13.Флюидоупоры

Формирование и сохранность скоплений нефти и газа в коллекторах возможны лишь при наличии над коллекторами слабопроницаемых или практически непроницаемых толщ, называемых покрышками. К покрышкам относятся породы, которые при существующих в земной коре перепадах давлений между пластами способны удержать нефть и газ в коллекторе. Основное свойство: их экранирующая или удерживающая способность. Мощность покрышки не является определяющим показателем при характеристике их удерживающих свойств. Покрышками могут служить мергели, глинистые и окремнелые известняки, глинистые сланцы, плотные аргиллиты, гипсы.

15.Дать определение внк

Водо-нефтяной контакт – условная поверхность, разделяющая нефть и воду в залежи нефти.

Также говорят о газонефтяном и газоводяном контактах. Поверхность водо-нефтяного контакта может быть горизонтальной, наклонной, выпукло-вогнутой. Обычно при малых толщинах переходной зоны ВНК принимают за горизонтальную поверхность.

18.Факторы, влияющие положительно на коллекторские свойства терригенных пород

- окатанность;

- отсортированность.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрич. состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, кол-ва, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к разл. классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и кол-во её влияют на фильтрац. способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

19.Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности недр

• Режим и направленность колебательных движений крупных геотектонических элементов в пределах исследуемых бассейнов седиментации в течение рассматриваемого и последующих за ним отрезков геологического времени;

• Физические свойства и мощность коллектора, участвующего в строении отложений исследуемых нефтегазоносных этажей;

• Наличие, строение и мощность практически газонефтенепроницаемых толщ-покрышек, перекрывающих каждый регионально нефтегазоносный комплекс.

20.Палеогеографические критерии прогноза нефтегазоносности недр

Палеогеографические критерии. Нефтегазообразование может происходить лишь в определенных палеогеографических условиях. Регионально нефтегазоносные комплексы в НГП всех континентов Земли могут быть представлены литологическими разностями терригенных и карбонатных образований, накопление которых происходит в различных фациальных условиях (морских, прибрежных, лагунных и реже континентальных). Однако для всех регионально нефтегазоносных комплексов независимо от литологического состава и фациальных условий их образования характерно накопление в водной (субаквальной) среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания бассейна седиментации. Вместе с тем установлено, что в некоторых геологических провинциях встречаются регионально газоносные комплексы, генетически связанные с угленосными отложениями континентального происхождения. Например, генетические группы зон нефтегазонакопления, связанные с погребенными песчаными образованиями типа бар или дельт палеорек, формируются в прибрежных зонах палеоморей.

Следовательно, для прогнозирования и поисков регионально нефтегазоносных территорий и зон нефтегазонакопления необходимо выяснить палеогеографические условия очертания береговых линий палеоморей, границ областей суши (областей сноса), основной гидрографической сети и других физико-географических условий для каждого изучаемого отрезка времени геологической истории. На завершающем этапе должны быть построены соответствующие карты с выделением в пределах исследуемых палеобассейнов в течение рассматриваемого цикла литогенеза областей, характеризующихся развитием морских, прибрежно-морских, лагунных, континентальных и других условий осадконакопления, с указанием литологического состава отложений (карбонатных, терригенных и т. д.) и направления сноса.