Пластовые залежи

КЛАССИФИКАЦИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Порядок составления и утверждения проектных документов на промышленную разработку нефтяных месторождений

Технологические схемы и проекты разработки составляются на базе геологических запасов нефти и газа, утвержденных ГКЗ РФ и технического задания на проектирование.

В техническом задании указываются обоснованные предпроектными проработками и согласованные между заказчиком и проектировщиком:

- год начала ввода месторождения в разработку; в случаях, когда не определен год начала ввода месторождения в разработку, показатели технического задания выдаются по порядковым номерам лет эксплуатации;

- возможные объемы бурения по годам;

- возможные источники рабочих агентов и мощности водо-, газо- и электроснабжения;

- по месторождениям с особыми природно-климатическими условиями -дополнительные сведения, влияющие на проектирование разработки и организацию технологии добычи;

- ограничения, влияющие на обоснование способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования, устьевых и буферных давлений;

- условия сепарации и подготовки нефти;

- коэффициенты использования и эксплуатации скважин (по способам);

- сроки составления проектных документов;

при необходимости:

- проведение дополнительных расчетов технологических показателей разработки и максимальных уровней добычи жидкости по площадкам промыслового обустройства по варианту, утвержденному ЦКР Роснедра;

- другие возможные ограничения.

Проектные документы на разработку нефтяных месторождений утверждаются в соответствии с порядком, принятым министерствами.

В пластовых залежах скопление нефти и газа контролируется кровлей и подошвой пласта. По периферии нефтяная залежь обычно ограничивается водой. Поверхность разделяющая нефть и воду, называется поверхностью водонефтяного контакта (ВНК). Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности. Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Газовая шапка в пласте может присутствовать только в том случае, если давление в залежи равно упругости растворенного газа в нефти при данной температуре. Если пластовое давление выше упругости растворенного газа, то весь газ растворится в нефти.

Если залежь чисто газовая, то она имеет те же элементы, что и нефтяная залежь: поверхность газоводяного раздела, внешний и внутренний контуры газоносности. При наличии газовой шапки выделяется поверхность газонефтяного раздела, внешний и вну­тренний контуры газовой шапки. Если в ловушке газа недостаточно то внутренний контур газоносности отсутствует.

Вертикальное расстояние от ВНК до кровли в своде залежи называется высотой залежи h₃. Если имеется газовая шапка, то расстояние между сводом и газонефтяным контактом называется высотой газовой шапки h₂, а вертикальное расстояние между ВНК и газонефтяным контактом называется высотой нефтяной части залежи. Вертикальное расстояние между кровлей и подошвой залежи называется видимой мощностью пласта, а нормальное расстояние от подошвы до кровли называется истинной мощностью пласта. Кроме того, залежь характеризуется длиной, шириной и площадью проекции внешнего контура залежи на горизонтальную плоскость.

По характеру положения на структуре и ограничению в верхних частях пластовые залежи подразделяются на сводовые, тектонически экранированные и литологически экранированные. Если залежь экранируется соленым штоком, то она называется приконтактной. Залежь, прикрытая породами, залегающими на размытой голове пласта, называется стратиграфически экранированной. Сводовые залежи образуются на сводах антиклинальных структур. Повышенную часть ловушек занимает газ, ниже располагается нефть, еще ниже - вода.

На платформах углы падения пластов измеряются минутами и высота ловушек небольшая, обычно колеблется от 10 до 40 м. Точка b (рис. 1) называется замком ловушки и определяется гипсометрическим уровнем нижней замкнутой изогипсы по кровле пласта.

Расстояние от верхней точки свода ловушки до замка называется высотой ловушки h1. На платформах иногда высота ловушки равна высоте залежи. В складчатых зонах, как правило, высота залежи значительно меньше высоты ловушки (рис. 2, 3).

1 – газ, 2 – нефть, 3 – вода, 4 – водонефтяная часть залежи (ВНЗ), 5 – зона сплошной нефтеносности (чисто нефтяная зона ЧНЗ), 6 – газонефтяная часть залежи (ГНЗ), 7 – водонефтяной контакт (ВНК), 8 – внешний контур нефтеносности, 9 – внутренний контур нефтеносности, 10 – внешний контур газоносности, 11 – своды залежей, 12 – изогипсы, h₁ – высота ловушки, h₂, h₃ – соответственно высоты газовой и нефтяной залежей, а – залежи образовавшиеся в первой ловушке, б – залежь нефти, образовавшаяся в во второй ловушке, в – замок ловушки.

Дата добавления: 2013-12-12