Нефтегазоносные комплексы. Природные резервуары Породы коллекторы, породы покрышки

1. Нефтегазоносные комплексы. Природные резервуары Породы коллекторы, породы покрышки

2. Нефтегазоносные комплексы (НГК)

- представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхней
части фундамента НГП, имеющие относительно единые условия
формирования и преобразования пород, МР нефти и газа,
гидродинамические условия.
НГК характеризуются следующими показателями:
1) литологическим составом и возрастом пород;
2) толщиной и площадью распространения (объёмом);
3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных
пород;
4) гидрогеологическими условиями;
5) генетическими и морфологическими типами ловушек;
6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.

3. Классификация НГК

По генетическому признаку
Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные НГК состоят из
нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их
региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой
нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами
фундамента.
Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных
НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой
продуктивностью или ещё не достигли ГЗН. УВ поступают в них из сингенетичных
комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб
нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от
производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и
экранирующих свойств его покрышки.
В смешанных, или эписингенетичных НГК залежи содержат как сингенетичные
УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.

4. Классификация НГК

По масштабам распространения
региональные,
субрегиональные,
зональные,
локальные.
Региональные НГК впервые выделил А.А. Бакиров в 1959 году,
как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления
нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП
или большим их частям.
К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие
скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области
какой-либо провинции.
Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления,
выделяется как зональный НГК.
Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких
месторождений, не связанных общими признаками.

5. Нефтегазоносные комплексы (НГК)

- является понятием нефтяной геологии, имеет прикладное
значение
Формация (геоформация или геогенерация) отражает этап
развития (тектонический режим и климат) определенной
тектонической зоны
По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают
одну-две или три смежные формации или являются их частью.

6. Природные резервуары

- Природное тело определенной формы, во всем объеме которого
происходят циркуляция флюидов и их дифференциация с выделением
скоплений нефти и (или) газа в определенных местах – ловушках
(И.О. Брод)
- Часть пласта, которая занята залежью (А.И. Леворсен)
Природные резервуары
Пластовые
Массивные
Литологически
ограниченные со
всех сторон

7. Пластовые резервуары

- тела в слоистой толще, протяженность которых по латерали намного
больше их мощности.
-Протяженность таких тел может достигать десятки километров, а
мощность (толщина) – первых или десятков метров.
В кровле и подошве они ограничены плохопроницаемыми породами
Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта
Быстро восстанавливаются пластовые давления

8. Массивные резервуары

- тела размер которых по разным направлениям примерно сопоставим
Примеры: рифовые массивы, своды крупных складок, горстовые блоки,
выступы другого происхождения;
В кровле они ограничены плохопроницаемыми породами
Циркуляция флюидов происходит по горизонтали, вертикали и других
направлениях
Существенную роль имеет вертикальная дифференциация флюидов
по плотности

9. Пластово-массивные резервуары

- При наличии общего нефтегазоводяного контакта в нескольких
пластовых резервуарах, т.е. их гидродинамической связи

10. Литологически ограниченные со всех сторон

Примеры: песчаная линза в глинистой толще, участок повышенной
трещиноватости или кавернозности в массиве осадочных или
изверженных пород

11. Гидродинамическая система природных резервуаров (ПР):

Открытая
ПР
непосредственно
сообщаются с
дневной
поверхностью или
проницаемыми
породами
Полузакрытая
ПР не имеют
прямой связи с
дневной
поверхностью или
вышезалегающим
и проницаемыми
породами
Закрытая
ПР
ограниченные со
всех сторон
слабопроницаемы
ми породами

12. Породы-коллекторы

- Породы заключающие в себе флюиды и способные отдавать их при
разработке залежей УВ
Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов (ФЕС)
Пористость
Проницаемость

13. Пустоты в породах-коллекторах

Поры, каверны, макро- и микротрещины
Классификация по размерам:
-Субкапиллярные менее 0,002-0,001 мм
-Капиллярные от 0,002-0,001 до 0,1 мм
-Сверхкапиллярные более 0,1 мм
Классификация по генезису:
-Поры первичные
-Поры вторичные

14. Пустоты в породах-коллекторах

Пористость
Объем всех пустот (Vпор.)
-Общая или абсолютная
Объем породы (V)
-Открытая (или насыщения)
Объем сообщающихся пор (Vпор. откр.)
-Эффективная (или динамическая)
Объем породы (V)
Объем пор с возможной фильтрацией
флюида в них (Vпор. откр. фильтр.)
Объем породы (V)
Объем изолированных пор (Vпор. изолир.)
-Закрытая
Объем породы (V)

15. Проницаемость горных пород

- способность фильтровать жидкости и газы при
перепаде давления
-Абсолютная
Проницаемость какого-либо
флюида (жидкость, газ) в
условиях полного насыщения пор
породы этим флюидом
-Фазовая
Проницаемость какого-либо
флюида (жидкость, газ) в
присутствии в породе другого
флюида
-Относительная
(относительная фазовая)
Отношение фазовой
проницаемости к абсолютной

16. Проницаемость горных пород

17. Проницаемость горных пород

Закон Дарси
V = Q/F = K * (P1 – P2) / L * η
V - скорость линейной фильтрации
Q – объем флюида, прошедшего через породу
F - площадь поверхности породы, через которую проходит фильтрация
P1 и P2 - давление на входе и выходе из образца
L – длина образца породы
η - динамическая вязкость фильтрующейся фазы
Кпр = Q * η * L / F * (P2 – P1)
1 Д = 1,02 мкм2

18. Гидропроводность (Т)

Т = Kпр * Нэф / η
Кпр - среднее значение коэффициента проницаемости породыколлектора в пределах исследуемой части природного резервуара
Нэф – средняя эффективная толщина
η - вязкость флюида

19. Классификация терригенных коллекторов (по А.А. Ханину)

20. Классификация карбонатных коллекторов (К.И. Багринцева)

21. Трещинные коллекторы

Классификация трещин по генезису:

22. Трещинные коллекторы

Элементы трещин:
Ориентировка (в пространстве, по отношению к пластам и др.)
Протяженность
Раскрытость
Густота и плотность
Густота – количество трещин одной системы на единицу длины по
перпендикуляру к этой системе трещин
Трещинная пустотность – отношение объема трещин к объему породы
b - раскрытость трещин
mт = b * L / S
L - общая их протяженность в образце
S - площадь изучения

23. Породы-флюидоупоры (покрышки)

Флюидоупоры различаются по:
Характеру распространения (протяженности)
Мощности
Литологически особенностям
Степени нарушенности сплошности
Минеральному составу
Наиболее надежные флюидоупоры:
глинистые толщи и эвапориты (соль, гипс, ангидрит)

24. Породы-флюидоупоры (покрышки)

Классификация флюидоупоров по масштабам их распространения и
положения в разрезе (по А.А. Бакирову)
Региональные
Субрегиональные
Зональные
Локальные

25. Породы-флюидоупоры (покрышки)

Классификация флюидоупоров по экранирующей способности (А.А.
Ханину)

26. Фациальный анализ для прогноза морфологии природных резервуаров

27.

Эволюция формирования продуктивного пласта БВ-8
Повховского месторождения
Условные
обозначения
1 – пелиты и
алевриты,
2 – алтерниты,
3 – псаммиты,
4 – граница
Повховского МР
5 – линия
литологического
профиля,
6 – скважина.

28.

Литологический профиль пласта БВ-8 Повховского
месторождения

29.

Особенности строения разрезов нижнемеловых отложений,
сформировавшихся в разных обстановках осадконакопления
Повховское
БВ-8
Ватьеганское
БВ-1
Южно-Ягунское
БС-11

30.

Цикличность осадконакопления

31.

Эволюция формирования
группы пластов Ю-1 на
Лугинецком месторождении

32.

ПРОГНОЗ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЛОПАСТЕЙ ДЕЛЬТ
Регрессивный этап IV
цикла (пласт Ю 1-2)
Регрессивный этап III цикла (пласт Ю 1-М)
Регрессивный этап V
цикла (пласт Ю 1-2)
Установленная
лопасть дельты
1
4
Прогнозируемая
лопасть дельты
3
1
Палеогеографические
карты на регрессивные
этапы формирования
III, IV и V циклов
осадконакопления
3
2
2
Карты толщин
песчаников III, IV,
V циклов
осадконакопления
III
4
IV
V
1
4
1
3
3
2
2
4
Анализ выполненных
палеогеографических
построений позволяет
утверждать, что выдвижение
лопастей дельты на
регрессивных этапах II, III,
IV, V циклов
осадконакопления носило
унаследованный характер.
Это позволяет выполнить
прогноз возможных
локализаций лопастей дельт
на изученной территории