Геология нефти и газа

Содержание

 

 

1) Породы коллекторы и породы флюдоупоры. Их характеристика и классификация……………………………………………………………….......3

2) Классификация залежей УВ по различным признакам……………...7 3) Карта изобар. Решаемые задачи………………………………………12 4)Упруговодонапорный режим разработки нефтяных месторождений...15 5) Список использованной  литературы………………………………….18

 

1 Породы коллекторы  и породы флюдоупоры. Их характеристика  и классификация

 

 

Породы-коллекторы. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Из определения  пород-коллекторов следует, что они  должны обладать емкостью, т. е. системой пустот — пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т. е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость.  

Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе. Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). Емкость порового коллектора называется пористостью. Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры. По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные (0,2 мкм).

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 образца породы V2:kn = Vi \V%.

 При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание

открытая пористость - объем только тех пор, которые  связаны, сообщаются между собой.

В нефтяной геологии наряду с понятиями общей и  открытой пористости существует понятие  эффективной пористости, которая определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы kn. равен отношению объема пор V., через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления, к объему образца породы, коэффициент пористости обломочных пород в идеальном случае (когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму) не зависит от размеров зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру. При расположении шаров по вершинам куба пористость составляет 47,64 %, а по вершинам тетраэдра - 25,95 %, независимо от размера шаров. У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна заполняют промежутки между крупными зернами, уменьшая тем самым объем порового пространства. Величина коэффициента пористости горных пород может достигать 40 %, например, для газоносных алевролитов (алевритов) место скоплений Ставрополья его значения составляют 30-40 %. Наиболее распространенные значения к нефтеносных песчаников Русской платформы 17-24%.

Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных (трещиноватых и кавернозных) пород такие же, как и обломочных. Проницаемость - важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать жидкость и газ.

За единицу  проницаемости (1 мкм) принимается проницаемость  такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 0,1 МПа расход жидкости вязкостью 1 мПа  с составляет 1 м3/с.

 Проницаемость  нефтеносных песчаников изменяется  в широком диапазоне - от 0,05 до 3 мкм2, трещиноватых известняков - от 0,005 до 0,02 мкм2. Она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород. Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов очень часто резко изменяются на незначительных расстояниях в одном и том же пласте.

Даже в пределах небольшого образца породы размеры  пор сильно различаются. Характер строения и размер пор оказывают большое  влияние на движение жидкостей и  газа в нефтяном пласте и на величину коэффициента извлечения нефти из недр. Практически по субкапиллярным порам жидкость не перемещается. В таких порах межмолекулярное притяжение настолько велико, что для перемещения жидкости требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Благодаря межмолекулярному притяжению поверхность минеральных частиц обволакивается слоем крепко связанной воды.

Эта вода почти  полностью закрывает просветы субкапиллярных поровых каналов. Породы с такими порами характеризуются проницаемостью менее 0,001 мкм2 и не имеют практического значения. При разработке месторождений применяют методы искусственного увеличения пористости и проницаемости путем гидроразрыва пласта и воздействия на него соляной кислотой, что приводит к разрушению перегородок между порами и расширению трещин. Существуют различные схемы классификации пород-коллекторов. П. П. Авдусин и М. А. Цветкова выделяют пять их классов по величине эффективной пористости, %: А - 20, В - 15-12, С - 10-15, D-5-10, Е - 5. Каждый из указанных классов в свою очередь подразделяется' На три группы по скорости движения фильтрата через породу.

В последнее  время широко применяется классификация  песчано-алевролитовых коллекторов, предложенная А. А. Ханиным.

Согласно этой классификации выделяются шесть  классов коллекторов,

различающихся по проницаемости и емкости. Изучение коллекторских свойств пластов  проводится по образцам керна, материалам промыслово-геофизических исследований и по данным испытания скважин  на приток.

Породы-флюидоупоры (покрышки). Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами. Перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохо проницаемые породы называют покрышками. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности карбонатных пород. Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу. Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью.

Обычно они  прослеживаются в пределах отдельных регионов, таких, как Волго-Уральская, Западно-Сибирская провинции и т. д. Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах местоскопления), которые обусловливают сохранность отдельных залежей. Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды. Важную роль в экранирующих свойствах покрышек играет степень их однородности: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество.

Алевролитовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства.

Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и  характеризуются

преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью.

 Наиболее  широко распространены глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих, их минеральных частиц, химического состава и способности к ионному обмену этих частиц. Известно, например, что монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами по сравнению с каолинитовыми. Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности. Ангидриты значительно более хрупкие, чем соль, и не являются такими надежными экранами. Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. В. П. Савченко на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами. На больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллекторами.

 

 

2 Классификация залежей  УВ по различным признакам 

 

 

 Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению  в залежи запасов нефти, газа и  конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил  семь классов залежей:

1) Нефтяные залежи, мало насыщенные газом. Это так называемая

"мертвая"  нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2) Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3) Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4) Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5)  Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м3 газа.

6) Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см3/м3. Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см3/м3). Каждая залежь требует своих условий  разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счет следующих сил:

1) сил всплывания нефти над водой;

2) силы упругого напора;

3) силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в  нефтегазовой геологии является классификация  залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделены стратиграфически и тектонически экранированные залежи.

1) Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

а) Пластовые сводовые залежи. Они образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

б) Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.