Определение направления миграции

Направление миграции определяется тектоническим строением района, так как нефть при движении выбирает пути наименьшего сопротивления и мигрирует в этом направлении. Это предполагаемое направление миграции углеводородов устанавливается:

1. По соотношению коэффициентов заполнения ловушек.

Постепенное уменьшение степени заполнения ловушек по мере удаления от источника генерации вверх по восстанию пластов;

2. По изучению изотопного состава нефти и газа и элементов, входящих в них;

3. Размещение продуктивных и «пустых» структур;

4. В направлении миграции происходит постепенное облегчение нефтей (уменьшение ее плотности, обогащение легкими фракциями и снижение содержания асфальтовых смолистых веществ);

5. В направлении миграции уменьшается содержание ароматических УВ. Ароматические углеводороды меньше мигрируют по сравнению с группами - метановыми и нафтеновыми.

6. Состав УВ газов в направлении миграции меняется: обеднение процентного содержания гомологов метана (CH₄).

- скорость миграций 

Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях. По расчетам А. Е. Гуревича, скорость движения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° — 71 м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость миграции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В. П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой — около 1 м. При генерации газа (и нефти) в самом природном резервуаре либо в подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отложениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не будут превышать размеров зоны влияния ловушки.

37. Нефтегазоносный бассейн — площадь непрерывного или островного распространения нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений, значительная по размерам или запасам полезного ископаемого.

Нефтегазоносные бассейны подразделяются на нефтегазоносные районы.

Нефтегазоносные районы подразделяются на зоны или ареалы нефтегазоносности.

Зоны или ареалы нефтегазоносности подразделяются на нефтегазовые месторождения. Нефтегазовые месторождения подразделяются на нефтяные и газовые залежи или нефтяные и газовые горизонты.

39. волго-уральская нефтегазоносная провинция

Волго-уральская нефтегазоносная провинция приурочена к восточной части восточноевропейской платформы и Предуральскому прогибу; ограничена на севере и востоке Тиманом, Уралом, на юге граничит с Прикаспийской синеклизой, на западе с Воронежским сводом и Токмовско-Сысельской системой сводов. Фундамент платформы докембрийский, гетерогенный. Мощность платформенного рифей-вендского и палеозойского чехла (с незначительным развитием пород мезозоя) в еѐ восточной части 9-12 км. Разрез осадочного чехла представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими (терригенными и карбонатными) образованиями — рифей-вендского, девонского, каменноугольного и пермского комплексов пород. Выявлен ряд крупных сводов (Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулѐвско-Оренбургский и др.), впадин, валов и прогибов, которые осложнены более чем 2 тысяч локальных поднятий, характеризующихся размерами от 1х2 до 10х50 км и амплитудами от 10 до 100 м и более. Промышленные нефтегазоносные отложения девона, карбона и перми, нефтепроявления отмечены в породах рифейвендского возраста. Продуктивные горизонты выявлены на глубине от 0,5 до 5 км и более. Залежи в основном пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, массивные и в небольшом количестве тектонически экранированные. Дебиты скважин в условиях нормальных гидростатических давлений средние (до 100-200 т/с) и небольшие. Разработка залежей осуществляется, как правило, с поддержанием пластового давления. 

Нефти главным образом парафинового типа, средней и высокой плотности (820-890 кг/м³), сернистые (0,5-3,0%), смолистые. Свободные газы нижнепермских отложений метановые, сернистые (до 5,5%), с низким содержанием азота. Газовые шапки и растворѐнные газы в нефтях каменноугольных отложений северных районов содержат до 98% азотного газа. В целом по провинции с севера на юг и с запада на восток наблюдается постепенное уменьшение плотности нефтей, снижение в них содержания серы и увеличение растворѐнного газа, переход к парафиново-нафтеновому типу.