Время формирования залежи

Определение направления миграции.

Масштабы (расстояние) миграции углеводородов в земной коре.

Классификация миграции процессов.

1. Первичная и вторичная миграция – может различаться по направлению движения, по характеру, по форме и т.д

2. Латеральная и вертикальная миграция

3. Локальные и региональные

По мнению большинства исследователей в пределах платформенных территорий максимальные расстояния на которые реализуется латеральная миграция измеряется десятками километров, хотя некоторые исследователи предполагают, что она может измеряться и сотнями, и тысячами километров. Миграция может осуществляться на несколько сотен километров (об этом свидетельствуют месторождения – Кхавар в Саудовской Аравии его протяженность 250 км; Киркук в Иране его протяженность 100 километров). Изменение режима работы скважин на одной переклинали через некоторое время сказывается на скважинах другой переклинали. Нефть и газ выбирают легкие пути (где больше проницаемость, где больше разломов) и движется на большие расстояния.

1. Степень заполнения ловушек, уменьшение плотности флюида, обогащение легкими фракциями углеводородов и т.д. нередко мы можем видеть в бортовых частях впадин по мере того, как мы поднимаемся к нижним, то верхние ловушки менее заполнены и так далее до пустых. Важно еще какой состав этих углеводородов. По пути миграции происходит изменение плотности (то есть плотность сначала большая, затем она уменьшается и уменьшается). По пути миграции флюиды обогащаются легкими фракциями.

2. Уменьшение содержания ароматических углеводородов по пути миграции в силу их наименьшей миграционной способности (для нефти), а для газа – это обеднение гомологами метана.

3. По изменению изотопного состава, то есть обогащению по пути миграции легкими изотопами (С,Н,S). Мы должны анализировать одновозрастные ловушки.

Понимается геологическое время формирования скопления нефти и газа, то есть длительность аккумуляции скопления углеводородов. Время формирования залежи – это длительное геологическое время.

1. Залежь не могла образовываться раньше отложений

2. Залежь не могла образоваться раньше, чем ловушка

Чтобы определить время формирования ловушки применяют метод мощностей (на основе палеоструктурного анализа). Есть такой метод, который называется метод изопахического треугольника.

Можно сказать, что это карта мощностей J или палеотектоническая карта поверхности T к концу накоплений J. В платформенных территориях наблюдается метод компенсированного прогибания.

Можно сделать вывод, что структура по кровле карбона начала формироваться в триасе, была незамкнутой, замкнулась в конце перми и в современном виде она замкнутая. Залежь сформировалась в P, так как до этого времени не было ловушек.

К концу J времени, когда было море, накопились определенные мощности.

Нельзя строить структурные карты в промежутке перерывов и несогласий в осадконакоплении. Можно утверждать, что раньше P залежи не было (определяем только начальное формирование залежи). Определение времени формирования залежи – это палеоструктурный анализ формирования ловушек.