Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей

Горные породы. Физические свойства пород- коллекторов

Горными породами называются плотные и рыхлые агрегаты, слагающие земную кору и состоящие из однородных или различных минералов и обломков других пород.

Различают следующие виды горных пород:

1. Магматические (изверженные) породы-породы, образовавшиеся при застывании магмы в толще земной коры (граниты) или вулканических лав на поверхности (базальты).

2. Осадочные породы - породы, образованные путем осаждения минеральных и органических веществ и последующего их уплотнения. Преобладают глинистые, песчаные и карбонатные породы.

3. Метаморфические породы – породы, образовавшиеся из осадочных и магматических в результате их физических, химических изменений под действием высоких давлений, температур и химических воздействий. К ним относятся глинистые сланцы, слюдяные сланцы, гнейсы, кварциты.

Осадочные горные породы залегают в земной коре пластами.

Пласты, обладающие системой пор (пустот), трещин, каверн и по которым могут перемещаться жидкости и газы, называют пластами-коллекторами (пески, песчаники, трещиноватые и кавернозные известняки).

Они переслаиваются плотными осадочными горными породами, не имеющих пустот и по которым не могут перемещаться жидкости и газы (глины, плотные известняки).

Подавляющая часть мировых запасов нефти приурочена к осадочным породам.

Наиболее важными для пород-коллекторов являются те свойства, которые определяют их емкость и способность отдавать и пропускать через себя содержащихся в них нефть и газ ( пористость и проницаемость. )

Пористость - отношение суммарного объема всех пор образца породы к объему самого образца.

Различают абсолютную, эффективную, динамическую пористость.

Проницаемость - это способность породы пропускать через систему сообщающихся между собой пор жидкости и газы или их смеси при наличии перепада давления.

Для количественной оценки пользуются коэффициентом проницаемости.

За единицу измерения принято: Дарси или мкм2.

1 Дарси - образец породы длиной 1см и площадью 1см2пропускает при перепаде давления в 1атм.(0,1Мпа) жидкость вязкостью в 1Па*с.

В среднем по месторождениям Муравленковского региона коэффициент проницаемости изменяется 1,1- 56,9 mД.

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

Антиклиналь Синклиналь

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей.

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК), между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта именуют приведенным. Пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1^оС в метрах от устья скважины (по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 ^оС.

Разрабатываемые залежи ТПДН «Муравленковскнефть» относятся к нефтяным, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии и по геологическому строению к типу пластовых, сводовых, литологически- экранированных. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия, подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6.Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

Газонапорный режим – движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6

Режим растворенного газа. При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

Упругий режим – за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

Гравитационный режим- нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

Дата добавления: 2014-01-20