Лекция 2. Второй и третий критерии классификации НГЗ по В.Н.Самарцеву

Второй и третий критерии классификации НГЗ по В.Н.Самарцеву

Классификация НГЗ В.Н.Самарцева по геологическому строению и условиям залегания. Первый критерий.

Системы разработки нефтегазовых месторождений

При разработке НГКМ существенным является очередность выработки запасов нефти и газа. Возможно осуществление нескольких основных вариантов:

- опережающая разработка нефтяной зоны;

- опережающая разработка газовой шапки:

- одновременная разработка нефтяной зоны и газовой шапки:

- комбинированный метод разработки: сначала разрабатывается нефтяная зона, затем производится одновременный отбор нефти и газа из газовой шапки.

При опережающей разработки нефтяной зоны возможно конусообразование.

При опережающей разработке газовой шапки возможно внедрение нефти в газонасыщенную область, нефть в этом случае оказывается безвозратно потерянной.

При одновременной разработки нефтяной зоны и газовой шапки, возможно внедрение в нефтяную оторочку газа из газовой шапки и подошвенной воды, и также возможно конусообразование.

В зависимости от метода (системы) разработки и строения залежи в пласте могут одновременно возникать зоны совместной фильтрации: н + в,

н + г, н + в + г, г + в.

Любая из этих систем накладывает ограничения на условия извлечения одног из видов углеводородов: нефти, газа, газоконденсата.

Разработка НГЗ. НГКЗ проводятся на естественных режимах и с воздействием на пласт.

Существуют разные классификации НГЗ и НГКЗ В.Н.Самарцева, А.Г.Дурмишьяна, П.Н.Штейна [1].

В геологопромысловой практике широкое распространение получила схема классификации нефтегазовых залежей В.Н.Самарцева. В основу этой классификации положено три критерия:

1) условия заполнения ловушки нефтью и газом;

2) соотношение газонасышенного и нефтенасыщенного поровых объемов залежей;

3) степень активности пластовых вод.

По первому критерию различают залежи трех типов независимо от соотношения запасов нефти и газа, и активности пластовых вод.

К первому типу относятся залежи имеющие в плане четыре контура: внешние и внутренние по газоносности и нефтеносности рис 1.3.1.

Для первого типа характерно то, что газонасыщенная и нефтенасыщенная части пласта сверху ограничены непроницаемой кровлей, снизу непроницаемой подошвой. Если вскрыть залежь внутри внутреннего контура, то вначале разработки получим газ. Если вскрыть залежь между внутренним контуром газоносности 1 и внешним контуром газоносности 2 получим совместный приток н + г. Вскрывая залежь между контурами 2 и 3, получим нефть. Вскрывая залежь между 3 и 4, получим совместный приток нефти и воды.

Ко второму типу по первому критерию В.Н.Самарцева относятся залежи, имеющие в плане три контура: рис. 1.3.2.

В этом случае газовая часть залежи подстилается нефтью. При вскрытии залежи скважиной внутри внешнего контура газоносности получим приток г + н, при вскрытии между 1 и 2 получим приток нефти, при вскрытии залежи между внутренним 2 и внешним контуром нефтеносности получим приток н + в.

Рис. 1.3.1.

Первый тип НГЗ: 1- внутренний контур газоносности;

2- внешний контур газоносности;

3- внутренний контур нефтеносности;

4- внешний контур нефтеносности.

Рис. 1.3.2.

Второй тип НГЗ: 1- внешний контур газоносности;

2- внутренний контур нефтеносности;

3- внешний контур нефтеносности.

Третий тип первого критерия по В.Н.Самарцеву характеризуется двумя внешними контурами газоносности и нефтеносности рис. 1.3.3.

Рис. 1.3.3.

Третий тип НГЗ: 1- внешний контур газоносности;

2- внешний контур нефтеносности;

В этом случае газовая часть пласта полностью подстилается нефтью, нефтяная подстилается подошвенной пластовой водой. При вскрытии внутри внешнего контура газоносности 1 получим совместный приток нефти и газа. При вскрытии в зоне между внешними контурами 1 и 2 получим совместный приток газа, нефти и воды.

Второй критерий характеризуется соотношением поровых объемов пласта, заполненных нефтью и газом.

– поровые объемы пласта, заполненные соответственно газом и нефтью.

Если , то это газовая залежь с нефтяной оторочкой.

Если , то это газонефтяная залежь (ГНЗ).

Если , то нефтегазовая залежь (НГЗ).

Если , то это нефтяная залежь с газовой шапкой.

Каждый из трех указанных типов первого критерия может удовлетворять условиям второго критерия.

По третьему критерию залежи делятся на замкнутые и залежи с активной пластовой водонапорной системой. Замкнутые залежи в процессе разработки характеризуются режимами газовой шапки, растворенного газа и гравитационным.

Залежи с активной пластовой водой подразделяются на залежи с активной краевой водой (типы 1 и 2 первого критерия) и залежи с активной пластовой водой - 3 тип первого критерия. Степень проявления активности пластовых вод может изменится в различных пределах от слабого упруговодонапорного режима до жесткого упруговодонапорного режима, что обусловливается особенностями физико-геологических параметров залежи и темпами отбора нефти и газа.

Для опережающей разработки нефтяной зоны наиболее благоприятны нефтяные залежи с газовой шапкой. Для таких залежей 1 и 2 типа характерно наличие широких чисто нефтяных зон, достаточных для размещения основной части эксплуатационного фонда скважин, также оказывается эффективным применение различных систем заводнения и закачки газа для повышения нефтеотдачи пласта.

Наиболее сложным для выработки запасов нефти являются газовые (газоконденсатные) залежи с нефтяной оторочкой.

Дата добавления: 2014-01-03