Залежи нефти и или газа Лекция 3 генерация

Залежи нефти и/или газа Лекция 3

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

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 палео. ВНК, как правило ниже современного

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; hзал. – высота залежи hг - высота газовой шапки hн - высота нефтяной оторочки

Строение пластово-сводовой залежи • Пластовая сводовая залежь, разбитая на блоки: а а 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 б в

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 задерживаться. • 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.

Условия существования залежи • Замкнутый контур - линия, ограничивающая в плане максимальную возможную площадь залежи. • Замкнутый контур замкнутый контур или «нулевая изопахита» замкнутый контур Соотношение замкнутого контура ловушки и залежи. Залежь занимает: а — часть площади замкнутого контура, б — всю площадь замкнутого контура 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).

Основное условие существования залежи • Замкнутые контуры ловушек с нефтью и/или газом. • а - простой, б, в — сложные. Для большинства ловушек характерен простой замкнутый контур, образованный одной из изогипс поверхности коллекторской части ловушки замкнутый контур 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 - линия, ограничивающая в плане максимальную возможную площадь залежи. Замкнутые контуры образуются если на пути моноклинально залегающего пластового резервуара возникает экран с изогнутой поверхностью.

Точка утечки, точка перелива Утечка точки утечки Экр ан “Заполнено до утечки” Нефть Перелив ГНК Высота Столба флюида Экран Коллектор Мат. порода точка перелива Точка макс. насыщ. “Заполнено до перелива”

Сила 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 10 м Где Δp = давление выталкивания ρВ = плотность воды ρУВ = плотность УВ h = высота над контактом g– ускорение свободного падения Ø Чем больше разница между плотностью воды и УВ и высота непрерывной нефтяной фазы, тем выше давление выталкивания.

Прорыв покрышки Высота залежи недостаточна, чтобы ее пластовое давление (Рпл. ) превысило минимальное давление капиллярное (Ркап. ) покрышки. А ВНК НГМП Наиболее глубокий коллектор-проводник над НГМП

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

При еще более высокой амплитуде структуры Высота залежи достаточна для того, чтобы сила плавучести превысила минимальное Ркап. покрышки. И УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ФЛЮИДЫ МИГРИРУЮТ ВЕРТИКАЛЬНО точка утечки ДО СЛЕДУЮЩЕГО ПРОНИЦАЕМОГО ГОРИЗОНТА В 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.

Фронт УВ-ных флюидов Дисгармоничная структура Г коллектор покрышка НГМП 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

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.

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

Стратиграфические и комбинированные залежи

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. ).

КЛАССИФИКАЦИИ 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.

Типы залежей • По генетическому признаку залежи, содержащие нефть и газ, подразделяются на два основных типа: I — тектонический, II — седиментационностратиграфический. • 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.

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.

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.

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

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

Сводовая массивная газовая залежь на Оренбургском газоконденсатном месторождении

Сводовые залежи, нарушенные разрывами Месторождение Котур-тепе а — принципиальная схема; б — разрез 1 — непроницаемые покрышки; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — разрывные нарушения Геологический разрез Долинского и Северо-Долинского месторождений 1 — надвиги; 2 — нефть; 3 — газ. Складки: I— Долинская, II— Северо-Долинская

Тектонически экранированные сводовые залежи • Западная Туркмения Месторождения Кумдаг. 1 — сбросы; 2 — нефть. Месторождения Небитдаг

FLUID PREDICTION FLUID TYPE & FAULT ENTRY PRESSURE EREMA-03 EREMA-01 EREMA-04 NW SE 2200 Gas sand Oil sand Water bearing clay 0. 5 Km 2300 GWC 2375 2300 2400 GOC 2407 WOC 2412 I 2500 II II V 2500 GWC 2513 GWC 2533 III IV IV 2600 2700 2200 2600 GOC 2574 WOC 2578 V VI VIIa VIIb 2700 VIII 2800 IX 2900 3000 3100 IX Xa Xb Xc XI GOC 3210. 5 WOC 3215 XIII XIb XIIb WOC 3178 XIIb GWC 3210 XIII m/sl 3100 WOC 3165? XIIa XIII XIIa réservoir IX gas and oil, full to spill réservoirs X - XI oil, not full to spill. XIIb XIII J. L Montenat 2900 3000 Xb Xa+b Xc 3300 28 WOC 2963 WOC 2970 Xc XIIa XIIb 3200 IXa GWC 2919 WOC 2938 IXb GOC 2929 WOC 2945 3200 3300 m/sl

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

Сводовые со стратиграфическим ограничением • Пластово-сводовая. стратиграфически экранированная Месторождение Оклахома-Сити а — принципиальная схема; б — разрез 1 — непроницаемые покрышки; 2 — нефть; 3 — газ; 4 —вода; 5 —- поверхность стратиграфического несогласия

• Тектонический тип, блоковый, моноклинальный 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. 9. Гидродинамически экранированный (редкий класс залежей) - экраном для флюидов является напор вод, противостоящий всплыванию нефти и/или газа вверх по восстанию пласта. Блоковый подтип выделяется 1 класс - выступы тектонического происхождения 10. Тектонически ограниченных со всех сторон ловушек и залежей, к ним приуроченных. Могут быть осложнены литологическим или стратиграфическим экранированием.

Моноклинальный подтип Дизъюнктивно экранированные SEALS and COLUMNS SW 32 NE

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

• Литологически экранированный

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛОВУШКИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАЛЕЖИ и ОБРАТНОГО ДАВЛЕНИЯ “Ловушки обратного давления” “Классические гидродинамические ловушки” ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ ЦЕНТРОСТРЕМИТЕЛЬНЫЕ Область сбора P 1 > P 2 Высокое Pдавление Отсутствие седиментации Нормальное давление P 2 < P 1 Большая скорость седиментации Нормальное давление Гидродинамический поток по направлению к центральной части бассейна Давление контролируется превышением поверхности над уровнем мирового океана Высокая скорость перемещения воды в хорошо проницаемом водоносном горизонте Разгрузка воды ограничена 35 Высокое давление Гидродинамический поток по направлению к внешней части бассейна Повышенное давление за счет разных скоростей осадконакопления Невысокая скорость перемещения воды в плохо проницаемом водоносном горизонте Выделение воды при уплотнении глинистых минералов из низко проницаемых глин

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛОВУШКИ Газовая скважина Нефтяная скважина ор уп идо ю Фл ГВК Сухая скважина ГВК ВНК Углеводороды РАЗНИЦА В УГЛАХ НАКЛОНА а 1 (ГВК) и а 2 (ВНК) ОБУСЛОВЛЕНА РАЗНИЦЕЙ В АРХИМЕДОВЫХ СИЛАХ (ПЛАВУЧЕСТЬ ГАЗА В 4 РАЗА БОЛЬШЕ НЕФТИ) Покрышка НАКЛОННЫЕ КОНТАКТЫ ОБУСЛОВЛЕНЫ ГИДРОДИНАМИКОЙ 36

Примеры залежей в гидродинамических ловушках 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 Профильный разрез нефтяного месторождения Нортуэст-Лейк-Kpни в Вайоминге Месторождения Бисти и Галлегос нефтяная залежь Структурная карта месторождения Сейдж-Крик изолинии гидравлического напора

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. 11. Биогенные выступы с литологическим экранированием залежи 12. Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением.

Седиментационно-стратиграфический тип • Биогенные выступы с литологическим экранированием залежи Карачаганакскос газоконденсатное месторождение 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

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

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

Месторождение Белый Тигр расположено на Южно-Вьетнамском шельфе в породах кристаллического фундамента. Массивная залежь связана с горстообразным гранитным выступом размером 22 х6 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. 1 - морская толща; 2 - осадочные породы; 3 - нефтенасыщенные граниты фундамента; 4 - нефтяные залежи; 5 - фундамент 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. Гаврилов В. П. и др. , 1995)

Месторождение Хасси-Мессауд — сформировано на вершине эрозионного выступа под поверхностьюрегиональногонесогласия. 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 подверглисьпредмезозойскомуразмыву. Мощность залежи 280 м.

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.

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

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