Билет 1 1. нг комплексы как отражение основных этапов развития нгб

Нефтегазоносные комплексы (НГК) являются генетические подразделения самого большого ранга в разрезе нефтегазоносных бассейнов. Под НГК большая часть исследователей знают толщи с определенным составом пород, характеризующиеся комплектом своеобразных линия. Комплексы довольно часто владеют природными резервуарами разных типов и любой из них содержит нефти с определенным химическим составом. Источник нефти (газа) возможно в комплекса и (либо) УВ смогут поступать в комплекс извне. В случае если комплекс отражает какой-либо этап развития большого тектонического элемента, он рассматривается в один момент как осадочная геологическая формация. Темперамент комплексов, их взаимовлияние изменяются в ходе развития осадочно-породного бассейна в связи с трансформацией особенностей отложений на протяжении катагенеза.

Нефтегазоносные комплексы являются совокупностью геологических тел, а также более проницаемых, благоприятных для образования залежей, и не хорошо проницаемых, содействующих консервации залежей. Потому, что различные природные резервуары связаны с различными геологическими формациями, имеется суть кратко остановиться на последних. Термин формация в первый раз ввел в геологию германский естествоиспытатель А. Г. Вернер в 1781 г. В его трактовке это понятие отображало представление о естественной ассоциации (серии) горных пород в разрезе. Данный термин имел у А. Г. Вернера и стратиграфический суть. Понятие о формации в качестве стратиграфической единицы (приблизительно равной свите) сохранилось в Соединенных Штатах и последовательности других государств. Как правило данный суть был потерян и понятие формации употребляется как общегеологическая категория. Базы современного представления о формации (геоформации) как историко-генетической категории были заложены М. Бертраном в 1894 г. Им было продемонстрировано на примере Альп, что отрезки времени формирования характерных толщ либо формаций, к примеру, таких как флиш либо моласса, соответствуют определенным этапам развития региона (флиш — доскладчатый, моласса — по окончании начала и складчатости горообразования). Так, М. Бертран сделал понятие о формации стадийным, соответствующим определенной стадии, историческим. Потом данный подход был развит в трудах В.В. Белоусова, Н. Б. Вассоевича, В. Е. Хаина. В 1940 г. Н. Б. Вассоевич выразил идея, что формация отражает не только определенную стадию развития, но и особенности данной стадии в применении к различным тектоническим зонам, так, он добавил к стадиальному принципу зональный. Пара второй подход принят в трудах приверженцев так называемого парагенетического направления (Н. С. Шатский, Н. П. Херасков, Н. А. Крылов и др.). Под формацией эти авторы знают естественные комплексы (ассоциации) горных пород, отдельные члены которых парагенетически связаны между собой как по горизонтали, так и по вертикали. Совместное нахождение, обусловленное образованием (парагенез), представляется единственным объективным критерием. Приверженцы второго направления признают сообщение со структурами, этапами их развития, но эта сообщение согласно их точке зрения проявляется уже как результат субъективных суждений.

Формация с позиций системно-структурного анализа является сложной природной совокупностью и занимает определенное место в последовательности уровней организации материи между категориями порода и литосфера Почвы. Содержание понятия формация весьма богато и его нельзя сводить к несложной ассоциации пород. Во флише, к примеру, комплекты пород смогут быть весьма разными, но способ образования и характер строения, зависящие от структурно-геоморфологических условий, будут однообразны. Эти, в основном тектонические, условия и определяют вид флиша как формации. По определению В. Е. Хаина, формация — это естественное и закономерное сочетание горных пород (осадочных, вулканогенных, интрузивных), связанных общностью условий образования и появляющихся на определенных стадиях развития главных структурных территорий земной коры. Создатель данного определения говорит о том, что выделять категории формаций возможно по различным показателям (литологическим, тектоническим, по обстановкам образования). Обобщающая классификация формаций по самоё крупным геотектоническим элементам земной коры и с учетом климатических условий составлена В. Е. Хаиным (табл). При характеристике формаций серьёзна возможность применения на практике (соленосные, угленосные формации). подходы и Различные аспекты изучения к выделению формаций смогут с полным основанием рассматриваться как различные стадии их познания (либо познание их особенностей на различных стадиях развития). Одним из наиболее значимых особенностей есть нефтегазоносность, проявляющаяся в осадочных толщах. Выделяемые нефтегазоносные комплексы по-различному соотносятся с осадочными (и некоторыми вторыми) формациями. Эти комплексы смогут полностью совпадать с формациями, являться их частями либо охватывать пара формаций (одна материнская, вторая коллекторская, третья экранирующая). В качестве нефтегазоносных комплексов либо части их выступают многие формации. Развитие процесса нефтегазообразования зависит от типа осадочной формации. В каждом типе существуют собственные условия для созревания УВ (наряду с этим соседние формации смогут оказывать значительное влияние на эти процессы, что кроме этого есть обстоятельством для выделения комплексов).

2. . Главные с-ва пород-коллекторов

Главные изюминки пород-коллекторов определяются их минеральным скелетом и тем материалом, что заполняет промеужасны между зернами и остающимися вакуумами. Размер, характер и форма распределения вакуумов и определяют коллекторские свойства.

Пористость, либо пустотность — такое же неотъемлемое свойство пород, как плотность. Эти два свойства тесно связаны между собой обратным соотношением. Поры составляют часть количества породы. Величина пористости выражается в долях либо процентах и характеризует конкретный участок в породе. Различают четыре вида пористости: неспециализированная (безотносительная, либо полная), открытая (насыщения), эффективная (динамическая) и закрытая. Неспециализированная пористость воображает отношение количества всех полостей в породе к общему объему породы. Открытая пористость учитывает количество тех пор, каковые сообщаются между собой. Отличие между размерами неспециализированной и открытой пористости дает величину закрытой пористости, которая воображает количество изолированных замкнутых вакуумов. Для качества коллекторов закрытые поры практически не имеют значения, но в них находятся изначально погребенные в породах вещества (а также органические), изучение каковые имеет громадное значение.

На протяжении преобразования пород (уплотнение под нагрузкой и пр.) соотношение между неспециализированной и открытой пористостью изменяется. При смыкании каналов часть открытых пор преобразовываются в закрытые, так что пористость насыщения уменьшается, а неспециализированная пористость относительно возрастает, не смотря на то, что в полных размерах и она неспешно снижается.

Весьма ответственной при разработке месторождений, получении притоков есть величина действенной пористости, под которой понимается количество тех пор, по которым происходит перемещение флюидов. Эта пористость меньше открытой, поскольку из последней направляться вычесть количество тех застойных участков, где перемещение не происходит (слепые, тупиковые участки, тонкие капилляры и пр.). Такие участки в основном заняты остаточной водой. Многие породы и вещества, а также глины, владеют высокой неспециализированной пористостью, но малой — действенной.

Определение пористости производится разными методами, по большей части экспериментальными. На сравнении с ними основаны кроме этого геофизические способы, разные способы каротажа.

Для получения размеров пористости на неестественных моделях в большинстве случаев употребляют стеклянные шарики. При различных упаковках одинаковых по диаметру шариков возможно взять различные размеры пористости — от 26 до 47,7%. Возможно создать и более сложные модели из комплектов шариков различных диаметров и кроме этого вычислить пористость аналитически. Но все эти модели очень далеки от природных объектов. Пористость кроме того не хорошо упорядоченных пород возможно практически 50%, быть может понижаться практически до нуля. Пористость хороших коллекторов образовывает 30-35%, простые пределы колебаний пористости и коллекторах 5-20%.

Неспециализированная пористость определяется по способу Мельчера на базе информации о минералогической плотности зерен данной породы d и количествоной плотности породы о. Для изучения последней исследуется пример неразрушенной породы. Минералогическая плотность определяется но базе изучения дезинтегрированных зерен той же породы, свободное пространство между которыми заполнено дегазированной водой.

Проницаемость. — это параметр породы-коллектора, характеризующий свойство пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Все породы в той либо другой мере проницаемы. Потому, что породы анизотропны; величины разных черт, среди них и проницаемость, неоднозначны по различным направлением в пределах какого-либо конкретного участка. Q=kS(dp/dl).

Различают пара видов проницаемости: безотносительную, фазовую (действенную) и относительную. Под безотносительной понимается проницаемость, измеренная в сухой породе при пропускании через нее сухого инертного газа (азота, гелия). Довольно часто она измеряется по воздуху. В природе не видятся породы, не заполненные флюидами. В большинстве случаев поровое пространство содержит в разных количествах воду, нефть и газ. Любой из флюидов оказывает действие на фильтрацию вторых. Исходя из этого редко возможно сказать об полной проницаемости в природных условиях.

Свойство породы пропускать через себя один флюид в присутствии вторых именуется фазовой (действенной) проницаемостью для данного флюида. Возможно сказать о фазовой проницаемости газа относительно воды и т. п. Данной показатель для отдельных флюидов зависит от их количественного соотношения. Особенно это заметно при разработке месторождения. При откачке и уменьшении количества нефти в пласте ее фазовая проницаемость неспешно падает.

Отношение величины действенной проницаемости для данного флюида к величине проницаемости при 100%-м насыщении породы данным флюидом (в случае если флюид не реагирует с породой, возможно говорить об полной проницаемости) именуется относительно проницаемостью. Подобно фазовой она непрерывно изменяется в ходе эксплуатации залежи, поскольку изменяется соотношение флюидов. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с повышением ее насыщенности этим флюидом.

Структура пустотного (порового) пространства. Темперамент обоюдного размещения., вакуумов, размеры, особенности их внутреннего строения мы именуем структурой пустотного (порового) пространства. От этого фактора, по-видимому, самый значительно зависит одно из наиболее значимых особенностей коллекторов — проницаемость. Структура воздействует на темперамент размещения нефти в пласте и косвенно (через остаточную воду) кроме того на ее количество. Структура вакуумов зависит от метода размещения материала, степени и характера его преобразования, количества, распределения и характера цемента.

Зерна и агрегаты.в породе смогут иметь очень разные размеры и форму и по-различному соотноситься между собой. Сочетание процессов и трещиноватости растворения смогут образовывать совокупности вакуумов, хорошие от первичной. Порода возможно высокопористой, но наряду с этим поры бывают столь небольшими, а каналы столь извилистыми, что фильтрационные свойства выясняются низкими. И напротив, пара прямоточных каналов при низкой пористости снабжают высокую проницаемость. В настоящих породах вероятны собственного рода парадоксы. Высокая степень окатанности зерен в породах, родных к моделям песков из совершенных шариков, определяет и лучшие коллекторские свойства. В настоящей же породе в зависимости от спо-соба укладки угловатые, неправильной формы зерна (либо обломки раковин) смогут состыковаться так, что упаковка будет весьма рыхлая. Видятся варианты таких упаковок, при которых пористость, не обращая внимания на то, что порода складывается из угловатых неотсортированных зерен, образовывает около 40%. Породы эти в большинстве случаев не испытывали достаточного уплотнения.

Форма вакуумов разна у разных типов пород. В органогенных известняках, к примеру, преобладают время от времени ячеистые вакуумы (кораллово-мшанковые рифовые массивы). У терригенных пород из прекрасно окатанного и упорядоченного обломочного материала поры имеют форму, близкую к ромбоидальной, тетраэдрической и др.

Остаточная вода в коллекторах. Вода, содержащаяся вместе с нефтью либо газом в коллекторе в пределах залежи, именуется остаточной. Образуется она за счет той, которая, первоначально, в большинстве случаев, всецело насыщала породу, но была частично вытеснена при формировании скопления УВ. Количество воды, отнесенный к количеству порового пространства, выражается в виде коэффициента водонасы щенности кв. С ним тесно связан коэффициент нефтенасыщенности кн (газонасыщенности кг), что также воображает отношение количество» соответствующего флюида к количеству пор. В случае если количество порового npocт ранства принять за 1, то соотношение между указанными коэффициен тами кB+kH(г)=l. Содержание воды колеблется от 20 до 80%.

Чем меньше размер породообразующих компонентов, тем больше воды находится в породе.

1.4. Главные этапы развития философии

Похожие статьи:

• Происхождение и развитие психики в филогенезе. основные этапы развития психики
• Социокультурные особенности и основные этапы развития античной философии
• Билет № 5: марксиская социология ее подход к развитию общества