🗊Презентация Природные резервуары и ловушки

Природные резервуары и ловушки Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). Емкость порового коллектора называется пористостью. а,б,в,г- поровые коллекторы; д - каверновые поры; е - трещинные поры. По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508…0,2 мкм) и субкапиллярные (<0,2 мкм). Наиболее распространенные значения кп нефтеносных песчаников Русской плат­формы 17…24%.

Породы-коллекторы и флюидоупоры Проницаемость - важнейший показатель коллектора, характери­зующий свойство породы пропускать жидкость и газ. За единицу про­ницаемости (1 мкм) принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа•с сос­тавляет 1 м3/с. Перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохо проницаемые породы называют покрышками. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности карбонатных пород. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые по­роды превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллек­торами.

Резервуары и ловушки По­роды-коллекторы, заключенные в плохопроницаемые породы, которые называются природными резервуарами. Выделяют три основных типа природных резервуаров: пласто­вые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон. Пластовые резервуары представлены породами-коллекторами, зна­чительно распространенными по площади (сотни и тысячи квадратных километров), характеризующимися небольшой мощностью (от до­лей метров до десятков метров). Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сот метров) толщу пластов-коллекторов различного или одинакового литологического состава. Они в основном сло­жены терригенными и карбонатными породами. Примером литологически ограниченного природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород.

Резервуары и ловушки

Резервуары и ловушки В пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти и газа являются сводовые изгибы пласта (Б, Г, Е) или верхние части рифовых массивов, имеющие, как правило, сводо­образную форму (Ж); литологически замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам является ловушкой для нефти и газа (В). Ловушки нефти и газа в пласто­вых (А, Б, Г), массивных (Е, Ж) и литологически ограниченных (В, Д) природных резервуарах. Породы: 1 - терригенные; 2 - хемогенные; 3 – карбонатные; 4 - ловушки; 5 - поверхность стратиграфического несо­гласия.

Резервуары и ловушки По происхождению различают следующие ловушки: структурные - образованные в результате изгиба слоев (Б, Г, Е) и (или) разрыва их сплошности; стратиграфические (А) - 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); литологические - образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми (В, Д); рифогенные - сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела (Ж) и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА, ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИХ РАЗМЕЩЕНИЯ В ЗЕМНОЙ КОРЕ Под миграцией нефти или газа понимается перемещение их в осадочной оболочке.

Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпла Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпла стовую (межрезервуарную) миграцию По характеру движения и в зависимости от физического состояния УВ различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с вод ой) и фазовая (в свободном состоянии). Первичная и вторичная миграция.

Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса: факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды перемещаются; масштабы (расстояния) миграции. Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса: факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды перемещаются; масштабы (расстояния) миграции. Расчеты показывают (Л.М. Зорькин), что примерно 65…70 % газа (и растворенная нефть) эмигрирует из глинистых толщ в прилегающие водоносные коллекторы путем диффузии. Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гра­витационным, гидравлическим и другими факторами. Расчеты показывают (А.Л. Козлов), что наклон пласта 1…2 м/км создает достаточные условия для переме­щения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пу­зырьки газа и капельки (пленки) нефти.

По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношениями в прост-ранстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, конт­ролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами). Интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном состоянии вместе с водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более n∙10-6 м3/м2•год. По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношениями в прост-ранстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, конт­ролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами). Интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном состоянии вместе с водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более n∙10-6 м3/м2•год. Максималь­ные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми во­дами, могут достигать нескольких сот километров. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость дви­жения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° - 71 м/год.

Если нефти и газа до­статочно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья - лишь нефтью, а все остальные, рас­положенные гипсометрически выше, могут оказаться пус­тыми (содержать воду). Если нефти и газа до­статочно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья - лишь нефтью, а все остальные, рас­положенные гипсометрически выше, могут оказаться пус­тыми (содержать воду). Дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе. В целом, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами.

Скорость накопления нефти в ловушках, определенная Скорость накопления нефти в ловушках, определенная И.В. Высоцким, составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность форми­рования нефтяных залежей 1…12 млн. лет. Интенсивность формиро­вания газовых залежей, по опубликованным материалам, составляет n•10-6 м3/м2•год. В зависимости от взаимного количества нефти и газа, по типам флюидов залежи разделяют на различные классы.

Скопления нефти и газа в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов. Классификация месторождений нефти и газа Выделяют 4 основных класса месторождений – структурные, литологические, стратиграфические, рифогенные. Другая классификация залежей основана на характеристике относительного содержания газовых и нефтяных фракций углеводородов: газовые, газоконденсатные, нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные, нефтегазокоденсатные, газоконденсатнонефтяные.

Закономерности размещения месторождений нефти и газа в земной коре На Земле известно примерно 35 000 месторождений нефти, газа и битумов, открытых на всех континентах (кроме Антарктиды). Размещение ресурсов нефти и газа, типы локальных и региональных скоплений находятся в тесной связи с геологической историей развития определенных типов геоструктурных элементов земной коры. Выделяют в платформенных и складчатых территориях нефтегазоносные провинции, области и зоны (районы) нефтегазонакопления. По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления.

Выводы Образование УВ в земной коре генетически связано с формированием осадочных толщ. Отсюда вытекают и важнейшие выводы о закономерностях размещения залежей УВ в недрах. 1. Из выявленных в земных недрах ресурсов нефти и газа более 99 % приурочено к осадочным образованиям. В разрезе каждой нефтегазоносной провинции содержится один или несколько литолого-стратиграфических комплексов, характеризующихся региональной нефтегазоносностью и разделенных газонефтенепроницаемыми толщами отложений - покрышек. 2. В земной коре залежи и месторождения нефти и газа группируются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых в свою очередь образует нефтегазоносные области, объединяемые в крупные нефтегазоносные провинции. 3. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на месторождениях нефти и газа могут встречаться одновременно несколько типов залежей. 4. Ареалы региональной нефтегазоносности в отложениях различных стратиграфических подразделений в одних случаях совпадают, а в других - территориально смещены.

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ И МЕТОДЫ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ Цель проведения различных видов и методов исследований - обеспечение реше­ния конечной задачи поисково-разведочных работ - подсчет запасов неф­ти и газа месторождения и составление проекта разработки его залежей. ГРР на нефть и газ подразделяются на региональный, поисковый и разведочный этапы с выделением в них стадий. Каждый этап или стадия преследуют определенные цели и предусматривают решение ряда задач. На всех этапах и стадиях геологоразведочного процесса на нефть и газ определяется геолого-экономическая оценка проводимых работ на основе оценки ресурсов и подсчета запасов нефти и газа. Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ - это оптимальная последовательность геологического изучения недр какого-либо региона от начала его освоения до обнаружения месторождений и решения вопроса об экономической целесообразности передачи их в разработку.

Запасы и ресурсы УВ Промышленно значимые запасы углеводородов по их экономической эффективности на две группы: нормально-рентабельные и условно-рентабельные. Запасы нефти и горючих газов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: А (достоверные), В (установленные), С1 (оцененные), С2 (предпо-лагаемые). Ресурсы нефти и горючих газов по геологической изученности подразделяются на категории D1 (локализованные), D2 (перспективные) и D3 (прогнозные). Геологические запасы - это количество нефти, горючих газов и содержащихся в них попутных компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах. Геологические ресурсы - это количество нефти, газов, которое содержится в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах. Извлекаемые запасы - часть геологических запасов, извлечение которых из недр экономически эффективно при рациональном использовании современных технических средств и технологий.

Классификация запасов

Методы геологоразведочных работ на нефть и газ   Применяются геологические, геохимические, геофизические и другие методы. К геологическим методам относят геологическую и структурно-геологическую съемки, геолого-геоморфологические исследования и др. Геохимические исследования, осуществляемые при поисках нефти и газа, по своему содержанию и назначению могут быть разделены на региональные геохимические исследования и поисковые геохимические методы. Геофизические методы поисков и разведки объединяют разные по физическим основам методы. В зависимости от используемых геофизических полей различают гравиразведку, магниторазведку, электроразведку и сейсморазведку.

Сейсморазведка

Сейсморазведка

Промысловая геофизика

Буровые работы Все скважины подразделяются на опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные и специальные.

Под рациональным комплексом геологоразведочных работ понимается такое сочетание и такая последовательность проведения отдельных видов геологических и геофизических исследований, а также буровых работ, которые обеспечивают надежное, быстрое и экономичное решение задач геологоразведочного процесса, т.е. получение надежной геологической информации, при минимальных затратах. Под рациональным комплексом геологоразведочных работ понимается такое сочетание и такая последовательность проведения отдельных видов геологических и геофизических исследований, а также буровых работ, которые обеспечивают надежное, быстрое и экономичное решение задач геологоразведочного процесса, т.е. получение надежной геологической информации, при минимальных затратах.

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ РФ Нефтегазоносная провинция ( НГП) - значительная по размерам и стратиграфическому объему осадочного выполнения обособленная территория, приуроченная к одной или группе смежных крупных геотектонических структур ( антеклизе, синеклизе и т.п.), обладающих сходными чертами геологического строения и развития, общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, близкими геохимическими, литолого-фациальными и гидрогеологическими условиями, а также большими возможностями генерации и аккумуляции углеводородов.

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция Волго-Уральская нефтегазоносная провинция Тимано-Печорская НГП Прикаспийская НГП Северо-Кавказская НГП Западно–Сибирская НГП Баренцево-Карская (Баренцевоморская, Северо-Карская) Лено–Тунгусская НГП Лено–Вилюйская НГП Енисейско–Анабарская газонефтеносная провинция. Охотоморская НГП Восточно-Арктическая Дальневосточная (Притихоокеанская) Провинции древних платформ (Русская и Восточно-Сибирская). Провинции молодых платформ (Западно-Сибирская, Туранская и Скифская плиты). Провинции складчатых и переходных территорий (нефтегазоносные провинции этих типов связаны с межгорными прогибами (синклинориями) и предгорными прогибами, отделяющими платформы от горных сооружений).

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

Западно-Сибирская НГП— расположена в пределах Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской области РФ. Площадь 2,2 млн. км2 Западно-Сибирская НГП— расположена в пределах Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской области РФ. Площадь 2,2 млн. км2 В разрезе Западно-Сибирского региона выделяют три структурных этажа: преимущественно палеозойский фундамент, доюрский промежуточный комплекс, мезозойско-кайнозойский платформенный чехол. Основной особенностью разреза чехла является исключительно терригенный его состав. В центральной тектонической области площадью около 1 млн. км2, расположены основные месторождения нефти. Газовые и газоконденсатные обрамляют их на севере, северо-западе, западе и востоке. Крупнейшие месторождения — Уренгойское, Бованенковское, Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское, Ямбургское

Волго-Уральская НГП

Тимано-Печорская НГП

Один из старейших нефтедобывающих районов страны. Еще в XVI в. ухтинская нефть была привезена в Москву. В 1930 г. здесь было открыто первое промышленное месторождение нефти (Чибьюское). В 40-х годах на Ярегском месторождении впервые в мире стала производиться добыча тяжелой нефти шахтным способом (которая осуществляется и поныне). Один из старейших нефтедобывающих районов страны. Еще в XVI в. ухтинская нефть была привезена в Москву. В 1930 г. здесь было открыто первое промышленное месторождение нефти (Чибьюское). В 40-х годах на Ярегском месторождении впервые в мире стала производиться добыча тяжелой нефти шахтным способом (которая осуществляется и поныне). Крупные месторождения: Западно-Тэбукское, Усинское, Возейское, Харьягинское, им. Р. Требса, им. А. Титова. Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32%), Хорейверскую (21%) и Варандей-Адзьвинскую (19%) НГО, а среди НГК — на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский. Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км — 63%, от 3 до 5 км — 33%, от 5 до 7 км — ~ 4%.

Разведанность НСР нефти и газа Тимано-Печорской НГП

ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Геологическое строение Байкальский складчатый фундамент верхнепротерозойского возраста перекрыт чехлом, сформировавшимся в течение палеозоя и мезозоя. Они представлены слабометаморфизованными сланцеватыми образованиями. Осадочный чехол сложен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Толща (Є-О), представлена песчаниками, алевролитами, аргиллитами, известняками, доломитами. Мощность толщи составляет от 200 до 1000 м. Силурийские отложения (S) терригенно-карбонатного состава с мощностью 800-1200 м. Отложения девона (D) представлены песчаниками, глинами, алеврита-ми и карбонатными породами, мощность варьирует от 200 до 3000 м. Каменноугольные отложения (С) представлены они карбонатными породами с мощностью 200-300 до 1700-1900 м. Отложения пермской системы (Р) сложены карбонатными и терригенными породами, мощность 500…1000 м. Отложения триасовой системы (Т) представлены глинами, алевролитами, аргиллитами, песчаниками мощностью от нескольких десятков до 1700 м.

Юрские отложения (J) представлены глинами, алевролитами, песками. Суммарная мощность отложений системы составляет 200-400 м. Выделяется только нижний отдел меловой системы (К). Мощность отложений достигает 250 м. Отложения кайнозойской группы (КZ) представлены глинами, суглинками песками. Мощность отложений достигает 50-100 м и реже 200-250 м.

ТЕКТОНИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

РЕСУРСЫ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В составе осадочного чехла выделяется несколько нефтегазоносных комплексов (НГК), отличающихся перспективами нефтегазоносности: ордовикско-нижнедевонский карбонатный (О-D1), среднедевонско-нижнефранский терригенный (D2-D3f1), верхнефранско-турнейский карбонатный (D3f2-С1t), верхневизейско-нижнепермский карбонатный (С1v-P1) и верхнепермско-триасовый терригенный (Р2-Т1). Основная роль при этом для промышленных залежей нефти принадлежит средне- и верхнедевонским и нижнекаменноугольным отложениям, газа и конденсата – в пермско-триасовым отложениям. Всего разведанные геологические запасы нефти категории С1+С2 на суше и море оцениваются в 4.7 млрд. т, а извлекаемые – в 1.2 млрд. т. Балансовые запасы газа составляют 525 млрд. м3. На территории НАО всего открыто 90 месторождений УВ.

Нефтегазоносные области

Возможности расширения ресурсов нефти и газа региона В НАО общий фонд локальных структур, подготовленных к глубокому бурению и выявленных сейсморазведкой превышал 300 единиц (около 150 в резервном фонде подготовленных к бурению объектов и почти 160 - в фонде выявленных). Основная часть ресурсов сосредоточена в двух нижних нефтегазоносных комплексах – верхнеордовикско-нижнедевонском (около 32%) и среднедевонско-нижнефранском (22%). Наибольший объем ресурсного потенциала (69% ресурсов нефти и 70% числа ловушек) локализуется в интервалах глубин 2…4 км . Перспективные (малоизученные) территории: Северо-Предуральский краевой прогиб и западный Арктический шельф России.

Перспективы освоения месторождений УВ западной части Арктического шельфа России

РЕСУРСЫ РЕСУРСЫ Российский шельф с общей площадью более 6 млн. км.кв. занимает первое место в мире по своей протяженности, из них около 4,2 являются перспективными на нефть и газ. По прогнозным оценкам начальные извлекаемые энергетические ресурсы шельфа составляют около 100 млрд. тонн у.т. в пересчете на нефть ( из них 80% сосредоточено в Арктике ). Суммарные извлекаемые ресурсы континентального шельфа России составляют по нефти 13,5 млрд.т., по газу 73 трлн. куб.м., т.е. весьма значительные.

Геологические разрезы Баренцевоморского шельфа. Литолого-стратиграфические комплексы: 1 - архей-нижнепротерозойский кристаллический фундамент, 2 - рифей-вендский карбонатно-терригенный, 3 - нижнепалеозойский (ордовикский, силурийский, нижне-среднедевонский) терригенно-карбонатный, 4 – верхнепалеозойский (верхнедевонский, каменноугольный, нижнепермский) карбонатный, 5 - ордовик-силурийский терригенно-карбонатный, 6 – нижне-верхнекаменноугольный карбонатный, 7 - пермский, 8 - триасовый терригенный, 9 - юрский терригенный, 10 -нижнемеловой терригенный, 11 - верхнемеловой терригенный, 12 - интрузии, 13 - соли и эвапориты; положение разрезов см. на тектонической карте

Ресурсы Арктического шельфа РФ Начальные извлекаемые углеводородные ресурсы шельфы Баренцева, Печорского и Карского морей суммарно составляют 80% всех извлекаемых ресурсов Российского континентального шельфа или 80-85 млрд. тонн условного топлива. Здесь открыты уникальные нефтяные и газовые месторождения – Приразломное нефтяное ( Печорское море ), Штокмановское газоконденсатное (Баренцево море) с запасами 3,9 трлн. куб.м., Русановское и Ленинградское газовые (Карское море) с общими запасами – 6 трлн. куб.м.

Открытых нефтяных месторождений – 19, это около 900 млн.т., извлекаемых запасов; газовых месторождений – 36 с общими запасами около 10 трлн.куб.м.; газоконденсатных месторождений – 19 с извлекаемыми запасами конденсата около 300 млн.т.

Совокупная оценка технически извлекаемых ресурсов нефти и газа Баренцева и Карского морей и полуострова Ямал с Обской и Тазовской губами - 35.9 млрд. ТНЭ

Штокмановское месторождение

Особенности Штокмановского месторождения наличие больших запасов газа, что обеспечивает стабильное долгосрочное производство СПГ благоприятный состав газа возможность последующего существенного расширения производства в зависимости от рыночной ситуации удобное географическое положение относительно существующих и планируемых приемных терминалов целевого рынка возможность диверсификации поставок - параллельное ведение поставок в Европу и США с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий отсутствие льдов и вечной мерзлоты

Трудности освоения Штокмановского месторождения недостаточный уровень развития инфраструктуры, инженерно-строительных мощностей сложные природно-климатические условия несовершенство нормативной базы в сфере обеспечения безопасности необходимость применения самых современных технологий и оборудования

СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН НА ПРИРАЗЛОМНОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Острова архипелага Земли Франца – Иосифа рассматриваются как перспективные объекты Острова архипелага Земли Франца – Иосифа рассматриваются как перспективные объекты