37.Классификация залежей нефти и газа по типу ловушек.

По фазовому составу флюида: однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые. По составу флюида залежи делят на: Чисто нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание газа в нефти (газовый фактор) колеблется в среднем от 10 до 60м³/м³,но иногда превышает 500м³/м³. Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Формирование газовой шапки может происходить за счет выделения газа из нефти. Нефтегазовая залежь состоит из основной газовой части с нефтяной оторочкой. Газоконденсатные. Газоконденсатно-нефтяные. Чисто газовые. Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяются термобарическими условиями залегания. В процессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие природной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на естественном режиме снижается пластовое давление, и если оно становится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи, наоборот, выпадают жидкие УВ. По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы: простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи; сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов. По рентабельности залежи делятся на Балансовые или промышленные - разработка которых в настоящее время целесообразна, Забалансовые (непромышленные) - разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем. Рентабельность добычи зависит от объема УВ на месторождении, от характера насыщения пласта коллектора, климатического и ландшафтного положения, глубины залегания, развития инфраструктуры. По значениям рабочих дебитов залежи делятся на классы: Классификация залежей по значениям рабочих дебитов Таблица 5.1.

Класс	Залежи	Дебиты
		нефти, т/сут	газа, м3/сут
1	Высокодебитные	100	1 000 000
2	Среднедебитные	10–100	100 000–1 000 000
3	Малодебитные	2–10	20 000–100 000
4	Низкодебитные	Менее 2	Менее 20 000

Вопрос 38-43 Классификация залежей по типу ловушек

И. О. Брод, Н. А. Еременко, А. А. Бакиров и другие исследователи выделяют 6 классов залежей по главным морфогенетическим показателям:

1. Ловушки складчатых дислокаций.

2. Ловушки разрывных нарушений.

3. Ловушки стратиграфических несогласий.

4. Ловушки литологические.

5. Ловушки рифовых массивов.

6. Ловушки комбинированные (складчато-стратиграфические, литолого-стратиграфические и т.п.).

Ловушки складчатых дислокаций. Ловушки складчатых дислокаций связаны с антиклинальными складками – крутыми, высокоамплитудными в геосинклинальных областях, пологими – на платформах. Объем антиклинальной ловушки зависит от ее структурной амплитуды, мощности резервуара-коллектора, пористости, пластового давления. Структурной амплитудой складки называется превышение гипсометрически наиболее высокой точки над самой низкой замкнутой изогипсой. Структурный рельеф складки – это высота, на которую смятый в складку пласт превышает региональный наклон Ловушки разрывных нарушений – тектонически – экранированные

Выделяются нормальные сбросы на моноклиналях. Ловушка образуется в случае изгиба поверхности сброса или при комбинации нескольких сбросов В складчатых областях широко распространены ловушки, связанные с взбросами и надвигами, причем залежи могут быть как выше, так и ниже поверхности разрыва пласта. Ловушки стратиграфических несогласий (стратиграфически –экранированные)

Образуются на моноклиналях и крыльях антиклинальных складок при наличии регионального перерыва в осадконакоплении и последующего трансгрессивного перекрытия размытой поверхности разновозрастных пластов новыми, более молодыми непроницаемые осадочными толщами. Литологические ловушки. Отличаются исключительным разнообразием, но могут быть сгруппированы в две основные категории: литологически-экранированные, связанные с фациальным замещением (выклиниванием) пласта-резервуара по восстанию, и литологически ограниченные. Распространенной разновидностью литологически ограниченных ловушек являются шнурковые или рукавообразные ловушки, связанные с длинными и узкими песчаными телами известны также линзовидные вытянутые песчаные тела, представляющие собой погребенные бары, косы, отмели, со всех сторон окруженные одновозрастпыми непроницаемыми глинистыми породами. Ловушки рифовых массивов. Связаны с ископаемыми выступами (куполами) кавернозных, трещиноватых известняков, образованных в результате- жизнедеятельности морских организмов (кораллов, мшанок некоторых толстостенных пелеципод и др.). Рифовые массивы являются очень хорошими резервуарами: они окружены со всех сторон и подстилаются слабопроницаемыми известняками, мергелями и глинами. Рис. 5.6. Ловушка рифового массива. 1 – кавернозные и трещиноватые карбонатные породы; 2 – отложения перекрывающие рифовое тело. 6. Ловушки комбинированные. Это ловушки, совмещающие черты двух и более вышеописанных классов. Так, например, если вершина антиклинальной складки подверглась кратковременному размыву, а затем опустилась вновь под урез воды и была перекрыта осадочными толщами, которые, в свою очередь, изогнулись в антиклинальную складку, то образуются под и над поверхностью несогласия ловушки антиклинально-стратиграфического типа. Если проницаемый пласт выклинивается вблизи вершины купола и затем перекрывается непроницаемой породой, образуются ловушки антиклинально-литологического типа и т. д. На одном и том же месторождении нефти могут присутствовать залежи, связанные со всеми вышеперечисленными классами ловушек. Чаще всего это случается в районах развития соляных куполов.