Флюидоупоры

Cтраница 3

Генезис отложений в значительной мере определяется палеогеографической и фациальной обстановками осадконакопления. Для сеноманской продуктивной толщи установлено существование зон фациального контроля, определяющих условия формирования и закономерности пространственного распространения газоносных пластов и флюидоупоров. Отсюда исследование особенностей форм палеорельефа ( в первом приближении - палеодолин и водоразделов), морфологии и распространения тел коллекторов как следствия их генетической природы должно рассматриваться в качестве основной практической проблемы при изучении продуктивной толщи как геологической системы. [31]

Часть задач ГИС, особенно по изучению геологического разреза и технического состояния скважин, совпадает для нескольких этапов. Так, во всех бурящихся скважинах независимо от их назначения задачи ГИС включают: литоло-гическое расчленение разреза, выделение коллекторов и флюидоупоров, определение диаметра и траектории скважин, оценку качества цементирования обсадных колонн. Вместе с тем, могут изменяться ( как правило, возрастают от этапа к этапу) требования к детальности и точности, сужаться интервалы разреза, представляющие интерес. Для начальных этапов ГРР небесполезны и оценки минералогического состава и фильтрационно-емкостных свойств ( ФЕС) пород, но они наиболее важны на этапах подсчета запасов и проектирования разработки месторождений. [32]

Выявление условий и времени формирования месторождений углеводородов имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Процессы формирования определяются тектоническими, литологическими, гидрогеологическими и другими факторами, основными из которых являются: характер структур, интенсивность тектонических движений, присутствие НМ-толщи, условия нефтегазообразования, свойства пород-коллекторов и флюидоупоров, наличие путей миграции и др. В общем виде время начала образования скопления - залежи определяется моментом формирования ловушки при условии, что к тому времени в бассейне уже начались процессы интенсивной генерации углеводородов. [33]

Таким образом, приведенные выше материалы подтверждают высказываемое многими геологами предположение о возможной нефтс-газоносности верхнсдоксмбрийских отложений Волго-Уральской области. Данные породы имеют для этого все необходимые показатели: наличие нсфтсгазопроизводящих пород, прямые признаки нефтегазоносное в отдельных скважинах; из отложений верхнего докембрия получены притоки высокоминерализованпых вод, что свидетельствует о благоприятном сочетании здесь пластов-коллекторов и флюидоупоров, соответствующих структурных форм - ловушек. [34]

К югу от района полигона захоронения ( 6 - 8 км) в кристаллических породах фундамента выделена Ульяновско-Мокшен - ская зона разрывных дислокаций. Характерно, что на продолжении этой зоны в образованиях нижнего карбона обнаружены нефтяные месторождения, что свидетельствует о достаточной изолирующей способности геологических формаций даже в зонах региональных тектонических нарушений, прослеживаемых в фундаменте и осадочных образованиях, залегающих ниже флюидоупоров. [35]

НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ СВИТА - мощная толща переслаивающихся пород регионального или ареального распространения, содержащая нефтяные и ( или) газовые пласты. Мощность Н.с. измеряется сотнями м, реже больше. Свита включает коллекторы, флюидоупоры и часто неф-тегазоматеринские породы. [36]

В Северном Каспии, в области морского продолжения Прикаспийской впадины к числу толщ, вмещающих основные объемы углеводородных залежей, относятся известняки среднего и верхнего карбона, в том числе органогенные и рифовые, в значительно меньшей степени - терригенные и карбонатные комплексы девона-нижнего карбона; песчано-алевролитовые комплексы средней юры и нижнего мела, реже - песчанистые и карбонатные слои верхнего мела. В качестве регионального флюидоупора в этом регионе выступают глинистые и соленосные ( эвапоритовые) толщи нижней перми. Наряду с ними в качестве флюидоупоров могут выступать глинистые комплексы перми-триаса и нижнего мела, а также глинисто-карбонатные отложения верхнего мела. [37]

В этих и других работах всесторонне обсуждаются наиболее актуальные и важные теоретические проблемы геологического строения и неф-тегазоносности фундамента. Отсутствие однозначных решений среди геологов-нефтяников по ключевым теоретическим проблемам, таким как генезис нефти, формирование залежей углеводородов и зон трещиноватых разуплотненных пород в кристаллическом фундаменте, формирование коллекторов и флюидоупоров и другие, не позволяет до настоящего времени создать всеобъемлющие геологические основы поисков и разведки скоплений углеводородов. Это существенно затрудняет и замедляет геологоразведочный процесс в перспективном комплексе пород фундамента. Практика на данном этапе опережает теорию. [38]

По мере эксплуатации залежей возникают глубинные индуцированные геодинамические эффекты, связанные с перемещением флюидов в глубоких этажах литосферы. Энергетика глубинной миграции контролируется большой совокупностью геодинамических факторов, которые при определенных масштабах воздействия начинают менять характер, что приводит к эволюции гидро-геодинамического и гидрогеохимического полей. Возникают процессы интенсивных сжимающих и растягивающих напряжений в породах, которые приводят к разгерметизации ранее существовавшей структуры нефтегазоносной залежи. Существовавшие ранее флюидоупоры в периоды интенсивных возмущений не могут обеспечить своей функции и начинают пропускать флюиды в горизонтальном и вертикальном направлениях. Это приводит не только к проявлению таких известных процессов, как заколонные перетоки нефти и газа, которые могут выходить на поверхность земли, но и к довольно значительным просадкам поверхности земли, достигающим нескольких метров. [39]

Что касается региональных флюидоупоров, то, скорее всего, можно говорить о двух главных фазах их оптимального формирования. Одна из них связана с кунгурским веком, для которого характерно накопление эвапори-тов в Северном Каспии. Другая соответствует верхнему мелу и раннему кайнозою, когда происходило преимущественное накопление глинисто-карбонатных и карбонатных толщ. Однако в значительной мере распространение флюидоупоров регулируется также преимущественно местными условиями седиментации. [40]

Своеобразные криогенные флюидоупоры связаны с много-летнемерзлыми породами. Они развиты в приполярных северных и южных широтах в Гренландии, на севере Сибири, США и Канады и в Антарктиде. Как было упомянуто выше, они одновременно могут являться и коллекторами. В периоды потепления климата толщина этих флюидоупоров постепенно уменьшается до полного исчезновения. Внутреннее строение многолетнемерзлых пород неоднородно, влажность и льдистость распределяются неравномерно. Наряду со льдом присутствует и незамерзшая вода даже при отрицательных температурах, поскольку минерализация ее может быть повышенной. Криогенные покрышки могут содержать газовые включения ( метан, этан, пропан, изобутан, двуокись углерода), в том числе в форме клатратных соединений с водой - газогидратов. Как только при данных термобарических условиях ( главным образом при повышении давления и низких температурах) концентрация конкретного газа становится достаточной, образуются газогидраты. [41]

В нефтедобывающих районах Урало-Поволжья характер и масштабы техногенной преобразованности подземной гидросферы определяются геолого-тектоническими, гидрогеологическими, ландшафтно-климатическими и прочими условиями конкретного месторождения, технологии, времени эксплуатации и другими факторами. Наиболее велики техногенные изменения на старых месторождениях, эксплуатирующихся в течение 40 - 50 лет, которые уже давно прошли депресси-онный этап разработки и в настоящее время обладают репрессионным гидрогеодинамическим режимом, сформировавшимся в результате использования методов внутри - и законтурного заводнения в продуктивные пласты различных газово-жидких флюидов для поддержания энергетического потенциала водонапорной системы и повышения нефтеотдачи пластов. Под влиянием техногенеза подземная гидросфера нефтяных месторождений испытывает значительные трансформации в физико-химическом, гидрогеодинамическом, ресурсном и прочих отношениях. Изменение гидрогеодинамического режима, нарушение структуры флюидоупоров осадочного чехла ведут к перераспределению запасов подземных вод в различных его частях, интенсифицируют процессы взаимодействия в системе вода-порода-газ - ОВ, вызывают смешение различных геохимических и генетических типов подземных вод, изменение окислительно-восстановительных и кислотно-щелочных свойств среды и пр. Характерной особенностью техногенеза служит весьма высокая скорость протекания процессов; литолого-гидрогео-химические последствия их часто носят необратимый характер. [42]

Коллекторы - любые проницаемые горные породы, в которых возможно движение природных флюидов под влиянием гравитационных сил или нормальных градиентов давлений, существующих в верхней части земной коры. Следовательно, необходимым условием накопления залежи является присутствие в осадочной толще пласта или пластов непроницаемых для нефти и газа пород - своеобразных экранов ( флюидоупоров), способных задержать вертикальное движение флюидов к поверхности Земли. [43]

Крупные запасы углеводородов сосредоточены под соляными ( эвапоритовыми) покрышками. Соли, гипсы и ангидриты являются, по-видимому, наилучшими покрышками, хотя сквозь их толщу проходит медленный, но постоянный поток углеводородов. Выделяются крупные пояса и ареалы соленакопления, некоторые из них охватывают несколько бассейнов. Кембрийские соли служат хорошей покрышкой для месторождений Восточной Сибири, таких крупных, как Ковыктинское газоконденсатное, Талаканское нефтяное и другие на Непско-Ботуобинской антек-лизе. Широко известны как флюидоупоры нижнепермские соли кунгурского яруса в Прикаспии и в Волго-Уральской области, формация цехштейн позднепермского возраста на севере Центральной Европы - в Германии, Голландии и в Северном море. Под триасовыми солями находится много месторождений в Алжире, в том числе крупнейшие нефтяное Хасси Мессауд и газовое Хасси Р Мейл. Под солями юрского возраста находятся месторождения в Предкавказье, Средней Азии, очень крупные - в Мексиканском заливе в бассейне Кампус. Вдоль атлантических побережий Южной Америки и Африки целый ряд бассейнов, в которых нефтеносные толщи связаны с солями аптского возраста. В этом поясе неогеновые соли служат покрышками в месторождениях Румынии, Предкарпатья и в других местах. Многие здесь не упомянуты, однако очевидно, что соленосные покрышки играют очень большую роль. [44]

Распределение нефтегазоносное - ти по стратиграфическому разрезу. [45]

Страницы: 1 2 3 4