Вопрос 16: Условия залегания месторождений углеводородов

Самые распространенные типы ловушек приведены на рис. 5.2. Наиболее распространены антиклинальные ловушки (рис. 5.2а). Если в антиклинальной складке пласт-коллектор перекрыт водогазонефтенепрони цаемой толщей (покрышкой), то в нем возможно формирование нефтегазовой залежи. Тектонические движения часто приводят к разрыву сплошности слоев и вертикальному перемещению мест обрыва относительно друг друга. В результате пласт-коллектор в месте тектонического нару- шения может соприкасаться с непроницаемой горной породой, что при- водит к образованию тектонически экранированной ловушки (рис. 5.2б). Если по какой-то поверхности коллекторы перекроются более молодыми непроницаемыми отложениями, то образуется стратиграфически экра- нированная ловушка (рис. 5.2в). В природе встречаются случаи, когда линзы проницаемых пород, например, песчаников, окружены непроницаемыми—глинами. В этом случае образуется литологически экранированная ловушка (рис. 5.2г)

Рис. 5.2. Типы ловушек

Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве,

достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Наиболее часто залежи углеводородов встречаются в ловушках антикли-

нального типа (рис. 5.3). В общем случае в верхней части продуктивного

пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу — вода, а меж-

ду ними нефть.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется

соответственно водонефтянымили газонефтяным контактом. Линия пе-

ресечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответ-

ственно внешним контуромнефтеносности или газоносности, а с подошвой

пласта — внутренним контуромнефтеносности или газоносности.

Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного

пласта называют его толщиной.

Рис. 5.3. Схема газонефтяной пластовой залежи: ВКГ—внутренний контур газоносности; ВНКГ—внешний контур газоносности; ВКН—внутренний контур нефтеносности; ВНКН—внешний контур нефтеносности

(ВОПРОС17)

Нижние части продуктивных пластов подпираются пластовыми во- дами, называемыми подошвенными, объем которых, как правило, в десятки и даже сотни раз больше нефтегазоконденсатной части. Кроме того, пластовые воды простираются на большие площади за пределы залежи. Такие воды называются краевыми.
Наконец, вода в виде тонких слоев на стенках тончайших пор и субкапиллярных трещин удерживается за счет адсорбционных сил и в нефтегазоконденсатной части пласта. Она осталась там со времени формирования залежей, и поэтому ее называют «связанной» или «остаточной». Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях составляет 10...30% от суммарного объема порового пространства, а в газовых месторождениях с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами—до 70%. Количество связанной воды необходимо знать для оценки запасов нефти и газа в залежи. Ее наличие снижает фазовую проницаемость пласта. Вместе с тем связанная вода неподвижна даже при значительных гра- диентах давлений, и поэтому ее присутствие не приводит к обводнению продукции скважин.

(ВОПРОС 18)

(ВОПРОС 19)

пока не нашел

(ВОПРОС 20)

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. Характерный график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диаметра приведен на рисунке. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.

Вопрос 21. Ситовой и седиментационный анализ горных пород.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом.

Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации и микроскопического анализа. Ситовый анализ сыпучих горных пород применяют для определения содержания фракций частиц размером от 0,05 до 6–7 мм.

Типичный комплект оборудования для проведения ситового анализавключает в себя:

• набор проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) в диапазоне 0,045–0,315 мм;

• вибропривод с блоком управления;

• лабораторные весы для измерения массы фракций.

Седиментационноеразделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы

, где – ускорение силы тяжести; d — диаметр частиц;

– кинематическая вязкость; — плотность жидкости; – плотность вещества частицы.

Принципиальная схема программно-измерительного комплекса SDM-4:

1 – осадительный цилиндр;

2 – чувствительная система;

3 – датчик микроперемещений;

4 – чашка сбора осадка;

5 – штанги передвижения датчика относительно чашки;

6 – блок сопряжения седиментометра;

7 – сервер;

8 – дисплей;

9 – принтер.

Принцип работы программно-измерительного комплекса SDM-4.Частицы анализируемой пробы оседают в жидкости с постоянной скоростью, которая в свою очередь зависит от размера частицы, плотности ее материала, плотности и вязкости жидкости. В процессе осаждения на приемную чашку частицы непрерывно взвешиваются высокочувствительной системой. Данные измерений запоминаются компьютером во времени. Компьютер через блок связи анализирует сигнал, пропорциональный количеству осевших частиц в зависимости от времени и в соответствии с физически обоснованными законами сопротивления и методами аппроксимации рассчитывает гранулометрический состав пробы.

Вопрос 22. Коллекторские свойства продуктивных пластов.

Пористостью определяется способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды, т.е. пористость характеризует наличие пустот (пор) в породе. Каналы, образуемые порами, можно разделить на крупные (диаметром более 0,5 мм), капиллярные (0,0002…0,5 мм) и субкапиллярные (менее 0,0002 мм).

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца называется коэффициентом полной пористости. Его величина колеблется в широких пределах: от 0,05…1,25% у магматических пород до 6…52% у песков.

Ввиду того, что коэффициент полной пористости не учитывает наличие связи между порами и, соответственно, фильтрации через них пластовых флюидов, используются коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент открытой пористости– это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой. Коэффициент эффективной пористости – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Она характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность [м²]. Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. По закону Дарси коэффициентом проницаемости, равным 1 м², обладает образец пористой среды площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м, через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па∙с составляет 1м³/с. Для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости равен 0,1…2 мкм², для газовых до 0,005 мкм².

В случае фильтрации смеси нефти, газа и воды проницаемость породы будет меняться в зависимости от соотношения каждой фазы. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы. Под эффективной (фазовой) проницаемостью понимают проницаемость для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительнойпроницаемостью называют отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От ее величины зависят проницаемость и содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, составляет от 40000 до 230000 м²/м³, что связано с небольшим размером зерен и их плотной упакованностью.

Упругость пласта – это его способность изменять свой объем при изменении давления.

Нефтенасыщенность(газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Коэффициент нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности) равен доле объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).

Вопрос 23. Пористость горных пород, коэффициенты пористости.

Пористостью определяется способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды, т.е. пористость характеризует наличие пустот (пор) в породе. Каналы, образуемые порами, можно разделить на крупные (диаметром более 0,5 мм), капиллярные (0,0002…0,5 мм) и субкапиллярные (менее 0,0002 мм).

Отношение суммарного объема пор к общему объему образца называется коэффициентом полной пористости. Его величина колеблется в широких пределах: от 0,05…1,25% у магматических пород до 6…52% у песков.

Ввиду того, что коэффициент полной пористости не учитывает наличие связи между порами и, соответственно, фильтрации через них пластовых флюидов, используются коэффициенты открытой и эффективной пористости. Коэффициент открытой пористости – это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой. Коэффициент эффективной пористости – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Вопрос 24. Методы измерения пористости горной породы.

Из определения понятия коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения которые используются для его измерения: ,

где V обр и V зер — объемы образца и зерен. Из формул следует, что для определения коэффициента пористости достаточно знать объемы пор, зерен и образца.

Для определения объема образца часто пользуются методом И. А. Преображенского: взвешивания насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используете* закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вытесненной жидкости при погружении в нее образца насыщенного той же жидкостью.

Объем образца также определяют по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор — по методу взвешивания. Объем пор при этом находится разности давлений массы породы насыщенной под вакуумом жидкостью и массы сухого образца плотность жидкости.