слайд презентации: Залежи нефти и/или газа: Линзовидная 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 ( C 1 v ), пласт Б 2

Изображение слайда