Геология нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Современное состояние и перспективы развития нефтегазового комплекса России

Россия обладает крупным потенциалом на мировом энергетическом рынке: к настоящему моменту открыто и разведано более 3 тыс. месторождений углеводородного сырья. Примерно половина из них разрабатывается. Более половины российской нефтедобычи и более 90 % добычи газа сосредоточены в районе Урала и Западной Сибири. Большинство месторождений этого региона отличаются высокой степенью выработки, и потому, сохраняя его в качестве основной углеводородной базы, необходимо развивать и альтернативные регионы добычи.

По России данные Минприроды добычи нефти и конденсанта в 2014 525 мил.тонн (0,8% от уровня 2013 г)

А прир.газа сократилась на 5,8% до 566 милрд м³.

В январе- августе 2015 добыча нефти и газа.конденсанта в России составилв 354 мил тон (+1,3%) при этом экспорт нефти в странами дальнего зарубежья за 8 месяцев вырос на 9 %

Добыча природного газа снизилась на 4,2 % чуть более 400 млрд м ³.

По данным Минприроды раведанные запассы России(2013) 48,8 трилин м³ .

В2014 в России прирост составил нефти 700 мил тонн, а прирост газа 1,25 млрд м³ .

Геологоразведанными работами по Н и Г, выпали за чет средств федер. бюджета

В 2014 г. Получили прирост ресурсов Н и конденсанта в кол-ве 1,26 млд. тон , а прирост газа 5,38 трилион. м³

Стадийность процесса нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Характеристика стадий

Для успешного проведения геолого разведочных работ на нефть и газ, необходимо виевить основные закономерности формирования и размешение УВ скоплений в земной коре. Приняв за основу орган. теорию происхождения нефти и горючих газов, можно считать, что единный, целостный процесс нефтегазооброз и НГ накопление последовательно происходит определенные стадии.

Для каждой из этих стадий характерны опредделенные условия геологической среды и источники энергии, которые преобразуют органические в-во в УВ.

Основные гипотезы происхождение нефти органической по Бакирову

Накопление происхоит в диффузивно- рассеяной форме в водной среде.

Затем ОВ постепенно захороняеться в осадке в анаэробной геохимической обстановке.

1стадия: Накопление ОВ

1) Прогибанные басейна осадконакопления (устойчивое)

2) Застойный гидрогеологический режим

Основные источники энергии способные преобра-ю ОВ являеться энергия гео статистическое давления.

2 стадия генерация углеводородов

1) Устойчивое прогибание седим. Бассейна

2) Востоновительная, слабовостоновительная геологич, обстановка.

Основные источники энергии :

1) Возростающие геостатическое давление

2) Возростание темперературы в осадоч, породах, вмещающих ОВ.

3) Внутри химические и физико-химич. Самого ОВ

4) Радиоактивные минералы, содержащие во вмещаюших породах

3стадия миграция УВ

На этой стадии происходит сначала первичная миграция(эмиграция) УВ из НГ материнских толщ в породы с высокими коллекторскими св-вами, а затем вторичная миграция в материальном миграция в латеральной или вертикальной направлениях в свободном или в водорастворенном состоянии

3 необходимые условия геологич среди :

1) Стадийное погружение босейна осадконакопления

2) Сокрашение слабо востоновительные геохимические обстановки

3) Наличие в природ. Резеруаре пород с высокими колекторскими свойствами

4 стадия аккумуляция

На этой стадии УВ, мигрировавшие по проницаем- части природных резервуара либо по разрывным нарушениям прекрашают свое перемешение, скапливаясь в ловушках

4 необходимые условия геолог. Среды

1) Сохраннение востоновление или слабовостонов геохимичес, обстановки

2) Наличие пород коллекторов

3) Наличие флюидоупоров над коллекторами

4) Наличие региональных и локальных ловушек

5) Застойный режим пластовых вод

6) Сохранение регион, скоплений пород

5 стадия консервации УВ

Для того чтобы УВ скопление, сформировавшиеся на предыдущей стадии сохраннились необходимые следующие условия геологической среды

1) Сохранение востоновительной слобовостоновит, обстановки отсутсвует окислительно сульфатные

2) Сохранность высоких коллекторов св-в

3) Сохр высок экронирующей способности флюидоупора над залежью

4) Замкнутость ловушек после образования в них скоплений УВ

5) Отсутствует изменение регионального наклона пород, его благоприятный наклон

6) Сохранение застойчивого режима подземных вод, и отсутсвии в них окислений

6 стадия разрушения и переформирование

Эта стадия наступает в рез-те изменения геологических, гидрогеологических, геохимических и иныхусловий среды в результате воздейсвия других чем на предыдущий стадии источников внешней и внутреннойэнергии.При этом раннее сформировавшиеся скопление либо разрушаеться с оброзованием битумов, либо при наличии определенных условий. УВ перемешпается в другую ловушку и образуют новое скопление. Для разрушения скопления УВ неоходимы след

Условия геологической среды:

1) Попадание скопление в зону аэрации

2) Раскрытие ловушки

3) Изменение регионального накопления пород

4) Миграция УВ из ловушек по разрывным нарушениям

5) Прорыв УВ через флюидоупор

6) Перенос УВ активно движушийся пластовой воды

7) Растворение окисление, разложение УВ

Таким образом , при изучении проблемы формирования и размещение УВ скоплений , необходимо учитывать совокупность всех факторов, контролирующих процесс НГ образования и НГ накопления а именно:

Палеотектонические, тектонический, литологические, фациальные, палео-географические, геохимические , термоборические, гидрогеологические и других

Понятие нефтегазовой геологической мегасистемы, ее элементы

В природе все категории скопления УВ находятся в определенных структурных соотношениях и генетических взаимосвязях. Каждую из которых необходимо рассматривать как часть целостной, естественно-исторической системы, выделенной под названием Нефтегазовая геологическая мегасистема.

По А.А. Бакирову - это

Целостная совокупность взаимосвязанных ассоциаций нефтегазаносных формаций и входящих в их состав регионально-нефтегазовых комплексов, а так же геоструктурных, литологических и стратиграфических элементов, контролирующих формирования и размещение скоплений УВ.

Вход геологической истории это мегасистема на определенных этапах тектогенеза претерпевает структкрные перестройки и усложнения, переходит из одного качественного состояния в другое.

Реконструкция сложной системы и состоянии ее элементов является одной из основных задач при обосновании перспектив территории и акватории.

Элементы мегасистемы:

1. Система нефтегазоносных формаций. В системе этой формации выделяются региональные нефтегазаносные комплексы состоящие из нефтегазоносных пород, пород коллекторов и флюдоупоров.

2. Система геоструктурных элементов литологических и стратиграфических объектов контролирующих нефтегазонакопление

3. Система скопления УВ в пределах региональных зональных и локальных территорий и авкаториях выделяемых с учетом структурных соотношений геохимической иеархической соподчиненности, генетических особенностей формирования и развития в пространстве и во времени.

Система нефтегазоносных формаций (понятие, составные элементы). Классификация нефтегазоносных формаций

Формация-геологическое тело сложеннае ассоциацией горных пород, образовавшихся условиях конкретного тектонического режима

Нефтегазаностная формация -естество историческая система ассоцаций горных пород генетически связанных между собой пространстве и во времени палеотектоническими и фациалными условиями благоприятными для возникновения и развития процесса нефтегазооброзования и нефтегазонакопление

-Лотеральное НГФ могут распространяться на сотни а иногда и на 1000 км при этом они охватывают територии нескольких крупных геоструктурных элементов

-Тощина НГФ колеблится от 100-1000 м они охватывают одно или несколько крупных литолого стратиграфических подразделений

Классификация НГФ:

1) по тектоническому НГФ подразделяються на 3 группы:

-Платформленных

-Геосинклинальных

-Переходных територий

Составе каждой группы выделяються субформации взовисимости от приуроченности к элементам по порядку.

На плотформах субформаций антеклиз и синеклиз .

2)По условиям образования выделяеться НГФ:

1-Морские,

2-Прибрежно-морские

3-Прибрежные,

4-Лагунные ,

5-Континентальные

6-Смешанные

3) Политологическому составу:

-преимущественно карбонатные

-преимущественно терригенные

-карбонатно-терригенные и наоборот

-терригенно-угленосные

-карбонатно-сульфатные

-рифогенные

-молассовые

-флишевые

Регионально нефтегазоносные комплексы (понятие, составные элементы). Характеристика нефтегазоматеринских отложений

Регионально нефтегазоносные комплексы - определенные комплексы в нефтегазоносных формациях, которые отличаются региональной НГносностью в пределах обширных территорий

Региональные комплексы обнаруживаеться в геологических формациях, накопление которых происходило в определенных физико-географических, палеотектонических и геохимических условиях.

Такими условиями являются:

-Накопление их субоквальной среде с анаэробной обстановкой фоне устойчивого погружения бассейна седиментации.

В составе регионально НГК выделяються:

Нгматеринские толщи, породы колекторы, покрышки при этом в одних случаях выделяются самостоятельные 3 толщи, а в других случаях 1 толща выполняет 2 функции

Нефтегазоматеринские толши

Распределение зон нефтегазонакопления их размеры, химический состав и физические свойства приуроченных к ним УВ в значительной степени определяется особенностью формирования отложений, в которых происходило накопление ОВ а также условиями, при которых эт вещество продукцировала УВ нефтяного ряда.

К НГМатеринским породам-нередко относят только глинистые отложения

Накопление рассеяного органического вещества может протекать и в карбонатных породах. Поэтому более правильно расмастриват в качестве, НГМатеринской рассматривать не какую либо толщу образований, а литолого-фациальный комплекс строение которого могут участвовать породы различного состава.

Основными диогностическими признаками НГМОтложений являются

1-накопление аэрофобной среде

2-накопление в условиях устойчивого погружения басейна сидиментации

3-Относительно повышенная содержание углеводородов нефтяного ряда в битумной части органического вещества рассеянного в породе

Породы-коллекторы как составная часть нефтегазоносного комплекса. Понятие коллекторов, их типы и классификации

Порода колектор- горная порода, способная вмещатьв свои поры флюиды и способная отдаваь эти флюиды в процессе разработки, порода должна обладать емкостно фильтрационными свойствами, и к ним относяться пористость и проницаемость.

Типизация по литологическому составу

- карбрнатные

-терригенные

-смешанные

По характеру пустотного пространство

-поровые 1-40%

-трещинистые 5-7%

-смешанные 1-трещ-поровый 2-каверный-трещин 3- трешино порово каверный

По размерам пустотного пространства

-субкапилярное меншь0,002 мм

-капилярныйе 0,002-0,508мм

-сверкарилярные больше 0,508

Породы-покрышки как составная часть нефтегазоносного комплекса. Понятие покрышек, их типы и классификация

Породы-покрышки-

комплекс пород (порода) с крайне низкими значениями проницаемости, перекрывающий продуктивный коллектор и препятствующий разрушению залежи. Наличие надёжной для заключённого в коллекторе флюида покрышек, сохраняющей свои изоляционные свойства при определённых термобарических условиях в течение длительного отрезка геологического времени, -- необходимое условие сохранности залежи.

Колекторы-породы, обладающие способностью к аккумуляции и фильтрации нефти, газа и воды под воздействием межмолекулярных сил, сил тяжести и перепада сил тяжести и перепада пластового давления

3 виды пустотного пространства:

Поры, каверны, трещины

Поры-межзерновое пространство

Трешины-пустоты, образованные за счет разрыва сплошности

Каверны-за счетвыявления, вымыв и тд, выщелачивание

Первычные пустоты - поры

Вторычные пустоты-трешины, каверны

Емкость породы-(ее определяет пустотн. прострн)-сымарный обьем всех пустот

Кчество колектора определяется фильтрационно-емкостными свойствами .

Открытая пористость- обьем всех пустот, сообщающихся между собой

Закрытая пористость-оьем пустот, не сообщащихся между собой

Эфективная-полезная пористость оьем пустот по которым происходит фильтрация

Флюидоупоры-непроницаемые породы лежащие над коллекторами нефти и газа и препядствующие миграции УВ в верхн. Горизонтах земной коры.

Подсистема геоструктурных элементов. Геоструктурные элементы надпорядковые и I порядка в платформенных, складчатых и переходных областях

Подсистема геосистема структуры в ранжированной геосистеме подразд. Надпорядковые геоструктурные

-платформы

-геосинклиналные системы

-переходные тнритории

эти элементы контролируют оссоциации нефтегазоностных провинций

Для прогнозирования нефтегазоностности важно отличат платформы по возросту концолидации складчатого основания

Которая бывает

-докембрийский

-коледонский

-герцинский

-гетерогенный

Геоструктурные элементы 1порядка

На плотформах к ним относят плиты З.Сибир

Сегменты- МегаАнтеклиза

Внутриплотформленные и кроевые мегасинеклизы Каспия , Мексиканская.

Антиклизы- Воронежская, Анабавская

Синеклизы- Англо-Парижская, Пилюйская складчатых териториях

В системе переходных територии к которым относятся кроевыми, «Перидовые, предгорные» прогибов , так же установлено промышленная Н Газаностность.

Геоструктурные элементы II, III и IV порядков в платформенных, складчатых и переходных областях

Геостуктурные элементы 2 порядка

На плотформа к ним относятся

1-оссоциации Меговолов

2-Погребенные гряжи

3-Овлокогенны

4-Погребенные рифты законт. Мошней толшей осадочных пород в России Байка

Морифей, Западный и Северный Нидерланды контролир, нефтегазоностность Шелфового рифта

5-Сводовые поднятия- Сургутская, Нижневартовская, Астраханская, Татарская, Башкирская

6-Внутри плотформленный впадина-Казахстан

7-Региональные моноклинарные склоны плотформы

Геоструктурные элементы 3 порядка

Они контролируют зоны НГ накопление

На плотформах к ним относится:

1-зоны сводовыподнятийизометричной формы

2-Мегаволы Урегорский, Оренбургский

3-Блоковые поднятия

4-Грабены и Горски- Мороко, Санлуис, Санфронциско, Алогаус

5- Зоны разрывных нарушений -Мексия

Осоциация рифтовых массивов - Бартовые зоны Прикаспия и Примексиканские мега структурные ступени

6-Зоны соляно куполных структур

-кимбитейская впадина, Днепровско Донецкая

Геоструктурные элементы 4 порядка

Контролируют локалные скопление углеводородов

Плотформенных облостей к ним относят

1-Антеклкнали и купола простого и сложного строения

2-Солянно куполные структуры

3-Рифовые массивы- Австралии

4-Эррозионные стадия Вьетнама

5-Антиклинали осложненные выступами кристалиеских пород

6-Структурные носы- Антиклин____ одна синклинальпо сомкнутости

7-Флексура- Килиниозные

8-Моноклинали осложнены разрывными нарушениями складчатости переходных облостей к элементам такого порядка

Подсистема литологических и стратиграфических объектов

Литологические и Стратиграфические факторы как в отделности так и в сочитании друг с другом образуют несколько типов региональных элементов которые контролируют крупнейшие зоны нефтегазонакоплении в северном Америке, Венесуэле, Ливии

К этим элементам относятся:

1 тип-Зоны регионального замешения колекторов неколекторами и регионального выклиинование коллекторов

Чаше всего образуется в плотформе образцах на склонах сводовых поднятий и в бортовых частях регион. Впадиныи прогибаха в складчатых и переходных облостях и на склонах

Антекрирования

В этих случаях проиходит региональная изменение литологического состава и емкостно фильтрационных свойств в верх по возростанию пород

2 тип- В зонах песчаных оброзований в доль прибрежных частей палеоморей их подрозд на 2 вида

1--Приуроченные и погребенным, прибрежным валоподобным оброзованию называется барами. Они обычно вытянуты в длинные полосы от 5 до нескольких 10км при ширине от 3-4 км толшина от 7 до 10 км

Расположенообычнокулисообразнопо отношению друг другу.

Характерные особенности Баров Являеться

1-вытянутые , узкие песчаниые тела валоподобного вида среди

слабопроницаемых глинистых пород

2- плоская ложа и выпуклый свод

2--Наличие резкого фациалного раздела между песком и глиной со стороны палеоморей.

Заключены погружен, в песчано прибрежно дельтовых оброзований палео рек

Какиеформы контролируют Майкопские где в первые были открыти Руковаобразные шнурковые залежи

3 тип-Зоны несогласного перекрития отдельных литологических комплексов более молодыми не проницаемыми породами.

Элементы этого вида подразделяеться на две подтипа с которыми связаны зоны нефтегазооброзования.

1-приуроченый к участкам регионал стратиграфический несогласий на платфор поднятия и моноклиналях

2- приуроченные к участкам развития вулканных пород не согласно залегаюших среди осадочных оброзований

3-Зоны одновременного правления литологического стратиграфического фактора

Бывают 2х типов:

1-Связанные с региональным выклинирования с литологическим выклинирована на склонах лит, поднятий и в бортах впадины

2-Связанные с региональным выклинирования вблизи выступов крист

В отдельных облостях ЗННакопления сформировались несколько геологических факторов.

Структурного, литологического.

Такое сочетаниеразличных по генезису элемента определяет сложные условия залигания НГ месторождениях этих зон

Основные задачи нефтегазогеологического районирования. Факторы, учитываемые при проведении нефтегазогеологического районирования

НГ геологической районирование - эт расчленение данной территории и акватории на отдельные части по степени сходства и различий геотектонических форматов а так же состава слогающих их формаций.

Основными задачами НГГРайонирования являются

1) выяснение закономерности замещения региональных НГ территорий и акваторий, и зон НГНакоплен, приуроченности их к различным типам, крупным геоструктурным элементам и связанных им формаций.

2) Выявление геологом геохимических связей, замещение углеводорода в различных частях изучаемой территории (акватории) в том числе зон наибольшей концентрации этих ресурсов.

3) Сравнительно качественная и количественная оценка перспектив различных частей изучаемой территорий и акваторий с учетом особенностей строения и формирования крупных геологических элементов.

4) Выбор наиболее оптимально выгодных ГРР. При проведении НГГР следует учитывать некоторые факторы:

- Региональную тектонику и полеотектонику

- Литолого стратиграфическую характеристику разреза в том числе полеотектанические фациальные условия в различных частях бассейна осадконакопления

- Гидрогеологические условия территорий в том числе изменение в пространстве и во времени области пространства.

- Геохимические условия в том числе потенциал НГМТолш концентрацию и состав содержащихся в них органических веществ и битумоидов

Генерацию, окумуляцию углеводородов а так же сохранность скопления углеводородов основным является является тектоническим

Именно поэтому тект. районирование проводятся на тектанической основе.

При этом следует выделять в пределах изучаемых территорий геострухтурные элементы разных порядков с которыми могут быть связанны нефтегазогеологические элементы разного фактора явлений. Объектами проведения региональных и поисковой геологической разведки перед НГГР проводятся не только по площади, но и по разрезу осадочного чехла

При проведении площадного районирования существует 2 хода которые различаются по основному выдляемому элементу.

Принципы нефтегазогеологического районирования. Нефтегазоносный бассейн как элемент районирования

Ряд иследований предлогают основным частем НГГР НГБ

Под этим термином поним,-облость устойчивого и длительного погружения современной структурной територий Земли с которым связаны многочисленные залежи НГОброз и НГНакопление.

Такой принцип районирования имеет существенные недостатки

1-Термин Боссейн в буквальном первеводе означает впадина.

Следовательно термин НГБ охватывает только одну группу НГ територий которые к отрицательным элементам.

Между тем доказана промышленных тел крупных положительных тектонических структур. Мегантиклиз мегавалувов и т.д.

Следовательно такой подход к районирования являеться крайне односторонной и не вскрывает полной мере генетические связы региональной нефтегазоностной територий с разными типами геоструктурных територий.

Вместе с тем выделение этих связей имеет большое значение для установления общих закономерности формирования и замешение територий. А так же для разработки теоретических основ прогнозирования недр.

Оценки невыявленых ресурсов недр и определение участков их возможностей максимальные концентраций.

2-Региональные НГ територий нередко приуроченывпадинами которые не только выражены современной структуре Земной шаре но и облостям палео впаден Которые в настоящие время представлен к региональным впадин вплодь до антекриз

3-Нефтегазоностные басейны обьединяют територии крупных геоструктурных элементов платормленые и складчатые облостей которые существенно различают по своему Геологическому строениюи историю развития.

Такой подход является неправоверным условия формирования и размешения регионального нефтегазонакопления как в разрезе так и по площади этих элементов существенно различают

Понятие нефтегазоносной провинции. Классификация и генетические типы нефтегазоносных провинций

НГП-единая геологическая провинция представлена совокупностью крупных геоструктурных элементов которые характерезуются сходством главных особенности формирования и развития.

А так же общностью стратиграфического положения основных региональных НГ комплексовв разрез.

Основными критериямивиделения НГП являеться:

1-Геологическая время консолидации складчатого фундамента платформ или, формирования складчатых сооружений геосинклинальных и переходных облостях

2-Стратиграфический Диопозон региональной НГазоностности осадочного чехла.

3-Характерные особенности региональной тектоники(тоест приурочености к определенным геоструктурным элементам первого порядка)

Сложные по строению различаються не только по возростанию регионального разреза но и по раглам, фундамента и фазескладчатости геосинклиналях и кроевых прогибов по этомувыделяют

- на плотформах-НГП с докембрийским Коледонитом, Герцинским или гетерогенным складчатым основанием

-складчатых облостях и переходных зонах НГП Коледонсткой, Герцинскойили гетерогенным складчатым основанием.

Элементы НГГР более низких порядках являт. НГОблости- НГРайонир, ЗНГН, месторождение залежей.

Нефтегазоносная область как элемент системы нефтегазоносных территорий. Типы нефтегазоносных областей платформенных, переходных и складчатых территорий

НГО- платф, складчатых, територы облостей

НГО- Сводовых поднятий

Сводовое поднятие- крупная область приподнятого залегания складчатого фундамента под осадочным чехлом

Територия облости измеряеться сотнями.

На начальных этапах формир, таких облостей проявляется преимкшественновосходяших тектонические движения а на последуюших чередование восходяших и нисходяших с преоблоданием нисходяших.

След этим для облостей сводового поднятия.

-Регионального несогласия верхных и нижных структур этажей осадочного чехла

-Значение сокрашение разреза в целом и толшены его нижней части по сравнению с прилегающими внутренными впадинами

Разрешают сводовые поднятия Уноследованного развития и Инверсионного происхождения.

По условиям размешения скопление УВ различают НГОв котором зоныНГН приурочены:

1-Кцентральным, наиболееприподнятым к центральным частям сводовой поднятий

2-К крыльевым погружениям сводовой поднятий Ценценати(не продуктивная).

3-В местах сочленения сводовых поднятий прилегаюших поднятий. Для большей част НГО сводовых поднятий характерн расположение зон Г.Накопления наиболее приподнятой части а Зон Н.Накопления более погруженных частях.

Понятие зоны нефтегазонакопления. Классификация зон нефтегазонакопления (по А.А.Бакирову)

А. А. Бакиров (1959 г.) предложил зоной нефтегазонакопления называть совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных к единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек. В основу классификации зон нефтегазонакопления А. А. Бакировым был положен принцип выделения генетически различных их типов с учетом геологических факторов, которым принадлежит главенствующая роль в формировании зон каждого выделяемого типа. В связи с этим было рекомендовано выделять зоны нефтегазонакопления структурного: (зоны формирования которых связаны)

-с линейно вытянутыми валоподобными поднятиями на платформах и антиклинальными зонами в складчатых и переходных областях;

- с изометричными куполовидными поднятиями;

-с региональными разрывными нарушениями;

-с развитием солянокупольной тектоники;

-с региональным развитием трещиноватости пород.

, рифогенного:

- с рифогенными образованиями;

, литологического:

- с региональными изменением литологического состава и выклиниванием коллекторов вверх по восставанию пород;

- с песчаными образованиями вдоль прибрежных частей палеоморей.

Стратиграфического:

- с зонами регионального срезания и несогласного перекрытия коллекторов непроницаемыми породами.

и литолого-стратиграфического:

- к зонам выклинивания коллекторов, несогласно перекрытых непроницаемыми отложеними более молодого возраста.

классов с более дробным делением каждого класса на группы и подгруппы.

Понятие месторождения нефти и газа. Классификация месторождений (по А.А.Бакирову)

Месторождение-совокупность залежей приуроченых к одному или нескольким ловушкам расположеный в пределах локальных площади.

Залежи входяшие в состав месторождения в проекции на земную поверхность имеет полное либо частичное перекритие своих контуров НГ.

К единому месторождению относят залежи обобшеные контролируемые единой тектонической структурой.

При указании типов месторождения по фазовому компоненту с меньшем запасами а на второе с большими сушествует много класификаци, Местрож НГ которые построены на различных принципах по фазовому состоянию

Понятие залежи нефти и газа. Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов (по В.Г.Васильеву)

Залежи НГ-локальные единичные скопление углеводородов в Земной коре

Основными классификационными признаками залежи являються фазовое состояние углеводородов , тип природного резервуара и тип ловушки.

По классификации В.Г.Васильева которая учитывает фазовое состояние Углевод и количественное соотношение НГи Газоконденсанта, разчают след-типы залег.

-Газовые- состояшиев основном из метана и его гомологов при чем содержание пентана и более не должно содержать больше 2 %

-Газоканденсантные залежи- газовый залеж содержашей пентан и более тем компоненты 0.6-4.6%

-Конденсантнаые- газовые залежи содерж пентан более 4 %

- Нефтегазовый- газовый залеж с нефтяным оторочкой

-Нефтяные- залежи нефти с различным содерж газа

-Газо нефтяные- нефтяные залежи с газовым шапкой

- Газоконденсанно Нефтяные- нефтяные залежи с газоконденсантными шапками запасы нефти превышает запасов газоконденспнта

-Нефтегазоконденсантный- газоконденсантные или конденсантные залежи с нефтяным оторочком

Морфологическая классификация залежей нефти и газа (по И.О. Броду)

ПЛАСТОВЫЕ-(подгруппа) -1 сводовые-(род )ненарушенные,слабонарушенные,разбитые на блоки. 2 экранируюшая-(род)-тектонические, стратиграфические,литологические

МАСИВНЫЕ (подгруппа)-1структурных выступов,2эразионных выступах, 3биогенных выступов

ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ-(подгруппа)-1замкнутые водой, 2-литологически замкнутая, 3 замкнутая литологически и водой.

Нефтегазогеологическое районирование разреза

НГ геологическое районирование газа

Основными единицыми НГ геолог. районирования является

- нефтегазоностная формация

- региональный

- субрегиональный

- зональный

- локальный

Региональный НГ комплекс характеризуется продуктивностью предельно больших территорий и акваторий охватывающих ряд крупных геоструктурных элементов и развитый в пределах НГ провинции или большей ее части

Субрегиональный НГ комплекс литолого стратеграф. комплекс пород продуктивных пределах одной Нг комплекс.

Зональный НГ комплекс продуктивен в пределах НГ района или зоны НГ накопления а локальный нг комплекс в пределах одного или нескольких близко расположенных месторождений.

Основные критерии прогнозирования НГ недр

Научно обоснов. распространение региональных НГ территорий, зон Нг накопления и локальных скоплений углеводорода должно ... на комплексном изучение тектонич. политектонических, литоло фациальных, геохимических, геотермических и гидрогеологических факторов а также условий обеспечивающих сохранность образовавшихся ранее залежей.

Совокупность этих факторов позволяет выделить следующие критерии прогноза нг недр.

Палеотектонические критерии прогнозирования нефтегазоносности недр

Палеотектонические иследования-позволяют обосновать НГгеологию и устоновить закономерности.

1- пространственного размещения крупных геоструктурных элементов в течении отдельных отрезков геологической истории .С этими элементами могут быть связаны зоны гинерации и акамуляции УВ.

2- изменение в пространсве и во времени палеотектонических, литолого-фациальных и термобарических условий осадконакоплений в различных условий осадконакоплений в различных частях сидементациионо басейна

3- формирования ловушек различных классов которые благоприятны для образования скопления УВ

4-изменение во времени накопления региональной миграции углеводородов тесно связанных палегидрогеологической обстановкой

5- распределения в пространствеи во времени этапов активизации процеса НГобразования и НГН а так же перераспределения и разрушения сформировавшихся ранее скважин

-Перечисленные выше подтверждают неоходимость проведения палеотектонических иследований на всех этапах геологического изучения недр в том числе на региональном этапе при НГгеолог районировании крупных територий и акваторий с целью сравненительной оценки перспектив отдельных его частей на этой основе выбирают оптимальные направления поискового оценочных работ

-при прогнозировании и поисках регионов НГКомплексов

-при поисках оценки и разведки зон НГнакопления и локальных скоплений углеводородов в отдельных районах изучаемой територии и акваторий

Структурные и палеогеографические критерии прогнозирования нефтегазоносности недр

При оценке перспектив неоходимо перспектив необходимо выяснит наличие крупных геоструктурных элементовкоторые блогоприятныдля формирования зон НГНакоп, различных классов.

Оброзование этих зонзависят ряд факторов которые связаны с формированием и развитием а именно:

1-от времени заложения регион, структ, ловушек. Во многих НГОбл, наблюдаеться прямая связ этого фактора с продуктивностью регионального комплекса в тех случаях когда региональная миграция углеводородов изучаемого района происходит до зарождения формирования ловушки.

2-от условий сохранности региональных и локальных ловушек на этапе после оброзования в них скопления углеводорода.

ПАЛЕОГНОГРАФИЧЕСКИЙ

Известно что РНГКомплексы в разрезах различных НГ Провинций могут быть представленны теригенными и карбон, породами которые сформи, морских, прибрежных, логуных и реже континентальных фациальных условий, при этом для всех них характерно накоплении субоквальной среде онареобной геохимическом обстановки на фоне относительного устойчивого прогибания басейна осадко накопления.

В результате Палеогеографическиких иследований должны быть построены соответсвующие карты расматриваемого этапа катогенеза на которых выделены облости условий осадконакоплений с указанием литологического состава и направлении сноса.

Литолого-фациальные и геохимические критерии прогнозирования нефтегазоносности недр

Лит.фациальн. и геохимич критерии

Этими критериями контролируються вешественный состав пород и геохимическая остановка накопление и последуюшего преоброзования оргонического а следовательно и формирования возможно НГМате. След.

По современным представлением диогностическими иследованием этих слид являеться:

1-накопление субоквальной среде с анареобной геохимической среде.

2-повышеная содержание в них органического вещества преимушественно сопропенового или гумусова сопроперовых.

3-определеная степень метоморфизма органическоговешества

4-повышение содержание в расеянном органической среде бутимоидов и углеводородов нефтяного ряда .

5- Региональная преуроченост битумов проявлении и изучаемому образу изучения

Палеогидрогеологические и геотермические критерии прогнозирования нефтегазоносности недр

ПАЛЕО ГИДРОГИОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ

Гидрогиологическая закритость комплексов отложений является важнейшим фактором для положительной оценки перспектив НГазоностости

Большое значение имеет изучение состава и свойсвт газов по распределеных в подземных газах в этот состав обычно входит метан и тяж, углеводород Сероводород, N, O, и т.д.

Основным показателем сушест, Н и Г залежей являеться:

-наличие в водах углеводородных газов и прежде всего тяжелых углеводор, газов.

Притсвие углеводородах N, свидетульствуюто происходяшей разрушению залежи,

Присутсвиесвободного кислорода являеться отриц, показатель и указывает на поверхностных вод пород.

Если давление насышения подземных вод не прывешает гидростатическое перспективы НГ отлож положительными.

Только в этом условиях происходит выделение газа из воды и оброзование Газовой залежи.

Втом случае если ДНасш, превышает гидростотическое а в воде тяжелые углеводороды район считаеться перспективный Нефтяной части.

ГЕОТНРМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ

Устоновлено что глубина активизации процесс оброзовани углеводородов Неф, вида из расеяного органического и их первичная миграция значительной мереопределились полеогеотермическими условиями осадка накопления.

Там где тепловой поток был более существовали менее благоприятные условия для генерации и первичной миграции.

На ряду с динамическими условиями недр , температурный режим оказывает существенное влияние на процессы преоброзования углеводородов залежи.

В пределах восточногоПредкавказа наблюдаеться температурная градация условий распрастронение залежи

Нефтян-120*-150*

ГазоКондинсантный-112*-130*

Газовые-35*-42*

Поверхностные нефтегазопрояления как критерий прогноза нефтегазоносности недр. Классификация естественных нефтегазопроявлений

Пи прогнозировании распрастранения регионально нефтегазоностоной територии и зон НГНакоплений один из критерий являются естественные НГпроявления на земной поверхности и неглубоких горных выроботка

Проявление Н и Г на поверхность земли в большенстве случаях связана их скопление на глубоне этот факт служит практически руководством поисках залежи Н и Г на раней стадии становления НГ добывающей отросли.

Бурение скважин не далеко от поверхности проявления проявления зачастую приводила к открыт. новых месторожден. Вместе с тем в мировом практике известны случаи когда богатейшие по запасу НГ районы характеризуют полных отсутвий поверхностных НГ оброзования.

Критерии прогноза сохранности углеводородных скоплений. Процессы, приводящие к рассеиванию углеводородов

Критерии прогноза сохраности Углвед.скоплений.

При прогнозе НГнедр необходимо выявлятфакторы не только определяюшие возможность оброзования залежи но и контролируюшие их сохраность высокая подвижность Н и Г их способность к миграций могут при определеных условиях привести к рассеяному углеводороду. А.А.Бакиров природных процессы приводятшие к рассеяному углеводороду подрозделяют на 5 групп Тектонические, Физические, Механические, Химические и Биохимические.

1-Наиболее благоприятные для сохраности углеводородные скопления являеться следуюшие условия наличие в разрезе слабо проницаемых пород выроженые по тошине и по площаде.

2-Нахождение скоплений в зоне затрудненого водор.

3-Отсутствие пластовых водах сульфатах и свободного кислорода.

4- Хлоркальцевые и гидрокарбонатно натриевые плостовые воды имеющие высокую минерализацию.

Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ

Геолого разведочные процесы- совокупность взаимосвязанных применяемых определенной последовательности работ по изучении недр, которые обеспечивают подготовку запасов нефти, газа и газового конденсанта для промышленого основания.

Деление ГРП на этапы и стадии имеет целью установлении наиболее последовательности рациональной выполнении различных видов работ и общих принципов оценки их результатов на единой методической основе для повышения эфективности использования недр. Поисковые геолого-разведочные работы на нефть и газ проходят в 3 этапа:

1. Региональный этап:

- Стадия прогнозирования нефтегазоносности

- Стадия оценки зон нефтегазонакопления

2. Поисковый этап:

- Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

-Стадия поиска месторождений (залежей)

3. Разведочный этап:

- Стадия оценки месторождений (залежей)

- Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке

Геологическая съемка как метод геологоразведочных работ на нефть и газ

Геологическая сьемка- являеться одним из основных методом изучения геологического строения практически любой площади и выявления его перспектив в отношении минеральных сырьевых ресурсов.

Карту состовляютна топографической основе и дополняют нормальным и средне нормальным разрезом.

Различают следующиевиды геологической сьемки по детальности.

1-Мелкомасштабные 1:1000000 - 1:500000 охватывает крупные територии и является первым видом иследуемымирегионами.

2-Седнемасштабную 1:200000 - 1:100000 она дает более детальное представлении геологической строении и истории развития отдельных районов.

3-Детальную или Крупномосштабную 1:50000и меньше - она обеспечивает решение геолого поисковых задач связаных акантуривание струк определении границ перспективных площадей на каторых в перспективных площадей на каторых в последствии будут проведены детальные геолого геофизические работы по подготовки обьктов поискового бурения.

Структурно-геологическая съемка как метод геологоразведочных работ на нефть и газ

Картирование геологических тел развитых в близи земной поверхности при котором одновременно состовляются одновременно и геологическая и структурная карта. нефтегазовый геологический районирование недра

Эти карты должны быть увязанны между собо не посредственно в поисковых условиях.

Структурно геологическая сьемка предназначена для получения структурной карты по опорному горизонту которые характерезют условия залегания перспективных комплексов отложений.

При проведение структурно геологической сьемки выполняються следуюшие операциии

1-Выделение в разрезе изучаем площади опорных горизонтов.

2-Выбор геол, поверхности по которой будет построен структурная карта

3- Выявление и детальное описание точек выхода на земную поверхность опорных горизонтах.

4- Инструментальная привязка этих точек тоесть определение координат

5-Вычесление обсалютных отметок в поверхности и построение структурной карты

Структурно гео, сьемка предназначена- для выявления новых поднятий при их подготовке поиковому бурению материалы сьемки определяються геофизическими методами

Дистанционные методы исследований при геологоразведочных работах на нефть и газ

Эти методы опираются на геологическое дешифрирование аэрокосмофотоснимков участков местности выполненных в интервалах видимой и инфракрасной зон спектра.

Дешифрирование базируется На прямом выделении и опознании различных геол тел(пластов, плит), а также определенных условий их залегания, на использовании разнообразных связей между геологическими строением территории и формами его рельефа, речной сетью, составом растительности и более. Характер этих связей зависит от сочетания экзогенных и зндогенных факторов, среди которых ведущую роль играет неотектонические и соврем. Движения. Они предопределятся ранее сложившимися структ планами, которые и подлежат изучению. ДМ используют как на региональном так и на поискоаом этапах ГРР на нефть и газ.

Использование АФС при стуктурном картировании имеет ряд преимуществ и позволяет:

1. Выявить степень обнаженности местности и выбрать наиболее эффективные маршруты.

2. При сложной обнаженности составить геол и струк карты при минимальных объемах полевых наблюдений.

3. Выявить ряд особенностей геол строения земной поверхности или проследить распростронение литологических комплексов и тектонических объектов, которые при полевых наземных наблюдений не прослеживаюися

4. Наблюдать сразу весь объект или несколько объектов исследований в зависимости их выражении и естественных сооотношених

5. Дать высокоточную привязку всех объектов прилегаюхих территории

6. Обнаружить естественные нефтяные и газопроявлени на земной поверхности

Изучение космофотосников(КФС) позволяет выделить региональные и глобальные геоструктурные элементы.Оценить динамику тект элементов, Анализировать глубинное строение , изучать стуртурные закономерности распр ПИ, составить геол и тектони карты крупных территорий.

Признаки дешифрирования КФС в основном тоже что и АФС

1 Долины рек огибают локальные поднятия

2. Геоморфологические( положительные тект движения в совр эпоху)

3.Геобиологические(отстуствие растительности над соляными куполами и грязевми вулканами)

Существенне различие заключается в том что на кфс происходит естетсвенная генерация объектов и достигается возможность охвата объекта или явления в целом. Кроме того дешифрирование КФС принесли принудительно новую инфу глубинны разломов и зон дробления(лианиментов) Выделение лианиментов используют при прогнозировании ловушек стукт класса, которые часто локализуютя вдолб разломов трещинных коллекторов особенно в карбонатных породах.

Магнитометрия как метод геологоразведочных работ на нефть и газ

Магниторазведка- это геофизический метод исследования геою строения земной коры, который основан на изучении геомагнитного поля.

Теоретической предпоссылкой применения этого метода является диференцация горных пород по магнитным свойствам, что обусловлено их сотсавом и характером залегания.

Магниторазведка- применяется на региональном и поисковом этапах и включает в себя наземные гидро и аэромагнитные съемки, а также измерения в горных выроботках на региональном этапе задачей магниторазведки является изученик фундамента платформ.

, а также магматических комплексов. на поисковом этапе магниторазведка исполбзуется для обнаружения и изучения строения локальных структур это является врозможным благодаря отображению структур и их элементов в геомагнитнома поле в виде смены его характера, интенсивности или наличие соответствующих аномалий. В настоящее время проводяться исследования по возможности применения магниторазведки при прямых поиск мест н и гв ловушках различных типов. Это возможность основана на различных свойствах пластовых флюидов н и г и вмещивающих их пород. Поскольку осадочные породы характ-ся низкой намагниченностью, то при поисковых работах применяется детальное магнитная съемка с использованием высокочувстительных квантовых и протонных магнитометров.

Гравиметрия как метод геологоразведочных работ на нефть и газ

Гравиразведка- этот метод основан на изучении аномалий силы тяжести, которые вызваны различием плотности горных пород и особенностями залегания сложенных их геологических тел. Это наиболее универсальный метод изучении геолю строения территорий и акваторий поскольку практически все процессы геол.развития сопровождается изменение формы геол.тел и плотности пород.

Однако наблюденные аноамлии сумируют влияния многочисленных геологических факторов, интерпретация данных гравиразведки , требует применеия ряда спец процедур и использования априорных геол сведений.

В нефтегазовой геологии гравиразведка широко прим для тектонического районирования, изучения рельеыа пов ти и внутр строения фундамента разрывных нарушений в фундаменте и в осад. Чехле.

Электрометрия как метод геологоразведочных работ на нефть и газ

Она основана на изучении естественных и искуственно созданных в недрах электрических полей постоянного и переменного тока. Основой для применеия электрораазведки я в-ся диференцация геол разреза по электрическим свойставм ( сопротивление, диаэлектрическая проницаеость)

Общими условиями для успещного применнеия методов электроразведки яв-ся три момента: заметная диференцауия горных пород и пи по электрическим свойствам.

Во вторых благоприятная морфология и достаточно крупные размеры объекты по сранению с глубиной залегания.

В третьих низкая экранирующая спосбность пород перекрывают случайный объект.

Соврем методы электроразведки объед в лед группы:

1постоянного тока(метод сопротивления и метод заряда)

2. естественного элекртромагнитного поля ( магнитотелуррический метод и метод переменого естественного электромагнитного поля

3. низкочастотного поля( метод электромагнитного зондирования, метод гармонического поля, метод вторичных поля вихревых токов

4. Метод высокочастого поля - радиволновой метод

5. Геолетрохимические метод естественного электрического поля, а метод вызванный поляризацией

Опорное бурение как метод геологоразведочных работ на нефть и газ

Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Бурение опорных скважин является составной частью комплекса региональных геологогеофизических исследований на нефть и газ.

В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины могут закладываться в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и вещественного состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной), или в относительно изученных районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для решения принципиальных вопросов геологического строения и перспектив нефтегазоносное™ района.

При бурении опорных скважин проводят:

- сплошной отбор керна;

- отбор шлама через 1 - 5 м проходки;

- геолого-технологические, геохимические и промыслово-геофизические исследования;

- опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле пластоис- пытателем на трубах с отбором проб нефти, газа и воды;

- испытание в колонне нефтегазоносных горизонтов, выделенных по данным геологогеофизических исследований, с отбором проб нефти, газа и воды.

Результаты комплексной обработки материалов опорного бурения, проводимой научно- исследовательскими коллективами, оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или его территориальные органы.

В результате бурения опорных скважин проводится:

- построение литолого-стратиграфического разреза осадочного чехла;

- определение геолого-геофизических характеристик вскрытого разреза для интерпретации геофизических данных;

- установление наличия в разрезе нефтегазоперсНективных толщ.

Параметрическое бурение как метод геологоразведочных работ на нефть и газ

Параметрические скважины бурят для изучения геологического строения, геолого-геофизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносное™ возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ.

Бурение параметрических скважин является ведущим видом региональных геолого-геофизических исследований на нефть и газ в относительно изученных районах.

Скважины этой категории следует закладывать в пределах локальных структур или на сейсморазведочных профилях.

При бурении параметрических скважин проводят:

- отбор керна в размерах, обеспечивающих установление и уточнение границ стратиграфических подразделений и составление характеристики комплексов отложений, слагающих разрез до горизонтов включительно, но не менее 20% от глубины скважины;

- геолого-технологические, геохимические и промыслово-геофизические исследования;

- ВСП и сейсмокаротаж.

Помимо указанных исследований, в интервале возможного вскрытия нефтегазоперспективных горизонтов проводят:

- сплошной отбор керна,

- отбор шлама через 1 +5 м проходки;

- отбор образцов пород боковыми грунтоносами (при необходимости);

- опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пла- стоиспытателем на трубах с отбором проб нефти, газа, воды;

- испытание в колонне нефтегазоносных горизонтов, выделенных по данным всех видов геологогеофизических исследований, с отбором проб нефти, газа, воды.

Результаты комплексной обработки материалов параметрического бурения оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или его территориальные подразделения для апробации и утверждения.

В результате бурения параметрических скважин с учетом других видов региональных исследований проводят:

- уточнение стратиграфического разреза и глубинного строения района;

- изучение геолого-геофизических характеристик пород вскрытого разреза для интерпретации геофизических данных;

- установление наличия нефтегазоносных свит и горизонтов, в комплексе с геофизическими работами - выявление зон и структур, благоприятных для скопления нефти и газа;

- , - оценку перспектив нефтегазоносности района, уточнение прогнозных ресурсов.

Поисково-оценочное бурение как метод геологоразведочных работ на нефть и газ

Поисково-оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных поисковыми работами, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости.

В поисковых скважинах производятся исследования с целью получения информации о геологическом строении и оценки нефтегазоносности вскрытого разреза отложений.

Комплекс исследований и работ в поисково-оценочных скважинах включает:

- отбор керна (сплошной - в интервалах предполагаемого залегания нефтегазоносных горизонтов, а также на границах стратиграфических подразделений);

- отбор шлама через 2-5 м в интервале залегания нефтегазоперспективных горизонтов;

...