Параметры залежей нефти и газа

Под залежью нефти и газа понимают единичное изоли­рованное скопление в одном или нескольких пластах-коллекто­рах, которые имеют единую гидродинамическую систему. Если скопление УВ достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью нефти и газа. Следова­тельно, понятие «промышленная залежь» определяется совре­менным уровнем технологии добычи нефти (газа).

Форма и размеры залежи УВ определяются формой и разме­ром ловушки. Основной параметр залежи — её запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологичес­ким запасам относится всё количество нефти (газа), находящее­ся в залежи в пределах рассчитанной площади (F) и с учётом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, которое можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от 15 до 80% от геологи­ческих запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Они зави­сят от: 1) физико-химических свойств нефти; 2) свойств коллек­торов; 3) методов разработки.

При сочетании благоприятных параметров, например, при маловязкой нефти и высокоёмких хорошо проницаемых коллек­торах можно достичь наиболее высокой отдачи пластов, в ряде случаев до 70—80%. Однако при сочетании худших показаний по нефти и коллекторам, например при очень плотной высоко­вязкой нефти и низкопроницаемых карбонатных коллекторах, извлечь более 15 — 20% нефти из недр практически невозможно.

Большое значение для повышения нефтеотдачи имеет приме­нение с начала разработки залежи наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты.

Количество извлечённой нефти по отношению к геологичес­ким запасам выражается через коэффициент нефтеотдачи К_Н:

К_Н = Q_ИЗ / Q_Г,

где Q_ИЗ – извлекаемые запасы, т;

Q_Г - геологические запасы, т.

Коэффициент нефтеотдачи выражается в % или долях едини­цы. Пределы изменения К_Н, как и извлекаемых запасов, от 15 до 80% (0,15—0,8). Обычно в карбонатных коллекторах К_Н колеб­лется от 0,15 до 0,3, а в терригенных составляет 0,4—0,5, реже 0 6—0,8. Средняя величина К_Н в современных условиях состав­ляет около 0,4—0,45.

Следовательно, более 50% разведанных запасов нефти в ос­новных нефтедобывающих странах остаётся в недрах не извле­ченными. В связи с этим перед нефтегазовой промышленнос­тью стоит большая проблема, связанная с наибольшим извле­чением нефти из недр. Особенно остро эта проблема стоит в тех регионах, где выявлены значительные по геологическим запасам местоскопления нефти, сложенные мощными толща­ми плохо проницаемых карбонатных коллекторов, а также за­лежи плотной вязкой нефти (в Урало-Поволжье, Прикаспии и др.). Кроме того, большие трудности доставляет извлечение лёгкой, но высокопарафинистой нефти, что снижает нефтеот­дачу пластов, например, при извлечении нефти на Узеньком местоскоплении на Мангышлаке. Для снижения вязкости не­фти и растворения парафина необходимо применение теплоно­сителей (горячей воды, пара и др.), что технически и экономи­чески в большинстве регионов нашей страны считается нео­правданным и практически в широких масштабах не применя­ется.

Коэффициент газоотдачи газовых залежей может достигать 70—80%, а в отдельных случаях он ещё выше.

Для расчёта запасов нефти и газа в залежи используют геоло­гические, геофизические и гидродинамические исследования в скважинах на стадии разведки местоскоплений нефти и газа.

Под местоскоплением нефти и газа понимают совокупность залежей (реже — одну залежь), приуроченных к одной или не­скольким ловушкам, находящимся в пределах одной локальной площади.

а — простого строения; б — сложного строения;

1 — известняк, 2 — песок, песчаник, 3 - глина, аргиллит, 4 — каменная соль, 5 — алевролит, 6 — нефтяная залежь, 7 — нефтегазовая залежь, 8 — стратигра­фическое несогласие, 9 — разлом

Рисунок 2.3 - Местоскопления нефти и газа

При расчёте контуров залежей нефти и газа по результатам разведки обязательно выполняются геологические построения: структурные карты и геологические профили. Обычно на разве­дочной площади бурят ряд скважин по профильной системе, за­тем строят геологические профили, на которые наносят резуль­таты опробования продуктивных пластов. По геологическим про­филям строят структурную карту, на которой показывают конту­ры нефтеносности и газоносности. В обычных условиях поверх­ности, отделяющие нефть от воды, газ от нефти или газ от воды являются практически горизонтальными (на одних абсолютных отметках). Поэтому контуры нефтеносности или газоносности проводят в соответствии с конфигурацией изогипс пласта и па­раллельно им.

Методика построения структурной карты по профилям и оп­ределение контуров залежи УВ приведены на рисунке 10, где пока­зана сводовая нефтегазовая залежь в пластовом резервуаре.

1 - песчаник; 2 — глина; 3 - нефтегазовая залежь; 4 — контур газоносности, ГНК; 5 - контур нефтеносности, ВНК; 6 - изогипсы; Н — высота залежи, h- мощность продуктивного пласта, H>h

Рисунок 2.4 - Методика построения структурной карты и графическое определение кон­туров нефтегазовой залежи (по геологическому профилю) в пластовом резервуаре

Поверхность, разделяющая нефть и воду (газ и нефть, газ и воду), называется подошвой нефтяной (нефтегазовой, газовой) залежи или поверхностью водонефтяного (газонефтяного, газо­водяного) раздела (контакта) — ВНК, ГНК, ГВК.

Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта назы­вается внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, который выделяется для залежей в пластовом резервуаре. В массивном резервуаре внутренний кон­тур нефтеносности отсутствует.

Методика построения структурной карты продуктивного пла­ста по профилям заключается в следующем.

Структурные карты строят обычно по кровле продуктивного пласта. На профиле проводят серию горизонтальных линий, со­ответствующих гипсометрическим плоскостям, секущим профиль. Линии проводят через равные промежутки по высоте (равные сечения). Линии от пересечения гипсометрических плоскостей с кровлей и подошвой продуктивного пласта дают в плане линии равных абсолютных отметок — изогипс.

Аналогично проводят построение в плане контуров ВНК, ГНК, ГВК (см. рисунок 2.4, рисунок 2.5).

Высотой залежи Н называется кратчайшее расстояние от подошвы залежи до её наивысшей точки. В случае структурной ловушки — антиклинали или купола — наивысшая точка находится в своде в месте перегиба складки. Высота залежи в пласто­вом резервуаре на антиклинали больше толшины пласта (H), а в случае массивного резервуара, наоборот, т. к. нередко в мощной коллекторской толще, например, карбонатном массиве, нефтя­ная залежь содержится только в верхней части массива под по­крышкой (Н< h).

Длина, ширина и площадь залежи (F), т. е. её размеры опре­деляются по её проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).

1 - известняк; 2 — соленосная покрышка4 3 — нефтяная залежь в профиле; 4 — положение нефтяной залежи в плане; 5 — контур нефтеносности, ВНК; 6 — изогипсы; Н — высота залежи, h — мощность продуктивной толщи

Рисунок 2.5 - Сводовая нефтяная залежь в массивном природном резервуаре. Методи­ка построения структурной карты и контура нефтеносности

Для расчёта запасов нефти надо знать не общую мощность продуктивного пласта, а эффективную нефтенасыщенную мощ­ность, которая определяется как средневзвешенная по площади залежи (с учётом этого параметра по скважинам) суммарная мощ­ность хорошо проницаемых пропластков пласта. Эта величина определяется по данным промысловой геофизики, т. е. геофизи­ческих исследований скважин (ГИС).

Скопление свободного газа над нефтью в нефтегазовой зале­жи называется газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения (Р_H) нефти газом при данной температуре. Если пластовое давление Р_П выше Р_Н, то весь газ растворится в нефти, а если Р_П ≤ Р_Н, то образуется ГШ.

Степень заполнения пор нефтью (газом) называют нефтена-сыщенностью (газонасыщенностью) и измеряют в % или долях единицы. Часто К_НН составляет 70—80% (0,7—0,9). Следователь­но, в пластах в поровом пространстве может заключаться 70— 90% нефти или газа, а остальное заполнено остаточной (связан­ной) водой, которая обычно бывает связана с породой и являет­ся неподвижной.

В некоторых случаях в земных условиях при заметном движе­нии воды в продуктивном пласте образуется наклонный ВНК. Он смещается в направлении движения воды. В этом случае кон­тур нефтеносности будет пересекать изогипсы продуктивного пласта.

В ряде случаев в результате действия микроорганизмов на кон­такте вода—нефть переходная зона нефти в подошве залежи раз­рушается, и поверхность ВНК приобретает волнистый характер.

Коэффициент заполнения ловушки К_ЗЛ показывает отношение высоты нефтяной (нефтегазовой или газовой) залежи к амплиту­де структурной ловушки (локального поднятия). К_ЗЛ=1 соответ­ствует полному заполнению ловушки (100%), а при К_ЗЛ=0,5 ло­вушка заполнена УВ лишь на половину (50%). В последнем слу­чае количество УВ, поступающих в ловушку, было недостаточно для заполнения всей ёмкости ловушки.

Дата добавления: 2014-01-05