Гидрогазогеохимические критерии нефтегазоносности

ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

Нефтегазогеологическое райониро­вание –

это разделение осадочно-породных бассейнов на нефтегазоносные объекты разного масштаба.

1. Выявление перспективных на нефть и газ территорий;

2. Изучение условий распространения границ нефтегазоносных территорий;

3. выбор первоочередных поисково-разведочных работ.

При нефтегазогеологическом районировании следует учиты­вать четыре основные группы факторов — критериев, контролиру­ющих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

— современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

— литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основан­ную на палеогеографических, формационных и фациальных усло­виях формирования осадков в различных частях этих территорий;

— геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Залежи и месторождения

, связанные с геоструктурными элементами соот­ветствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловуш­кам, составляющим единую группу, осложняющую структуру бо­лее высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления.

Нефтегазоносный район

представляет собой ассоциа­цию зон нефтегазонакопления, характеризующихся об­щностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная область

— это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уров­нем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризо­ваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и неф­тегазонакопления.

Нефтегазоносная провинция

представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах од­ного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.

Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность кото­рых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазо-перспективными.

Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разре­зу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными едини­цами такого расчленения являются пласт, резервуар 1 , нефтегазоносный комп­лекс и нефтегазоносная формация.

Нефтегазоносным пластом

называется толща про­ницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.

Нефтегазоносный горизонт

[2]

представляет собой груп­пу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически свя­занных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

Нефтегазоносный комплекс

—это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрыш­кой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.

Нефтегазоносная формация

представляет собой ес­тественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятны­ми для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.

Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами.

Большинство геологических процессов на поверхности Земли обусловлены действием солнечной энергии и силы тяжести. Такие процессы называются экзогенными.

Все горные породы под воздействием целого ряда факторов постепенно разрушаются – выветриваются.

Образовавшиеся мелкие обломки – дресва, песок, глина смываются дождем, водными потоками, т.е. перемещаются. Этот процесс называется денудацией(денудо – смыв, лат.). В дальнейшем весь рыхлый материал где-то накапливается – происходит его аккумуляция.

Дата добавления: 2014-12-29 ; просмотров: 2280 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР

Для выяснения геохимических условий накопления и последующего развития захороняемого в осадке ОВ необходимо составлять соответствующие палеогеохимические карты с выделением в пределах изучаемой части бассейна седиментации областей, характеризовавшихся по геохимическим показателям: развитием определенных типов геохимических фаций (восстановительной, слабовосстановительной, слабоокислительной, окислительной и т. д.); распространением определенных типов захороненного в осадках рассматриваемого цикла исходного дисперсного ОВ (гумусового, сапропелевого, смешанного) с оценкой характера и степени его метаморфизации, а также состава и количественных характеристик (при наличии данных).

Гидрогеохимические критерии. Косвенными показателями региональной нефтегазоносности недр могут служить и некоторые гидрогеохимические параметры, к числу которых относятся:

— высокая газонасыщенность подземных вод углеводородными газами и повышенная упругость давления насыщения водорастворенных газов;

— содержание в подземных водах растворенных тяжелых УВ нефтяного ряда;

— специфические особенности химического состава высокоминерализованных подземных вод пониженной сульфатности, характерные для нефтегазоносных территорий;

— сравнительно повышенное содержание в подземных водах микроэлементов (иод, бром, аммоний, и др.) и некоторых органических соединений (нафтеновые кислоты, фенолы и др.).

К числу основных гидрогеологических критериев оценки региональной нефтегазоносности недр относятся условия распространения в разрезе и пространстве зон и областей затрудненного и интенсивного водообмена и гидрогеологически застойного режима, а также степень промытости инфильтрационными водами отложений отдельных структурных этажей в пространстве и во времени (геологическом). Необходимо отметить, что гидрогеологическая закрытость каждого оцениваемого структурного этажа — важнейший фактор для положительной оценки перспектив нефтегазоносности недр. При этом следует учитывать, что степень промытости отложений одного и того же структурного этажа в пределах одной и той же водонапорной системы — от области питания до области разгрузки — может существенно различаться.

В комплексе гидрогеологических исследований большое значение имеет изучение состава, упругости (давления насыщения) и количества растворенного газа в пластовых водах. Для его изучения во всех скважинах, где получены притоки пластовой воды, должен производиться отбор проб глубинным пробоотборником. В состав растворенного газа обычно входят метан, тяжелые УВ, углекислый газ, сероводород, азот, кислород и др. Среди указанных компонентов основным показателем существования нефтяных и газовых залежей является наличие углеводородных газов, в первую очередь тяжелых УВ. Присутствие в углеводородных газах углекислого газа, сероводорода и азота свидетельствует о происходящих процессах разрушения нефтяных и газовых залежей. Присутствие кислорода, являясь отрицательным показателем нефтегазоносности, указывает на поверхностный состав вод.

При оценке перспектив нефтегазоносности исследуемого района основную роль играет упругость растворенных газов. При положительной оценке по упругости растворенных газов обычно исходят из превышения давления насыщения растворенных газов над гидростатическим давлением пластовых вод. Только при этом условии, по законам фазового равновесия, может происходить выделение газа из воды в свободную фазу и формирование скоплений нефти и газа.

При установлении превышения упругости растворенного газа над статическим давлением подземных вод в определенных горизонтах и при наличии благоприятных структурных форм район считается перспективным в газоносном отношении; при установлении высокой упругости растворенных газов и повышенном содержании в газе тяжелых УВ район считается перспективным в нефтеносном отношении.

Гидрогеохимические критерии

К числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности недр относятся:

· высокая газонасыщенность подземных вод УВ газами и повышенная упругость давления насыщения водорастворенных газов;

· содержание в подземных водах растворенных ТУВ нефтяного ряда;

· специфические особенности химического состава высокоминерализованных подземных вод пониженной сульфатности, характерные для нефтегазоносных территорий;

· сравнительно повышенное содержание в подземных водах микроэлементов (йод, бром, аммоний и др.) и некоторых органических соединений (нафтеновые кислоты, фенолы и др.).

Геотермические критерии

Глубины начала активизации процессов образования УВ нефтяного ряда из захороняемого в осадке ОВ и первичной миграции из нефтегазопродуцирующих толщ в коллекторы при прочих равных условиях в значительной мере контролировались палеогеотермическими параметрами бассейна седиментации в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории. В различных частях даже единого ОПБ, которые характеризовались разными показателями интенсивности теплового потока и палеогеотермического градиента, процессы нефтегазообразования и первичной миграции нефтяных УВ в коллекторы протекали на различных глубинах. В бассейнах седиментации со слабым тепловым потоком палеогеологические условия были сравнительно менее благоприятными для развития нефтеобразования и начальной (первичной) миграции нефтяных УВ из продуцирующих отложений в коллекторы. Во многих нефтегазоносных областях геотермические условия являются одним из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной регионально геоструктурных зональностей размещения скоплений УВ, а также изменений их физических свойств в пространстве и разрезе.

Показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс

Формирования залежей углеводородов

Основные задачи – изучение условий формирования и закономерностей размещения месторождений нефти и газа, определение наиболее информативных геолого-геохимических показателей, контролирующих состав, крупность и пространственное распределение скоплений углеводородов на платформах.

Основной практической целью научных исследований в области нефтегазовой геологии является оценка нефтегазоносности территорий, определение особенностей размещения запасов и ресурсов нефти и газа, выделение первоочередных объектов (провинций, областей, районов, зон, структурных форм и т.д.) для постановки на них детальных работ, обнаружение наиболее экономически рентабельных месторождений УВ.

[1]

Читайте также: CASE -технологии, как новые средства для проектирования ИС. CASE — пакет фирмы PLATINUM, его состав и назначение. Критерии оценки и выбора CASE — средств. Iгруппа – Критерии основанные на дисконтированных оценках, т.е учитывают фактор времени:NPV,PI, IRR,DPP. Антропогенное воздействие на биогеохимические процессы окружающей среды, их последствия. Аудит системы информационной безопасности на объекте как основание для подготовки организационных и правовых мероприятий. Его критерии, формы и методы. Балансовая модель прогноза экономического потенциала предприятия Важное значение для диагноза и прогноза отклонений в развитии имеет также выявление реакции ребенка на речевое общение. Вибрационная диагностика насосных агрегатов. Параметры. Нормы вибрации. Критерии вибрационного контроля. Видо-типологич. х-ка изданий худ. лит. Критерии и методика анализа Виды рекламы в СКСиТ и критерии ее выбора. Нетрадиционные приемы в рекламе. Влияние износа деталей и узлов машин на эксплуатационные показатели работы их. Критерии предельно-допустимого износа.

Оценка нефтегазоносности земных недр требует последовательного решения двух крупных задач: определения критериев нефтегазоносности и набора показателей, отражающих геологические условия местонахождения углеводородных скоплений и определения комплекса методов по обработке фактических данных для оценки нефтегазоносности природных объектов.

Процесс нефтегазообразования и нефтегазонакопления идет однонаправлено и регулируется повсюду едиными законами, но в зависимости от особенностей геологического строения и развития территорий он может в каждом конкретном случае иметь разную форму проявления и количественное выражение. Всю совокупность показателей, характеризующих условия протекания процесса, можно разбить на четыре укрупненные группы в соответствии с его естественными этапами: показатели, определяющие генерацию нефти и газа, миграцию УВ от зон генерации до участков образования первичных залежей, аккумуляцию нефти и газа в ловушках и эволюцию залежей, включая их переформирование, разрушение, изменение состава и прочее. В качестве моделей формирования залежей (месторождений) нефти и газа избраны две наиболее распространенные модели, базирующиеся на положениях осадочно-миграционной теории происхождения нефти.

Первая модель предусматривает сингенетичную нефтегазоносность каждого комплекса, то есть исключает существенные перетоки нефти и газа из одного комплекса в другой

, кроме случаев, когда региональные покрышки выклиниваются или практически утрачивают свои экранирующие свойства. Латеральная миграция внутри комплексов, а на участках выклинивания покрышек и вертикальная, приводящие к образованию промышленных скоплений УВ, осуществлялись в свободной фазе, в виде струйных потоков.

Вторая модель наряду с латеральной миграцией УВ в свободной фазе предусматривает возможность широкого развития вертикальных перетоков флюидов как внутри комплексов, так и между ними.

Вертикальная миграция происходит повсюду, где экранирующие свойства покрышек ухудшаются. На участках активного ее проявления происходит обеднение нефтью и газов нижних (питающих) горизонтов и комплексов и обогащение – верхних (принимающих).

Показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс формирования залежи УВ, определены на основе материалов изучения геологического строения и нефтегазоносности центральных и северо-восточных районов Волго-Уральской НГП. Эти показатели сгруппированы по этапам процесса формирования месторождений: миграция, аккумуляция, эволюция. Учитывая особую практическую важность показателей эволюции, характеризующих условия сохранности, выделена специальная группа, названная «сохранность».

Нефтегазоносность

· крупность месторождения по запасам УВ, крупность скоплений УВ в пределах комплекса на месторождении;

· тип месторождений по фазовому составу, фазовый состав скоплений УВ в отдельных комплексах, фазовый состав залежей;

· положение верхней залежи в разрезе (этаж нефтегазоносности на месторождении);

· наличие залежей УВ или нефтегазопроявлений выше 2 –ого комплекса на структуре, наличие залежей нефти и газа в отдельных комплексах;

· завершенность цикла перераспределения УВ внутри отдельных комплексов.

Миграция

Миграцию УВ характеризуют:

· проводимость комплексов на пути от зоны максимального погружения до структуры (в пределах секторов);

· положение ловушки относительно главных путей струйной миграции;

· положение структуры относительно зоны проявления ГФН в первом комплексе;

· наличие систематических нефтегазопроявлений на пути от зоны проявления ГФН в соответствующих комплексах до структуры.

Аккумуляция

· морфологический тип структур первого порядка по комплексам – моноклиналь, седловина, свод;

· морфологический тип положительных структур второго порядка по комплексам — структурный нос, вал, отсутствие структур 11 порядка;

· структурный контроль ловушек – приуроченность к структурам высших порядков ( региональная моноклиналь, структуры 1 порядка – свод, седловина, впадина и т.п., структуры 11 порядка – вал, структурный нос и т.п, локальные поднятия);

· время образования положительных структур первого и второго порядков;

· время образования ловушек и локальных структур замкнутого контура;

· основные типы коллекторов в проницаемой части комплексов терригенные, карбонатные, терригенно-карбонатные, карбонатно-терригенные;

· распределение коллекторов в проницаемой части комплексов (равномерное, преимущественно в верхней, в нижней, средней частях);

· литологический состав продуктивных пластов под региональными покрышками и в горизонтах с максимальными запасами (песчаники, алевролиты, карбонаты);

· выдержанность проницаемых пластов в продуктивных горизонтах на месторождениях.

Сохранность

Сохранность залежей УВ характеризуют:

· литологический состав покрышек (глинистые, карбонатные, эвапоритовые, прослои песчаников, прослои алевролитов, прослои углей;

· распределение проницаемых прослоев в покрышках (равномерное, преимущественно в средней, верхней и нижней частях);

· тип покрышки над залежью с максимальными запасами в комплексе (локальная, региональная – полная, неполная);

· наличие нарушений на локальной структуре;

· положение нарушений на локальной структуре;

· вид нарушений на локальной структуре;

· наличие нефтегазопроявлений в покрышках;

· выходы нефти и газа на поверхность в районе месторождения.

Эволюция

· типы локальных структур (седиментационные, седиментационно-тектонические, тектонические);

· типы локальных структур тектонического происхождения (унаследованные, комбинированные, новообразованные).

Полученные корреляционные связи подразделены на:

1) вызванные прямым воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, то есть генетически обусловленные;

2) вызванные косвенным (опосредованным) воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, то есть прямо не обусловленные генетическими причинами;

3) случайные, то есть полностью лишенные генетической обусловленности;

4) вызванные прямым воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, но противоречащие оцениваемой модели формирования месторождения.

Все качественные показатели нефтегазоносности подверглись количественной кодировке, которая заключалась в придании цифрового индекса (от 1 до 9) каждому из показателей в зависимости от последовательного изменения его свойств и той роли, которую играют эти изменения в процессах формирования скоплений УВ в принятых модельных построениях.

Суть анализа состоит в проверке соответствия выявленных корреляционных связей принципиальным положениям, лежащим в основе моделей формирования месторождений. Для этого потребовалось определение главных положений, отражающих важнейшие этапы формирования (место и время образования нефти и газа, масштабы и форма латеральной миграции, условия аккумуляции и вертикального перераспределения УВ по разрезу и др.) .

Таковы основы методического подхода к изучению условий формирования месторождений нефти и газа .

|	следующая лекция ==>
Гидрогеологические и палеогидрогеологические критерии	|	Роль цены в теории и практике конкуренции

Дата добавления: 2018-03-01 ; просмотров: 232 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Тема 9. ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Процесс образования скоплений нефти и газа в земной коре имеет многоступенчатые генетические связи и контролируется совокупностью комплекса факторов [53]:

1) определенным режимом тектонических движений;

2) палеогеографическими и литолого-фациальными, в т.ч. геохимическими условиями накопления осадков;

3) геотермодинамическими условиями вмещающей геологической среды во времени и пространстве;

4) гидрогеологическими и палеогидродинамическими условиями района нахождения скоплений нефти и газа в течение отдельных отрезков времени геологической истории;

Приведенный комплекс факторов определяет основные показатели и критерии прогноза нефтегазоносности недр.

Тектонические показатели

Рассматривая критерии нефтегазоносности, особое внимание уделяется тектоническим условиям, так как они играют важную роль в совокупности факторов, создающих геологическую среду, которая способствует возникновению и развитию процессов формирования скоплений УВ, а также их пространственному размещению в земных недрах. При этом роль тектонического фактора как в современных, так и в палеоусловиях двойственна: с одной стороны тектонический режим создает структуру территории и контролирует размещение УВ в разрезе и по площади, с другой – интенсивность и направленность структуроформирующих движений прямо или опосредованно воздействует на обстановку и масштабы осадконакопления, степень изменения пород, тип и характер преобразования ОВ, области питания и разгрузки пластовых вод, изменение во времени геотермического градиента, региональные направления перетока флюидов и на другие процессы, сопровождающие или определяющие нефтегазоносность. Поэтому выявление роли тектоники в прогнозе региона на нефть и газ представляется наиболее целесообразным.

Вместе с тем из-за недостаточной и неравномерной изученности ОПБ для ряда показателей, в том числе и тектонических, пока не определены диапазоны значений, в пределах которых они играют позитивную, а за их пределами – негативную роль. Примером такой неопределенности может служить показатель «неотектонические движения». С одной стороны новейшие неоген-четвертичные (N-Q) движения способствуют увеличению контрастности структур, усиливает процессы миграции и формирования залежей УВ, с другой – приводят к нарушению сплошности пород и интенсивному развитию трещинно-разрывной сети, выводят перспективные горизонты в зону активного дренажа и в конечном счете вызывают переформирование залежей или их полную деструкцию. «Золотая середина» этого показателя не установлена, но и не учитывать вообще его нельзя, так как известно, что активный новейший тектогенез особенно негативно сказывается на условиях сохранности газовых месторождений, весьма чутко реагирующих на любую перестройку структурного плана.

Таким образом, разделение нефтегазогеологических объектов по тектонотипам и масштабам, учитывающим особенности их строения и условий онтогенеза УВ, является необходимым требованием в прогнозе.

На региональном уровне прогноза главную роль играют тектонические показатели, обеспечивающие весьма удовлетворительное качество прогноза. Региональный уровень прогнозирования предусматривает прогноз целостных ОПБ или крупных частей очень больших бассейнов. Целью такого прогноза является количественная оценка параметров нефтегазоносности (начальные потенциальные ресурсы – НПР), удельные запасы, плотность запасов), соотношения нефть-газ, этаж нефтегазоносности.

Для регионального прогноза используются критерии и показатели (преимущественно тектонические), значимость которых установлена на материалах промышленных НГБ платформенных и складчатых областей Мира Наиболее важными критериями по методике В.С.Лазарева и Я.А.Драновского (1980, 1986, 1987) являются:

• тектонотип;
• масштаб объекта;
• форма бассейна;
• контрастность бассейна;
• генерационный потенциал.
• «мористость» отложений;
• скорость осадконакопления.

Методика регионального прогнозирования сводится к нескольким последовательным операциям:

1. К выборке исходной информации для критериев и показателей со структурных карт, карт мощностей, геофизических и геологических разрезов и т.д.

2. Оценке критериев и показателей по эмпирическим графикам и таблицам с использованием принципа наислабейшего звена.

3. Анализу истории развития ОПБ с акцентом на ключевые вопросы (история движений, изолированность бассейна, время накопления осадков мощностью свыше 2 км, время образования региональных уклонов свыше 5 м/км и др.).

4. Сравнению и синтезу результатов статистического и исторического анализа.

Практический аспект оценки формы бассейна и его контрастности сводится к использованию эмпирических кривых, выражающих зависимость между их параметрами и удельными запасами нефти и газа и суммы УВ.

Генерационные возможностии НГБ достаточно информативно раскрываются через показатель «генерационный потенциал». Этот показатель дает представление о доле объема осадков, вступивших в зоны ГФН и ГФГ. Кроме того, он позволяет косвенно судить о полезной емкости и условиях сохранности залежей УВ. На платформах современному положению зоны ГФН отвечают примерно глубины 2-4, а зоне ГФГ – 4-8 км. Это подтверждается анализом размещения зон нефте- и газонакопления в зависимости от мощности чехла. Причем около половины зон газонакопления располагается в интервале от 4 до 6 км. Подавляющее большинство нефтеносных зон (88%) имеет среднюю мощность чехла от 2 до 4 км.

Наличие в разрезе НГБ региональной покрышки (или покрышек) определяется показателем «мористость», влияющим также и на генерацию УВ. Мористость – это доля осадков морского генезиса от общего объема отложений бассейна. В краевых системах континентальные осадки, хотя и достигают большой мощности, характеризуются пестротой литологического состава и обычно отличаются отсутствием региональных покрышек, что способствует вертикальной миграции и рассеиванию УВ по всему разрезу. Морские отложения образуют разрез, в котором, как правило, присутствуют мощные регионально выдержанные непроницаемые толщи, обеспечивающие наилучшие условия для латеральной миграции флюидов и худшие – для вертикальной. При региональном прогнозе «мористость» может учитываться и как косвенное свидетельство преобладания того или иного вида миграции УВ.

Показатель «скорость осадконакопления» учитывается при раздельном прогнозе скоплений нефти и газа. На региональном уровне он наиболее удовлетворительно обеспечивает прогноз газообразных УВ. В мобильных областях крупные скопления газа преимущественно тяготеют к молодым горизонтам, характеризующимся скоростью накопления не менее 100 м/млн.лет, а также к толщам их перекрывающим.

Выявление условий размещения промышленных запасов УВ в НГБ по зонам определяет суть назначения зонального прогноза. ЗНГН представляется как преимущественно аккумуляционный объект. ЗНГН является (по В.С.Лазареву, 1986) объемным телом. Задачи зонального прогнозирования – выявление запасов УВ по зонам, стратиграфическим и гипсометрическим интервалам разреза. Качественно-количественный прогноз предусматривает оценку относительного распределения богатства НГБ по ЗНГН, а количественный – абсолютной величины запасов по ЗНГН.

Другая процедура (и показатели) экспертной оценки положения и качества нефтегазоносных объектов платформенных областей и краевых систем рассматривает показатели регионального, зонального и локального уровней, которые объединены в четыре группы: тектонические, литологические, гидрогеологические и геохимические показатели. Для этих показателей даются градации (баллы) экспертной оценки от 3 (5) до 0 по степени убывания качества объекта по тому или иному конкретному показателю. Причем показатели по зональному и локальному уровням не повторяют, а лишь детализируют и дополняют показатели регионального уровня. Таким образом, экспертная оценка, например, локального объекта должна начинаться с регионального уровня и продолжаться через зональный. Процедура экспертной оценки нефтегазоносного объекта заключается в последовательном ранжировании объектов по баллам. В случае присвоения объекту балла 0, он исключается из дальнейшего рассмотрения как неперспективный (Б.М.Фролов, В.Н.Зинченко, В.Б.Арчегов, 1986-1988).

Следует отметить, что в указанной процедуре остаются неясными относительные веса показателей. Вне ее остаются также (но присутствуют в неявной форме) процессы формирования нефтегазоносных объектов, вещество их слагающее и морфология объектов, хотя в незначительной степени последняя учтена в структурных показателях. Вне процедуры оказываются представления о НГК, его подразделениях (что влияет на процедуру локализации объекта) и методы получения показателей.

В числе наиболее общих и универсальных показателей, так или иначе контролирующих стадии онтогенеза УВ, рассматриваются (В.Б.Арчегов, 1986-1988):

1). Позиция тектонического (нефтегазогеологического) объекта в региональной перспективно нефтегазоносной структуре территории. Взаимоотношения объекта и окружающих структурных форм, учет условий их развития, морфологии и строения позволяют наметить главные направления миграции флюидов и разграничить эти структурные объекты по способности к генерации или аккумуляции УВ.

2). Мощность осадочной толщи не только опосредованно отражает направленность и интенсивность тектонических движений, но и определяет генерационные возможности НГБ и контролирует размещение месторождений по фазовому состоянию УВ. Последнее обстоятельство исключительно важно при прогнозе нефтегазоносности. Анализ зон нефте- и газонакопления в зависимости от мощности осадочного чехла показывает, что зоны газонакопления встречаются в диапазоне мощностей от (до) 2 до 6 км и более. Причем около половины их располагается в интервале глубин от 4 до 6 км.

3). Соотношение структурных планов. Структурные планы формировались тектоническими движениями, характерными для определенных интервалов геологической истории, в течение которых могли создаться условия, благоприятные для образования скоплений УВ. Каждому структурному плану присущи свои морфология, размерность и ориентировка структурных форм. Учет соотношения этих планов необходим для пространственного прогнозирования районов образования и накопления нефти и газа, а также при выборе объектов нефегазопоисковых работ.

4). Контрастность структурных форм в обобщенном виде выражает интенсивность складчатых деформаций. Она характеризуется региональными уклонами крыльев структуры, величины которых влияют на условия увеличения региональных уклонов, возрастает трещиноватость и, следовательно, проницаемость осадочного чехла, способствующая вертикальному перетоку флюидов и уменьшающая возможности их широкой латеральной миграции. Анализ материалов по эпигерцинским плитам показал, что значительные градиенты уклонов особенно благоприятны для формирования крупных газовых скоплений, тогда как нефтяные залежи тяготеют к участкам с малыми градиентами уклонов. Участки с залеганием пород близким к горизонтальному вообще не содержат промышленных скоплений УВ [1, 52].

5). Активность неотектонических движений оказывает порой значительное влияние на нефтегазоносность территории. Новейший тектогенез, с одной стороны, способствует формированию залежей УВ, но с другой стороны, может привести к переформированию залежей или их полную деструкцию. Особенно негативно сказывается роль активного новейшего тектогенеза на условия сохранности газовых месторождений, весьма чутко реагирующих вообще на любую перестройку структурного плана.

6). Трещино-разрывная сеть. Плотность и масштабы ее проявления, характеризуя проницаемость недр, учитываются при выяснении условий образования и сохранности залежей УВ. Кроме того, разрывные нарушения учитываются при оценке этажа нефтегазоносности. В этом случае принимается во внимание время образования и степень отражения разломов в осадочном чехле территории.

Рассмотренные методы и параметры прогноза нефтегазононости апробированы в разных областях Сибирской и Восточно-Европейской (Русской) древних платформ.

Дата добавления: 2016-01-09 ; просмотров: 539 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений

Обоснованы газогеохимические критерии оценки нефтегазоносности, прогноза и состава углеводородов в залежах для различных этапов геологоразведочных работ. Значительное внимание уделено вопросам миграции углеводородов в газовом состоянии при формировании и разрушении залежей нефти и газа, прогнозированию типов нефти, газов и газоконденсатов, информативности прогнозных газовых показателей для различных геологических условий.

Для геологов и геохимиков, занимающихся поисками и разведкой нефтяных и газовых месторождений. Может быть полезна преподавателям и студентам нефтяных вузов и факультетов

Гидрохимические критерии нефтегазоносности

Первым и основным общегидрогеологическим признаком неф­тегазоносности той или иной территории является наличие в ее пределах артезианского бассейна первого порядка (мегабассейна) или нескольких артезианских бассейнов второго и третьего порядков.

Скопления УВ приурочиваются преимущественно к закрытым гидрогеологическим районам или структурам. Термином «гидрогеологическая закрытость» обозначается совокупность условий, опре­деляющих невозможность проникновения поверхностных вод в рас­сматриваемые участки пород. Гидрогеологическая закрытость недр, как и многие другие геологические явления, является функцией многих природных процессов, поэтому не поддается точному коли­чественному учету. Условия геологической закрытости характеризу­ются типом вод, степенью их минерализации, содержанием неко­торых компонентов и метаморфизации этих вод. Поэтому можно конкретизировать гидрохимические показатели гидрогеологической закрытости.

Установлено, что на территории вала Карпинского (О.И. Сереб­ряков, 1970) гидрохимические условия закрытости недр могут быть количественно охарактеризованы минерализацией пластовых вод, степенью их метаморфизации, выраженной значениями коэффициентов rNa/rCl и rCl-rNa / rMg, значениями хлорбромного коэффициентов rNa/rCl *100 и показателями сульфатности вод rSO₄/rCl. Закономерности количественных изменений этих показателей отражают распреде­ления структурных элементов, различающиеся по гидрогеологиче­скому режиму.

Гидрогеологически закрытым недрам присущи воды хлоркальциевого типа, которые не формируются на поверхности, а требуют ги­дрогеологически изолированной среды, т.е. тех же условий, которые необходимы для формирования и сохранения нефтяных и газовых залежей. Этот тип вод характеризуется наличием в солевом составе хлоридов кальция при доминирующем содержании хлоридов натрия. Наиболее четко на территории северо-восточного Предкавказья про­цессы метаморфизации вод проявляются при минерализации свыше 100 г/дм 3 . Воды хлоркальциевого типа обычно приурочены к раз­личным глубинным горизонтам независимо от того, являются струк­туры газонефтесодержащими или пустыми. Поэтому сам по себе этот тип вод не может быть гидрохимическим показателем нефтегазонос­ности, однако существование иного генетического типа вод в пре­делах исследуемой территории (за весьма редким исключением) может служить подтверждением неблагоприятной обстановки для сохранения залежей нефти и газа.

Графики изменения ионно-солевого состава (кривые 1) и плотности пластовых вол (кривые 2) апт-неокомского комплекса с расстоянием 1, м, от контура нефтегазоносности по продуктивным площадям

Графики изменения содержания хлор-ионов (кривые 1) и натрий-ионов (кривые 2) пластовых вод Апт-неокомского комплекса с расстоянием от контура нефтегазоносности 1, м, по продуктивным площадям

Причинами описанной гидрохимической зональности выступают также гидродинамическая обстановка и особенности фазового поведения воды в системе вода-природный газ при высоких давлениях и температурах. Процессы концентрирования (увеличения минера­лизации) пластовых вод вблизи залежей являются также следствием испарения части пластовой воды в газовую фазу.

На месторождениях вала Карпинского отмечаются повышение минерализации вод с приближением к залежи, и ее снижение вблизи контура залежи, которое фиксируется на расстоянии не более 100— 200 м. Так, на Улан-Хольском месторождении при локальных фо­новых значениях минерализации вод свыше 120 г/дм 3 у контура за­лежи происходит падение содержания солей до 70—85 г/дм 3 .

Конденсационные воды взаимодействуют с окружающими пла­стовыми водами, снижая их минерализацию и создавая вокруг залежей в пласте зону вод пониженной минерализации. Как показали экспериментальные исследования Т.П. Жузе, растворимость вод в метане при условиях, близких к пластовым условиям газоконден­сатных месторождений (138 °С, 40,0 МПа), может достигать 3 кг вод на 1 м 3 газа; при некотором повышении температуры (204 °С) рас­творимость может достичь 13 кг вод на 1 м 3 метана. Следует учиты­вать также обогащенность газов газоконденсатных месторождений высшими гомологами метана, обладающими повышенной раство­римостью.

Воды глубинных комплексов на территории исследования относятся к хлоркальциевому типу. Для этих вод коэффициент метаморфизации rNa/rCl меньше 0,9. Для вод регионально продуктивных пластов коэффициент метаморфизации обычно колеблется в пре­делах 0,8-0,87 (рисунок ниже). С приближением к поверхностным зонам активного водообмена коэффициент метаморфизации превышает 9 и приближается к 1. Для глубинных вод значения менее 0,9 обычно свидетельствуют о застойности вод и седиментационном морском генезисе этих вод, метаморфизованных процессами катионного обмена. Подобные тип, генезис и условия существования подземных вод, весьма благоприятные для сохранения залежей угле­водородов, отмечаются для меловых и юрских комплексов Промысловского блока, а также для юрского комплекса Бузгинского блока.

Графики изменения генетических коэффициентов и содержания микрокомпонентов пластовых вод Апт-неокомского комплекса с расстоянием от контура нефтегазоносности 1, мм по продуктивным площадям

Таким образом, условия недр могут характеризоваться опти­мальным генетическим коэффициентом rCl-rNa / rMg. Значения генетического коэффициента на рассматриваемой территории более 2. Характерные для зон нефтегазонакопления, могут свидетельствовать о высокой степени закрытости недр, достаточной для сохранения залежей. В зоне активного водообмена, влияния палеопромыва или инфильтрации вод значения rCl-rNa / rMg обычно меньше 2 и нередко снижаются настолько, что необходимо применять коэффициент rNa — rCl / rSO₄. Это говорит о том, что меняется тип вод и соответственно свидетельствует о гипергенных процессах разрушения.

ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Первым и основным общегидрогеологическим признаком нефтегазоносности той или иной территории является наличие в ее пределах артезианского бассейна первого порядка (мегабассейна) или нескольких артезианских бассейнов второго и третьего порядков.

Скопления УВ приурочиваются преимущественно к закрытым гидрогеологическим районам или структурам. Термином «гидрогеологическая закрытость» обозначается совокупность условий, определяющих невозможность проникновения поверхностных вод в рассматриваемые участки пород. Гидрогеологическая закрытость недр, как и многие другие геологические явления, является функцией многих природных процессов, поэтому не поддается точному количественному учету. Условия геологической закрытости характеризуются типом вод, степенью их минерализации, содержанием некоторых компонентов и метаморфизации этих вод. Поэтому можно конкретизировать гидрохимические показатели гидрогеологической закрытости.

Установлено, что на территории вала Карпинского (О.И. Серебряков, 1970) гидрохимические условия закрытости недр могут быть количественно охарактеризованы минерализацией пластовых вод, степенью их метаморфизации, выраженной значениями коэффици-г№ гС1 — гИа

ентов-и-, значениями хлорбромного коэффициентов

[3]

• 100 и показателями сульфатности вод Г ^ 4 . Закономерности

количественных изменений этих показателей отражают распределения структурных элементов, различающиеся по гидрогеологическому режиму.

Гидрогеологически закрытым недрам присущи воды хлоркальци-евого типа, которые не формируются на поверхности, а требуют ги

дрогеологически изолированной среды, т.е. тех же условии, которые необходимы для формирования и сохранения нефтяных и газовых залежей. Этот тип вод характеризуется наличием в солевом составе хлоридов кальция при доминирующем содержании хлоридов натрия. Наиболее четко на территории северо-восточного Предкавказья процессы метаморфизации вод проявляются при минерализации свыше 100 г/дм 3 . Воды хлоркальциевого типа обычно приурочены к различным глубинным горизонтам независимо от того, являются структуры газонефтесодержащими или пустыми. Поэтому сам по себе этот тип вод не может быть гидрохимическим показателем нефтегазоносное™, однако существование иного генетического типа вод в пределах исследуемой территории (за весьма редким исключением) может служить подтверждением неблагоприятной обстановки для сохранения залежей нефти и газа.

Причинами описанной гидрохимической зональности выступают также гидродинамическая обстановка и особенности фазового поведения воды в системе вода—природный газ при высоких давлениях и температурах. Процессы концентрирования (увеличения минерализации) пластовых вод вблизи залежей являются также следствием испарения части пластовой воды в газовую фазу.

На месторождениях вала Карпинского отмечаются повышение минерализации вод с приближением к залежи, и ее снижение вблизи контура залежи, которое фиксируется на расстоянии не более 100— 200 м. Так, на Улан-Хольском месторождении при локальных фоновых значениях минерализации вод свыше 120 г/дм 3 у контура залежи происходит падение содержания солей до 70—85 г/дм 3 .

Конденсационные воды взаимодействуют с окружающими пластовыми водами, снижая их минерализацию и создавая вокруг залежей в пласте зону вод пониженной минерализации. Как показали экспериментальные исследования Т.П. Жузе, растворимость вод в метане при условиях, близких к пластовым условиям газоконденсатных месторождений (138 °С, 40,0 МПа), может достигать 3 кг вод на 1 м 3 газа; при некотором повышении температуры (204 °С) растворимость может достичь 13 кг вод на 1 м 3 метана. Следует учитывать также обогащенность газов газоконденсатных месторождений высшими гомологами метана, обладающими повышенной растворимостью.

Воды глубинных комплексов на территории исследования относятся к хло^сальциевому типу. Для этих вод коэффициент метамор-

физации — меньше 0,9. Для вод регионально продуктивных

пластов коэффициент метаморфизации обычно колеблется в пределах 0,8—0,87 (рис. 10.4). С приближением к поверхностным зонам активного водообмена коэффициент метаморфизации превышает 0,9 и приближается к 1. Для глубинных вод значения менее 0,9 обычно свидетельствуют о застойности вод и седиментационном морском генезисе этих вод, метаморфизованных процессами кати-

Рис. 10.2. Графики изменения ионно-солевого состава (кривые 1) и плотности пластовых вод (кривые 2) апт-неокомского комплекса с расстоянием /, м, от контура нефтегазоносности по продуктивным площадям (составила Т.С. Смирнова):

Минерализация, М, г/дм 3

Плотность, р, кг/м 3

Содержание и С1 _ , г/дм

Рис. 10.3. Графики изменения содержания хлор-ионов (кривые I) и натрий-ионов (кривые 2) пластовых вод Апт-неокомского комплекса с расстоянием от контура нефтегазоносности /, м, по продуктивным площадям

(составила Т.С. Смирнова):

Рис. 10.4. Графики изменения генетических коэффициентов и содержания микрокомпонентов пластовых вод Апт-неокомского комплекса с расстоянием от контура нефтегазоносное™ /, мм по продуктивным площадям

(составила Т.С. Смирнова):

а — Каспийская; б — Улан-Хольская; в — Ермолинская; г — Восточно-Камышанская; д — Красно-Камышанская; е — Северо-Камышанская

онного обмена. Подобные тип, генезис и условия существования подземных вод, весьма благоприятные для сохранения залежей углеводородов, отмечаются для меловых и юрских комплексов Промы-словского блока, а также для юрского комплекса Бузгинского блока.

Таким образом, условия недр могут характеризоваться опти-

мальным генетическим коэффициентом —

тического коэффициента на рассматриваемой территории более 2. Характерные для зон нефтегазонакопления, могут свидетельствовать о высокой степени закрытости недр, достаточной для сохранения залежей. В зоне активного водообмена, влияния палеопромыва или

инфильтрации вод значения-обычно меньше 2 и нередко

снижаются настолько, что необходимо применять коэффициент г№ — гС1 _

свидетельствует о гипергенных процессах разрушения.

КОСВЕННЫЕ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ГИДРОГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПО ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ

КРИТЕРИИ ВЫБОРА КАНАЛОВ РАСПРОСТРАНЕНИЯ РЕКЛАМЫ

КРИТЕРИИ ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТИ НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА КАК МЕСТА ПРОЖИВАНИЯ, ПОСЕЩЕНИЯ И ВЕДЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

КРИТЕРИИ РЕПРОДУКТИВНОГО ПОВЕДЕНИЯ

КРИТЕРИИ ВЫБОРА РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ РЕГИОНАЛЬНОЙ ЭКОНОМИКИ

КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПРОГНОЗНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

Основные положения и критерии для выбора метода почвенной очистки

Почва — это сложный комплекс органических и неорганических веществ, заселенный большим числом различных микроорганизмов. Число бактерий в 1 г почвы исчисляется сотнями миллионов. В почве отсутствуют благоприятные условия для развития патогенной микрофлоры, паразитирующей в организме человека, вследствие.
(Процессы и аппараты биотехнологической очистки сточных вод)

Популярные страницы

КОСВЕННЫЕ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГИДРОГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПО ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ КРИТЕРИИ ВЫБОРА КАНАЛОВ РАСПРОСТРАНЕНИЯ РЕКЛАМЫ КРИТЕРИИ ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТИ НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА КАК МЕСТА ПРОЖИВАНИЯ, ПОСЕЩЕНИЯ И ВЕДЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ КРИТЕРИИ РЕПРОДУКТИВНОГО ПОВЕДЕНИЯ КРИТЕРИИ ВЫБОРА РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ РЕГИОНАЛЬНОЙ ЭКОНОМИКИ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПРОГНОЗНЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ Основные положения и критерии для выбора метода почвенной очистки Для каждого студента высшего учебного заведения важным этапом обучения является подготовка и сдача реферата. На сайте Google-Referat Вы сможете найти большую электронную библиотеку книг и учебников, которые, как мы считаем, помогут Вам в написании академических работ. Скоро будет выложено много полезных и интересных книг.

Источники

1. 
   Подведомственность и подсудность дел судам и арбитражным судам. Судебная практика. — М.: Издание Тихомирова М. Ю., 2017. — 144 c.
2. 
   Головистикова, А. Проблемы теории государства и права. Учебник / А. Головистикова, Ю. Дмитриев. — М.: Эксмо, 2005. — 832 c.
3. 
   Правоведение. — Москва: Мир, 2008. — 319 c.
4. Дубинский, А. Руководствуясь законом; политической литературы Украины, 2013. — 112 c.
5. Гурочкин, Ю.; Соседко, Ю. Судебная медицина. Учебник для юридических и медицинских вузов; М.: Эксмо, 2011. — 320 c.