Физика промыслового пласта

Месторождения нефти и газа, их классификация и подсчет.

Пласт – массив какой-либо породы, заключённого между двумя слоями других пород. Верхняя поверхность пласта называется кровлей, нижняя – подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью пласта.

Продуктивный пласт.

Продуктивный пласт. Физическая, геолого-промысловая характеристика пласта. Пласт-коллектор.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) непроницаемые (покрышки). Согласно общепринятой теории образования нефти- необходимы остатки растений и животных, а так же определенное давление и температура.

По мере накопления слоев органического вещества, песка. глины, ила и извести. с течением времени масса покрывающих отложений оказывала огромное давление на лежащие ниже осадочные слои. С увеличением массы отложений они постепенно опускались. огромное давление в сочетании с высокой температурой, действием бактерий и химическими реакциями и привели к образованию сырой нефти и природного газа.

В результате постоянного сжигания материнского пласта, по мере трансформации биоостатков углеводородов (нефть и газ в виде флюидов) постепенно выдавливаются вверх пористые проницаемые породы (это первичная миграция флюидов), такие как: песчаник, карбонатные породы, известняк и доломиты. Именно эти породы являются хранилищем мигрировавших углеводородов и такие породы называются коллекторы.

Коллекторы - это горные породы, способные содержать в своем пустотном пространстве нефть, газ, воду и другие веще­ства, а также способное пропускать их через себя. Породы-коллекторы по типу пустотного пространства разделяются на поровые (грану­лярные), трещиноватые, кавернозные и смешанные. Они характеризуются двумя параметрами – пористостью и проницаемостью, удельной поверхностью пористой среды.

Покрышки - это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешенного происхождения, не нарушаемые трещинами. Чаще всего роль покрышек выполняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть каменная соль и известняки.

Термобарические условия (пластовые давления и температура) являются важной характеристикой условий залегания скопле­ний нефти и газа в земной коре.

Пористость - объем породы-коллекто­ра, не заполненный твердым веществом. К пористым породам принадлежат такие, как песчаник, карбонатные породы, известняк и доломиты.

По признаку раскрытия (ширины) пустоты, образуемые порами, условно делятся на крупные (сверхкапиллярные) – диаметром более 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм, субкапиллярные –менее 0,0002 мм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости пред­ставляет собой отношение объема всех пор к объему породы.

При промышленной оценке залежей нефти и газа прини­мается во внимание открытая пористость. Открытая пористость - объем только тех пор, которые связаны между собой.

В нефтяной геологии, наряду с понятиями общая и откры­тая пористость, существует понятие эффективная пористость. Она определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считают субкапиллярные и изолированные поры.

Коэффициент эффективной пористости:

k_эфф =

где V _отн – объём открытых пор данной породы; V – общий объём породы.

Проницаемость характеризует спо­собность горных пород-коллекторов пропус­кать через себя жидкости и газы. Различают абсолютную проницаемость, когда порода насыщена только одним флюидом, фазо­вую, когда в порах породы присутствует так­же другой флюид. А также существует относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной её проницаемости.

Проницаемость зависит от размера и конфи­гурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаим­ного расположения частиц, от трещиноватости пород.

Коэффициент проницаемости равен:

k = .

где Q – объёмный расход жидкости через породу за 1 с; F – площадь фильтрации; k – коэффициент пропорциональности, называемый иначе коэффициентом проницаемости породы; μ – динамическая вязкость жидкости; Δp – перепад давления на длине образца породы; L – длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости.

Удельная поверхность породы – суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (реликтовой или связанной) воды и нефти. При этом чем меньше удельная поверхность, тем больше проницаемость. Породы с удельной поверхностью более 230000 м2/м3.

Температу­ра существенно влияет на свойства нефти и газа в пластовых условиях. С повышением темперы уменьшаются плотность, вяз­кость нефти и увеличивается подвиж­ность, происходят изменения в углеводород­ном составе нефти (метанизация), а при тем­пературах более 300 ºС начинается деструк­ция нефтей (газификации).

Для газов характерно увеличение вяз­кости с увеличением температуры. При низ­ких температурах (0 ºС и ниже) возможно об­разование кристаллогидратов.

Выявленные скопления нефти и газа залегают в интервале глубин от нескольких десятков до 8000 м, которым соответствуют температуры от -5 ºС (для районов вечной мерзлоты) до 250 ºС.

Пластовое давление - важный фак­тор, влияющий на свойства и условия залегания углеводородов (в первую очередь на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов) в недрах. Давление в недрах склады­вается из двух составляющих - давления по­роды и давления насыщающего флюида. Давление породы (геостатическое давление) создается весом пород и определяется плот­ностью пород и их мощностью, средний градиент гeocтaтического давления составляет 0.023 МПa на 1 м мощности (при плотности пород 2,3 г/см3). Давление насыщающего по­роду флюида (гидростатическое давление) создается весом воды, заключенной в систе­ме. При средней плотности пластовой воды 1,23 г/см3 градиент давлений составляет 0,01-0.0133 МПа/м.

Пространственно ограниченный учас­ток недр, содержащий залежь или несколько залежей нефти и газа, расположенных в раз­резе одна над другой в пределах одной пло­щади, называется месторождением.

Месторождение нефти и газа может со­стоять из одной залежи (однозалежное) и из нескольких залежей (многозалежное).

В соответствии с действующей класси­фикацией всё количество углеводородов, находящихся в недрах вместе с содержащими­ся в них попутными компонентами, подраз­деляется на запасы и ресурсы.

В практике поисково-разведочных ра­бот на нефть и газ наиболее широко применяются следующие элементы районирова­ния гaзoнeфтeносных территорий: нефгега­зоносный бассейн, нефтегазоносная провинция, нефтегазоносная область, зона неф­тeгaзoнакопления, нeфтeгaзoнocный район.

При районировании крупных террито­рий используются понятия «нефтегазоносный бассейн» и «нeфтeгaзoносная провинция».

В геологических запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащих­ся в них компонентов, имеющих промыш­ленное значение, подсчитываются и учиты­ваются извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть геологи­ческих запасов, которая может быть извле­чена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-эко­номических расчетов и утверждаются в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ).

3апасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (категории А, В и С1), перспективные (категория C2 и С3) и прогнозные (ка­тегории D1, и D2).

Накопление и залегание Нефть и газ не залегают в виде больших озер (хотя мы и говорим о нефтяных пластах) На самом деле углеводороды, сырая нефть и газ находятся в виде флюидов в порах осадочных пород.

Характерный признак осадочных пород – слоистость. Они сложены из практически параллельных пластов, различных по структуре, составу, твердостью. окраской, пористостью.

Слой ила, содержащий биологические остатки называют материнский пласт. Структуры, ограничивающие пласт снизу – «подошва», а сверху «кровлей»

Горные породы делятся на проницаемые или «коллекторы», и не проницаемые «покрышки».

В результате постоянного сжатия материнского пласта, по мере трансформации биоостатков в углеводороды (нефть и газ в виде флюидов) постепенно выдавливались вверх в пористые и проницаемые породы, такие как: песчаник, карбонатные породы (известняки) и доломиты. Именно эти породы являются хранилищем мигрирующих углеводородов и называются породы – коллекторы.

Коллекторы - любые горные породы, которые могут вмещать в себя и выдавать жидкости или газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давлению. Встречаются следующие типы коллекторов: 1. поровые - состоят из зернистых материалов (пески, песчаники); 2. кавернозные - пустоты в которых образованы полостями, кавернами различного происхождения (например, результат растворения солей водами); 3. трещиноватые – образованные из непроницаемых пород, но имеющие множество микро и макротрещин (трещиноватые известняки); 4. смешанные - все виды пустот.

Дата добавления: 2014-12-07