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.

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.

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; h_Г – высота газовой части; h_Н – высота нефтяной части.

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.

24. Классификации нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов

Классификации НГП и НГБ возможны по большому количеству признаков, которые присущи им. Однако самые информативные классификации, которые подчёркивают основные свойства НГП (НГБ) строятся в настоящее время только на тектонической, или геодинамической, основе. НГП (НГБ) представляют собой крупные самостоятельные структурные элементы земной коры, характеризующиеся определённой направленностью и интенсивностью тектонического развития и определённым тектоническим строением осадочного чехла и фундамента. Поэтому тектонический принцип наиболее полно отражает строение НГП (НГБ) и соответственно - условия генерации и аккумуляции нефти и газа.

Среди НГП, в зависимости от тектонического режима выделяются: НГП платформенных территорий (А.А. Бакиров, 1987; Н.Ю. Успенская, 1976); складчатых областей (А.А. Бакиров; 1987); подвижных поясов (Н.Ю. Успенская; 1976) и переходных территорий (А.А. Бакиров; 1987).

НГП платформенного типа разделяются по возрасту фундамента на провинции древних и молодых платформ. Древние платформы имеют докембрийский фундамент, молодые - каледонский, герцинский, мезозойский и гетерогенный фундамент. В последнем случае разные части фундамента имеют в латеральном направлении различный возраст.

Среди платформенных провинций выделяются окраинноплатфоменные и внутриплатформенные провинции, включая провинции внутриплатформенных подвижных зон (Н.Ю. Успенская; 1976). Окраинноплатфоменные НГП связанны с областями погружения, максимального осадконакопления и тектонической активизации. Например, на древней Восточно-Европейской платформе к таким провинциям относятся: Тимано-Печёрская НГП, Волго-Уральская НГП, Прикаспийская НГП.

Внутриплатформенные провинции связаны с вытянутыми грабенообразными впадинами (Днепровско-Припятская НГП Восточно-Европейской платформы), и изометричными синеклизами и антеклизами (Лено-Тунгусская НГП Сибирской платформы).

НГП подвижных поясов, представляющих собой совокупность геосинклинальных и складчатых областей, разделяются по возрасту формирования впадин внутренних и окраинных морей (геосинклинальных областей) и возрасту завершающей складчатости разделяющих их сооружений (складчатых областей). Среди них выделяются НГП каледонского, герцинского, мезозойского и альпийского возраста.

НГП переходного типа по А.А. Бакирову (1978) связаны с системами предгорных или краевых прогибов и краевыми шовными зонами – крупными разломами, отделяющими складчатую область от щита или плиты. Однако при таком подходе парагенетически связанные нефтегазоносные территории оказываются в разных НГП. Например, в пределах Тимано-Печёрской и Волго-Уральской НГП, связанных с краевыми тектоническими элементами древней Восточно-Европейской платформы и смежно расположенным Предуральским краевым прогибом выделяется узкой полосой протяжённостью более 1500 км Предуральская НГП переходного типа, приуроченная к одноимённому прогибу. Поэтому выделение НГП переходного типа является весьма проблематичным.

Среди множества классификаций НГБ (более 30 схем) можно выделить две: эволюционно-тектоническую классификацию О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлина, Б.А. Соколова и В.Е. Хаина (2004) и геодинамическую классификацию В.И. Высоцкого, Е.Н. Исаева, К.А. Клещева и др. (Карта нефтегазоносности мира; 1994). Обе эти классификации базируются на теоретической концепции геодинамики и тектоники литосферных плит.

В эволюционно-тектонической классификации выделяется платформенные НГБ и НГБ подвижных поясов. В пределах платформенных НГБ выделяются внутриплатформенные, окраинно-платформенные и окраинно-платформенно-океанические НГБ, каждый из которых делится на два класса.

Таблица. Эволюционно-тектоническая классификация НГБ (по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлину, Б.А. Соколову и В.Е. Хаину (2004)

В пределах НГБ подвижных поясов выделяются островодужные и орогенные НГБ, которые далее делятся на ряд классов.

Геодинамическая классификация В.И. Высоцкого и др. (1994) имеет более сложную структуру. По составу подстилающей земной коры и расположению в пределах литосферных плит в ней выделяется три категории ОПБ: континентальные, океанические и переходные. Внутри этих категорий, по приуроченности к основным тектоническим элементам плит, выделяются группы бассейнов. Так, континентальная категория подразделяется на две группы бассейнов – платформенную и орогенных (подвижных) поясов, океаническая категория представлена одной группой бассейнов – талассократонных и переходная категория подразделяется на четыре группы бассейнов: реликтовых окраин; континентальных окраин; океанических окраин и междуплитную. Некоторые из групп бассейнов делятся на подгруппы.

Группы бассейнов разделяются на типы по особенности истории геологического развития и по характеру геологического строения. В первом случае, то есть по особенности истории геологического развития, выделяются такие типы, как кратонные, кратогенные, постплатформенные, коллизионные, палеодивергентные, субдукционные, смешанные палеодивергентные-конвергентные, дивергентные, конвергентные. Во втором случае, то есть по характеру геологического строения, выделяются следующие типы:синклинорные, рифтовые, глыбово-блоковые, платформенно-складчатые, внутрискладчатые, покровно-складчатые, внутренних глубоководных морей, андийского типа, задуговые европейского типа, задуговые, преддуговые и междуговые тихоокеанского типа и окраинных морей. Некоторые типы делятся далее на подтипы.

Начиная с середины ХХ века большое внимание, как в России, так и за рубежом стало уделяться изучению закономерностей размещения скоплений нефти и газа. К настоящему выявлены как наиболее общие закономерности, так и более частные.

Связь месторождений нефти и газа с ОПБ. Следует подчеркнуть, что эта закономерность признается и сторонниками неорганического происхождения нефти и газа.

Известно два закона нефтегазонакопления. Согласно одному из них – нефтегазообразование и нефтегазонакопление связано с осадочными бассейнами (закон И.О. Брода), согласно другому – месторождения формируются в ОПБ до фундамента включительно (закон Н.А. Кудрявцева).

Большая часть месторождений находится в осадочных породах. Связано это с их расслоенностью, характеризующейся чередованием пород-коллекторов, флюидоупоров, нефте- и газопроизводящих пород. Поэтому в разрезе НГП (НГБ) всегда содержится несколько регионально нефтегазоносных комплексов, при этом нижним НГК является фундамент. Доля запасов нефти и газа, выявленная в корах выветривания, магматических и метаморфических породах верхней части фундамента НГБ, в последнее время растёт. По разным оценкам, в фундаменте НГБ сосредоточено от 16 до 23 % мировых запасов нефти и газа.

Залежи нефти и газа в разрезе земной коры и нефтегазоносных комплексов обычно группируются в месторождения, а месторождения по латерали группируются в зоны нефтегазонакопления. Отдельных промышленных месторождений вне зон нефтегазонакопления в НГБ не существует

25. Характеристика Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна (Нефтегазоносные бассейны мира).

Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхнос

Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части ти по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия, Куйбышевская область. Добыча нефти ведется на месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Основные нефтяные компании работающие на территории Волго-Уральской провинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ЮКОС, ТНК.

26. Характеристика крупнейших угольных бассейнов России.

Россия располагает разнообразными типами углей — бурыми, каменными, антрацитами — и по запасам занимает одно из ведущих мест в мире. Общие геологические запасы угля составлют 6421 млрд. т, из них кондиционные — 5334 млрд. т. Свыше 2/3 общих запасов приходится на каменные угли. Технологическое топливо — коксующиеся угли — составляют 1/10 от общего количества каменных углей.

Угольный бассейн - крупная площадь сплошного или прерывистого развития угленосных отложений с пластами ископаемого угля. Границы угленосного бассейна определяются с помощью геологической разведки. В России угольная отрасль хорошо развита и считается одной из самых крупных в мире. Почти все угледобывающие шахты принадлежат частным компаниям. Благодаря этому соблюдается своевременная модернизация оборудования и улучшение рабочих условий, чтобы увеличивалась конкурентоспособность предприятия. В общей сложности, в России находится больше одной трети мировых залежей угля

ПЕЧОРСКИЙ УГОЛЬНЫЙ БАССЕЙН — расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя и протягивается от средного течения р. Печоры до Баренцева моря на Севере ,до гряды Чернышева на 3ападе, в пределах республики Коми и Архангельской обл. Общая пл. составляет ок. 100 тыс. км. Гл. реки — Печора, Уса, Коротаиха.

Угленосная толща пермского возраста содержит до 45 рабочих пластов угля, суммарной мощностью до 60 м Зольность углей от 16 до 27%, иногда — выше.

Первые сведения об углях П. у. б. относятся к 1881 — 82. Добыча угля началась в 1934, но получила развитие после окончания строительства Печорской ж. д. (1941), продолженной затем до г. Салехарда. Осн. пром. р-ны — Интинский, Воркутинский, Хальмерюсский и Юньягинский. Угли в основном используются для коксования на Череповецком метал лургич. з-де, в промышленности Санкт-Петербурга и на ж.-д. транспорте.

КУЗНЕЦКИЙ УГОЛЬНЫЙ БАССЕЙНКузбасс,
один из самых крупных угольных бассейнов СССР и мира, второй после Донецкого угольного бассейна угольная база СССР и РФ. Большая часть бассейна находится в пределах Кемеровской обл., незначительная часть - в Новосибирской обл. и Алтайском крае.

Располагается на терр. Кузнецкой котловины. Общая площадь котловины составляет ок. 70 тыс. км², из них 26,7 тыс. км² заняты угленосными отложениями.

Впервые выходы угольных пластов были открыты в 1721. Особенно широко развернулись разведка и геологич. исследования в бассейне в 1930, после 16-го съезда ВКП(б) в связи с решением создать новую мощную угольно-металлур-гич. базу (Урало-Кузнецкий комбинат).

. Угленосная толща содержит ок. 260 угольных пластов различной мощности, неравномерно распределённых по разрезу: в кольчугин-ской и балахонской - 237, в тарбаганской - 19 и барзасской - 3 (суммарная макс. мощность 370 м). Преобладающая мощность пластов угля от 1,3 до 3,5 м. Имеются пласты в 9-15 и даже в 20 м, а в местах раздувов до 30 м. По петрографич. составу угли в балахонской и кольчугинской сериях в основном гумусовые, каменные и переходные от бурых к каменным. По качеству угли разнообразны (см. карту) и относятся к числу лучших. В глубоких горизонтах они содержат: золы 4-16%, влаги 5-15%, фосфора до 0,12%, летучих веществ 4 - 42%, серы 0,4-0,6%; обладают теплотой сгорания 7000 - 8600 ккал/кг (29,1 - 36,01 Мдж/кг); угли, залегающие
вблизи поверхности, характеризуются более высоким содержанием влаги и золы и пониженным - серы.. Угли используются в коксовой и хим. пром-сти и как энергетическое топливо. Общие геологич. запасы до глубины 1800 м составляют 725 млрд. т.

Угольный бассейн - крупная площадь сплошного или прерывистого развития угленосных отложений с пластами ископаемого угля. Границы угленосного бассейна определяются с помощью геологической разведки. В России угольная отрасль хорошо развита и считается одной из самых крупных в мире. Почти все угледобывающие шахты принадлежат частным компаниям. Благодаря этому соблюдается своевременная модернизация оборудования и улучшение рабочих условий, чтобы увеличивалась конкурентоспособность предприятия. В общей сложности, в России находится больше одной трети мировых залежей угля.
Topneftegaz.ru составил топ-10 основных угольных бассейнов России:
1. Печорский угольный бассейн - угольный бассейн расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя, в республике Коми и Ненецком национальном округе Архангельской области. Общая площадь бассейна составляет около 90 тыс. км². Общие геологические запасы исчисляются в 344,5 млрд тонн. Шахты расположены в основном в Воркуте и Инте. Добывается около 12,6 млн тонн твердого топлива, потребителями являются предприятия европейского севера России.
2. Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс) является одним из самых крупных угольных месторождений мира, расположен на юге Западной Сибири, в основном на территории Кемеровской области, в неглубокой котловине между горными массивами Кузнецкого Алатау, Горной Шории и невысоким Салаирским кряжем. В настоящее время наименование "Кузбасс" является вторым названием Кемеровской области. Около 56% каменного угля в России и до 80% коксующегося угля добывается именно в этом бассейне.
3. Иркутский угольный бассейн - угольный бассейн, расположенный в южной части Иркутской области России. Протягивается на 500 км вдоль северо-восточного склона Восточного Саяна от города Нижнеудинск до озера Байкал. Средняя ширина 80 км, площадь 42,7 тыс. км². В районе Иркутска угольный бассейн разделяется на две ветви: северо-восточную Прибайкальскую и юго-восточную Присаянскую, представляющую собой наиболее населённую и освоенную в экономическом отношении территорию Иркутской области. Имеет примерно 7,5 млрд. тонн угля.
4. Донецкий каменноугольный бассейн (Донбасс) образовался на заливах и лиманах давно несуществующего моря. Это море занимало всю восточную половину Европейской России и западную Азиатской, разделяясь между ними сплошным массивом Уральского хребта и врезаясь на запад узким, сильно вытянутым Донецким заливом в материк.
5. Тунгусский угольный бассейн - наиболее крупный из угольных бассейнов России, занимает часть территории Красноярского края, Якутии и Иркутской области. Географически бассейн занимает большую часть Восточной Сибири (Тунгусская синеклиза), простирается на 1 800 км с севера на юг от реки Хатанга до Транссибирской железной дороги и на 1 150 км с запада на восток в междуречье рр. Енисей и Лена. Общая площадь составляет свыше 1 млн. км². Общие геологические запасы оцениваются в 2 345 миллиарда тонн.
6. Ленский угольный бассейн - расположен в Автономной Республики Якутия и частично в Красноярском крае. Основная часть его занимает Центральноякутская низменность в бассейне р. Лены и её притоков (Алдана и Вилюя); на севере Ленского угольного бассейна протягивается вдоль побережья моря Лаптевых от устья р. Лены до Хатангского залива. Площадь около 750 000 км2. Общие геологические запасы до глубины 600 м - 1647 млрд т (1968). По геологическому строению территория Ленского угольного бассейна подразделяется на две части: западную, которая занимает Вилюйскую синеклизу Сибирской платформы, и восточную, входящую в краевую зону Верхояно-Чукотской складчатой области. Разведанные запасы угля оцениваются в 1647 миллиарда тонн.
7. Минусинский угольный бассейн расположен в Минусинской котловине (республика Хакасия), связан железнодорожными магистралями с Новокузнецком, Ачинском и Тайшетом. Балансовые запасы углей 2,7 млрд т.
8. Кизеловский угольный бассейн (КУБ, Кизелбасс) расположен на западном склоне Среднего Урала, в пределах Пермского края. Он занимает центральную часть нижнекарбоновой угленосной полосы, простирающейся на 800 км в меридиональном направлении от ст. Кузино Свердловской обл. на юге до поселка Еджыд-Кырта республики Коми на севере.
9. Улуг-Хемский бассейн - угольный бассейн, расположенный на территории республики Тыва. Название получил от протекающего в Тувинской котловине Верхнего Енисея - Улуг-Хема. Площадь 2300 км². Угли известны с 1883 года, кустарная разработка с 1914, промышленная разработка с 1925. Общие ресурсы 14,2 млрд т.
10. Канско-Ачинский бассейн - угольный бассейн, расположенный на территории Красноярского края и частично в Кемеровской и Иркутской областях. Добывается бурый уголь. Общие запасы угля составляют 638 млрд т (1979 г.).