залежь. Залежью нефти и газа называют скопление полезного ископаемого, возникшее под влиянием гравитационных сил в ловушке природного резервуара
 Скачать 55.6 Kb.
|
|
Залежью нефти и газа называют скопление полезного ископаемого, возникшее под влиянием гравитационных сил в ловушке природного резервуара. Поскольку под залежью понимается не только промышленное скопление, необходим единый набор параметров, характеризующих залежь как объект поисков и оценки величины и запасов нефти и газа для дальнейшего перевода в категорию месторождений. Она образуется в той части природного резервуара, где устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в нем, и силами, препятствующими этому. Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в прикровельной части природного резервуара. Ниже поровое пространство коллектора заполняется нефтью, а еще ниже водой. Поверхности контактов газа и нефти, воды и нефти называются поверхностями (соответственно) газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела. Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Длина нефтяной (газовой) залежи определяется как расстояние между двумя точками внешнего контура нефтеносности (газоносности), замеряется по длинной оси складки. Ширина залежи – это расстояние между двумя точками внешнего контура нефтеносности (газоносности), замеряется по короткой оси складки. Высотой залежи (высота нефтяной плюс высота газовой частей залежи) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки. По физическому состоянию УВ, заполняющих ловушку, различают залежи: нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные, газовые (рис. 4.6), нефтяные с растворенным газом, газоконденсатные, газогидратные. 4.3.2. Генетическая классификация залежей нефти и газа Существуют многочисленные классификации залежей УВ, отражающие особенности их морфологии и условий образования (авторы этих классификаций И. О. Брод, А. Леворсен, Н. А. Еременко, В. Б. Оленин, А. А. Бакиров, Г. А. Габриэлянц, Ф. Г. Гурари, Ю. Н. Карогодин, В. В. Гребенюк, В. В. Коптев и др.). Такое положение понятно, поскольку речь идет о важнейших вопросах геологии нефти и газа, имеющих прямое отношение к практике прогнозов, поисков и разведки месторождений углеводородного топлива. Широко распространена в отечественной литературе классификация И. О. Брода (1951), в которой он разделил залежи по форме ловушки на три группы: 1) пластовые (сводовые и экранированные), 2) массивные в выступах, 3) ограниченные со всех сторон. Классификация залежей нефти и газа должна отражать главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми они генетически связаны. На основе этого принципа А. А. Бакиров [1] выделил четыре основных класса локальных скоплений УВ (табл. 4.1), характеристика которых приведена ниже. Класс структурных залежей. К нему относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса – сводовые, тектонически экранированные и приконтактовые. Залежи антиклинальных структур приурочены к локальным поднятиям различного вида, простого или нарушенного строения.  |