Основа промысловой геологии. 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)

• Название: 1. Абсолютное и приведенное пластовое давление. (стр. 29)
• Анкор: Основа промысловой геологии
• Дата: 26.08.2020
• Размер: 1.55 Mb.
• Имя файла: opg.docx
• Тип: Документы; #136093
• страница: 2 из 10

7. Газовый конденсат: виды и свойства. (стр. 17)

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C_5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ ‑ бутанов, пропана и этана, а также H₂S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, ‑ это количество газа (м³), из которого добывается 1м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25000 м³/м³.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ ‑ пентана и высших (C_6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200°С. Молекулярная масса 90-160. Плотность конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см³ и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см³/м³), средним (150-300 см³/м³), высоким (300-600 см³/м³) и очень высоким (более 600 см³/м³).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:

• 
  состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации УВ в пласте и давление максимальной конденсации;
  
• 
  фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;
  
• 
  количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м³ газа при различных давлениях и температуре;
  
• 
  возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;
  

фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.
9. Детальная корреляция разрезов скважин. (стр. 21)

Составление адекватной модели залежи возможно лишь при наличии надежной детальной корреляции продуктивных разрезов пробуренных скважин»

Под детальной корреляцией понимается сопоставление продуктивной части разрезов скважин в целях выделения одноименных пластов (прослоев) и прослеживания границ их залегания (стратиграфических, литологических, тектонических) по площади и построения в виде карт, профилей, схем и т.д. статической модели, отражающей строение продуктивной части разреза (продуктивного пласта).

В зависимости от решаемых задач различают региональную, общую и детальную корреляцию.

Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литолого-стратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Ведущую роль при этом играет биостратиграфическая идентификация сопоставляемых отложений. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.

Общую корреляцию выполняют на более поздних стадиях разведочных работ в пределах месторождений с целью выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев. Сопоставление ведется по биостратиграфическим и лито стратиграфическим признакам, получаемым при обработке керна и по данным геофизических исследований (ГИС). Результаты общей корреляции используются при решении разведочных задач, таких как обоснование выделения этажей разведки, а также учитываются при детальной корреляции.

Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции ‑ обеспечить построение модели, адекватной реальному продуктивному горизонту. При этом должны быть решены задачи выделения границ продуктивного горизонта, определения расчлененности горизонта на пласты и прослои, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта, положения стратиграфических и других несогласий в залегании пород и др.

При детальной корреляции основное место отводится хроностратиграфическим и литостратиграфическим признакам, определенным по промыслово-геофизическим данным с привлечением результатов исследования керна.

На основе детальной корреляции делаются все геологические построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят обоснованность принимаемых технологических решений при разработке залежей нефти и газа, точность подсчета запасов, надежность прогноза конечной нефтеотдачи и др.
10. Залежи нефти и газа по классификации И.О. Брода.

П ластовый тип залежи приурочен к резервуару пластового типа, т.е. ограниченному в кровле и подошве непроницаемыми породами и изогнутому в форме свода, которая подпирается водой, т.е. залежи нефти и газа в пластовом резервуаре накапливаются при наличии ловушек внутри пласта. Нефть и газ при этом могут образовать скопление лишь в том случае, если залегающая под ними вода замыкает залежь, лишая возможности нефть и газ двигаться по пласту. Пластовый тип залежи наиболее характерен для залежей в поровых терригенных коллекторах и делится на 2 вида:

1 – глины; 2 – песчаники
1 )Сводовые

Сводовая нефтяная залежь(ловушка-купол, нарушенная сбросом): 1 –песчаники, 2 – аргиллиты, глины, 3 – нефтяная залежь в разрезе, 4- нефтяная залежь в плане, 5 – изогипсы кровли нефтяного горизонта, 6 – сброс в плане
2)Экранированные:

А ) стратиграфически экранированные Б) тектонически экранированные В) литологически экранированные

Литологически экранированные нефтяные залежи: а – выклинивающегося коллектора, б – замещенного коллектора. 1 - алевролиты, 2 – глины, 3 – глинистые известняки, 4 – нефтегазовая залежь в разрезе, 5 – залежь в плане, экранированная по линии выклинивания коллектора, 6 – залежь в плане, экранированная по линии замещения коллектора глинами

Массивный тип залежи нефти связан со скоплением нефти и газа в массивных резервуарах (рис.). Если формирование всех пластовых залежей происходит в результате бокового движения нефти и газа, всплывающих над водой в резервуаре, резко ограниченном в кровле и подошве практически непроницаемыми породами, то совершенно другая картина наблюдается в массивных резервуарах. В мощных толщах пород, представляющих единый массивный резервуар, углеводороды стремятся подняться кверху, скапливаясь под кровлей резервуара там, где она образует возвышающиеся выступы.

З алежи рифовых массивов и комбинированные залежи УВ: а – нефтегазовая залежь в рифовом массиве, б - литолого-стратиграфическая нефтяная залежь, в – сводовая с литологичким замещением нефтяная залежь 1 – песчаники, 2 – алевролиты, 3 – известняк, 4 – глинистый известняк, 5 – глина, аргиллиты , 6 – каменная соль, 7 – газовая залежь в разрезе и плане, 8 – нефтегазовая залежь, 9 – нефтяная залежь в плане, 10 – граница литологического замещения.

Массивные залежи – это скопление УВ в ловушке, образованное мощным выступом однородных или различных по составу пород с хорошей проницаемостью. Обычно это карбонатные породы. В кровле такие залежи ограничиваются непроницаемыми породами, а в подошве – водой, заполняющей большую часть природного резервуара. Массивный тип залежей характерен в основном для карбонатных пород и делятся на три подгруппы:

1) залежи в структурном выступе,

2) залежи в эрозионном выступе,

3) залежи в биогенном выступе.

Литологически ограниченные залежи - резервуаром для литологически ограниченных залежей служит коллектор, окруженный со всех сторон породами, в которых не может происходить циркуляция нефти, газа и воды. Литологически ограниченные залежи связаны со всевозможными резервуарами, которые имеют лишь местное распространение. Литологически ограниченные залежи приурочены к песчаным образованиям русел палеорек (рукавообразные), к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров, в устьевых барах крупных рек, в основном в песчаных отложениях, которые со всех сторон окружены слабопроницаемыми осадками – глинами, плотными алевролитами.

11. Залежи с начальным пластовым давлением, отличающимся от гидростатического. (стр. 31)

Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК залежей, вертикальный градиент которого выходит за пределы значений этого показателя, характерных для пластового давления, соответствующего гидростатическому, называется давлением, отличающимся от гидростатического. При gradp > 0,013 пластовое давление обычно считают сверхгидростатическим (СГПД), при gradp < 0,008 ‑ меньшим гидростатического (МГПД).

Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над скоростью оттока. Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных водонапорных систем. В таких системах напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давления, возрастающего в процессе осадконакопления (геостатические элизионные системы), или в результате геодинамического давления при тектонических напряжениях (геодинамические элизионные системы).

В элизионной системе областью питания является наиболее погруженная часть пласта-коллектора. Отсюда вода, поступившая в нее, перемещается в направлении восстания пласта к областям разгрузки, когда имеется связь пласта-коллектора с земной поверхностью, или к границам распространения пласта-коллектора, если такой связи нет. В первом случае принято называть элизионные системы полузакрытыми, во втором ‑ закрытыми. Вместе с водами, выжимаемыми из породы-коллектора, последним передается часть геостатического давления. При этом пластовое давление повышается по сравнению с нормальным гидростатическим Р_пл.г на величину Р_доп.

Р_пл= Р_пл.г+ Р_доп. (40)

где

Р_доп.=V_доп/_вV_в (41)

V_доп.‑ превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над количеством ее, удаляющимся в область разгрузки; _{в ‑} коэффициент сжимаемости воды; V_в ‑ общий объем воды в пласте-коллекторе.

С увеличением закрытости водонапорной системы и объемов выжимаемой в нее воды Р_доп возрастает и СГПД приближается по величине к геостатическому давлению. СГПД наиболее характерно для пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород, в межсолевых и подсолевых отложениях.

Образование СГПД связывают также с уплотнением пород-коллекторов в результате цементации, с освобождением дополнительного объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым расширением воды и другими процессами, протекающими в недрах земли. СГПД, являющееся следствием тектонических напряжений, может быть свойственно пластам-коллекторам в пределах локальных тектонических СГПД или даже отдельных тектонических блоков.

СГПД характерно для районов с повышенной неотектонической активностью и соответственно с высокой скоростью осадкообразования ‑ для Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии, Предкарпатья. В этих районах СГПД встречается и на малых глубинах. Градиент СГПД может достигать 0,017-0,025 МПа/м и более.

В пределах элизионных водонапорных систем давление в гипсометрически высоких частях залежей нефти и газа, так же как и в пределах инфильтрационных систем, несколько повышено за счет избыточного давления.

Пластовое давление, меньшее гидростатического, т.е. с вертикальным градиентом менее 0,008 МПа/м встречается относительно редко. Наличие в пластах-коллекторах МГПД может быть объяснено тем, что на определенном этапе геологической истории создавались условия, приводящие к дефициту пластовой воды в резервуаре. Одним из таких условий может быть увеличение пористости, например, при выщелачивании или перекристаллизации пород. Возможно также уменьшение объема жидкости, насыщающей пустотное пространство, например вследствие снижения температуры пластов-коллекторов в результате их перемещения при тектонических движениях на меньшие глубины.
12. Классификация пород-коллеторов по структуре пустотного пространства.

http://geo.web.ru/db/msg.html?mid=1186190&uri=part06.html

13. Классификация месторождений нефти и газа по составу углеводородов, величине запасов и сложности строения. (стр. 5)
14. Коллекторские свойства горных пород. (стр. 7)

Породы коллекторы и неколлекторы. Одна из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии ‑ изучение внутреннего строения залежи нефти или газа. Суть ее сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых параметров - пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысловой геологией, определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.
Vпуст.=Vпор.+Vтрещ.+Vкаверн
По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.

Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа ‑ это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п.

К


Рис 7. Различные типы пустот в породе

а – хорошо отсортированная порода с высокой пористостью; б – плохо отсортированная порода с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная пористая порода; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами; д – порода, ставшая пористой благодаря растворению; е – порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости.
вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений. Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.

На рисунке 7 показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.
Пористость и строение порового пространства
Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.