Залежи УВ. Залежи углеводородов в природном состоянии. Залежи углеводородов в природном состоянии
 Скачать 2.42 Mb.
|
|
Залежи углеводородов в природном состоянии. Коллекторы нефти и газа. Пористость и строение порового пространства. Выполнил: Студент группы 2281 Сливенко Р.П. ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ Природный резервуар — естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами. Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон). Пластовый резервуар (Рисунок 1) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади. Рисунок 1 — Принципиальная схема пластового Резервуара: 1 — коллектор (песок); 2 — плохо проницаемые породы Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами. Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенных на платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами. Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:
Рисунок 2а — Схема однородного массива Рисунок 2б — Схема неоднородного массива Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (Рисунок 3).В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой. Рисунок 3 — Резервуар, литологически ограниченный со всех сторон практически непроницаемыми породами Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: - наличие проницаемых горных пород (коллекторов); - непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек); а так же пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке). Ловушка — часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам. Типы ловушек (Рисунок 4): Структурная (сводовая) — образованная в результате изгиба слоев; Стратиграфическая — сформированная в результате эрозии пластов — коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами; Тектоническая — образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой. Литологически экранированная — образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми. Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа. Рисунок 4 — Типы ловушек К ним относятся и уникальные бассейны Персидского залива, Венесуэлы, Среднего Запада США, Канады, Аляски, Индонезии и классические месторождения Аппалачей, Предуральского прогиба, Кавказа, Карпат и многих других регионов мира, а так же прогнозных провинций, например, в восточном краевом прогибе Восточно-Сибирской платформы и в поднадвиговых зонах Верхояно-Колымской складчатой зоны. В конце 70-х - начале 80-х гг. В.П. Гавриловым было сформулирована модель представления об образовании углеводородов. По мнению профессора, литосфера в своем развитии проходит ряд стадий и фаз, из которых для нефтегазообразования наиболее благоприятны фазы рифта, частичной и полной субдукции (обдукции). Указанные фазы характеризуются накоплением большой массы осадочных пород с рассеянной органикой, высоким прогревом недр и рядом других благоприятных для нефтегазообразования показателей. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере Выводы, вытекающие из предложенных подходов в области образования нефти и газа:
Субдукционный геодинамический режим Происхождение: Субдукционно-обдукционный геодинамический режим характерен для зон субдукции, расположенных по окраинам океанов, где возникают своеобразные ассоциации из глубоководного желоба, аккреционной призмы, островной дуги и окраинного морского бассейна или из глубоководного желоба, аккреционной призмы и активной окраины континента. Суть режима: Субдукционный механизм предусматривает сгруживание огромных масс осадков с рассеянным органическим веществом и их затягивание в зону поглощения, где они оказываются в жёстких термобарических условиях. Рифтогенный геодинамический режим Происхождение: Данный режим в основном присущ внутриконтинентальным или окраинно-континентальным системам рифтов. В современную структуру земной коры чаще всего входят внутриплатформенные рифты, которые в верхних секциях чехла соответствуют крупным надрифтовые впадинам, прогибам, синеклизам или односторонним рифтам, расположенным по пассивным окраинам континентов. Рифты и надрифтовые депрессии заполнены мощной толщей осадков и обогащены органикой. Суть режима: Высокий тепловой поток идёт от приближённой к подошве литосферы горячей мантии, активизируя процессы переработки органики в капельно-жидкую нефть. Депресионный геодинамический режим Происхождение: Характерен для ряда крупных внутриплатформенных впадин и для некоторых межгорных впадин. Описание режима: В отличие от субдукционного и рифтогенного, депрессионный режим отличается меньшей прогретостью недр и, следовательно, более «вялым» течением процессов нефтегазообразования. Для активизации исходным осадкам требуется погрузиться на глубину 2- 3 км в наиболее благоприятные термобарические условия. Каспийский бассейн – как проявление термической и динамической эволюции литосферы Данный бассейн оказался в центре схождения нескольких плит, что представляет собой структуру сложного глубинного строения, где происходит сочленение разновозрастных структур континента: Восточно-Европейской докембрийской платформы, Скифской и Туранской эпипалеозойских плит и альпийских складчатых сооружений на юге. В контурах Каспия выделяется три крупных геоблока: Северо-Каспийский, Средне-Каспийский и Южно- Каспийский. Схема геодинамических структур Каспийского региона. а – палеорифты (цифры в кружках): 1 – Южно-Эмбинский (Восточно-Европейская платформа); 2 – кряжа Карпинского; 3 – Восточно-Манычский; 4 – Терско-Каспийский (Скифская плита); 5 – Цетрально-Мангышлакский; 6 – Туаркыр-Караауданский (Туранская плита); 7 – Южно-Каспийский (Альпийская складчатая область); 2 – границы мезоплит – швы столкновения разновозрастных платформ; 3 – швы скольжения, сдвиги; 4 – зоны субдукции; мезоплиты: А – Восточно-Европейская, Б – Скифская, В – Малокавказская, Г – Западно-Туранская, Д – Южно-Каспийская, Е – Иранская. Распределения скоростей и векторов современных горизонтальных движений. Палеотектонические реконструкции подвижной зоны Тетиса (по Зоненшайну и др.,1987): 1 – океаническая кора; 2 – оси спрединга: 3 – зоны субдукции (границы сближения плит): 4 – вулканические дуги; 5 – складчатость и покровообразование; 6 –континентальные рифты;7– направление относительного перемещения плит и микроплит, 8 – контуры континентов и микроконтинентов: 9 – подводные конусы выноса; 10 – палеошироты Литература 1. Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа. Книга 1. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, Г.А. Габриэлянц, В.Ю. Керимов, Л.П. Мстиславская. Москва. Издательский дом «Недра». 2012 г. Стр. 75-86. |