Геология. 1. Основные коллекторские свойства продуктивных пород, их влияние на разработку нефтяных залежей
 Скачать 232.67 Kb.
|
|
1. Основные коллекторские свойства продуктивных пород, их влияние на разработку нефтяных залежей. Коллекторские свойства подразделяются на Емкостные свойства и Фильтрационные свойства. Способность горных пород содержать какие-либо флюиды (нефть, газ и воду) обусловливается наличием в породах пустот, которые могут быть представлены порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекторов обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость общую, открытую и эффективную. Общая пористость включает в себя все поры горной, как замкнутые, так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами. А эффективная пористость образуется открытыми порами, через которые способны проникать жидкости и газы. Кавернозность горных пород обуславливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Она свойственна карбонатным коллекторам. Трещиноватость горных пород обуславливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах – и к терригенным отложениям. Способность коллекторов пропускать через себя жидкости и газы обусловливается проницаемостью. Она делится на абсолютную, фазовую (эффективная) и относительную. Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Фазовой называется проницаемость пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Относительной проницаемостью породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. 2. Статическая модель залежи, её содержание и назначение. Статические модели отражают промыслово-геологические свойства залежей в их природном виде, не затронутом процессом разработки: - геометрию начальных внешних границ залежи; - условия залегания пород-коллекторов в пределах залежи; - границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными о свойствах в пластовых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке и др. Статистическая модель постоянно уточняется и детализируется на базе доп данных, получаемых при разведке и разработке залежи. 3. Макронеоднородность продуктивных горизонтов. Методы ее изучения. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи УВ, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Основной метод изучения макронеоднородности – скважинная корреляция по материалам ГИС. Смотрят в разрезе (по вертикали) как меняются толщины одновозрастных комплексов отложений, как соотносятся проницаемые и непроницаемые прослои, есть ли фациальное замещение/выклинивание. А также смотрят по площади: в какой степени пласты выдержаны по площади. Как проходят граница выклинивания или фациального замещения, если они есть. 4. Микронеоднородность продуктивных пластов. Методы изучения. Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи УВ. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два способа – вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин. 5. Типы коллекторов по видам пустотности. То же, что и в первом вопросе. Подробно про емкостные свойства. Чем обусловлен каждый вид пустотности. По типу порового пространства выделяют три группы коллекторов нефти и газа: 1.Поровые (гранулярные). Они характерны для обломочных пород. 2.Трещинные. Они характерны для любых горных пород. 3. Кавернозные. Они характерны для карбонатных пород. 6. Абсолютная проницаемость. Фазовая проницаемость продуктивных пластов. То же, что в первом вопросе про фильтрационные свойства: закон Дарси. От чего зависят абсолютная и фазовая проницаемости. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости  . Значение в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси: Где V – скорость фильтрации;  – вязкость газа (жидкости);  – перепад давления;  – длина образца.Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы. Значение ее зависит не только от физических свойств породы, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств. 7. Относительная проницаемость. Диаграмма относительных проницаемостей.  В целом при увеличении водонасыщенности (с ростом обводненности пластов), что происходит в ходе разработки залежи, относительная проницаемость для нефти и газа снижается. Относительной проницаемостью породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. 8. Пористость пород: общая, открытая, эффективная (дать определение и показать значение этих видов пористости). Под пористостью горной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость общую, открытую и эффективную. Общая пористость включает в себя все поры горной, как замкнутые, так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами. А эффективная пористость образуется открытыми порами, через которые способны проникать жидкости и газы. 9. Связь между пористостью и проницаемостью. 10. Остаточная вода. Нефте(газо)насыщенность пластов-коллекторов; факторы, влияющие на нее. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако воды из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Коэффициентом нефтенасыщенности Kн (газонасыщенности Kг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщенности определяют через величину Pн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:  где  – удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; - удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100%-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.11. Геолого-промысловые отличия терригенных и карбонатных коллекторов (в характере пустотности и фильтрации). 12. Коллекторы гидрофильные и гидрофобные, их геолого-промысловые особенности. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобными. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. 13. Карта распространения коллекторов, её построение и назначение. Имеется в виду карта эффективной толщины продуктивного пласта. 14. Понятие о залежи углеводородов и методы изучения её формы. Залежь УВ – скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостно-фильтрационными свойствами. 15. Обоснование положения поверхностей, разделяющих породы по характеру их насыщенности пластовыми флюидами (вода, нефть). Тот же раздел второй, глава III Изучение формы залежи, подглава 5 Изучение положения водонефтяных контактов в залежах УВ 16. Переходная зона, причины образования и учет при определении границ залежей. 17. Определение границ залежей УВ, связанных с фациальной изменчивостью продуктивных пластов. Как обосновываем положение границы выклинивания, а также как проводим границу фациального замещения 18. Карта нефтегазонасыщенных толщин. Особенности и правила ее построения. 19. Геологические и извлекаемые запасы нефти и газа. 20. Объемный метод подсчета запасов нефти и растворенного газа. 21. Основные полезные ископаемые, попутные полезные ископаемые, попутные полезные компоненты. К основным полезным ископаемым относится нефть, свободный газ газовых залежей и газовых шапок. Попутными полезными ископаемыми, как правило, являются ископаемые, содержащиеся в одних пластах с нефтью и газом и извлечение которых технически возможно и экономически эффективно, к ним могут относиться, в том числе подземные воды. Попутные полезные компоненты подразделяются на две группы. К первой группе относятся попутные полезные компоненты, заключенные в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах это растворенный газ, а в газоконденсатных – конденсат. Ко второй группе относятся попутные полезные компоненты, присутствующие в составе основных и попутных полезных ископаемых, а также в попутных полезных компонентах первой группы и выделяемые при их переработке. В нефти такими компонентами могут быть сера (в форме сероводорода и других сернистых соединений), ванадий, титан, никель и др. Свободный и растворенный газы содержат этан, пропан, бутаны, а также могут содержать сероводород, диоксид углерода, гелий, аргон, иногда ртуть. В подземных водах месторождений нефти и газа могут присутствовать повышенные концентрации йода, брома, бора, соединений магния, калия, лития, рубидия, стронция и других попутных полезных компонентов 22. Нефть. Физико-химические свойства пластовых нефтей. Пластовой нефтью, как правило, признается смесь углеводородных компонентов и растворенных в ней примесей, которая находится в залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в жидком состоянии. Неуглеводородные соединения в нефти присутствуют в виде сернистых, азотистых, кислородных, металлоорганических комплексов, парафинов, смол и асфальтенов. В большинстве нефтей в пластовых условиях содержится растворенный газ. В стандартных условиях основными параметрами нефтей являются плотность, молекулярная масса, вязкость, температуры застывания и кипения; в пластовых условиях – давление насыщения растворенным газом, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость 23. Горючий газ. Физико-химические свойства горючего газа. Горючим (природный) газом (газовой, газоконденсатной и нефтегазоконденсатной залежей), как правило, признается смесь углеводородных C1 – C4 и неуглеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в газообразном состоянии и в растворенном виде в нефти и воде, а при стандартных условиях только в газовой фазе. Основными свойствами газа являются молекулярный вес, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, критические температура и давление, вязкость, способность к гидратообразованию, теплота сгорания, а также параметры, характеризующие изменение объема газа при изменении давления и температуры – коэффициент сжимаемости и объемный коэффициент. 24. Понятие о конденсате, физико-химические свойства и их влияние на полноту извлечения из недр. Конденсатом (газоконденсатной и нефтегазоконденсатной залежей), как правило, признается смесь углеводородных C5+ и неуглеводородных компонентов, находящихся при начальных термобарических условиях в газообразном состоянии в пластовом газе и переходящих в жидкое состояние при снижении давления ниже давления начала конденсации. Основными параметрами газа, в состав которого входит конденсат, кроме перечисленных выше, являются конденсатногазовый фактор, потенциальное содержание углеводородов C5+ и давление начала конденсации. Важным свойством конденсата является его плотность в стандартных условиях. 25. Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов.  В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на: – нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; – газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи; – нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи; – газовые (Г), содержащие только газ; – газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом; – нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат. |