Справочник химика 21. Резервуары нефти и газа


Природные резервуары нефти и газа — реферат

Природные резервуары нефти и газа

 

Пласт или группа пластов коллекторских пород, перекрытых сверху покрышкой, являются природными резервуарами для нефти, газа и подземных вод. Нефть и газ, обладая меньшим удельным весом всплывают из воды вверх до покрышки и занимают самые приподнятые части резервуара. Снизу нефть и газ подпираются подземными водами.

Основными показателями природных резервуаров являются форма, размеры, емкость, тип ограничения, тип коллектора, тип покрышки. По форме различают два основных типа резервуара: пластовый и массивный. По типу ограничения различают резервуары литологически ограниченные, стратиграфически ограниченные, тектонически ограниченные (Рис.2).

Пластовый резервуар представляет собой проницаемый пласт-коллектор, ограниченный снизу и сверху покрышками. Таких резервуаров в осадочной толще может быть множество. Толщина пластовых резервуаров и их коллекторские свойства более или менее сохраняются на значительных площадях. В среднем толщина составляет 10-20 м.

В каждом пластовом резервуаре существует своя гидродинамическая система. Гидростатическое давление в них закономерно уменьшается в сторону подъема пластов. Циркуляция жидкостей и газов в пласте в основном боковая, в сторону снижения пластовых давлений. Если пласты деформированны с образованием куполовидных и брахиантиклинальных складок, то в сводовой части последних (в зоне минимальных гидростатических давлений) могут образоваться залежи нефти или газа пластового сводового типа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Классификация пород-флюидоупоров по их экранирующим свойствам по А.А.Ханину (1968)

 

 

Классы

Макси-мальный размер пор, мкм

Проницае-мость по газу, мД

Давление прорыва газа через смоченную керосином породу,  МПа

Характеристика пород

Высокий

 

I

 

<0.01

 

10-6

 

12

Соли, гипсы, ангидриты, высоко-дисперсные

пластичные,

монтмориллонитовые,

смешанно-слойные глины

 

II

 

0.05

 

10-5

 

8

Средний -

 

 

III

 

 

0.3

 

 

10-4

 

 

5.5

Глины, аргиллиты

каолинит-гидрослюдистые

Низкий

 

IV

 

2.0

 

10-3

 

3.0

Глины, аргиллиты алевритистые, песчанистые, известковистые, плотные известняки, магматические породы

 

V

 

10

 

10-2

 

0.5

 

 

Массивный резервуар представляет собой мощную проницаемую толщу, перекрытую сверху покрышкой. Снизу покрышка отсутствует или находится на далеком удалении. В таких резервуарах циркуляция жидкости и газа происходит главным образом снизу вверх. В кровле массивного резервуара могут образоваться крупные залежи нефти и газа массивного типа. Толщина массивных резервуаров составляет 100-500 м.

Литологически ограниченные резеравуары представляют собой резервуары пластовой, линзовидной, гнездовидной форм, перекрыты со всех или с двух-трех сторон непроницаемыми породами-покрышками. Формирование их связано с замещением по простиранию проницаемых пород (песков, песчаников) непроницаемыми породами (глинами). Зоны литологического замещения формируются первично при осадконакоплении и контролируются береговыми линиями древних морей, озер, руслами рек, границами фациальных замещений. Резервуары такого типа могут иметь сложные линзовидные, рукавообразные, шнурковые, полосовидные формы.

Стратиграфическое ограничение резервуаров пластового, редко массивного типов образуется при перерывах осадконакопления, в зоне угловых несогласий. Тектонические ограничения резервуаров возникает в результате нарушения пластов разрывами типа сброса, взброса, надвига. При этом зона разлома сама иногда служит в качестве непроницаемого экрана, но чаще результатом блоковых взаимоперемещений является возникновение тектонических контактов, когда проницаемые пласты-коллекторы приходят в соприкосновение с непроницаемыми породами-покрышками.

 

Нефтегазоносные комплексы

 

Толщи осадочных пород, содержащие нефть и газ и перекрытые региональными покрышками, называются нефтегазоносными комплексами. Это – крупные, региональные резервуары сложного строения, состоящие из резервуаров и покрышек меньших рангов. Мощность нефтегазоносных комплексов колеблется от 50 до 1500 м. В нефтегазоносных бассейнах как правило наблюдается несколько нефтегазоносных комплексов. Например, в пределах Западно-Сибирской провинции в разрезе осадочного чехла выделяется четыре нефтегазоносных комплекса (снизу вверх): нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-альб-сеноманский.

Нефтегазоносные комплексы подразделяются на нефтегазоносные подкомплекы и зональные резервуары, изолированные друг от друга покрышками субрегионального и зонального рангов. Каждый нефтегазоносный комплекс отличается прежде всего литологическим составом, особенностью строения,  типами углеводородов и количеством залежей, содержащихся в них. По литологическому составу различаются нефтегазоносные комплексы, состоящие из: 1) в основном из карбонатных пород, 2) из терригенных обломочных песчано-глинистых пород.

 

 

 

ЛОВУШКИ И ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

 

Ловушки нефти и газа и их типы

 

Ловушкой в нефтегазовой геологии называется часть природного резервуара, ограниченная сверху и с боков покрышками, и в которой теоретически возможно образование скоплений нефти и газа. В природных условиях резервуары всегда заполнены подземными водами. Воды эти в основном седиментационные, захороненные совместно с образующейся горной породой. Молекулы и пузырьки нефти и газа, имея меньший удельный вес, в водной среде обладают энергией и способностью перемещаться к зоне пониженных давлений в направлении к кровле резервуара. Всплывание частиц нефти и газа будет происходить до достижения слоев – покрышек. Дальнейшее движение нефти и газа возможно в боковом направлении, если кровля резервуара имеет некоторый наклон.

Подземные воды, содержащие молекулы углеводородов и пузырьки нефти и газа в свою очередь испытывают движение внутри резервуара.

Любые перемещения нефти, газа и подземных вод в земной коре называются миграцией. Боковая миграция микроскоплений нефти и газа вдоль по резервуару будет происходить до достижения ловушки. В пределах ловушки отдельные пузырьки, пленки и струйки нефти и газа сливаются друг с другом, образуя более крупные скопления – залежи.

По форме и условиям происхождения различаются ловушки (Рис.3):

  1. антиклинального (структурного) типа
  2. неантиклинального типа:
    1. литологического типа
    2. стратиграфического типа
    3. тектонического типа
  3. смешанного (комбинированного) типа:
    1. структурно-литологические
    2. структурно-стратиграфические
    3. структурно-тектонические

Ловушки антиклинального (структурного) типа (рис.3)представляют собой куполовидную или брахиантиклинальную складку. Это наиболее широко распространенный тип ловушек, образующийся в результате локального воздействия на слои горных пород тектонических сил, направленных поперечно (вертикально). В практике геологоразведочных работ такие ловушки (структуры) называются локальными поднятиями. Размеры их в плане составляют несколько километров по ширине и длине, реже достигают 10 километров по длинной оси. Складки более крупных размеров называются куполовидными поднятиями и валами. Они представляют собой зональные структурные ловушки (зоны нефтегазонакопления), состоят из нескольких локальных поднятий. Куполовидные поднятия в плане имеют более или менее округлую форму, валы – удлиненную форму. Антиклинальные складки – ловушки более высокого ранга называются сводами или мегавалами. Размеры их по ширине и длине достигают 100-200 км. Они относятся к разряду региональных ловушек, состоят из множества валов, куполов и локальных поднятий. Примерами сводов являются Сургутский свод, Нижневартовский свод.

К настоящему времени в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 3 тысяч локальных поднятий, из них более чем 600 содержат залежи нефти и газа.

Ловушки литологического типа образуются в зонах выклинивания проницаемых пластов–резервуаров и литологического замещения пород-коллекторов непроницаемыми породами, размещаются на моноклиналях, на бортах прогибов, впадин, на склонах сводов и мегавалов. По форме они могут быть пластовыми, линзовидными, гнездовидными, шнурковыми и т.д. Области их развития контролируются береговыми линиями древних морей, баровыми, рифовыми островами, руслами древних рек, сложенных песками, галечниками. Масштабы проявления таких ловушек бывают разными – от местных (локальных) до зональных и региональных. Ловушки стратиграфического типа образуются под поверхностью стратиграфических перерывов и угловых несогласий в результате срезания эрозией древних проницаемых толщ и последующего перекрытия их более молодыми непроницаемыми слоями. Форма таких ловушек, как правило, пластовая. Масштабы их проявления чаще региональные.

Ловушки тектонически экранированного типа образуются в зонах тектонических разломов типа сбросов, взбросов и надвигов. В результате взаимоперемещений тектонических блоков проницаемые пласты приходят в соприкосновение с непроницаемыми, либо экранируются тектоническими глинами зоны разлома. Масштабы развития таких ловушек зависят от размеров и количества разломов.

Ловушки смешанного типа образуются при одновременном участии в процессе их формирования нескольких факторов. Они могут быть структурно-литологического, структурно-стратиграфического, структурно-тектонического типов.

 

IV.2. Залежи нефти и газа и их параметры.

 

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Рис.3 Типы ловушек и залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

 

1 – структурного (антиклинального) типа; 2 – литологического типа; 3- стратиграфического типа; 4 – тектонического  типа; 5 – комбинированного типа  а) структурно-литологический; б)структурно-стратиграфический; в)структурно-тектонический.

Условные обозначения: 1 – глины; 2 – пески водоносные; 3 – часть ловушки, где может образоваться скопление нефти и газа; 4 – изолинии глубины залегания кровли пласта в километрах; 5 –линии тектонических нарушений; 6 – линии стратиграфических перерывов, размывов, несогласного залегания.

 

 

 

 

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

 

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; hГ – высота газовой части; hН – высота нефтяной части.

 

 

 

Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

 

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

 

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

  1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).
  2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи

  1. называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.
  2. Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.
  3. Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.
  4. Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.
  5. Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.
  6. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.
  7. Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.
  8. Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

myunivercity.ru

III.4. Природные резервуары нефти и газа

Количество просмотров публикации III.4. Природные резервуары нефти и газа - 198

III.3. Классификация пород-коллекторов нефти и газа

По типам пустотных пространств различаются коллекторы поровые, трещинные, каверновые, порово-трещинные, порово-каверновые, порово-трещинно-каверновые. В природных условиях наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются поровые коллекторы – пески, песчаники, пористые известняки, доломиты. Каверновыми, порово-каверновыми коллекторами являются рифовые известняки (ракушняки, коралловые массивы), выветрелые, выщелоченные кавернозные известняки, дресва, гравелиты, галечники, конгломераты. К трещинным, порово-трещинным коллекторам относятся трещиноватые горные породы всœех типов вплоть до гранитов, базальтов, глин и аргиллитов. Залежи нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты (верхняя юра) выявлены в Салымском районе Западной Сибири.

Наиболее популярной и часто применяемой в практике геологических работ является классификация пород-коллекторов по пористости и проницаемости, выполненная А.А.Ханиным (Табл.7). Горные породы, практически не проницаемые для нефти, газа и воды называются покрышками (экранами, флюидоупорами). К ним относятся глины, аргиллиты, плотные известняки, мергели, каменная соль, гипс, ангидриды и некоторые другие плотные породы. По ряду показателœей различаются покрышки нескольких классов. К покрышкам наиболее высокого класса относятся каменная соль, гипсы, ангидриты и пластичные монтморилонитовые глины. На качество покрышек влияет однородность породы, минœералогический состав, отсутствие примесей и трещин. Присутствие в глинах песчаных и алевритовых частиц существенно снижает экранирующие свойства покрышек. По размерам различаются покрышки регионального, зонального и локального рангов. Чем выше однородность и толщина пласта-покрышки, тем лучше его экранирующие качества.

Таблица 7 Классификация песчано-алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости (по А.А.Ханину, 1973)  
Класс коллектора Название породы Эффективная пористость, % Проницае-мость, мкм2
I-очень высокий Песчаник среднезернистый >16.5   ≥1
Песчаник мелкозернистый >20.0
Алевролит крупнозернист. >23.5
Алевролит мелкозернистый >29.0  
II-высокий Песчаник среднезернистый 15-16.5  
Песчаник мелкозернистый 18-19.0 0.5-1.0
Алевролит крупнозернист. 21.5-23.5
Алевролит мелкозернистый 26.5-29.0
III-средний Песчаник среднезернистый 11-15  
Песчаник мелкозернистый 14-18 0.1-0.5
Алевролит крупнозернист. 16.8-21.5
Алевролит мелкозернистый 20.5-26.5  
IV-средний Песчаник среднезернистый 5.8-11  
Песчаник мелкозернистый 8-14 0.01-0.1
Алевролит крупнозернист. 10-16.8
Алевролит мелкозернистый 12-20.5  
V-низкий Песчаник среднезернистый 0.5-5.8  
Песчаник мелкозернистый 2-8 0.001-0.01
Алевролит крупнозернист. 3.3-10
Алевролит мелкозернистый 3.6-12
VI-очень низкий, непромыш-ленный. Песчаник среднезернистый <0.5     <0.001
Песчаник мелкозернистый <2
Алевролит крупнозернист. <3.3
Алевролит мелкозернистый <3.6

Пласт или группа пластов коллекторских пород, перекрытых сверху покрышкой, являются природными резервуарами для нефти, газа и подземных вод. Нефть и газ, обладая меньшим удельным весом всплывают из воды вверх до покрышки и занимают самые приподнятые части резервуара. Снизу нефть и газ подпираются подземными водами.

Основными показателями природных резервуаров являются форма, размеры, емкость, тип ограничения, тип коллектора, тип покрышки. По форме различают два базовых типа резервуара: пластовый и массивный. По типу ограничения различают резервуары литологически ограниченные, стратиграфически ограниченные, тектонически ограниченные (см.рис.2).

Пластовый резервуар представляет собой проницаемый пласт-коллектор, ограниченный снизу и сверху покрышками. Таких резервуаров в осадочной толще должна быть множество. Толщина пластовых резервуаров и их коллекторские свойства более или менее сохраняются на значительных площадях. В среднем толщина составляет 10-20 м.

В каждом пластовом резервуаре существует своя гидродинамическая система. Гидростатическое давление в них закономерно уменьшается в сторону подъема пластов. Циркуляция жидкостей и газов в пласте в основном боковая, в сторону снижения пластовых давлений. В случае если пласты деформированны с образованием куполовидных и брахиантиклинальных складок, то в сводовой части последних (в зоне минимальных гидростатических давлений) могут образоваться залежи нефти или газа пластового сводового типа.

Читайте также

  • - III. Радиорелейные средства связи

    II. Беспроводные средства связи I. Проводные средства связи Ø Городскую телефонную связь Ø Прямая телефонная связь (селекторная)Ø Радиотелефонная связь («Алтай») Ø Индуктивная связь (ЭКВ связь «Дистон», «Нальмэс») Ø... [читать подробнее].

  • - III. Время 90 минут.

    Занятие №5 Тормозная система Тема №8 Механизмы управления По устройству автомобильной техники Проведения группового занятия План – конспект Преподаватель цикла ПОПОН подполковник Федотов С.А. "____"... [читать подробнее].

  • - III. Стартер включен.

    Из позиции I спокойно поворачиваем ключ на 180°, в позицию II. Как только вы попадете во вторую позицию, на щитке приборов обязательно включатся какие-нибудь лампочки. Это могут быть: контрольная лампа заряда аккумуляторной батареи, лампочка аварийного давления масла,... [читать подробнее].

  • - Эллинистический период (III –I вв. до Р.Х.).

    В эпоху эллинизма в скульптуре усиливается тяга к пышности и гротеску. В одних произведениях показаны чрезмерные страсти, в других заметна излишняя близость к натуре. В это время начали прилежно копировать статуи прежних времён; благодаря копиям мы сегодня знаем многие... [читать подробнее].

  • - Французская готическая скульптура. XIII—XIV вв.

      Начала французской готической скульптуры были заложены в Сен-Дени. Три портала западного фасада знаменитой церкви заполняли скульптурные изображения, в которых впервые проявилось стремление к строго продуманной иконографической программе, возникло желание... [читать подробнее].

  • - Портрет XVIII века

    С исходом XVII века манерность и условность, водворившиеся во всех видах живописи, помешали портрету удержаться на достигнутой им высоте. Жанр деградировал и был отодвинут на второй план как в живописи, так и в скульптуре. Достижения реалистического портрета предаются... [читать подробнее].

  • - Немецкая готическая скульптура. XIII—XIV вв.

      Монументальная готическая скульптура в Германии пережила расцвет во второй трети XIII в. Своеобразие ее образного строя было обусловлено не только традициями немецкой пластики, но и ситуацией в политической и духовной жизни страны, где в этот период затухала... [читать подробнее].

  • - МУЗЫКАЛЬНЫЙ ТЕАТР XVI–XVIII ВЕКОВ

    1. Орацио Векки. Мадригальная комедия «Амфипарнас». Сцена Панталоне, Педролине и Гортензии 2. Орацио Векки. Мадригальная комедия «Амфипарнас». Сцена Изабеллы и Лючио 3. Эмилио Кавальери. «Представление о Душе и Теле». Пролог. Хор «О, Синьор» 4. Эмилио Кавальери.... [читать подробнее].

  • - Кёльнский собор в XII—XVIII вв.

    В 1248 году, когда архиепископ Кёльна Конрад фон Гохштаден заложил первый камень в основание Кёльнского собора, началась одна из самых длинных глав в истории европейского строительства. Кёльн, один из самых богатых и политически могущественных городов тогдашней Германской... [читать подробнее].

  • - Русская скульптура второй пол. XVIII века. Шубин, Козловский, Гордеев, Прокофьев, Щедрин и др.

    Этьенн Морис Фальконе (1716-1791) во Франции и России (с 1766-1778 г.). "Грозящий Амур" (1757, Лувр, ГЭ) и его реплики в России. Памятник Петру I (1765-1782). Замысел и характер монумента, значение его в городском ансамбле. Роль помощницы Фальконе - Мари-Анн Колло (1748-1821) в создании... [читать подробнее].

  • referatwork.ru

    Природные резервуары и ловушки нефти и газа

        Ловушка нефти и газа застойная часть природного резервуара, где устанавливается равновесие между нефтью, газом и водой, т. е. где они уже не могут двигаться. Ловушки характеризу- [c.65]

        Одно из необходимых и непременных условий для формирования промышленных скоплений нефти и газа — наличие ловушки, в которую УВ попадают, мигрируя в природных резервуарах. Под ловушкой понимается часть природного резервуара, в которой благодаря отсутствию движения флюидов последние распределяются по плотности согласно закону гравитации. [c.67]

        Источники газообразных углеводородов — в первую очередь, природные и нефтяные попутные газы, а также некоторые синтетические газы, полученные при переработке горючих ископаемых (например, термическая и термокаталитическая переработка нефти и нефтепродуктов, термическое разложение — газификация — твердого и жидкого топлив, а также коксование твердого топлива — коксовый газ). В отличие от природных, синтетические газы наряду с алканами содержат также и ненасыщенные углеводороды, значительные количества водорода и др. Природные газы содержат в основном метан и менее 20 % в сумме этана, пропана и бутана, примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексаиа и др. Кроме того, присутствуют малые количества оксида углерода (IV), азота, сероводорода и благородных газов. Многие горючие природные газы, залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана. С увеличением глубины отбора содержание гомологов метана обычно растет. Образование горючих природных газов — в основном результат катагенетического преобразования органических веществ осадочных горных пород. Залежи горючих газов формируются в природных ловушках на путях его миграции. Миграция происходит при статической или динамической нагрузке пород, выжимающих газ, а также свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Подземными природными резервуарами для 85 % общего числа газовых и газоконденсатных залежей являются песчаные, песча-но-алевритные и алевритные породы, нередко переслоенные глинами. В остальных 15 % случаев коллекторами газа служат карбонатные породы. Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому или иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Все больше открывается газовых месторождений в зоне шельфа и в мелководных бассейнах, например Северное море. Наиболее крупные газовые месторождения СССР—Уренгойское и Заполярное — приурочены к меловым отложениям Западно-Сибирского бассейна. [c.194]

        На рис. 2.26 показаны гидродинамические условия в природных резервуарах, при которых образуются различные типы гидравлических ловушек и соответственно залежей нефти и газа (левая часть рисунка) и условия, при которых ловушки и залежи сформироваться не могут (правая часть рисунка). [c.68]

        После этого определяют, какие из пород в недрах мог)т служить вместилищем—природными резервуарами лля нефти, газа и воды. Для этого необходимо изучить коллекторские свойства пород и условия их залегания. Над коллекторскими породами обязательно должна быть непроницаемая покрышка, состоящая из пластичных пород, лишенных трещин, иначе коллекторы не могут служить вместилищами для нефти и газа. Наконец, надо найти те места, где в природных резервуарах-могли образоваться ловушки для нефти и газа. Все эти вопросы разрешаются в процессе геологических исследований. [c.92]

        Тектонически экранированные ловушки образуются в антиклинальных структурах и на моноклиналях при наличии тектонических разрывов. Более правильно их следует называть дизъюнктивно экранированными, т. к. своды и антиклинали тоже представляют собой тектонические экраны на пути движения нефти и газа. При моноклинальном залегании природного резервуара ловушка может образоваться только при условии, если тектонический разрьш (экран) представляет собой не прямую плоскую поверхность, а кривую или ломаную поверхность (рис. 2.22). [c.66]

        НЫМ резервуаром называет только ту часть пород-коллекторов, которая заполнена нефтью или газом, не разграничивая понятий природный резервуар и ловушка . Следует отметить, что смешивание этих понятий встречается в настоящее время и у других авторов. [c.63]

        Для образования промышленных скохшений нефти и газа необходимо наличие ловушек, в которые могут попадать, а затем накапливаться углеводороды, мигрирующие в природных резервуарах. Ловушка — это часть природного резервуара, в которой, благодаря уравновешенности гидравлических сил (из-за отсутствия перепада пластовых давлений), может происходить аккумуляция нефш и газа и образоваться их залежь. Движение (миграция) УВ в ловушке отсутствует, поэтому газ, нефть и вода распределяются в ней по плотности, согласно закону гравитации. [c.66]

        Вместилищами нефти и газа в Земле могут быть коллектор, природный резервуар и ловушка. По Н.Е. Еременко (6], термины эти означают  [c.24]

        Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород-коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления. Ловушками нефти и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа — образования залежи. [c.63]

        Природные резервуары и ловушки нефти и газа [c.63]

        Основные положения антиклинальной теории сводились к следующему нефть, газ и вода насыщают пористые породы, являющиеся для них природными резервуарами. В природных резервуарах свободно происходят перемещение и разделение жидких и газообразных веществ. Углеводородные газы и жидкости попадают в природные резервуары либо путем выжимания их из прилегающих глин, либо по трещинам из подстилающих пород. Нефть и газ, будучи легче воды, всплывают при перемещении их с водой в природных резервуарах кверху. Наиболее приподнятыми оказываются пласты в сводовой части антиклинали. Нефть и газ устремляются к сводовым частям выпуклых складок. Попав в сводовую часть антиклинали, они оказываются в ловушке. Всплывать выше они ие могут, так [c.88]

        Ловушка — часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Так как плотность газа наименьшая, он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки. [c.25]

        Первоначально такие пласты были горизонтальными, но затем движения земной коры (разломы, поднятия, опускания, сжатия) их деформировали, создавая так называемые стратиграфические ловушки - природные подземные резервуары, где собираются и накапливаются нефть и газ. [c.82]

        И.О. Брод подчеркивал, что именно по типу природного резервуара, определяюшего условия перемещения и дифференциации флюидов, должны выделяться основные группы залежей. Отличительная черта первых двух групп состоит в том, что они образуются в природных резервуарах, имеющих региональное распространение и насыщенных водой на всем их протяжении. Вода заполняет подавляющую часть резервуара и ограничивает залежь нефти и(или) газа, занимающих незначительную часть природного резервуара — ловушку, т.е. вода в этом случае является ведущим фактором, формирующим залежь. В третьей группе залежей— литологически ограниченных — резервуар со всех сторон ограничен непроницаемыми породами, в которых не происходит циркуляции вод и вода может только подстилать залежь в резервуаре, но при этом не создает напор. [c.300]

        Нефтегазообразование - весьма сложный многостадийный и исключительно длительный биохимический процесс преобразования исходного органического материала в углеводороды. Образованию скоплений углеводородов предшествует длительная стадия эмиграции рассеянной по нефтематеринским породам так называемой микронефти через пористые породы (песчаные, карбонатные) - коллекторы в природные резервуары - нефтяные залежи. Эмиграция нефти происходит в результате действия различных факторов отжа-тия или прорыва вследствие давления породы, диффузии, особенно газов, перемещения с водой в растворенном в ней состоянии, фильтрации по порам и трещинам при наличии перепада давления. В дальнейшем в результате движения по пористым пластам и при вертикальной эмиграции, возникающей под влиянием гравитационного и тектонического факторов, нефть и газ скапливаются в так называемых ловушках, т.е. в таких участках пористых горных пород, откуда дальнейшая эмиграция невозможна. Залежи нефти можно представить, как, образно говоря, трехслойный пирог верхняя часть - газовая шапка, подпираемая снизу вторым слоем - пластом нефти, который, в свою очередь, лежит на пласте воды, являющемся своего рода гидрозатвором резервуара. Резервуар со всех сторон, кроме нижней, герметично экранирован непроницаемыми горными пластами (глинами, солями, магматическими породами). Различают ловушки сводовые (преимущественно антиклинальные) и тектонически экранированные. [c.30]

        Помимо геостатического давления, зависящего от мощности и плотности перекрывающих резервуар пород, АВПД могут быть вызваны и другими причинами, а именно сообщае-мостью природного резервуара по разрывным нарушениям с подстилающими отложениями, где отмечены высокие давления, характерные для больших глубин вторичными процессами, приводящими к уменьшению пористости пород-резерву-аров избыточным давлением, обусловленным разницей в плотностях нефти и воды (в особенности газа и воды) в высокоамплитудных структурных ловушках и т. д. [c.74]

        Классификация ловушек В.Б. Оленина (1977) имеет много общего с классификацией, составленной И.О. Бродом (1951), но отличается принципом деления на едином уровне и составом классификационных категорий. И.О. Брод использовал в качестве главного признака тип природного резервуара, В.Б. Оленин — форму ловушки. Согласно этому признаку, ловушки с нефтью и(или) газом по форме подразделяются на четыре крупные группы I — изгибы, П — выступы, П1 — ловушки экранирования, IV — линзы и линзовидные ловушки. Каждая из четырех групп подразделяется по генезису ловушки всего вьщеляется 15 видов. Эта классификация более детальная, она существенно дополняет классификацию И.О. Брода, что естественно, так как бьша создана на 25 лет позже, но и она не лишена недостатков. Во-первых, в ней не нашли места массивные залежи в антиклинальных ловущках, щироко распространенные в природе и заключающие значительную часть запасов нефти и газа. Во-вторых, подразделение видов по генезису ловушки соблюдено не во всех группах. Например, группа III — ловушек экранирования — включает шесть видов I) ловушки экранирования по разрыву 2) ловушки [c.308]

        Под природным резервуаром И.О. Брод понимал природное тело определенной формы, во всем объеме которого происходят циркуляция флюидов и их дифференциация с выделением скоплений нефти и (или) газа в определенных местах — ловушках. А.И. Леворсен же под резервуаром понимал только ту часть пласта, которая занята залежью. Подход И.О. Брода, по-видимому, является более широким и правильным. Он выделил три крупных группы природных резервуаров пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон. Эти названия более или менее условные и требуют дополнительного пояснения (рис. 6.1). [c.231]

        Если на пути движущегося по природному резервуару флюида встречается преграда (какой-либо экран или барьер), то начинается формирование скопления УВ — залежи, которая занимает определенную часть геологического пространства и является первым (низщим) членом системы нефтегеологического районирования. В качестве простейшего элемента районирования по генетическому принципу В.Б. Оленин рассматривал минимальный по размеру участок земной коры, который при этом в силу структурно-генетической характеристики способен заключать единичную залежь нефти и(или) газа. Больщинство отечественных исследователей называют такие участки ловушками . Ловушка, содержащая залежь УВ, является простейшим элементом системы нефтегеологического районирования. [c.296]

        В.В. Семенович определяет ловушку как часть природного резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, вызывающими перемещение флюидов (воды, нефти и свободного газа) в породах и препятствующими ему силами. Основные причины перемещения — разность давлений и гравитационное всплывания нефти и газа в воде. Противодействие перемещению флюидов оказывает покрышка, экран (в широком смысле флюи-доупор), которым чаше всего являются непроницаемые породы экран также может создаваться напором воды, разницей давлений и др. [c.297]

        Необходимым условием возникновения залежи является наличие замкнутого субгоризонтального контура (граница ловушки). Определение этого понятия дано И.О. Бродом и H.A. Еременко. Замкнутый контур рассматривается как линия, ограничивающая в плане максимальную возможную площадь залежи. Замкнутый контур представляет собой границу, ниже которой углеводороды не могут удержаться (например, обратный изгиб пласта — замок ). В вертикальном разрезе замкнутый контур соответствует точке пересечения поверхности ловушки (точнее, природного резервуара) и наиболее низкого возможного положения нефте- (или) газоводяного контакта при максимальном заполнении ловушки (иногда называют выклиниванием или нулевой изопахитой залежи). Залежь нефти и(или) газа может распространяться во всем объеме резервуара внутри замкнутого контура (см. рис. 7.1) или занимать часть его. [c.297]

        Породы-коллекторы и перекрьшающие покрьпп-ки из слабопроницаемых пород составляют природный нефтегазовый резервуар. Ловушка — часть природного резервуара, в которой благодаря структурному порогу, стратиграфическому экранированию, литологическому ограничению или другим барьерам возможно накопление нефти и газа. [c.65]

        Дрценко В.В. Природные резервуары и ловушки нефти и газа Учеб. пособ. / Под ред. А.Н. Резникова. Ростов н/Д Изд-во Ростовского гос. ун-та, 2003.40 с. [c.124]

        JQ я типами резервуара и коллектора, условиями образования (генезиса), формой, ёмкостью. Для литологически ограничен-резервуаров параметры резервуара и ловушки могут совпадать, когда весь резервуар представлен одной ловушкой. Ловущ у1 являются накопителями (аккумуляторами) нефти и газа. У в огли поступать в ловушки в течение длительного геологического времени. В отличие от природных резервуаров, где происхо-Д0Т движение УВ в воде или в свободном состоянии при малом содержании в единице объёма пласта, учитывая большую про--гЯЖённость пластов, в ловушке формируется скопление УВ, концентрация которых в объёме пласта становится очень высокой. [c.66]

        Поверхности разделов воды, нефти и газа в хорошо проницаемых коллекторах, составляющих резервуары, обычно горизонтальные. В слабо проницаемых коллекторах при слабом наклоне пластов поверхность водо-нефтяного раздела бывает иногда слабо наклонной, так как распределение подвижных ве-. ществ по их удельному весу нарушается проявлением таких свойств, как поверхностное натяжение, вязкость и т. п. Поверхность водонефтяного раздела для образования залежи должна замыкать нефть и газ в ловушке внутри природного резервуара. И. М. Губкин показал, что для образования ловг/шкц в природном резервуаре совершенно не обязателен антиклинальный изгиб, важно только, чтобы структурный изгиб создавал условия, при котором вода могла бы запереть нефть, всплывающую кверху, внутри резервуара. [c.90]

    chem21.info


    Смотрите также