Основы нефтегазопромысловой геологии. происхождение нефти и газа
«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Факультет очного обучения института Нефти, газа и энергетики.
Кафедра Нефтегазового промысла
КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ
По дисциплине:
« Геология нефти и газа »
для студентов всех форм обучения специальностей:
130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ;
130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений;
130504 Бурение нефтяных и газовых скважин.
бакалавров по направлению 131000 «Нефтегазовое дело»
Составитель: старший преподаватель
Шостак А.В.
КРАСНОДАР 2012
ЛЕКЦИЯ 1- ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………… 3
ЛЕКЦИЯ 2- ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ ИСКОПАЕМЫЕ………………………………….. 12
ЛЕКЦИЯ 3- ОСОБЕННОСТИ НАКОПЛЕНИЯ И ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ ЛИТОГЕНЕЗЕ……………… ………………….19
ЛЕКЦИЯ 4 - СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА…. 25
ЛЕКЦИЯ 5 - ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ПРИРОДНЫХ ФАКТОРОВ…………………………………………………………………….. 45
ЛЕКЦИЯ 6 - ПРОБЛЕМЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА………………………. 56
ЛЕКЦИЯ 7 - МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ……………………………………………… 62
ЛЕКЦИЯ 8 - ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ………………………………………………… 75
ЛЕКЦИЯ 9 - ЗОНАЛЬНОСТЬ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ…………………. 81
ЛЕКЦИЯ 10- ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ…………………………………………101
ЛЕКЦИЯ 11 - МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ…………………………………………………….108
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………………………….112
Лекция 1 введение
Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.
До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.
Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.
Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).
К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).
Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.
Целью изучения дисциплины «Геология нефти и газа является» создание базы понятий и определений, образующих фундаментальную науку - основами знаний о свойствах и составе углеводородов, их классификации, о происхождении углеводородов, о процессах формирования и закономерностях размещения месторождений нефти и газа.
Геология нефти и газа – отрасль геологии, изучающая условия образования, размещения и миграции нефти и газа в литосфере. Становлении Геологии нефти и газа как науки произошло в начале ХХ века. Ее основоположником является Губкин Иван Михайлович.
ГеологияКонспект лекций
Типы нефтегазоносных провинций, областей и зон нефтегазонакопления.
Провинция
Нефтегазовая область
Зона нефтегазонакопления
Понятие «порода-коллектор».
Типы пустотного пространства.
Общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в земной коре.
Нефтегазогеологическое районирование территории.
Понятие «порода-покрышка» и классификация флюидоупоров по площади распространения.
Миграция, дифференциация аккумуляция углеводородов.
Химический состав и физические свойства газов.
Химический состав и физические свойства нефти.
Терригенные коллекторы.
Соляные и сульфатные покрышки.
Виды проницаемости и методы ее определения.
Первичная и вторичная пористости.
Неорганическая и органическая теории происхождения нефти и газа.
Элементы залежи (на примере пластовой сводовой).
Виды пористости.
Глинистые и карбонатные флюидоупоры
Изменение коллекторских свойств с глубиной.
Классификация пород-коллекторов.
Природный резервуар. Типы природных резервуаров
От каких факторов зависят коллекторские свойства пород.
Понятие «ловушка для нефти и газа». Виды ловушек по происхождению.
Понятие «залежь» и местоскопление нефти и газа.
Классификация залежей
Миграция нефти и газа. Виды миграции.
Факторы, вызывающие миграцию углеводородов.
Разрушение залежей углеводородов.
Дифференциальное улавливание нефти и газа.
Классификация флюидоупоров по литологическому составу.
Стадии преобразования органического вещества в углеводородов.
Тимано-Печопская провинция. Характеристика основных месторождений.
^
1. Типы нефтегазоносных провинций, областей и зон нефтегазонакопления.
Провинция – это единая геологическая провинция, объединяющая смежные нефтегазовые области со сходными чертами в геологии, в том числе стратиграфическим основных отложений в разрезе (нефтегазоносные комплексы).
По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления.
^ Нефтегазовая область
^ Зона нефтегазонакопления
В зависимости от генетического типа составляющих ловушек зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические, стратиграфические и рифогенные.
Нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления относятся к региональным
, а местоскопления – к локальным
скоплениям нефти и газа.
^
2. Понятие «порода-коллектор».
коллекторами. терригенные карбонатные
гранулярные или поровые трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).
Хорошими коллекторами являются пески, песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки и доломиты.
3. Типы пустотного пространства.
Различают следующие виды пустот:
поры между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород, обусловленные текстурными особенностями этих пород.
поры растворения (каверны выщелачивания) образуются в результате циркуляции подземных вод преимущественно в горных породах.
поры и трещины, возникающие под влиянием химических процессов (процесс доломитизации – превращение известняка в доломит, сопровождающийся уменьшением объема).
пустоты и трещины, образовавшиеся в результате выветривания.
4. Общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в земной коре.
99.9% месторождений приурочены к осадочным скоплениям залежи и местоскопления.
Группируются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых образует нефтегазоносные области, объединенных в крупные нефтегазоносные провинции. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на местоскоплениях могут встречаться одновременно несколько типов залежей.
В размещении скоплений нефти и газа наблюдается зональность (региональная и зональная)
Вертикальная зональность . В верхней части разреза до глубины 1.5 км содержат преимущественно скопления газа (1.5 – 3.5 км), с глубиной запасы газа сокращаются, а запасы нефти увеличиваются. Дальше (больше 4 – 5 км) вновь происходит увеличение запасов газообразных у/в и уменьшается содержание запасов нефти (газоконденсатные залежи).
Образование у/в различного фазового состояния в различных геохимических зонах
Повышенная миграционная способность газа по сравнению с нефтью
Процесс преобразования нефти в метан на больших глубинах под влиянием высоких температур
Горизонтальная (региональная) зональность. Пример: Все нефтяные местоскопления Предкавказья сосредоточены в восточной части этого региона, а газовые и газоконденсатные – в Центральной и Западной частях Предкавказья. В Западной Сибири: нефть – центральная часть, газ – обрамляет регион, причем, в основном, с Севера. Основные факторы:
Состав органического вещества
ТД и геохимическая обстановка
Условия миграции и аккумуляции
5. Нефтегазогеологическое районирование территории.
Бакиров разработал классификацию для региональных нефтегазоносных территорий. В основу этой классификации положен тектонический принцип: платформы, складчатые области, переходные области.
Основным элементом районирования является провинция.
Провинция – это единая геологическая провинция, объединяющая смежные нефтегазовые области со сходными чертами в геологии, в том числе стратиграфическим положением основных отложений в разрезе (нефтегазоносные комплексы).
Провинции, относящиеся к платформам: Волго-Уральская, Тимано-Печорская. Прикаспийская, Ангаро-Ленская, Западно-Сибирская.
Провинции, относящиеся к складчатым областям: Закавказская, Тянь-Шань-Памирская, Дальневосточная, Западно-Туркменская.
Провинции, относящиеся к переходным областям: Предкарпатская, Предкавказкая, Предуральская, Предверхоянская.
Каждая провинция состоит из нескольких нефтегазоносных областей.
^ Нефтегазовая область – территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующаяся общностью геологической истории развития, включающая в себя ряд зон нефтегазонакопления.
^
Зона нефтегазонакопления
– ассоциация смежных, сходных по геологическому строению месторождений с общими условиями формирования.
6. Понятие «порода-покрышка» и классификация флюидоупоров по площади распространения.
покрышками (флюидоупорами).
По площади распространения выделяют следующие типы флюидоупоров:
региональные – толщи практически непроницаемых пород, распространенные в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части;
субрегиональные – толщи практически непроницаемых пород, распространенные в пределах нефтегазоносной области или большей ее части;
зональные – толщи, распространенные в пределах зоны или района нефтегазонакопления;
локальные – распространены в пределах отдельных местоскоплений.
^ 7. Миграция, дифференциация аккумуляция у/в.
Миграция – это перемещение в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений.
Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе и в первой же ловушке, встреченной ими, будет происходить их аккумуляция , и в результате образуется залежь.
Если же нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции. То первая заполняется только газом, вторая – может нефтью и газом, третья – лишь нефтью. В этом случае происходит так называемая дифференциация
нефти и газа.
8. Химический состав и физические свойства газов.
Природные газы – это смесь различных газов. Наиболее распространены – CH4, N2, CO2.
Классификация природных газов по Соколову В.А.:
атмосферные газы (Наличие свободного О2 – отличительная особенность. Главные компоненты - N2 (78%), O2 (20-21%), Ar (1%), CO2 (0.03%), Ne, He, H).
газы земной поверхности (На земной поверхности процессы газообразования интенсивно протекают в условиях заболоченных площадей и в илистых отложениях на дне водоемов – CH4, H2S, CO2).
газы осадочной толщи (Среди газов осадочной толщи промышленные скопления образуют:
сухие (хим. состав до 99% СН4).
попутные нефтяные (газы, растворенные в нефтях, высших у/в до 50% (С2Н6, С3Н8, С4Н10...), жирные (богатые) газы).
газы конденсатных месторождений (ρ=0.69-0.8 г/см3 – очень свободная нефть, практически полностью выкипает до 300 С и не содержит см-асф. веществ. В газах этих месторождений до 10% и более тяжелых у/в.
газы каменно-уг. месторождений (обычно содержат много СН4 и обычно обогащены СО2 и N2, тяжелые у/в, как правило, в них отсутствуют).
газы изверженных пород
Свободные газы содержатся в порах горных пород, встречаются в рассеянном виде и в виде скоплений.
Сорбированный газ удерживается на поверхности частиц породы (адсорбция), либо пронизывает всю массу этих частиц (абсорбция).
В группу растворенных газов входят газы жидких растворов. Они распространены в водных растворах и в нефтях.
Свойства газа:
плотность.
вязкость.
диффузия – взаимное проникновение одного вещества в другое через поры при их соприкосновении. Разность концентрации газа в смежных частицах горных пород, как правило, прямопропорциональна давлению и коэффициенту растворимости.
растворимость газов . Коэффициент растворимости газов в воде зависит от температуры и минерализации воды:
растворимость у/в газов в нефти в 10 раз больше, чем в воде.
жирный газ растворяется в нефти лучше, чем сухой.
более легкая нефть растворяет газа больше, чем тяжелая.
9. Химический состав и физические свойства нефти.
Темно-коричневая, почти черная вязкая жидкость, жирная на ощупь, состоящая из у/в соединений.
^ Хим. Состав . С-83-87%. Н-11-14%. S, N, O-всегда присутствуют в нефти, их 1-3%.
Всего в нефти выделено около 500 соединений:
у/в соедин. [ алканы (метановые, парафиновые), циклоалканы (нафтеновые), арены (ароматические)];
гетероорганические (все соедин. S, N, O).
^ Физ. Свойства .
Плотность – масса вещества в единице объема. (г/см3)
Вязкость – способность жидкости оказывать сопротивление при перемещении ее частиц друг относительно друга под влиянием действующих сил.
Величина, обратная вязкости – текучесть (чем больше температура, тем больше текучесть).
^ Поверхностное натяжение – это сила, с которой нефть сопротивляется изменению гладкой поверхности.
Нефть обладает оптической активностью , т.е. способностью вращать плоскость поляризации светового луча.
Люминесценция – способность светиться при солнечном свете.
Температура кипения нефтей: легкие легче, чем тяжелые.
Температура застывания нефтей: зависит от содержания парафинов.
10. Терригенные коллекторы.
Образуются в результате механического разрушения ранее существовавших горных пород. Самые распространенные: пески, песчаники, гравелиты, когломераты, брекчии, алевролиты. Крупные обломки накапливаются вблизи разрушающихся горных пород, а мелкие – дальше. Основная масса терригенных коллекторов характеризуется межзерновым (поровым) пространством – это межзерновые или гранулярные коллекторы. Однако среди терригенных коллекторов встречаются и коллекторы со смешанным характером пустотного пространства. Выделяются трещинно-поровые и даже кавернозно-поровые разности.
^ 11. Соляные и сульфатные покрышки.
К соляным и сульфатным породам относятся гипсы, ангидриты, каменная соль. Это породы светлых тонов кристаллической структуры, плотные, крепкие. Образовались в результате выпадения солей из неглубоких водоемов, сообщающихся с морем. Самой лучшей и распространенной соляной покрышкой является каменная соль.
^
12. Виды проницаемости и методы ее определения.
Проницаемость – способность породы пропускать сквозь себя жидкость или газ при наличии перепада давления.
За единицу проницаемости в 1 Дарси принимается такая проницаемость, при которой через поперечное сечение в 1 см2 при перепаде давления в 1 атм. за 1 сек. проходит 1 см3 флюида с вязкостью 1 сантиПуаз. Очень часто породы, обладая большой пористостью. Практически лишены проницаемости, например глины (пористость – 40-50%, проницаемость – 0).
Виды проницаемости:
абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химических взаимодействий между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды жидкостью или газом.
эффективная (фазовая) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой среды.
относительная – отношение эффективной пористости к абсолютной.
При одном и том же содержании цементирующего вещества в породе резкое падение проницаемости наблюдается у пород с большой плотностью, плохой отсортированностью и окатанностью зерен или обломков.
Также коллекторы характеризуются разной величиной проницаемости вдоль напластования и перпендикулярно к нему.
Пористость и проницаемость могут быть практически определены:
лабораторным путем при наличии образцов из скважин или из естественных отложений
по промысловым данным
по комплексным данным промысловой геофизики
13. Первичная и вторичная пористости.
Пористость
^ Первичная пористость – это когда поры между частицами породы образуются одновременно с породой. К ним относятся поры между зернами пород, обусловленные текстурными особенностями этих пород.
^
Вторичная пористость
возникает после формирования породы в результате циркуляции подземных вод, под влиянием химических процессов, в результате выветривания, в результате тектонических движений.
^
14. Неорганическая и органическая теории происхождения нефти и газа.
Основные позиции неорганической теории
Имеет небольшое количество сторонников. Основные положения были намечены Менделеевым.
Развитие астрономии и изучение спектра космических тел показали во многих из них наличие соединений углерода с водородом. Например: в газовой оболочке головы кометы обнаружено присутствие CH4, CO, CO2, CN. В планетах тоже обнаружено присутствие у/в. В атмосфере Юпитера, Сатурна, Урана, Нептуна найден СН4.
В современных вулканических газах присутствуют горючие газы. Однако содержание СН4 – 0.004%.
Возможный синтез у/в неорганическим путем. Доказано простейшими химическими экспериментами в XIX в, однако эти эксперименты не соответствовали условиям, которые могли наблюдаться на Земле в какую-либо из стадий ее развития.
Наличие нефти или ее признаков в изверженных или метаморфических породах. (30 пром. залежей.)
Существует гелиевый метод для определения условного возраста нефтей и природных газов. Расчеты показали, что в большинстве возраст нефти и газа соответствует возрасту вмещающих пород.
Имеет большое количество сторонников. Основные положения были намечены Ломоносовым. Опубликованы Губкиным в книге «Учение о нефти».
99.9% промышленных скоплений нефти и газа приурочено к осадочным толщам.
Сосредоточение наибольших ресурсов у/в в отложения геологических периодов, отличавшихся активной жизнедеятельностью организмов биосферы.
Отмечается структурные сходства ряда органических соединений, обнаруженных в осадках с у/в, составляющими основную массу нефти.
Сходства изотопных составов S и С, содержащихся в нефтях и органическом веществе вмещающих пород. В составе органического вещества можно выделить липоиды, белки, углеводы (после отмирания растительного и животного мира).
Белки – C, H, N, S, O, P. При анаэробных условиях белки легко разрушаются с образованием жирных и аминокислот. Многие ученые рассматривают белки в качестве исходного материала для образования нефти.
Углеводы. Обнаружение в нефти хлорофилла и его производных дает основание полагать участие в образовании нефти растительного материала.
Газ, нефть и вода располагается в ловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью. А еще ниже – водой.
Газовая шапка, нефтяная часть залежи, газо- и водонефтяной контакт.
^
16. Виды пористости.
Пористость – это объем пустотного пространства в породе-коллекторе, зависит от текстурно-структурных особенностей породы.
В коллекторах, состоящих из обломочных пород, пористость зависит от размера, формы, сортированности области материала, системы укладки этого материала, а также состава, количества и характера распределения цементирующих веществ.
Различают пористость общую и открытую.
^ Общая (полная или абсолютная) – это объем всех пустот пород, включая поры, каверны, трещины, связанные и несвязанные между собой.
Открытая – это объем только сообщающихся между собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.
Коэффициент открытой пористости
– это отношение объема сообщающихся пор к объему горной породы. выраженное в процентах.
^
17. Глинистые и карбонатные флюидоупоры
Глинистые покрышки состоят из частиц размером менее 0.01 мм. В их составе кроме обломочного материала также присутствуют глинистые минералы (каолинит, монтмориллонит, гидрослюды и др.). Это продукт химического разложения магматических пород. Они выносятся водами. Коэффициент пористости глин достигает 50%. .Однако, глины выполняют роль покрышек, т.к. они практически непроницаемы, потому что тончайшие поры в глинах не сообщаются между собой. Различают аргиллитовые, пеллитовые и др. глинистые покрышки.
Карбонатные покрышки образовались в результате выпадения солей из водных растворов в неглубоких водоемах, сообщающихся с морем. К ним относятся известняки различного происхождения, доломиты без признаков свободного пространства в них. Они часто глинистые, плотные, нередко окремнелые.
^
18. Изменение коллекторских свойств с глубиной.
С увеличением глубины залегания пород под влиянием геостатического давления увеличивается их плотность, а следовательно пористость уменьшается и ухудшаются емкостно-фильтрационные свойства.
Это относится преимущественно к гранулярным коллекторам (пески, песчаники, алевролиты).
Улучшение коллекторских свойств с глубиной наблюдается у карбонатных и других сильноуплотненных хрупких пород, подверженных растрескиванию под влиянием тектонических и других процессов.
В терригенных горных породах – коллекторах вторичная пористость на больших глубинах при высоких температурах возникает в результате выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно-глинистого цемента под воздействием агрессивных горячих вод, насыщенных углекислотой.
^
19. Классификация пород-коллекторов.
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.
Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), тре-щинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).
Выделяют 3 больших группы коллекторов: равномернопроницаемые, неравномернопроницаемые, трещиноватые.
Выделяются 5 классов коллекторов по величине открытой пористости:
Пористость >20%
Пористость 15-20%
Пористость 10-15%
Пористость 5-10%
Пористость <5%
По характеру и природе порового пространства коллекторы делятся на 2 большие группы:
Коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами – пески, песчаники, алевролиты
^ Коллекторы с межагрегатным поровым пространством – карбонатные породы (известняки и доломиты), в которых развиты трещиноватость или кавернозность.
коллекторы региональные . Они развиты в пределах значительной площади областей генерации и аккумуляции у/в.
коллекторы зональные . Имеют меньшую площадь распространения, охватывают зоны нефтегазонакопления или части нефтегазоносных областей.
коллекторы локальные . Развиты в пределах локальных структур или в пределах группы нескольких смежных местоскоплений.
^ 20. Природный резервуар. Типы природных резервуаров .
Природный резервуар – естественное вместилище для нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов. Форма (морфология) природного резервуара определяется соотношением в разрезе и по площади пород-коллекторов с вмещающими в них слабопроницаемыми породами.
Различают 3 типа природных резервуаров:
пластовый
массивный
литологически ограниченный со всех сторон
^ 21. От каких факторов зависят коллекторские свойства пород.
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.
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).
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. Кроме этого горная порода должна обладать высоким коэффициентом нефтегазонасыщенности.
^
Вывод: Основными показателями коллекторских свойств горных пород является пористость, проницаемость и нефтегазонасыщенность.
22. Понятие «ловушка для нефти и газа». Виды ловушек по происхождению.
Ловушка - это часть природного резервуара, где уменьшаются скорости движения флюидов - воды, нефти, газа - происходит их дифференциация, и возникают скопления нефти и газа. Ловушка - это препятствие на пути движения пластовых флюидов. В строении ловушки участвуют коллектор и ограничивающие его непроницаемые отложения. Возникают ловушки на перегибах пласта-коллектора, в участках ограничения его тектоническими, стратиграфическими и литологическими экранами, в выступах и линзах.
По происхождению различают следующие ловушки:
структурные - образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности;
стратиграфические - сформированные в результате эрозии пластов-коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрытия их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия;
литологические - образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми;
рифогенные - сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.
Каждая ловушка имеет различный генезис:
Тектонический,
Седиментационный,
Денудационный .
23. Понятие «залежь» и местоскопление нефти и газа.
Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное промышленное скопление нефти и газа в проницаемых коллекторах (ловушках) различного типа. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими перемещаться нефть и газ в природном резервуаре, и силами, препятствующими этому перемещению.
Местоскопление – это совокупность залежей, приуроченных к одной или нескольким ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади.
Местоскопления бывают локальные (залежи и местоскопления) и региональные (зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные области и провинции).
^
24. Классификация залежей
.
Залежью нефти и газа называют скопление полезного ископаемого, возникшее под влиянием гравитационных сил в ловушке природного резервуара. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими перемещаться нефть и газ в природном резервуаре, и силами, препятствующими этому перемещению.
Залежи делятся на:
Структурные
Группа антиклинальных структур. Они приурочены к локальным поднятиям различного вида:
Сводовые залежи
Висячие залежи (располагаются на крыльях складки)
Тектонически-экранированные (формируются вдоль сбросов и взбросов)
Приконтактные (образуются на контакте продуктивного горизонта с соленым штоком или вулканогенными образованиями)
Группа моноклинальных структур . Связаны с флексурными образованиями или со структурными носами, или с разрывными нарушениями.
Группа синклинальных структур . Формируется в практически безводных коллекторах под действием сил гравитации, встречается крайне редко.
Рифогенные. В рифогенном массиве кавернозность и трещиноватость очень неоднородна, поэтому коллекторские свойства могут меняться даже на незначительных расстояниях и дебиты скважины в различных частях массива неодинаковы.
Литологические.
Литологически-экранированные:
Участки выклинивания коллекторов
Участки замещения проницаемых пород непроницаемыми
Литологически-ограниченные :
Песчаные образования русел палеорек
Линзовидные коллекторы
Стратиграфические . Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами более молодого возраста.
25. Миграция нефти и газа. Виды миграции.
Миграция – это перемещение в осадочной оболочке.
Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений. Миграция может происходить в одной и той же толще или пласта (внутрипластовая, внутрирезервуарная), а также она может быть из одного пласта в другой (межпластовая, межрезервуарная). Первая осуществляется по порам и трещинам, а вторая – по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям. И та, и другая могут иметь боковое напряжение (вдоль напластования пластов) - латеральная, вертикальная миграция (перпендикулярно напластованию пластов).
В зависимости от физического состояния у/в различаются:
Молекулярная (движение у/в в растворенном состоянии вместе с водой)
Фазовая (у/в находятся в свободном состоянии)
По отношению к нефтегазоматеринским толщам:
Первичная – процесс перехода у/в из пород, в которых они образовались, в коллекторы.
Вторичная – перемещение у/в по породам-коллекторам, по разрывным нарушениям, трещинам и т.д.
26. Факторы, вызывающие миграцию у/в.
Давление статистическое и динамическое .
Динамическое давление – это действие тектонических сил, выводящих породы из нормального залегания и сминающих их в складки.
Под действием тектонических сил породы бывают разбиты разрывными нарушениями и по ним происходит перераспределение давления, также разрывы и трещины служат путями миграции нефти, газа и воды. При складкообразовании часть пород оказывается поднятой на значительную высоту и подвергается эрозии (разрушению). Эрозия, с одной стороны, влияет на изменение давления в земной коре, а с другой стороны может привести к разрушению слоев, содержащих нефть и газ.
^ Гравитационный фактор .
^ Гидравлический фактор.
^ Капиллярное и молекулярное явления.
Энергия газа.
Силы расширения жидкости.
27. Разрушение залежей у/в.
Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.
Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивного нарушения, тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в другую ловушку или на поверхность. Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефтегазосодержащие породы могут быть, выведены на поверхность и УВ рассеятся.
Биохимические реакции при наличии разлагающих УВ бактерий и химические процессы (окисление) также могут привести к уничтожению скоплений нефти и газа. К разрушению могут привести в ряде случаев и диффузионные процессы.
^
28. Дифференциальное улавливание нефти и газа.
Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья - лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа . Теория дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой, была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу.
Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осуществляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей.
Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипсометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой. Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.
^
29. Классификация флюидоупоров по литологическому составу.
Перекрывающие нефтяные и газовые залежи, непроницаемые или плохопроницаемые породы, называются покрышками (флюидоупорами).
Породы-покрышки различаются по характеру распространения и протяженности, по мощности, по литологическим особенностям, по наличию или отсутствию нарушений сплошности, однород-ности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу.
По литологическому составу флюидоупоры делятся на:
однородные (глинистые, карбонатные, галогенные) – состоят из пород одного литологического состава.
неоднородные:
смешанные (песчано-глинистые, глинисто-карбонатные, терригенно-галогенные и др.) – состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости.
расслоенные – состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород.
^ 30. Стадии преобразования органического вещества в у/в.
Современное представление о биогенной теории происхождения нефти и газа сводится к следующим стадиям преобразования органического вещества в у/в:
накопления органического вещества
генерации
миграции у/в
аккумуляции
консервации у/в
разрушения (перераспределения)
^ 31. Тимано-Печопская провинция. Характеристика основных месторождений.
Расположена на С-В Европейской части России. Площадь провинции – 350 тыс км2. С Востока и С-В граничит с Уральскими и Пайхоем, с Запада – Тиманский кряж, с Севера – Баренцево море.
Тектоническое отношение: Русская платформа (является северо-восточной окраиной), в печорской синеклизе, палеозойские и мезозойские осадочные отложения (7-8 км).
Основное промышленное значение имеют среднедевонские песчаные коллекторы, которые с вышележащими верхнедевонскими породами образуют единый терригенный нефтегазоносный комплекс, продуктивный на всей территории.
Каменноугольно-Нижнепермский нефтегазовый комплекс, сложенный карбонатными породами: коллекторами служат трещиноватые и кавернозные известняки, продуктивные на всей территории.
Вуктыльское, Ярегское, Усинское. Войвожское, Шапкинское, Западно-Тэбукское, Нибельское, Турчаниновское, Возейское, Харьягинское месторождения.
^ Усинское месторождение нефти связана с крупной антиклинальной складкой. Девон: 33*12 км, амплитуда – 500 м. 2 нефтяные залежи:
в среднедевонских терригенных коллекторах на глубине 2900-3100 м открыта основная литолого-стратиграфическая залежь легкой нефти.
средний карбон, карбонатная толща (1100-1400 м 0, массивная сводовая залежь тяжелой нефти (высота 300 м).
Основным промышленным объектом является пласт среднего девона общей мощностью около30 м.
Песчаники с линзами и прослоями алевролитов и аргиллитов. Тяжелая нефть – 0.95 г/см3.
^ Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Крупная антиклинальная складка, в геологическом строении ордовик, селур, каменноугольный, пермский, девонский, триасовый. Амплитуда по нижнепермским отложениям – 1500 м. 2 газоконденсатные залежи:
основная из них приурочена к мощной карбонатной массивной толще пермско-каменноугольного возраста. Мощность 800 м.
в песчаниках нижнекаменноугольной толще. Относится к пластовым сводовым. Коллекторами служат глины.
ОСНОВЫ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 1 страница
Нефтегазопромысловая геология (НГПГ) - отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр .
Основные цели НГПГ состоят в следующем:
Промыслово-геологическое моделирование залежей;
Структурирование запасов нефти, газа и конденсата;
Геологическое обоснование системы разработки нефтяных и газовых месторождений;
Геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи.
Задачи НГПГ состоят в решении различных вопросов, связанных: с получением информации об объекте исследований; с поисками закономерностей, объединяющих наблюденные разрозненные факты о строении и функционировании залежи в единое целое; в создании методов обработки, обобщения и анализа результатов наблюдений и исследований; в оценке эффективности этих методов в различных геологических условиях и т. д.
В данном методическом руководстве предлагаются 11 лабораторных работ, выполнение которых позволяет усвоить ряд методик сбора и обработки геолого-промысловой информации, разобраться во множестве ключевых понятий промысловой геологии, таких как: залежь нефти и газа, границы залежи, неоднородность продуктивных толщ, кондиционные пределы коллекторов, несовершенство скважин, пластовое давление, фильтрационные характеристики пласта (проницаемость, гидропроводность,
пьезопроводность), индикаторная диаграмма, кривая восстановления давления (КВД), динамика разработки, коэффициент нефтеотдачи.
Лабораторная работа № 1 Определение положения границ нефтяной залежи по данным
бурения скважин
Выявление внутреннего строения залежи по данным измерений, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры залежи. Важный этап в решении этой задачи - проведение геологических границ. Форма и тип залежи зависит от характера ограничивающих ее геологических границ.
К геологическим границам относятся поверхности: структурные,
связанные с контактом пород различного возраста и литологии; стратиграфических несогласий; тектонических нарушений; а также поверхности, разделяющие породы-коллекторы (ПК) по характеру их насыщенности, то есть водонефтяные, газонефтяные и газоводяные контакты (ВНК, ГНК, ГВК). Большинство залежей нефти и газа связано с тектоническими структурами (складками, поднятиями, куполами и т.д.), форма которых определяет форму залежи.
Структурные формы, в том числе форму структурных поверхностей (кровли и подошвы залежей) исследуют по структурным картам.
Начальными данными для построения структурной карты являются план расположения скважин и величины абсолютных отметок картируемой поверхности в каждой скважине. Абсолютная отметка - это расстояние по вертикали от уровня моря до картируемой поверхности:
H=(A+Al)-L, (1.1)
где А - альтитуда устья скважины, L - глубина залегания картируемой поверхности в скважине, Д1 - удлинение скважины за счет искривления.
Способ треугольников - это традиционный способ построения структурных карт.
Границы залежей, связанные с неоднородностью коллекторов, проводят по линиям, вдоль которых проницаемые ПК продуктивного пласта в результате фациальной изменчивости теряют коллекторские свойства и переходят в непроницаемые, либо произошло выклинивание или размыв пласта. При небольшом количестве скважин положение линии замещения коллекторов, линий выклинивания или размыва проводятся условно на половине расстояния между парами скважин, в одной из которых пласт сложен ПК, а в другой - непроницаемыми породами или здесь пласт не отлагался или размыт.
Более верное положение линии фациального перехода коллекторов определяется на картах изменения параметров пластов: пористости,
проницаемости, амплитуды потенциала самопроизвольной поляризации
(СП) и т.д., по которым установлен кондиционный предел, т.е. значение параметра, при котором пласт утрачивает свои коллекторские свойства.
Положение ВНК по залежи обосновывается путем построения специальной схемы. В первую очередь рассматривают скважины, несущие информацию о положении ВНК. Это скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, в которых ВНК можно определить по данным ГИС. Используются также скважины из чисто нефтяной и из водяной зон, в которых, соответственно, подошва и кровля пласта находятся в непосредственной близости от ВНК.
На схему наносят колонки выбранных скважин с указанием характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую положению ВНК.
На плане (карте) границами залежи являются контуры нефтегазоности. Различают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Внешний контур - это линия пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с кровлей пласта, а внутренний контур - это линия пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с подошвой пласта. Внешний контур находят на структурной карте по кровле пласта, а внутренний - на структурной карте по подошве пласта. В пределах внутреннего контура расположена нефтяная или газовая части залежи, а между внутренним и внешним контурами - водонефтяная, или водогазовая.
При горизонтальном ВНК (ГНК, ГВК) положение линий контуров нефтегазоносности находят на структурных картах вблизи
соответствующей изогипсы, соответствующей принятому
гипсометрическому положению контакта. При горизонтальном положении контакта линии контуров не пересекают изогипсы.
Если продуктивный горизонт состоит из множества пластов, характеризующихся прерывистым литологически невыдержанным
строением, то положение контуров нефтеносности в целом для горизонта определяется при совмещении структурных карт по кровле каждого пласта (на эти карты наносят также границы замещения коллекторов и контур нефтеносности для данного пласта).
На совмещенной карте получают границу залежи сложной формы, проходящую на отдельных участках по линиям замещения коллекторов, а на других - по линии внешнего контура в пределах различных пластов.
Исходными данными для выполнения предлагаемой работы являются: таблица со сведениями об альтитудах устьев скважин, удлинениях, глубинах залегания кровли пласта, толщинах пласта, глубине ВНК; схема расположения скважин.
1.Определите абсолютные отметки залегания кровли и подошвы пласта.
2. Рассчитайте абсолютные отметки ВНК в скважинах и обоснуйте положение ВНК по залежи в целом.
Э.Определите на плане расположения скважин границы распространения коллекторов.
4. Постройте структурные карты по кровле и подошве пласта и дайте их анализ.
5. Покажите на указанных структурных картах положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.
6.Охарактеризуйте тип залежи нефти и обоснуйте его положение в современных классификациях залежей нефти и газа.
ПРИМЕР. Определить границы залежи на данной схеме расположения скважин по данным бурения и геофизических исследований (таблица 1.1), глубинам отбивки ВНК.
Таблица 1.1
| Кскв | Альтитуда, м | Удли нение, м | Г лубина кровли, м | Толщина, м | Абс. отметка кровли, м | Абс. отметка подошвы, м |
| 125.7 | 0.4 | 2115.1 | -1989 | -1992 | ||
| 121.5 | 0.8 | 2120.3 | -1998 | -2002 | ||
| 120.5 | 2106.9 | 8.2 | -1983.4 | -1991.6 | ||
| 123.5 | 1.2 | 2129.7 | 11.8 | -2005 | -2016.8 | |
| 122.3 | 0.2 | 2121.5 | -1999 | -2002 | ||
| 121.9 | 1.6 | 2110.5 | 12.6 | -1987 | -1999.6 | |
| 125.5 | 0.6 | 2120.1 | 14.4 | -1994 | -2008.4 | |
| 125.9 | 0.2 | 2129.7 | 15.4 | -2003.6 | -2019 | |
| 124.3 | 0.8 | 2124.7 | -1999.6 | -2016.6 | ||
| 126.7 | 1.4 | 2142.1 | 18.8 | -2014 | -2032.8 | |
| 0.5 | 3.5 | -1994.5 | -1998 | |||
| 120.2 | 0.7 | -1986.1 | -1991.1 | |||
| 0.5 | -1993.5 | -1999.5 | ||||
| 121.5 | 0.6 | 4.5 | -1995.9 | -2000.4 | ||
| 0.7 | 4.3 | -1991.3 | -1995.6 | |||
| 0.8 | 5.1 | -1996.2 | -2001.3 | |||
| 0.9 | 5.5 | -1996.1 | -2001.6 | |||
| 1.5 | 4.1 | -2000.5 | -2004.6 |
Глубина отбивки ВНК по ГИС определена в трех скважинах: скв.2 (2120.3м), скв.7 (2124.4м) и скв.6 (2121.5м).
Ход выполнения задания:
По формуле (1.1) определяются абсолютные отметки кровли пласта (результаты расчета приведены в таблице 1.1). Эта же формула применима для определения абсолютной отметки ВНК, которая составляет во всех трех скважинах минус 1998м.
Если предположить, что поверхность ВНК плоская и горизонтальная, то данных по трем скважинам достаточно, чтобы произвести оконтуривание залежи, так как плоскость определяется тремя точками.
Абсолютные отметки подошвы пласта в данном случае проще определить, используя данные по толщине пласта (результаты расчета приведены в таблице 1.1). Структурные карты по кровле и подошве пласта строятся по абсолютным отметкам указанных поверхностей (Рис. 1.1 и 1.2).
На картах выявляется вытянутая в субширотном направлении антиклинальная структура, осложненная двумя куполами. Структура является ловушкой углеводородов при наличии других благоприятных условий.
Внешний контур нефтеносности проводится на структурной карте по кровле пласта, а внутренний контур нефтеносности - на структурной карте по подошве пласта по изолинии -1998м.
Контуры залежи незамкнутые. По изучаемой части залежи ее можно охарактеризовать как пластовую сводовую, так как она приурочена к сводовой части структуры, ПК имеют однородное строение и небольшую толщину.
Нефтяная зона ограничена внутренним контуром нефтеносности, а водонефтяная зона ограничена внутренним и внешним контурами нефтеносности.
Лабораторная работа № 2 Определение макронеоднородности продуктивного горизонта
Цель данной работы - знакомство с понятием геологической неоднородности на примере макронеоднородности, которая учитывается при выделении эксплуатационных объектов и выборе системы разработки. Развитие методов изучения геологической неоднородности и учета ее при подсчете запасов и разработке залежей - важнейшая задача промысловой геологии.
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Г еологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр, на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования.
Различают два основных вида геологической неоднородности: макронеоднородность и микронеоднородность.
Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.
Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.
Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).
По толщине макронеоднородность проявляется в расчлененности продуктивного горизонта на отдельные пласты и прослои.
По простиранию макронеоднородность проявляется в изменчивости толщин пород-коллекторов вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.
Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.
Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью геологических профилей (Рис. 2.1.) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (Рис.2.2.), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.
 |
Рис.2.2. Фрагмент карты распространения пород-коллекторов одного из пластов горизонта: 1 - ряды скважин (Н - нагнетательных; Д - добывающих), 2 - границы распространения пород-коллекторов, 3 - границы зон слияния, участки 4 - распространения пород-коллекторов, 5 - отсутствия пород-коллекторов, 6 - слияния пласта с вышележащим пластом, 7 - слияния пласта с нижележащим пластом.
Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность:
1. Коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов
(прослоев) коллекторов в пределах залежи, Кр = (X Щ)/ N (2.1), где n -
число прослоев коллекторов в i-й скважине; N - число скважин.
2. Коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) продуктивного горизонта:
Кпесч = [ X (Кф^ бщ)]i/ N (2.2), где h^ - эффективная толщина пласта в
скважине; N - число скважин. Коэффициент песчанистости является хорошим носителем информации еще по следующим соображениям: он связан корреляционными зависимостями со многими другими геологофизическими параметрами и характеристиками эксплуатационных объектов: расчлененностью, прерывистостью пластов по площади, литологической их связанностью по разрезу и др.
В качестве показателя макронеоднородности, учитывающей и расчлененность, и песчанистость, применяют комплексный показатель -
Коэффициент макронеоднородности: К м = (X n i )/(X h i ) (2.3), где n -
i =1 i =1
количество проницаемых прослоев; h - толщина вскрытых скважиной проницаемых прослоев. Коэффициент макронеоднородности характеризует расчлененность объекта разработки на единицу толщины.
3. Коэффициент литологической связанности - коэффициент слияния, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов, К сл = S^/S^ где S CT - суммарная площадь участков слияния; Sj. - площадь распространения коллекторов в пределах залежи. Чем больше коэффициент литологической связанности, тем выше степень гидродинамической сообщаемости смежных пластов.
4. Коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания по площади (замещения коллекторов непроницаемыми породами),
К расп = SA где S - суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта;
5. Коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, необходимый для изучения и оценки сложности строения прерывистых, фациально изменчивых пластов, К сл = L^/n, где - суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П - периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности). Установлено, что по неоднородным, прерывистым пластам по мере уплотнения сетки скважин коэффициент сложности постоянно снижается. Это указывает на то, что даже при плотной сетке добывающих скважин все детали изменчивости пластов еще остаются неизвестными.
6. Три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:
Кспл = Ясил/Як; Кпл = S^S* Кл= S^S*
где К спл, Кпл, К л - соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; Я спл - площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; S ra - площадь полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее воздействие; - площадь линз, не испытывающих воздействия; К спл + К пл + К п =1.
Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки: моделировать форму сложного геологического тела, служащего вместилищем нефти или газа; выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи; определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект; обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин; прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой; подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.
Исходными данными при выполнении задания являются таблица с данными о толщинах горизонта и пород-коллекторов, из которых он сложен, схема расположения скважин, сведения о залежи (глубина залегания залежи, литологический тип коллектора, проницаемость коллекторов, вязкость нефти, режим залежи, размеры залежи).
1. Построить карты изопахит для каждого пласта и горизонта в целом, указать на них границы распространения коллекторов и дать их анализ.
З.Определить коэффициенты, характеризующие макронеоднородность горизонта.
ПРИМЕР. Определите коэффициенты песчанистости, расчлененности, макронеоднородности по многопластовому горизонту.
Данные в таблице 2.1.
| Таблица 2.1
|
Расчетные данные представлены в таблице 2.2
| Таблица 2.2
|
По формулам 2.1, 2.2, 2.3 определяем, что коэффициент расчлененности Кр=32/14=2,29; коэффициент песчанистости Кпесч=280/362=0,773;
коэффициент макронеоднородности Км= 32/280=0,114.
Совместное использование Кр, Кпесч, Км позволяет составить представление о макронеоднородности разреза: чем больше Кр, Км и меньше Кпесч, тем выше макронеоднородность. К сравнительно однородным относятся пласты (горизонты) с Кпесч > 0,75 и Кр < 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр > 2,1. По этим критериям горизонт, рассмотренный в примере, можно охарактеризовать как слабо неоднородный (Кпесч=0,773, Кр=2,29)
Лабораторная работа № 3 Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов
Правильный подсчет запасов нефти и газа предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта, знание которой необходимо для организации эффективной разработки залежей, в частности для выбора системы разработки. Для выявления внутренней структуры залежи необходимо еще знать положение в плане границ между коллекторами и неколлекторами, проводимых по значениям фильтрационно-емкостных (или каких-либо других) свойств пород, называемым кондиционными .
Кондиционные пределы параметров продуктивных пластов - это граничные значения параметров, по которым породы продуктивного пласта разделяют на коллекторы и неколлекторы, а также на коллекторы с разными промысловыми характеристиками в целях более надежного выделения в общем объеме залежи ее эффективного объема в целом и объемов разной продуктивности , т.е. определение кондиций коллекторов означает определение критериев выделения в разрезе коллекторов и их классификацию по литологии, продуктивности и т.д.
Кондиции на запасы - это совокупность требований к геологофизическим, технико-экономическим и горно-техническим параметрам залежи, обеспечивающим достижение модельного нефтеизвлечения при рентабельности процесса разработки с соблюдением законодательств по охране труда, недр и окружающей среды. Определение кондиций по запасам применяется для оценки промысловых возможностей залежи и классификации геологических запасов по их промышленной значимости.
Кондиции коллекторов обусловливаются большой группой факторов, определяющих фильтрационно-емкостные свойства пород (ФЕС). Основными параметрами, влияющими на ФЕС, являются пористость, проницаемость, нефте-, газо-, битумонасыщенность, дополняемые параметрами карбонатности, глинистости, остаточной воды, характера нефте-, газо-, битумонасыщения, гранулометрического состава, вещественногенетической типизации, параметрами геофизических исследований скважин (ГИС) - параметром насыщения, параметром пористости и др., а также промысловыми показателями - продуктивностью или удельным дебитом. Методом обоснования кондиций является корреляционный анализ между указанными свойствами пород по данным лабораторного исследования керна, по данным ГИС и гидродинамических исследований.
Кондиции на запасы зависят от общественных потребностей в углеводородном сырье и от уровня технико-технологического развития нефте-, газо-, битумодобычи. Кондиции на запасы обосновывают с учетом удельных запасов, начального и конечного дебита скважин, коэффициента вытеснения, коэффициента извлечения нефти (КИН), системы разработки, предельной себестоимости. Методом обоснования кондиций являются технико-экономические расчеты по вариантам разработки объекта.
Выделение коллекторов.
Природный резервуар, вмещающий углеводороды, включает, по крайней мере, породы двух классов: коллекторы и неколлекторы. Эти классы отличаются структурой порового пространства, значениями петрофизических параметров, характером их распределения.
Границы классов - это границы качественного и количественного перехода от одних свойств к другим, не зависящие от применяемых технологий освоения продуктивных пластов. Однако следует учитывать, что при применении методов интенсивного воздействия на пласт, существенно влияющих на структуру порового пространства (расширение каналов фильтрации, растворение карбонатов при физико-химическом воздействии, создание трещин и др.), можно переводить коллекторы в высшие классы, а при применении методов кальмотации - в низшие.
Выше уже было отмечено, что основными параметрами, характеризующими коллекторы, являются пористость Кп, проницаемость Кпр, содержание остаточной воды Ков, для коллектора, вмещающего углеводороды - нефте-, газо-, битумонасыщенность Кн(г, б).
Зависимости между геологическими и промысловыми параметрами являются статистическими, сложными, включающими составляющие, характеризующие определенные классы пород или коллекторов. При обработке подобных зависимостей используется метод наименьших квадратов. Практика показала, что эти зависимости аппроксимируются параболой Y=a*X b .
Изменение характера зависимости контролируется изменением коэффициентов параболы для разных участков поля корреляции, а точки пересечения парабол указывают на положение границ классов.
Для нахождения этих границ часто строят поле корреляции в билогарифмических координатах (способ линеаризации), где парабола преобразуется в прямую: LgY=Lga+b*LgX. Точки пересечения прямых указывают на границы классов.
Аргумент и функцию следует выбирать по физическому смыслу, например в паре Кп-Кб: Кп - аргумент, а Кб - функция, в паре Кп-Кпр: Кп - аргумент, Кпр - функция.
В качестве основы определения границ классов рекомендуется поле корреляции Кпр=f (Кп).
Различают два кондиционных предела. Первый предел - это предел, выше которого порода может содержать у.в. Второй предел - это предел, выше которого порода способна отдавать у.в. Первый предел - это нижняя граница коллектора, второй предел - это граница продуктивного коллектора. Первый предел устанавливается по данным литолого-петрографических исследований керна и петрофизических свойств пород. Второй предел устанавливается по результатам исследований характеристик вытеснения на образцах керна, по кривым фазовой проницаемости, по зависимости остаточной воды от пористости и проницаемости. Второй предел должен подтверждаться результатами опробования скважин - сравнением проницаемости с продуктивностью. Зависимость продуктивности (или удельного дебита) от проницаемости с учетом минимальной величины дебита, ниже которого разработка не рентабельна, позволяет определить третий предел - технологический.
ГИС являются наиболее массовым видом исследований. По данным ГИС производится определение основных параметров пластов и их классификация.
Существует два пути обоснования кондиций по данным промысловой геофизики.