Реферат: Экзаменационные билеты по геологии, 2 курс, УГТУ (РЭНГМ, ПЭМГ, БС)

1. Типы нефтегазоносных провинций, областейи зон нефтегазонакопления.

Провинция – это единая геологическая провинция, объединяющаясмежные нефтегазовые области со сходными чертами в геологии, в том числестратиграфическим положением основных отложений в разрезе (нефтегазоносныекомплексы).

По стратиграфическому возраступродуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинциипалеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления.

Нефтегазовая область – территория, приуроченная к одному из крупныхгеоструктурных элементов, характеризующаяся общностьюгеологической истории развития, включающая в себя ряд зон нефтегазонакопления.

Зона нефтегазонакопления – ассоциация смежных, сходных погеологическому строению месторождений с общими условиями формирования.

В зависимости от генетическоготипа составляющих ловушек зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические,стратиграфические и рифогенные.

Нефтегазоносные провинции,области и зоны нефтегазонакопления относятся к региональным, а местоскопления – к локальным скоплениям нефти и газа.

2. Понятие «порода-коллектор».

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ иводу и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютноебольшинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефтии газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролитыи некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел,доломиты) породы.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на тритипа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные(любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Хорошими коллекторами являются пески, песчаники,кавернозные и трещиноватые известняки и доломиты.

3. Типы пустотного пространства.

Различают следующие виды пустот:

поры между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород, обусловленные текстурными особенностями этих пород. поры растворения (каверны выщелачивания) образуются в результате циркуляции подземных вод преимущественно в горных породах. поры и трещины, возникающие под влиянием химических процессов (процесс доломитизации – превращение известняка в доломит, сопровождающийся уменьшением объема). пустоты и трещины, образовавшиеся в результате выветривания.

трещины тектоническогопроисхождения

4. Общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в земнойкоре.

99.9% месторождений приурочены к осадочным скоплениям залежи и местоскопления. Группируются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых образует нефтегазоносные области, объединенных в крупные нефтегазоносные провинции. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на местоскоплениях могут встречаться одновременно несколько типов залежей. В размещении скоплений нефти и газа наблюдается зональность (региональная и зональная) Вертикальная зональность. В верхней части разреза до глубины <st1:metricconverter ProductID=«1.5 км» w:st=«on»>1.5 км</st1:metricconverter> содержат преимущественно скопления газа (1.5 – <st1:metricconverter ProductID=«3.5 км» w:st=«on»>3.5 км</st1:metricconverter>), с глубиной запасы газа сокращаются, а запасы нефти увеличиваются. Дальше (больше 4 – <st1:metricconverter ProductID=«5 км» w:st=«on»>5 км</st1:metricconverter>) вновь происходит увеличение запасов газообразных у/в и уменьшается содержание запасов нефти (газоконденсатные залежи).

1.

2.

3.

Горизонтальная (региональная) зональность. Пример: Все нефтяные местоскопления Предкавказья сосредоточены в восточной части этого региона, а газовые и газоконденсатные – в Центральной и Западной частях Предкавказья. В Западной Сибири: нефть – центральная часть, газ – обрамляет регион, причем, в основном, с Севера. Основные факторы:

1.

2.

3.

5. Нефтегазогеологическое районирование территории.

Бакиров разработал классификациюдля региональных нефтегазоносных территорий. В основу этой классификацииположен тектонический принцип: платформы, складчатые области, переходныеобласти.

Основным элементом районированияявляется провинция.

Провинции, относящиеся кплатформам: Волго-Уральская, Тимано-Печорская. Прикаспийская, Ангаро-Ленская, Западно-Сибирская.

Провинции, относящиеся кскладчатым областям: Закавказская, Тянь-Шань-Памирская,Дальневосточная, Западно-Туркменская.

Провинции, относящиеся кпереходным областям: Предкарпатская, Предкавказкая, Предуральская, Предверхоянская.

Каждая провинция состоит изнескольких нефтегазоносных областей.

6. Понятие «порода-покрышка» и классификация флюидоупоров по площадираспространения.

Перекрывающие нефтяные и газовыезалежи, непроницаемые или плохопроницаемые породы, называются покрышками (флюидоупорами).

Породы-покрышки различаются по характеру распространения ипротяженности, по мощности, политологическим особенностям, по наличию или отсутствию нарушений сплошности,однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу.

По площади распространениявыделяют следующие типы флюидоупоров:

1.

региональные– толщи практически непроницаемых пород, распространенные в пределахнефтегазоносной провинции или большей ее части;

2.

субрегиональные– толщи практически непроницаемых пород, распространенные в пределах нефтегазоносной области или большей ее части;

3.

зональные –толщи, распространенные в пределах зоны или района нефтегазонакопления;

4.

локальные –распространены в пределах отдельных местоскоплений.

Хорошими флюидоупорами являются глины, соли, гипсы,ангидриты и некоторые виды карбонатных пород.

7. Миграция, дифференциация аккумуляция у/в.

Миграция – это перемещение в осадочной оболочке. Путями миграциислужат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхностиразрывных нарушений.

Нефть и газ при миграции всвободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе и в первой же ловушке,встреченной ими, будет происходить их аккумуляция,и в результате образуется залежь.

Если же нефти и газа достаточнодля заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции. То перваязаполняется только газом, вторая – может нефтью и газом, третья – лишь нефтью.В этом случае происходит так называемая дифференциациянефти и газа.

8. Химический состав ифизические свойства газов.

Природные газы – это смесь различных газов. Наиболеераспространены – CH4, N2, CO2.

Классификация природных газов по Соколову В.А.:

атмосферные газы (Наличие свободного О2 – отличительная особенность. Главные компоненты - N2 (78%), O2 (20-21%), Ar (1%), CO2 (0.03%), Ne, He, H). газы земной поверхности (На земной поверхности процессы газообразования интенсивно протекают в условиях заболоченных площадей и в илистых отложениях на дне водоемов – CH4, H2S, CO2). газы осадочной толщи (Среди газов осадочной толщи промышленные скопления образуют: сухие (хим. состав до 99% СН4). попутные нефтяные (газы, растворенные в нефтях, высших у/в до 50% (С2Н6, С3Н8, С4Н10...), жирные (богатые) газы). газы конденсатных месторождений (ρ=0.69-0.8 г/см3 – очень свободная нефть, практически полностью выкипает до 300 С и не содержит см-асф. веществ. В газах этих месторождений до 10% и более тяжелых у/в. газы каменно-уг. месторождений (обычно содержат много СН4 и обычно обогащены СО2 и N2, тяжелые у/в, как правило, в них отсутствуют). газы изверженных пород

Каждый из этих газов может находиться в свободном,сорбированном или растворенном состоянии.

Свободные газы содержатся в порах горных пород, встречаютсяв рассеянном виде и в виде скоплений.

Сорбированный газ удерживается наповерхности частиц породы (адсорбция), либо пронизывает всю массу этих частиц(абсорбция).

В группу растворенных газов входят газы жидких растворов.Они распространены в водных растворах и в нефтях.

Свойства газа:

·

плотность.

·

вязкость.

·

диффузия –взаимное проникновение одного вещества в другое через поры при их соприкосновении. Разность концентрации газа всмежных частицах горных пород, как правило, прямопропорциональна давлению икоэффициенту растворимости.

·

растворимостьгазов. Коэффициент растворимости газов в воде зависит от температуры и минерализации воды:

a.

b.

c.

9. Химический состав и физические свойства нефти.

Темно-коричневая, почти чернаявязкая жидкость, жирная на ощупь, состоящая из у/в соединений.

Хим. Состав. С-83-87%. Н-11-14%. S, N, O-всегда присутствуют внефти, их 1-3%.

Всего в нефти выделено около 500соединений:

·

S, N, O).

В золе нефти обнаружены никель,ванадий, натрий, серебро, кальций, алюминий, медь и др.

Физ. Свойства.

1.

Плотность –масса вещества в единице объема. (г/см3)

В России пользуются относительнойплотностью – отношение плотности нефтипри 20 С к плотности воды при 4 С. Чаще всего плотность нефти колеблется винтервале 0.8-0.92 г/см3. Плотность нефти зависит от плотности соединений ееобразующих и от величины их концентрации. (В легких нефтях преобладают легкокипящиефракции (бензин и керосин), в тяжелых нефтях преобладает мазут. Нефть спреобладанием метановых у/в легче нефтей, обогащенных ароматическими у/в. Чембольше в нефти содержание смолисто-асфальтеновых веществ, тем она тяжелее. Впластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности, т.к.нефть под землей содержит растворенные газы.)

2.

Вязкость –способность жидкости оказывать сопротивление при перемещении ее частиц друготносительно друга под влиянием действующих сил.

Вязкость определяет масштабымиграции при формировании залежей нефти. Вязкость играет большую роль в добычи.Вязкость в пластовых условиях <, чем вязкость нефти на поверхности.Динамическая вязкость – Пуаз, кинематическая вязкость – сантистокс.Наименьшая вязкость у метановых нефтей, наибольшая – у нафтеновых. Вязкостьзависит от температуры: чем больше температура, тем меньше вязкость.

Величина, обратная вязкости –текучесть (чем больше температура, тем больше текучесть).

3.

Поверхностноенатяжение – это сила, с которой нефть сопротивляется изменению гладкойповерхности.

4.

оптическойактивностью, т.е. способностью вращать плоскость поляризации световоголуча.

Нефть из более древних отложенийменее оптически активна, чем нефть из более молодых отложений.

5.

Люминесценция– способность светиться при солнечном свете.

Нефти люминесцируют по-разному, взависимости от химического состава: легкие нефти – синий, тяжелые – желтый,бурый, коричневый.

6.

Температуракипения нефтей: легкие легче, чем тяжелые.

7.

Температуразастывания нефтей: зависит от содержания парафинов.

10. Терригенные коллекторы.

Образуются в результатемеханического разрушения ранее существовавших горных пород. Самыераспространенные: пески, песчаники, гравелиты, когломераты, брекчии, алевролиты. Крупные обломки накапливаютсявблизи разрушающихся горных пород, а мелкие – дальше. Основная массатерригенных коллекторов характеризуется межзерновым(поровым) пространством – это межзерновые илигранулярные коллекторы. Однако среди терригенных коллекторов встречаются и коллекторысо смешанным характером пустотного пространства. Выделяются трещинно-поровые идаже кавернозно-поровые разности.

11. Соляные и сульфатные покрышки.

К соляным и сульфатным породамотносятся гипсы, ангидриты, каменная соль. Это породы светлых тонов кристаллическойструктуры, плотные, крепкие. Образовались в результате выпадения солей изнеглубоких водоемов, сообщающихся с морем. Самой лучшей и распространеннойсоляной покрышкой является каменная соль.

12. Виды проницаемости и методы ее определения.

Проницаемость – способность породы пропускать сквозь себя жидкостьили газ при наличии перепада давления.

За единицу проницаемости в 1 Дарси принимается такая проницаемость, при которой черезпоперечное сечение в 1 см2 при перепаде давления в 1 атм. за 1 сек. проходит 1см3 флюида с вязкостью 1 сантиПуаз. Очень частопороды, обладая большой пористостью. Практически лишены проницаемости, напримерглины (пористость – 40-50%, проницаемость – 0).

Виды проницаемости:

абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химических взаимодействий между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды жидкостью или газом. эффективная (фазовая) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой среды. относительная – отношение эффективной пористости к абсолютной.

При постоянной пористостипроницаемость может возрастать при увеличении крупности зерна, т.е. существеннозависит от размеров пустот и зерен. Также проницаемость зависит от плотностиукладки и взаимного расположения зерен; от степени отсортированности, отцементации и трещиноватости; от взаимосообщаемости пор, каверн и трещин.

При одном и том же содержаниицементирующего вещества в породе резкое падение проницаемости наблюдается упород с большой плотностью, плохой отсортированностью и окатанностью зерен илиобломков.

Также коллекторы характеризуютсяразной величиной проницаемости вдоль напластования и перпендикулярно к нему.

Пористость и проницаемость могутбыть практически определены:

a)

b)

c)

13. Первичная и вторичная пористости.

Пористость – это объем пустотного пространства в породе-коллекторе,зависит от текстурно-структурных особенностей породы.

Первичная пористость – это когда поры между частицами породыобразуются одновременно с породой. К ним относятся поры между зернами пород, обусловленныетекстурными особенностями этих пород.

Вторичная пористость возникает после формирования породы врезультате циркуляции подземных вод, под влиянием химических процессов, врезультате выветривания, в результате тектонических движений.

14. Неорганическая и органическая теории происхождения нефти и газа.

Основные позиции неорганической теории

Имеет небольшое количествосторонников. Основные положения были намечены Менделеевым.

Развитие астрономии и изучение спектра космических тел показали во многих из них наличие соединений углерода с водородом. Например: в газовой оболочке головы кометы обнаружено присутствие CH4, CO, CO2, CN. В планетах тоже обнаружено присутствие у/в. В атмосфере Юпитера, Сатурна, Урана, Нептуна найден СН4. В современных вулканических газах присутствуют горючие газы. Однако содержание СН4 – 0.004%. Возможный синтез у/в неорганическим путем. Доказано простейшими химическими экспериментами в XIXв, однако эти эксперименты не соответствовали условиям, которые могли наблюдаться на Земле в какую-либо из стадий ее развития. Наличие нефти или ее признаков в изверженных или метаморфических породах. (30 пром. залежей.) Существует гелиевый метод для определения условного возраста нефтей и природных газов. Расчеты показали, что в большинстве возраст нефти и газа соответствует возрасту вмещающих пород.

Органическая (биогенная) теория

Имеет большое количествосторонников. Основные положения были намечены Ломоносовым. ОпубликованыГубкиным в книге «Учение о нефти».

99.9% промышленных скоплений нефти и газа приурочено к осадочным толщам. Сосредоточение наибольших ресурсов у/в в отложения геологических периодов, отличавшихся активной жизнедеятельностью организмов биосферы. Отмечается структурные сходства ряда органических соединений, обнаруженных в осадках с у/в, составляющими основную массу нефти. Сходства изотопных составов Sи С, содержащихся в нефтях и органическом веществе вмещающих пород. В составе органического вещества можно выделить липоиды, белки, углеводы (после отмирания растительного и животного мира).

Липоиды –жиры, у/в, смолы, бальзамы, стерины, воски и др. Липоиды по своему хим. составуи молекулярному строению стоят ближе всего к соединениям, слагающим нефть.Среди липоидов – основное – жиры. Вывод: Отсутствие в нефтяных залежах каких-либоуглистых остатков привело авторов органической теории к заключению, что основным исходным продуктом для образованиянефти являются жиры животного происхождения.

Белки – C, H, N, S, O, P. При анаэробных условияхбелки легко разрушаются с образованием жирных и аминокислот. Многие ученыерассматривают белки в качестве исходного материала для образования нефти.

Углеводы. Обнаружение в нефти хлорофилла и его производных даетоснование полагать участие в образовании нефти растительного материала.

В настоящее время можно считатьдоказанным возможность образования у/в из любой указанной группы веществ.

15. Элементы залежи (на примере пластовой сводовой).

Газ, нефть и вода располагается вловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится вкровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространствозаполняется нефтью. А еще ниже – водой.

Газовая шапка, нефтяная частьзалежи, газо — и водонефтяной контакт.

16. Виды пористости.

В коллекторах, состоящих изобломочных пород, пористость зависит от размера, формы, сортированности областиматериала, системы укладки этого материала, а также состава, количества ихарактера распределения цементирующих веществ.

Различают пористость общую иоткрытую.

Общая (полная или абсолютная) – это объем всех пустот пород, включая поры, каверны, трещины, связанные и несвязанные между собой. Открытая – это объем только сообщающихся между собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.

Коэффициент пористости – это отношение объема пор горной породы кобъему этой породы, выраженное в процентах.

Коэффициент открытой пористости – это отношение объема сообщающихсяпор к объему горной породы. выраженное в процентах.

17. Глинистые и карбонатные флюидоупоры

Глинистые покрышки состоят изчастиц размером менее <st1:metricconverter ProductID=«0.01 мм» w:st=«on»>0.01 мм</st1:metricconverter>. В их составе кроме обломочного материала такжеприсутствуют глинистые минералы (каолинит, монтмориллонит, гидрослюды идр.). Это продукт химического разложениямагматических пород. Они выносятся водами. Коэффициент пористости глиндостигает 50%..Однако, глины выполняют роль покрышек, т.к. они практическинепроницаемы, потому что тончайшие поры в глинах не сообщаются между собой.Различают аргиллитовые, пеллитовые и др. глинистыепокрышки.

Карбонатные покрышки образовалисьв результате выпадения солей из водных растворов в неглубоких водоемах,сообщающихся с морем. К ним относятся известняки различного происхождения, доломиты без признаков свободногопространства в них. Они часто глинистые, плотные, нередко окремнелые.

18. Изменение коллекторских свойств с глубиной.

С увеличением глубины залеганияпород под влиянием геостатического давления увеличивается их плотность, аследовательно пористость уменьшается и ухудшаются емкостно-фильтрационныесвойства.

Это относится преимущественно кгранулярным коллекторам (пески, песчаники, алевролиты).

Улучшение коллекторских свойств сглубиной наблюдается у карбонатных и других сильноуплотненных хрупких пород,подверженных растрескиванию под влиянием тектонических и других процессов.

В терригенных горных породах –коллекторах вторичная пористость на больших глубинах при высоких температурахвозникает в результате выщелачивания и растворения карбонатного иликарбонатно-глинистого цемента под воздействием агрессивных горячих вод,насыщенных углекислотой.

19. Классификация пород-коллекторов.

Выделяют 3 больших группыколлекторов: равномернопроницаемые, неравномернопроницаемые, трещиноватые.

Выделяются 5 классов коллекторовпо величине открытой пористости:

Класс A.

>20%

Класс B.

Класс C.

Класс D.

Класс E.

<5%

Практическое значение имеютпервые 4 класса (промышленный интерес).

По характеру и природе поровогопространства коллекторы делятся на 2 большие группы:

I. группа

Коллекторы смежзерновыми (межгранулярными) порами – пески, песчаники, алевролиты

II. группа

Коллекторы смежагрегатным поровым пространством – карбонатные породы (известняки идоломиты), в которых развиты трещиноватость или кавернозность.

Породы-коллекторы классифицируютпо их распространенности, литологической выдержанности и мощности. По этимпризнакам выделяют:

1.

коллекторырегиональные. Они развиты в пределах значительной площади областейгенерации и аккумуляции у/в.

2.

коллекторызональные. Имеют меньшую площадь распространения, охватывают зонынефтегазонакопления или части нефтегазоносных областей.

3.

коллекторылокальные. Развиты в пределах локальных структур или в пределах группынескольких смежных местоскоплений.

20. Природныйрезервуар. Типы природных резервуаров.

Природный резервуар – естественное вместилище для нефти игаза, внутри которого возможна циркуляция флюидов. Форма (морфология)природного резервуара определяется соотношением в разрезе и по площадипород-коллекторов с вмещающими в них слабопроницаемыми породами.

Различают 3 типа природных резервуаров:

пластовый

Представляет собой толщу пород-коллекторов, значительнораспространенных по площади и при этом небольшой мощности (до несколькихметров). Представлены терригенными породами. Хорошо выдержаны по мощности илитологически, сверху и снизу, ограничены непроницаемыми породами.

массивный

Представляет собой мощную толщу пород-коллекторов (несколькосот метров). Бывают однородные (карбонатные) и неоднородные. Частным случаеммассивного природного резервуара являются рифы, представляющие собойзахороненные подмощные толщи молодых отложений, рифовые постройки.

литологически ограниченный со всех сторон

К ним относятся проницаемые породы-коллекторы, окруженные совсех сторон непроницаемыми породами. Пример: линза песка среди непроницаемыхглин.

21. От каких факторов зависят коллекторские свойства пород.

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладатьемкостью, т.е. системой пустот — пор, трещин и каверн. Однако далеко не всепороды, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е.коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных породопределяют не только их пустотность, но и проницаемость. Проницаемость горныхпород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот впороде. Кроме этого горная порода должна обладать высоким коэффициентомнефтегазонасыщенности.

Вывод: Основными показателями коллекторских свойств горныхпород является пористость, проницаемость и нефтегазонасыщенность.

22. Понятие «ловушка для нефти и газа». Виды ловушек по происхождению.

Ловушка — это часть природного резервуара, где уменьшаются скоростидвижения флюидов — воды, нефти, газа — происходит их дифференциация, ивозникают скопления нефти и газа. Ловушка- это препятствие на пути движения пластовых флюидов. В строении ловушкиучаствуют коллектор и ограничивающие его непроницаемые отложения. Возникаютловушки на перегибах пласта-коллектора, в участках ограничения еготектоническими, стратиграфическими и литологическими экранами, в выступах илинзах.

По происхождению различают следующие ловушки:

структурные — образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности; стратиграфические— сформированные в результате эрозии пластов-коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрытия их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия; литологические— образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми; рифогенные— сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Около 80 % залежейв мире связано с ловушками структурного класса, на долю ловушек иного происхождения(рифогенных, стратиграфических и литологических) приходится немного более 20 %.

Каждая ловушка имеетразличный генезис:

Тектонический, Седиментационный, Денудационный.

23. Понятие «залежь» и местоскопление нефти и газа.

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальноепромышленное скопление нефти и газа в проницаемых коллекторах (ловушках)различного типа. Залежь образуется в той части резервуара, в которойустанавливается равновесие между силами, заставляющими перемещаться нефть и газв природном резервуаре, и силами, препятствующими этому перемещению.

Местоскопление – это совокупность залежей, приуроченных к одной илинескольким ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади.

Местоскопления бывают локальные(залежи и местоскопления) и региональные (зоны нефтегазонакопления,нефтегазоносные области и провинции).

24. Классификация залежей.

Залежью нефти и газаназывают скопление полезного ископаемого, возникшее подвлиянием гравитационных сил в ловушке природного резервуара. Залежь образуетсяв той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами,заставляющими перемещаться нефть и газ в природном резервуаре, и силами,препятствующими этому перемещению.

Залежи делятся на:

I.

Структурные

1.

Группа антиклинальныхструктур. Они приурочены к локальным поднятиям различного вида:

·

2.

Группамоноклинальных структур. Связаны с флексурными образованиями или соструктурными носами, или с разрывными нарушениями.

3.

Группасинклинальных структур. Формируется в практически безводных коллекторах поддействием сил гравитации, встречается крайне редко.

II.

Рифогенные. Врифогенном массиве кавернозность и трещиноватость очень неоднородна, поэтомуколлекторские свойства могут меняться даже на незначительных расстояниях идебиты скважины в различных частях массива неодинаковы.

III.

Литологические.

1.

Литологически-экранированные:

·

2.

Литологически-ограниченные:

·

палеорек

·

IV.

Стратиграфические.Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породамиболее молодого возраста.

25. Миграция нефти и газа. Виды миграции.

Миграция – это перемещение в осадочной оболочке.

Путями миграции служат поры,трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывныхнарушений. Миграция может происходить в одной и той же толще или пласта(внутрипластовая, внутрирезервуарная), а также она может быть из одного пластав другой (межпластовая, межрезервуарная). Первая осуществляется по порам и трещинам, а вторая – по разрывнымнарушениям и стратиграфическим несогласиям. И та, и другая могут иметь боковоенапряжение (вдоль напластования пластов) — латеральная, вертикальная миграция(перпендикулярно напластованию пластов).

В зависимости от физическогосостояния у/в различаются:

·

Молекулярная(движение у/в в растворенном состоянии вместе с водой)

·

Фазовая (у/внаходятся в свободном состоянии)

Еще перемещение бывает в видепаров, способных преобразовываться в нефть и газ при изменении температуры идавления.

По отношению кнефтегазоматеринским толщам:

Первичная – процесс перехода у/в из пород, в которых они образовались, в коллекторы. Вторичная – перемещение у/в по породам-коллекторам, по разрывным нарушениям, трещинам и т.д.

26. Факторы, вызывающие миграцию у/в.

1.

Давлениестатистическое и динамическое.

Статистическое давление – этоуплотнение пород под действием вышележащих пород.

Динамическое давление – этодействие тектонических сил, выводящих породы из нормального залегания исминающих их в складки.

Под действием тектонических силпороды бывают разбиты разрывными нарушениями и по ним происходитперераспределение давления, также разрывы и трещины служат путями миграциинефти, газа и воды. При складкообразовании часть пород оказывается поднятой назначительную высоту и подвергается эрозии (разрушению). Эрозия, с однойстороны, влияет на изменение давления в земной коре, а с другой стороны можетпривести к разрушению слоев, содержащих нефть и газ.

2.

Гравитационныйфактор.

Под влиянием нефти и газапонимается передвижение нефти и газа под влиянием силы тяжести (гравитации).Если нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды (синклинальная), то они всилу своего веса будут стремиться занять пониженные участки.

3.

Гидравлический фактор.

В своем движении вода увлекаетвместе с собой мельчайшие капли нефти и газа и т.о. перемещает их. В процессеперемещения легче происходит дифференциация веществ по их удельным весам.Капельки нефти и газа, всплывая над водой, соединяются между собой и приблагоприятных условиях могут образовывать скопления нефти и газа.

4.

Капиллярное и молекулярное явления.

Т.к. вода лучше, чем нефтьсмачивает по

еще рефераты

Еще работы по геологии

Реферат по геологии

Уран и Торий в углях Центральной Сибири