3. Тектонические аспекты нефтегазоносности. Региональные, зональные, локальные структурно-тектонические факторы-параметры, действующие на закономерности рассредотачивания залежей ув.
Основным аспектом является устойчивое прогибание местности и амплитуда прогибания.
Тектонич. причины – процессы, которые идут на уровне планетки, отдельных осадочных бассейнов и зон. На НГносность оказывают влияние: 1. морфологические формы, 2. нрав движения (гозинтал. и вертикал);
Наиб. подходящие морфологич. формы – своды, мегавалы. Менее – прогибы.
Морфология тектонических структур:
Надпорядковые- ≥ 100 000 км2 (платформы, геосинкл системы, плиты, мегаант-рии и синклинории, НГносные бассейны, провинции)
I порядка 6 000 – 100 000 км2 (своды, мегавпадины, мегапрогибы, мегавалы)
II порядка двести – 6 000 км2 (валы, зоны поднятий, впадины, лощины, седловины)
III порядка 20 – двести км2 (локальные поднятия, струк.носы)
VI порядка ≤ 20 км2 (купола, ослож-щие локальные поднятия).
Любая стр-ра как +, так и – имеет залежи н, но макс. плот-сть ресурсов и припасов приурочена к + эл-там один и два порядка. Сейчас эл-ты два и три рассм-ся как зоны акк-ции, а впадины – зоны передвижения. Сейчас в ЗС все гиганты открыты на сводах и мегавалах (Красноленинский, Сургутский своды, Уренгойский, Ямбургский мегавалы). Во впадинах откр-ся круп.мест-я, но гигантов нет.
В структурах два порядка различают четыре типа истории развития: Непрерывный (более благоприятны), Инверсионный (неблагоприятен), Возрожденные, Погребенные.
Движения благоприятны и ↑ и ↓. Прогибание обуславливает резвое захоронение ОВ и сл-но больше скопление нефти. Чем резвее прогибание бассейна, тем больше отложений.
Подъемы приводят к выделению газа в свободную фазу и образованию залежей, к бразованию суперкавернозных коллекторов, к росту отдельных поднятий и ловушек.
Горизонтальные движения(спрединг, субдукция, дрейф материков) участвуют в формировании ловушек, зон НГнакопления.
Субдукция – надвигание литосферных плит, образуются большие ловушки, высочайшие температуры (сп-бствует интесив. генерации УВ), высочайшие амплитуды стр.ловушек, к-ые появляются в процессе дробления и сжатия, образование разломов которые являются экраном и образует пути передвижения. В местах субдукции набл-ся как интенсив.обр-ние УВ, так и разрушение сформ-шихся УВ.
Спрединг – раздвижение и прогибание, большая скорость седиментации, огромные мощности осадков, отменная температура. Форм-ся рифт.зоны. По разломам, ограничивающим рифты, происходит поступление из мантии тепла, подходящего для генерации УВ.
Надвиги – когда горы надвигаются на платформы и образуются поднадвиговые залежи, у нас в ЗС это встречается в палеозойских отложениях.
Погружение на очень огромную глубину (более 6 км) – отрицательный фактор (залежь разрушается, нефть преобразуется в кокс итд), длительное нахождение на глубине наименее 300м. тянет к разрушению ОВ микробами.
Дрейф материков - движение плиты по остаточной намагниченности, (бассейны Аравийского п-ва). Дрейф был как в северном направлении, так и в южном (в юре на юг, в триассе – на север).
Нефть. Состав – углеводородный (главные гомологические ряды), фракционный и компонентный. Главные характеристики нефти, товарная систематизация нефти.
Способы исследования разделов нефть-вода, газ-нефть, газ-вода. Формы контактов и геолого-физические причины, определяющие их строение. Карты поверхности контактов, способы определения положения контуров нефтегазоносности.
ВНК -граница раздела меж нефтью и водой (такое малое (критичное) сопротивление при котором получают безводный промышленый приток нефти). Способы определения ВНК: - по керну , - по комплексу ГИС (электрометрический способ, кот. действует в необсаженой скв., в обсаженой скв. используют радиоактивные способы (НГК)), - расчетный (по разнице плотности весов н., г., и пласт. воды, расчитывается четкое положение ГВК, ГНК, ВНК, - на базе гидродинамических исследовательских работ скв.(когда снимают КВД).
Опред. контакта НВ: а) гидродинамический м/д (основан на сопоставлении гидропроводности пл. в одной скв., определеной до и после момента ее обводнения, по данным м/да восстановления давления, б) оптические м/ды (основаны на св-ве пласт. нефтей существенно изменять коэф-т светопоглащения Ксп в зав-ти от расстояния до контакта НВ), геолого-промысловые м/ды (основаны на данных об обводнености продукции скв., проницаемости пластов, вязкости н. и эфективной мощности пл.
в) м/д радиоактивных изотопов (жидкостей) (сонован на разных величинах фазовой прониц-ти пл. кол-ра в нефтяной и водяной его частях, в пл. закач. жид-ть опред. сост. с высочайшей фазовой прониц-тью),
Промыслово-геофизические способы оценки НВ,ГВ можно поделить на две группы: а) способы радиометрии – нейтроный палитра способ(НГМ), нейтроный способ по термическим нейтронам (ННМт); б) разные модификации способа сопротивлений – индукционый способ (позволяет изучить сухие скв. либо заполненные слабо проводящим промывочным веществом на нефтяной базе) применяется с разными м/дами электрометриии, что позволяет повысить эффективность геофизич. исслед-й.
Опред. контакта ГН,ГВ осуществляется по последующим данным:
а) в неперфорированном интервале пласта по кривым нейтронных способов ННК, НГК, ИННК,
б) в перфорированном интервале пласта по кривым нейтронных способов, по термометрии, по измерениям гамма-плотномером;
в) по промысловым данным.
Возможность внедрения нейтронного каротажа для разделения нефтеносной и газоносной частей пласта обоснована их различием в объемном содержании водорода. Газоносный пласт отличается от нефтеносного (также и водоносного) наименьшим содержанием водорода и наименьшей плотностью. Положение ГН,ГВ устанавливают в точке начала роста показаний над уровнем показаний в нефт. части пл.
Зависимо от литолого-физических особенностей выделяют последующие виды контактов :
1. Горизонтальные и наклонные, формируются там, где фиксируется продвижение пласт-х вод и за счет их разгрузки в какую-либо сторону.
В ЗС областью разгрузки является Карское море, потому для м-й располож-х в Красноленинском, Приуральском районе, наклон контактов будет на СВ, а в районе Александровского и Вартовского сводов наклон контактов на СЗ.
3. Горизонтально-наклонные контакты обоснованы конфигурацией кол-х св-в, литолого-фациальными особенностями пл. по площади залежи.
4.Нэф=сумме прослоек к-ров с н, г и водой.Карта общих толщин указывает выдержанность пласта по площади м-я.Карта эф толщин указывает распространение к-ров.
Если Кпесч 0,5-0,7, то этот участок имеет среднюю продуктивность.Если Кпесч 2мм-бесконечности.Каверны образуются при разложении орг в-в засчёт выщелачивания, перекристьаллизации, доломитизации тект и эрозионных процессов.
Сложные контакты обоснованы неравномерными отборами н. и неравномерной закачкой воды в границах залежи, наблюдается лишь на залежах кот. находятся долгое время в раз-ке.
Выделение интервалов притока и приемистости пласта и определение работающих мощностей пласта.
Инт-лы притока и приемистости флюидов в стволе скв. устанавливают по ГИС: расходометрия, термометрия, радиометрия. Получают профили притока и приемистости флюидов, причём рез-ты иссл-ний расходометрией явл-ся базой для постр-ия дифференциальных профилей. Профилем притока либо приемистости наз-ют график зав-сти кол-ва Q жид-ти (газа), поступающей из единицы мощности (либо в неё) эксплуат-ого разреза, от глубины z её залегания.
Профиль расхода ж-ти при дв-ии её ввысь по стволу скв. наз-ся профилем притока, при движении её вниз – профилем приемистости. Расход отдельных участков скв q н =ΔQ Н /ΔН.Обширное изм-е веществ состава коллекторских параметров по площади и по разрезу м-я именуют неоднородностью.Мкнеоднородность характкризует изменение кол-х параметров.Их опр-т в лаб и строят карты.
Он снимается более кропотливо и отражает усл-ия, когда пл-ые давления близки к первонач-ым, продукция – безводная нефть, а воздействие закачки на отдачу и энерго пар-ры некординально. Все следующие профили должны сопоставляться с опорным, что создаёт усл-ия для выявления изм-ний в эксплуа-ных хар-ках пластов и технологическом режиме скв. Конфигурации во времени конфигурации профилей притока либо поглощения указ-ют обычно на то, что вышло изменение соот-ний Р ПЛ и, как следует, в соот-нии потоков из разных пластов, а так же на перераспределение потоков вследствие обв-ния либо проведения геолого-технических мероприятий.
В способе механической расходометрии показания устройства (частота вращения винта) зависят функционально от объема прошедшей воды.
Работающая мощность пласта опр-ся суммированием выделенных инт-ов притока (приемистости). Зная ее, можно опр-ть коэф-нт охвата залежи системой разработки.
Геологическая неоднородность продуктивных пластов, способы её исследования. Количественная оценка макронеоднородности. Учет в нефтепромысловой практике.
Продукт отложения на м-ях ЗС хар-ся высочайшей неоднородностью.
Профиль явл-ся главным источником инф-ии о распр-нии контролируемой в-ны потока в стволе скв вдоль вскрытого перфорацией прод-ого разреза. Исследование профилей притока и приемистости начинается на нач-ом шаге экспл-ции скв. и длится, временами повторяется.На нач-ом шаге разработки после запуска скв. д.б. снят опорный профиль.
Макронеоднородность хар-т конфигурации общих, действенных и н-г-нас-х толщин и разделяющих их непроницаемых пропластков.
-её изучают по картам общих, действенных и н-г-нас-х толщин, а так же по детализированным геол разрезам..
Общая толщина хар-т мощность пласта от кровли до подошвы.
Выпуклые контакты, обоснованы ухудшением кол-х св-в к сводовой части залежи.5. Вогнутые контакты либо корытообразные обоснованы ухудшением кол-х св-в пл. к крыльевым и переклинальным частям залежи.
Её исп-т д/обоснования места бурения нагнетат СКВ.
Карта н-нас толщин хар-т площадь распр-я к-ров с н. Исп-т при подсчёте припасов, составлении проектов разработки и для обоснования места бурения добывающих СКВ.
Д/количеств оценки неодн-ти исп-т след коэф-ты:
Это осн. Показатель, характеризующий неоднородность, по этим данным строят карту песчанистости.
Если Кпесч 0,7-1, то этот участок хар-ся высочайшей продуктив-ю.
6. Волнообразные, обоснованы равномерным конфигурацией кол-х св-в по площади залежи.7.
При подсчёте припасов и составлении проектов разработки учитывают коэф-т кавернозности:
Н, г, вода так же сод-ся в трещинках, проницаемость кот, в 100-1000 раз больше, чем пор, потому при их наличии в продукт отложениях дебиты СКВ могут составлять 100-1000 т н /сут.
В наст вр подтверждено, что м-я н и г связаны с глубинными разломами ЗК, кот содействуют образованию трещиноватости.
Комментариев нет:
Отправить комментарий