Понятия нефтегазопромысловой геологии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Залежи, месторождения нефти и газа

Залежь углеводородов - это скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве. Залежи углеводородов часто в структурном плане приурочены к антиклинальным формам - продуктивным локальным структурам. Залежь может относиться к одному пласту-коллектору или к нескольким сообщающимся между собой продуктивным пластам месторождения.

Под месторождением нефти понимается отдельная залежь или группа залежей различной стратиграфической приуроченности, залегающих в недрах одной площади и полностью или частично совпадающих в плане. В единое месторождение углеводородов в пределах границ лицензионного участка могут быть объединены несколько продуктивных структур.

Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовым. Для промысловой геологии важное значение имеет расположение залежей относительно друг друга в плане. Залежь с большими размерами может сочетаться с наличием в других пластах (горизонтах) небольших залежей. Ко всем пластам разного возраста могут быть приурочены небольшие залежи, не совпадающие друг с другом в плане. Размер площади месторождения, объединяющего такие залежи, принимается по линии, оконтуривающей на поверхности расположение всех залежей.

Породы коллекторы и неколлекторы

Коллектором называется горная порода, способная вмещать флюиды (нефть, газ и воду) и обеспечивать при создании перепада давлений их фильтрацию. Коллекторы обладают геолого-физическими свойствами, обеспечивающими в условиях разработки месторождений физическую подвижность флюидов в их пустотном пространстве. Абсолютно непроницаемых пород не существует, однако в условиях возможных при разработке месторождений перепадов давлений многие породы практически не проницаемы для флюидов. Такие плотные породы относят к неколлекторам.

Основными задачами нефтегазопромысловой геологии являются изучение внутреннего строения залежи нефти или газа, выделение в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами, выделение проницаемых пропластков, различающихся по геолого-физическим характеристикам (пористости, проницаемости, продуктивности и др.). Таким образом, строение залежи определяется пространственным размещением пластов коллекторов и неколлекторов как в разрезе, так и по площади их распространения. Выявление внутреннего строения представляет собой задачу построения модели залежи.

Естественные границы залежей наблюдаются в скважинах по резкой смене физических свойств пород. К таким границам относятся поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, зоны замещения коллекторов плотными породами, границы коллекторов с разными емкостно-фильтрационными свойствами, с разным характером насыщения пород, а также дизъюнктивные разрывные нарушения.

Условные границы принимаются по каким-либо косвенным признакам: кондиционным свойствам коллекторов; категорийности запасов; комплексу свойств, определяющих технологические показатели разработки; зонам залежей, выделенным в соответствии с системой разработки; частям залежей, принадлежащим разным недропользователям и т.д.

Фильтрационные свойства пород-коллекторов

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность пропускать через себя жидкости и газы при создании перепада давления (депрессии). Такое свойство горных пород называют проницаемостью k.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазная фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазная фильтрация - совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей. залежь месторождение коллектор фильтрационное

Под абсолютной понимается проницаемость, определенная при условии насыщения породы однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Абсолютная проницаемость зависит только от свойств самой породы.

Физический смысл проницаемости заключается в том, что она характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит движение флюидов. При оценке проницаемости используют размерность мкм ² (внесистемная единица Дарси - Д) или 10^-3 мкм² (мД).

Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах - от нескольких тыс. ячных до единиц мкм². Среди разрабатываемых широко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,03-1,0 мкм ².

Фазовой называется проницаемость пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств. Фазовая проницаемость закономерно уменьшается по мере уменьшения объемной доли данной фазы в фильтрационном потоке.

Относительной проницаемостью породы называется отношение фазовой проницаемости данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами. С ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемости нефти и газа снижаются, для воды - увеличиваются.

Зависимость изменения относительных проницаемостей для нефти и воды при росте коэффициента водонасыщенности приведена на рис. 1. При К_В>0,70 фазовая проницаемость по нефти для пласта Б. Шатовского месторождения становится равной нулю, после чего нефть не участвует в процессе фильтрации. Для месторождений нефти на конец их разработки, когда продуктивный пласт интенсивно промыт водой, некоторая доля остаточных запасов нефти всегда остается в пласте.

При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость продуктивных пластов определяют по результатам гидродинамических исследований скважин или по установленным на образцах керна петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости или нефтенасыщенности пород, с ростом которых для поровых коллекторов k увеличивается. Пример такой устойчивой зависимости k=f(К_П) для пласта Тл Западно-Ельниковского месторождения приведен на рис. 2, где максимальная проницаемость (k>0,1 мкм ²) характерна для коллекторов с высокой пористостью (К_П>0,20).

Рис. 1. Зависимость относительных проницаемостей от коэффициента водонасыщенности. Пласт Б. Шатовское месторождение (Пермский край)

Рис. 2. Зависимость абсолютной проницаемости от коэффициента открытой пористости. Пласт Тл. Западно-Ельниковское месторождение (Удмуртия)

Размещено на Allbest.ru