Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника



Класифікація порід-покришок за екранувальною здатністю

Читайте также:
  1. Акти первинного права: класифікація та значення для європейської інтеграції.
  2. Бюджетна система та бюджетна класифікація
  3. Бюджетні трансферти, їх класифікація та характеристика
  4. Видатки бюджету, їх сутність, склад і класифікація
  5. Відбитки, їх класифікація
  6. Державні позики, їх класифікація
  7. Джерела виникнення надзвичайних ситуацій техногенного характеру та їх класифікація
  8. Джерела фінансування дефіциту бюджету та їх класифікація
  9. Джерела формування та класифікація фінансових ресурсів підприємств
  10. Елементи системи оподаткування. Класифікація податків

 

Група Екрану-вальна здатність Абсолютна проникність по газу / тиск прориву газу
мД/МПа м2/МПа
А Дуже висока 10-6/ 12 10-21/ 12
В Висока 10-5/8 10-20/8
С Середня 10-4/5,5 10-19/5,5
Д Понижена 10-3/3,3 10-18/3,3
Е Низька 10-2/<0,5 10-17/<0,5

 

Необхідно зазначити, що абсолютно непроникних для нафти і газу порід-покришок в природі не існує. В.П. Савченко на підставі експериментальних робіт виявив, що глиниста покришка утримує тільки такий поклад, надлишковий тиск в якому менше перепаду тисків, що зумовлюють початок фільтрації флюїдів через цю покришку.

У процесі буріння свердловин у нижніх частинах покришок з великою товщиною часто газокаротажем фіксуються зони з високою газонасиченістю (“псевдопоклад”), товщина яких досягає 150–200 м і більше.

Виявлення порід-покришок дає можливість більш повно виявити закономірності формування і розміщення скупчень нафти і газу в земній корі, що сприяє підвищенню ефективності пошуково-розвідувальних робіт.

Стратиграфічна приуроченість скупчень нафти і газу. Скупчення нафти і газу відомі у відкладах всіх великих стратиграфічних підрозділів, починаючи від докембрію і до верхнього міоцену
включно (рис. 3.3).

Виділяється декілька максимумів розподілу покладів вуглеводнів у фанерозої. Для нафти і газу максимуми іноді дещо зміщуються, що пов’язано як з більшою рухомістю газу, так і з екранувальними властивостями порід-флюїдоупорів. У розподілі нафти намічається три головних максимуми: девонський в палеозої, юрсько-крейдовий у мезозої і неогеновий у кайнозої. Головним із них є юрсько-крейдовий максимум, з яким пов’язано близько 40 % запасів нафти і близько 56 % газу. Решта запасів нафти і газу майже порівну зосереджена у кайнозойських і палеозой-докембрійських відкладах.

 

 

Рис. 1.3 – Розподіл нафтогазоносності по стратиграфічному розрізу (за О.К. Баженовою та ін.)

 

Головна відмінність розподілу покладів газу в палеозойському часі – зміщення їх запасів на рівень карбону і пермі. Це пояснюється наявністю потужних соленосних товщ, які є добрими флюїдоупорами, що утримують газ.



Аналіз знаходження відомих у світі скупчень нафти і газу показує, що:

– на давніх (докембрійських) платформах (Східноєвропейська, Сибірська) основні продуктивні горизонти мають палеозойський вік;

– на молодих (епігерцинських) платформах (Західносибірська, Туранська, Скіфська) основні продуктивні горизонти мають мезозойський вік;

– у периферійних частинах альпійської складчастої області і міжгірських западинах вік основних продуктивних горизонтів мезозойський і кайнозойський (Закавказький і Закарпатський міжгірські прогини, Зовнішня зона Передкарпатського прогину). Поклади нафти і газу відомі майже у всіх міжгірських западинах альпійської складчастої зони і практично відсутні в міжгірських западинах герцинського віку (Урал);

– у передгірських прогинах нафтогазоносність пов’язана з різновіковими формаціями (Передкарпатський, Передкавказький).

У деяких нафтогазоносних регіонах спостерігається стратиграфічна зональність у розподілі скупчень нафти або переважно газу. Так, наприклад, на Туранській плиті крейдові відклади є переважно газоносними, а юрські – переважно нафтоносними. На Західносибірській плиті нижньокрейдові відклади здебільшого нафтоносні, а верхньокрейдові – газоносні. Подібну зональність можна спостерігати і в ряді інших нафтогазоносних регіонах світу.



Щодо особливостей розподілу нафтогазоносності по стратиграфічних комплексах у нафтогазоносних регіонах України, то слід відзначити, що у Дніпровсько-Донецькій нафтогазоносній області промислова нафтогазоносність встановлена в широкому стратиграфічному діапазоні – від докембрійських порід фундаменту до відкладів мезозою. Значний і вертикальний діапазон поширення скупчень вуглеводнів – від 430 м (тріас) до 6300 м (верхній візе). З відкладами палеозою пов’язано більше 98 % початкових запасів нафти, газу і конденсату. Нижньопермсько-верхньокам’яновугільний комплекс є одним з основних у ДДЗ за прогнозними початковими потенційними ресурсами вуглеводнів – 35,4 %. У відкладах цього віку знаходиться майже 60 % розвіданих запасів, що переважно знаходяться під потужною нижньопермською соленосною товщею. Середньокам’яновугільнй нафтогазоносний комплекс значно бідніший за прогнозними початковими потенційними ресурсами вуглеводнів, а особливо за розвіданими запасами нафти і газу. Відклади нижнього карбону характеризуються регіональною нафтогазоносністю. Початкові потенційні ресурси в них становлять 51,3 % від загальних ресурсів западини, а розвідані запаси нафти, вільного газу і
конденсату – 38,2 %.

У межах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, що є основною нафтогазоносною областю у Карпатському регіоні, розподіл запасів вуглеводнів в умовному паливі по розрізу має такий вигляд, %: 55 – у еоценових відкладах; 40 – у олігоценових (менілітова світа); 4 – у палеоценових; 1 – у крейдових відкладах. Найбільше газоподібних вуглеводнів вміщується в еоценових (89 %), а рідких – у олігоценових (56 %) відкладах.

У Причорноморсько-Кримському регіоні до основних нафтогазоносних і перспективних літолого-стратиграфічних комплексів відносяться (% від сумарних ресурсів): нижньокрейдовий (22,8), верхньокрейдовий (10,3), палеоцен-еоценовий (22,3), олігоцен-нижньоміоценовий (майкопський – 17,2) і середньоміоцен-
пліоценовий (22,1).


Дата добавления: 2014-11-13; просмотров: 11; Нарушение авторских прав


<== предыдущая лекция | следующая лекция ==>
Літолого-фаціальні критерії | Геохімічні критерії
lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2018 год. (0.008 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты