Залежи нефти и/или газа

1. Залежи нефти и/или газа

Лекция 3

2.

SR- HC
генерация
Generation
HC
HCмиграция
Migration
УВ-флюидов
аккумуляция
HC
Trapping
УВ-флюидов
в ловушке
консервация
Preservation
залежей
• Retention
• Alteration
• Dysmigration…
Dysmigration…

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). Положение ВНК, ГВК, ГНК обычно
горизонтальное.
• 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

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

5. 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 — нефтяная залежь
б
в

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
максимально 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 ВНК (или) ГВК при
максимальном заполнении ловушки (иногда называют выклиниванием
или «нулевой изопахитой» залежи).
• Залежь нефти и/или газа может располагаться во всем объеме
резервуара внутри замкнутого контура или занимать часть его.

7. Условия существования залежи

Замкнутый контур - линия, ограничивающая в плане максимально
возможную площадь залежи.
Замкнутый контур
замкнутый контур или
«нулевая изопахита»
замкнутый контур
Точка максимального
насыщения залежи
(точка перелива)
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) .

8. Основное условие существования залежи

Замкнутый контур ловушки 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.

9. 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, газоконденсатнонефтяные, 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
ловушек предопределило обилие типов и классов залежей
нефти и/или газа.

10. 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

11.

Типы залежей
Тектонически
экранированные
Антиклинальная
Массивная
Литологически
экранированная
- Вероятные
«точки утечки»
- резервуар
- покрышка

12.

Стратиграфические и комбинированные залежи

13. 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.).

14.

КЛАССИФИКАЦИИ залежей О.К.Баженова, Б.А.Соколов (2002, 2004, 2012 гг)
Классификация построена по тому же принципу,
только в ней сделана попытка учесть большее
число признаков:
в основу выделения типов положен
генетический принцип,
подтипов — форма ловушек,
классов — характер ограничения ловушки
подклассов — форма природного резервуара.

15. 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 —
литологический, стратиграфический и др.
• Ловушки II типа сформированы при преобладающей
роли седиментационных, постседиментационных,
эрозионных и других нетектонических процессов.

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

17. 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.

18. Класс - сводовые ненарушенные, подкласс - пластовые залежи

Модель пластово-сводовой
залежи 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

19.

Сводовая массивная газовая залежь в апт-сеноманском комплексе
Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
(Западно-Сибирский НГБ)

20.

Сводовая массивная газовая залежь на Оренбургском газоконденсатном
месторождении (Волго-Уральский НГБ)

21. 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

22. Тектонически экранированные сводовые залежи

• Западная Туркмения (Южно-Каспийский НГБ)
Месторождения Кумдаг.
1 — сбросы; 2 — нефть.
Месторождения Небитдаг

23.

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
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
VIIb
2700
VIII
2800
2800
IX
2900
3000
3100
IX
Xa
Xb
Xc
XI
GOC 3210.5
WOC 3215
XIII
XIb
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,
XIIbnot full to spill.
XIII
J.L Montenat
2900
3000
Xb
Xa+b
Xc
3300
23
WOC 2963
WOC 2970
Xc
XIIa
XIIb
3200
IXa GWC 2919 WOC 2938
IXb GOC 2929 WOC 2945
3200
3300
m/sl

24.

Закрытый диапир

25. Сводовые с литологическим ограничением

Пластовая литологически экранированная залежь
Схематический разрез
Нопопортовское месторождение
(Западно-Сибирский НГБ)
Схема газонефтяной залежи в песчаниках новопортовской толщи
(К1b-h) Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения,
Западно-Сибирский НГБ
1 - внешний контур газаносности; 2 – внешний контур нефтеносности;
3 – внутренний контур газаносности; 4 – внешний контур нефтеносности;
5 – граница выклинивания коллектора; 6 – изогибсы, м.
(курсовая Морозова Н., 2011 г.)

26. 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

27. Тектонический тип, моноклинальный и блоковый подтипы

Тектонический тип, моноклинальный и блоковый 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.

28. Моноклинальный и антиклинальный подтипы Дизъюнктивно экранированные

SW
28
NE

29. Моноклинальный подтип

• Стратиграфически экранированная залежь
Месторождение Ист-Тексас
а - структурная карта по кровле песчаников (К2);
б – геологический разрез;
1 - изогипсы, м; 2 - граница залежи:
3 - нефть; 4 – известняки,
5 - водонасыщенные известняки; 6- глины:
7 — поверхность несогласия
Месторождение Прадхо-Бей
1 — нефть; 2 — газ; 3 — вода;
4 — поверхность несогласия

30.

• Литологически экранированный

31.

Соляной диапир
сводовые ненарушенные,
подкласс - пластовые залежи
литологически
экранированные
тектонически экранированные
сводовые залежи
экранированные
ядром диапира
стратиграфически экранированные
тектонически экранированные
моноклинальные залежи

32.

Ловушки и залежи связанные с диапирами

33. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ЗАЛЕЖИ и ЗАЛЕЖИ ОБРАТНОГО ДАВЛЕНИЯ

“Классические гидродинамические ловушки”
“Ловушки обратного давления”
ЦЕНТРОСТРЕМИТЕЛЬНЫЕ
ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ
Область сбора
P1 > P2
Высокое
Pдавление
Отсутствие седиментации
P2 < P1
Большая скорость седиментации
Нормальное
давление
газ нефть
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
33
Нормальное
давление
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

34.

“Ловушка обратного давления”
ЦЕНТРОБЕЖНАЯ
горизонтальный
Газовая
скважина
Нефтяная
скважина
Нормальное
давление
ор
оуп
д
юи
Фл
ВНК
ГНК
Сухая
скважина
ГВК
наклонный
Высокое давление
Нефть , газ
РАЗНИЦА В УГЛАХ НАКЛОНА а1 (ГВК) и а2 (ВНК) ОБУСЛОВЛЕНА
РАЗНИЦЕЙ В АРХИМЕДОВЫХ СИЛАХ
(ПЛАВУЧЕСТЬ ГАЗА В 4 РАЗА БОЛЬШЕ, чем НЕФТИ)
Покрышка
НАКЛОННЫЕ КОНТАКТЫ ОБУСЛОВЛЕНЫ ГИДРОДИНАМИКОЙ

35. Примеры залежей в гидродинамических ловушках

Гидродинамические ловушках 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

36. 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.

37. 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

38.

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

39. Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением.

Эрозионные выступы со стратиграфическим ограничением .
• Залежи в эрозионных выступах
Ловушка в эрозионном
карбонатном останце
на Шакшинском месторождении
Нефтяная залежь в эрозионном останце
серпентинитов Литтон-Спрингс в округе
Колдуэлл, Техас
2 - известняки, 2 - глины;
3 - нефть;
4 – поверхность несогласия

40.

Месторождение Белый Тигр
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
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)

41. Месторождение Хасси-Мессауд —сформировано на вершине эрозионного выступа под поверхностью регионального несогласия. Извлекаемые

Месторождение
Хасси-Мессауд
—
сформировано
на
вершине
эрозионного
выступа
под
поверхностью
регионального
несогласия.
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
подверглись предмезозойскому размыву.
Мощность залежи 280 м.

42. 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.

43. Литологического ограничения (седиментационные)

• Линзовидные залежи
Клиноформы ачимовской толщи К1
Приобское нефтяное месторождение (Западная Сибирь)
1— алевропесчаные продуктивные и возможно
продуктивные пласты, 2 —глинистые пачки

44. 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
(C1v), пласт Б2

45. Точка утечки, точка перелива

Утечка
точки утечки
Эк
ра
н
“Заполнено до утечки”
Нефть
Перелив
ГНК
ВНК
Высота
Столба
флюида
Экран
Коллектор
Мат. порода
точка перелива
Точка макс.
насыщ.
“Заполнено
до
перелива”

46. 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 ?
Где
Δp = давление выталкивания
ρВ = плотность воды
ρУВ = плотность УВ
h = высота над контактом
g– ускорение свободного падения
Чем больше разница между плотностью воды и УВ и высота непрерывной
нефтяной фазы, тем выше давление выталкивания.

47.

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

48.

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

49.

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.

50. 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