Реферат: Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасов месторождения

Министерство образования Российской Федерации

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Контрольная работа погеологии

1 вариант

Выполнил:

Проверил:

Студент:    Твардовский Юрий Михайлович

Группа:  МТЭКс-1

г. Тюмень, 2000 год

Вопрос 1.Коллекторские свойства нефтеносных пластов. Их значение при определении запасовместорождения (залежи).

          При решенииконкретно-научных задач нефтегазопромысловой геологии одна из исходных задач –изучение внутреннего строения залежи нефти и газа. Суть этой задачи сводится квыделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами ипородами-неколлекторами, а затем к выделению в объеме, занятомпородами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основныхгеолого-промысловых свойств – пористости, проницаемости, продуктивности и т.п.Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделитьнекоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования,и выявить структуру этой системы.

          При отнесении породы к коллекторам илинеколлекторам необходимо исходить из возможности движения нефти или газа в еепоровом пространстве. Коллекторомназывается горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами,которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотномпространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так иводой. Выше ВНК (ГВК) коллектор нефтенасыщен (газонасыщен), ниже – водонасыщен.Порода-коллектор водонасыщена за внешним контуром нефтеносности, нефтенасыщенаво внутреннем контуре нефтеносности, газонасыщена во внутреннем контурегазоносности.

          Как показывает практика, не всепороды-коллекторы, содержащие физически подвижную нефть, отдают ее присуществующих в наше время технологии и системах разработки. В связи с этимколлекторы делят на продуктивные и непродуктивные, т.е. отдающие и не отдающиенефть или газ при современных системах разработки.

          Способность пород-коллекторовсодержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, т.е.существованием пустого пространства (или пустотности), которое может бытьпредставлено порами, кавернами и трещинами. В соответствии со сказаннымемкостные свойства коллекторов нефти или газа обусловливаются пористостью,кавернозностью и трещиноватостью.

          Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор, незаполненных твердым веществом. Различают полную, открытую пористость ипористость скелета породы. Полная пористость включает в себя абсолютно все порыгорной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся другс другом и поверхностью образца, пористость которого определяется. Пористость,образуемая сообщающимися порами, называется открытой. Количественно пористостьпороды характеризуется коэффициентом пористости. Коэффициент пористостиизмеряется в долях единицы. Его можно выразить также в процентах от объемапороды.

          Пористость породы в большой степенизависит от размеров поровых каналов, которые в свою очередь, определяютсягранулометрическим составом слагающих горную породу частиц и степенью ихсцементированности. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторовусловно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные – диаметром 2 – 0, 5 мм;2) капиллярные – 0, 5 – 0, 0002 мм  (до0, 2 мкм); 3) субкапиллярные – менее 0, 0002 мм (менее 0, 2 мкм).

          Кавернозностьгорных пород обусловливается существованием в них пустот, которые по некоторымфизическим особенностям относятся к типу каверн. Общепринятых представлений оботличительных особенностях пор и каверн в настоящее время еще нет. Г.Н.Теодорович считает, что к кавернам следует относить пустоты, которые в трехвзаимно перпендикулярных направлениях имеют размеры больше 2 мм.

          Если порода относится к чистокаверному типу, то метод исчисления коэффициента полной и открытойкавернозности аналогичен методу определения коэффициентов пористости.

          Для определения пустотностикавернозно-пористой породы необходимо определить суммарную и раздельную емкостьпор и каверн.      Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливаетсяналичием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные стрещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатнымпородам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. Такие породы оченьплотные, часто не пропускают жидкости и газы, т.е. практически плохопроницаемые. Вместе с тем наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих этиколлекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

          Качество трещиноватой горной породыкак коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Понятие раскрытостив некоторой степени условное. Существование трещин в породах на большихглубинах в условиях горного давления возможно лишь при наличии многочисленныхконтактов между их стенками. Площадь контактов по сравнению с площадью стеноктрещин мала, и поэтому контакты существенно не влияют на емкостные ифильтрационные свойства трещин. На этом основании и введено понятие раскрытоститрещин.

          Емкость коллектора трещинного типаобусловливается емкостью пустот всех трех видов:

1)<span Times New Roman"">   

емкость пор пород, коэффициент пористости которыхобычно составляет 2-10% (трещиноватости, как правило, подвержены плотные и,следовательно, низкопористые породы);

2)<span Times New Roman"">   

емкостью каверн и микрокарстовых пустот. Наибольшаяемкость этих пустот характерна для отличающихся повышенной растворимостьюкарбонатовых пород, в которых она составляет значительную часть (13 – 15%)емкости пустотного пространства;

3)<span Times New Roman"">   

емкостью самих трещин (трещинной емкостью). Пустотыэтого вида составляют десятые доли процента от объема трещиноватой породы. Чащевсего трещины играют роль путей фильтрации жидкости или газа, связывающихвоедино поровое пространство блоков и каверн.

Приобразовании залежей нефть и газ вследствие меньшей плотности мигрировали вповышенные части пласта, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотногопространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенныепласты наряду с УВ содержат и некоторое количество воды, называемой остаточной.Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чемменьше размер пустот и проницаемость коллекторов.

  Начальное распределение нефти, газа иостаточной воды в пустотном пространстве коллектора влияет на процессы движениянефти через коллектор и вытесняя ее водой. Количество, состав и состояниеостаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества(твердой фазы) нефтяного коллектора. В частности, поверхность минеральных зерен(или пустот, что одно и то же) характеризуется значительной неоднородностью посмачиваемости.

          Проницаемость – это фильтрационноесвойство коллектора, характеризующее его способность пропускать  нефть, газ и воду.

          В процессе разработки нефтяных игазовых месторождений в пустотном пространстве пород происходит фильтрацияжидкостей, газов или их смесей. В последнем случае проницаемость одной и той жепороды для какой-либо составляющей смеси, называемой фазой (нефти, газа иливоды), зависит от количества и качественного состава других фаз. Поэтому дляхарактеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятияабсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей.

          Запасами нефти, газа или конденсатаназывается их количество содержащееся в породах-коллекторах в пределахизучаемой части геологического пространства. В соответствии с этим определениемможно говорить о запасах отдельного слоя, пласта, зонального интервала, блока,а также любой части указанных геологических тел в пределах залежи,месторождения, группы месторождений, нефтеносного пласта и т.п.

          Классификация запасов обеспечиваетединые принципы подсчета и учета запасов нефти и газа в недрах исходя изстепени изученности этих запасов и их подготовленности для промышленногоосвоения. Отнесение запасов к той или иной категории производится всоответствии с надежностью их определения, которая зависит от геологическихусловий и степени изученности подсчетного объекта.

          Категории — запасов наиболее общийинтегральный показатель степени изученности и подготовленности залежей или еечасти к разработке. В связи с этим отнесение запасов к той или иной категориитребует конкретной объективной оценки условий, в которых находится залежь, сточки зрения количества и качества полученной по ней информации.

          При подсчете запасов УВ их относят к категориямА, В, С1 и С2.  Условия отнесения запасовк той или иной из указанных категорий определяются «Инструкцией по применениюклассификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефтии горючих газов».

          Результаты оценки точности подсчетазапасов позволяют: 1) дать объективную оценку состояния геологическойизученности залежи; 2) получить дополнительные данные для количественнойхарактеристики запасов; 3) выявить и устранить систематические погрешности приобосновании подсчетных параметров и проведении расчетов и тем самым повыситьдостоверность результатов подсчета запасов; 4) обосновать бурение скважин ипроведение исследований, необходимых для доразведки залежи с целью точностиподсчета запасов; 5) более правильно и полно определить задачи геологическихисследований, проводимых в процессе разработки.

          Согласно действующей классификации,запасы месторождений нефти и газа по значению разделяют на две группы,подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработкув настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечениекоторых в разработку в настоящее время нецелесообразно или технически итехнологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены вбалансовые.

          В балансовых запасах нефти,растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов подсчитываютсяи учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых запасов, которую можноизвлечь при рациональном использовании современной техники и технологии добычинефти и газа.

          Правильный подсчет запасов нефти игаза предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта, знаниекоторой необходимо также для организации эффективной разработки залежей, вчастности для выбора структуры системы разработки.

Вопрос 2.Объемный метод подсчета начальных запасов нефти и свободного газа.

          Сущность объемного метода заключаетсяв определении массы нефти и объема свободного газа, приведенных к стандартнымусловиям, в насыщенных ими объемах пустого пространства пород-коллекторовзалежей нефти и газа или их частей.

          Величину этих объемов получают путемумножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефте-(газо) насыщенной толщины пласта hн.эф., на среднее значениекоэффициента нефтенасыщенности kн.о. и насреднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. Или газонасыщенности kг. при этом выражение Fhн.эф. определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф.kп.о. – объем пустотного пространства пород-коллекторов,Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. – объемы пустотного пространства пород-коллекторов,насыщенных соответственно нефтью или свободным газом. Объемы пустотногопространства насыщенных нефтью или свободным газом, можно получить путемумножения Fhн.эф. насреднее значение коэффициента пористости. Для нефти коэффициент эффективнойпористости kп.эф. равенпроизведению kо.п.kн., а для газа – kп.эф. = kп.о.kг., которые рассчитываются по каждому однородномупродуктивному интервалу пласта.

          В пустотном пространствепород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержитрастворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти,дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значениепересчетного коэффициента Q,учитывающего усадку нефти.

          С учетом этих параметров объемнефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях  будет определяться выражением:

Vн.ст. = Fhн.эф.kп.о. kн. O

или

Vн.ст. = Fhн.эф. kп.эф. O

          Умножив Vн.ст. на среднее значение плотности нефти при стандартныхусловиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или еечасти:

Qн.о. = Fhн.эф.kп.о.kн. Ор.           (1)

или

Qн.о. = Fhн.эф.kп.эф.Ор.       (2)

          Для приведения объема свободного газа,содержащегося в залежи (ее части), к стандартным условиям используетсяпроизведение барического Кр и термического Кtкоэффициентов:

КрКt=  ((ро Lо– рост.Lост)/ Рст.)((То + tст.)/(Tо+ tпл.))     (3)

где,   ро – среднее значение пластовогодавления в залежи (ее части), Мпа;

          Lо– поправка, обратнопропорциональная коэффициентусжимаемости реальных газов Zопридавлении ро, Lо= 1/Zо;

          рост. – среднее остаточноедавление, установленное в залежи, когда давление на устье добывающей скважиныравно стандартному, Мпа;

          Lост. – соответствует рост поправка на сжимаемостьреальных газов, равная 1/Zост.;

          Рст. – давление пристандартных условиях, равная 0, 1 Мпа;

          То = 273К;  tст. = 20оС;tпл. – ср.температура в залежи в пластовых условиях, оС, значение коэффициентаZустанавливается обычно по опытнымкривым.

          Значение Рскв.ополучают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей данных замеров глубиннымманометром или манометром давления на устьях скважины, приведенных к глубинекровли пласта с учетом веса столба газа:

Рскв.о= Рскв.м    , 1293х10-9Нк.п.Рг.       (4)

где,   Рскв.м –манометрическое давление на устье закрытой скважины, Мпа;

-<span Times New Roman"">        

основание натуральных логарифмов;

Рг– относительная плотность газа по воздуху;

Нк.п.– глубина кровли плата в скважине.

Среднееостаточное пластовое значение в залежи получают для условий глубины Нц.т.на уровне центра тяжести залежи и стандартного давления  на устье всех скважин:

Ротс.= 0, 1       1293х10-9 Рц.т.Рг.              (5)

          Глубина залегания центра тяжестипластовой залежи с определением долей условности принимается на уровне половинывысоты залежи, а массивной – на уровне одной трети высоты от газожидкостногоконтакта. При подсчете начальных запасов свободного газа в процессепоисково-разведочных работ и разработки залежи используются данные о начальныхпластовых  давлениях, полученные лишь впоисковых и разведочных скважинах до начала разработки. Этим определяетсявнимание, которое должно уделяться замерам пластового давления пригеологоразведочных работах.

          Среднее значение пластовой температурыtпл. вычисляются  по данным о замерах в скважине, и такжеприводятся к уровню центра тяжести залежей.

          В соответствии с изложенным, формулыдля подсчета начальных запасов свободного газа залежи (ее части) объемнымметодом имеют следующий вид:

Qг.о. = Fhг.эф.kп.о.kг. KpKt                (6)

Qг.о. = Fhг.эф.kп.эф.KpKt                   (7)

          Часть балансовых запасов нефти,которая может быть извлечена из недр, — извлекаемые запасы – определяется спомощью коэффициента извлечения kизвл.н.:

Qн.извл. = Qн.о. kизвл.н.                (8)

          Объемный метод можно считатьпрактически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части прилюбой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однакоэта простота таит в себе множество проблем. Основными проблемами объемного методазаключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строениязалежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотногопространства, насыщенного нефтью или свободного газа.

          Любая залежь представляет собойсложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространствапород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки,характером насыщенности пустого пространства и его изменчивости по площади иразрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах ит.п.  по существу объективное выявлениекаждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередкоусложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтомупроцесс изучения залежей идет непрерывно с момента ее открытия до завершенияразработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежейв виде статичных моделей постоянно совершенствуются, а иногда и в корнеменяются.

          Совершенствование статичных моделейпроисходит в результате, как увеличения объема наблюдений, так и привлеченияновых методов исследования и рационального комплексирования их с другимиприменительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработкизалежей. Чем ниже стадия изученности залежей или проще строение, тем прощемодель и применяемый вариант объемного метода. С повышением степени изученностиони усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемногометода. Каждому варианту присущи свои способы определения объема пород –коллекторов, объема пустотного пространства насыщенного нефтью или газом,способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетнымобъектам или залежей в целом и т.п.

Вопрос 3. К какому типу залежейотносят нефтеносные (газосодержащие) пласты на рассматриваемом месторождении.

          Месторождения нефти и газа Васюганскойобласти приурочены к пологим ненарушенным брахиантиклиналиям. В их пределахизвестны залежи нефти и газа разных типов. Залежи, связанные с проникаемымигоризонтами юрских пород (Ю1 и Ю2), являясь метолого-стратиграфическиэкранированными, а в случае сообщаемости между собой массивно-пластовыми. Невыдержанные по площади песчанники валанжина обусловливают развитие пластовых,метологически экранированных залежей. Четкой дифференциации нефтеносных игазоносных земель не наблюдается. Все нефтяные месторождения невелики позапасам, газоконденсатные месторождения более значительны. Наиболеехарактерными месторождениями являются Мыльджинское и Лугинецкое.

          На Мыльджинском месторожденииустановлен значительный стратиграфический интервал газоносности. Залежи газапластово-сводные и пластовые, литологически ограниченные установлены вгоризонтах Ю1 и Ю2, БВ12, БВ16 и БВ10. Они выявлены в интервале глубин 2090 –2434 м. Коллекторами являются пласты песчаников и алевролитов.

          Лугинецкое газоконденсатное месторождениепредставляет собой  изометрическуюантиклинальную раскладку размерами 30х24 км, амплитудой 160 м. Продуктивныегоризонты Ю1 и Ю2 залегают на глубинах 2270 – 2340 м. Залежи пластовые слитологическим ограничением. Резервуар выражен переслаиванием мелкозернистыхпесчаников и аргиллитов. Покрышкой служат глинистые породы мощностью до 200 км.Залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой.

           

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1.<span Times New Roman"">    

Бакиров Э.А., Ларин В.И. Геология нефти и газа.(Учебник для нефтяных специальностей вузов) под ред. Э.А. Бакирова – 2-е изд.перераб. и доп. –М.: Недра, 1990 г.

2.<span Times New Roman"">    

Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа.(учеб. по спец.  «Геология и разведка нефтяныхи газовых месторождений») – М.: Недра, 1985 г.

3.<span Times New Roman"">    

Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П.Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторожденийнефти и газа. – М.: Недра, 1985 год.
еще рефераты
Еще работы по геологии