Горно-геологические параметры месторожде. Горно-геологические параметры месторождений. Горногеологические параметры месторождений
 Скачать 140.18 Kb.
|
Таблица 1.3Классификация залежей углеводородов
Месторождение включает совокупность расположенных на локальной площади единичных залежей, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам. Толщина пласта бывает эффективной и общей. Эффективная толщина пласта включает сумму пористых, проницаемых и насыщенных флюидами участков, по которым происходит движение флюидов. Эффективная толщина пласта является одним из важнейших параметров при подсчете запасов углеводородов и разработке проекта эксплуатации месторождения. Неоднородность пласта – это природная неравномерность емкостных и фильтрационных свойств пласта-коллектора по простиранию и по вертикали. Неоднородность пласта обусловлена в основном литологическим составом и изменчивостью его пористости и проницаемости. Неоднородность пласта необходимо учитывать при обосновании модели эксплуатационного объекта. Слоистая неоднородность составляет один из наиболее распространенных типов геологической неоднородности, при которой проницаемые слои перемежаются с непроницаемыми глинистыми пропластками. Слоистая неоднородность классифицируется по толщине слоев: тонкая (1-10 см), мелкая (10-25 см), средняя (25-30 см), крупная (40-100 см) и очень крупная (более 100 см). Учет слоистой неоднородности позволяет обосновывать выделение эксплуатационных объектов в многопластовом разрезе. Расчлененность пласта характеризуется бессистемным чередованием проницаемых нефтенасыщенных линз и пропластков. Коэффициент расчлененности kр определяется как отношение общего числа проницаемых пропластков во всех скважинах n к общему числу скважин N:  .К запасам нефти относятся масса нефти и природных битумов, а также конденсата на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенная к нормальным условиям. По степени подготовленности к разработке запасы нефти делятся на четыре категории: А, В, С1 и С2. Первые три категории составляют разведанные запасы, а С2 – предварительно оценочные. Все запасы нефти в пласте подразделяются на: разведанные – это количество нефти, битума, газа и газоконденсата, установленное бурением разведочных и добывающих скважин и подсчитанное по категориям А1 + В + С; к разведанным запасам относят объемы нефти, которые можно получить применением специальных методов эксплуатации; балансовые геологические – общее количество полезного ископаемого в залежи; эксплуатируемые – запасы нефти, разработка которых на данный период экономически целесообразна; балансовые извлекаемые – запасы нефти, которые могут быть извлечены из недр с использованием современных технологий и технических средств при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды; потенциально возможные – это суммированные запасы нефти месторождений и залежей, извлечение которых возможно с применением более совершенных методов; размер потенциально возможных извлекаемых запасов нефти может увеличиваться за счет совершенствования известных и создания новых технологий; прогнозируемые – сумма запасов нефти месторождений и залежей, на которых прогнозируется применение новых технологий нефтеизвлечения; активные – запасы нефти, вовлеченные в разработку или подлежащие вводу в разработку в ближайшее время; пассивные – балансовые запасы нефти на объектах разрабатываемых месторождений, которые по экономическим или технологическим причинам не вовлечены в разработку; текущие – запасы нефти любых категорий, подсчитанные на определенную дату, за вычетом добытых нефти и газа; остаточные – балансовые запасы нефти, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения определенным методом; забалансовые – запасы нефти, разработка которых на данное время экономически не целесообразна или технологически невозможна; в дальнейшем они могут быть переведены в категорию балансовых. Размер запасов меняется за счет совершенствования технологий, изменения экономических условий добычи нефти и других факторов. Степень выработки запасов характеризует отношение объема нефти, добытой из залежи, к размеру извлекаемых запасов нефти. Оценка пространственного размещения начальных и остаточных запасов нефти в неоднородных слоистых и обводняющихся коллекторах необходима для планирования и регулирования разработки. Нефтеотдача коллекторов – один из важнейших показателей эффективности процесса разработки залежей. Степень полноты извлечения нефти из недр характеризуют коэффициентом нефтеизвлечения (нефтеотдачи). Различают текущий, конечный и проектный коэффициенты нефтеизвлечения. Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует отношение добытого количества нефти за определенный период к балансовым ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени при эксплуатации месторождения. Конечный коэффициент нефтеотдачи определяет отношение извлеченных запасов нефти за весь период разработки к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеизвлечения обосновывается и планируется при составлении проектов разработки месторождения. Коэффициент вытеснения характеризует отношение объема нефти, вытесненной из зоны пласта агентом, к начальному содержанию нефти в этой же зоне. ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ Среди горно-геологических параметров основными являются: 1) геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания); 2) свойства коллекторов (емкостные – пористость, нефтенасыщенность; фильтрационные – проницаемость; литологические – гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические – механические, теплофизические и др.); 3) физико-химические свойства флюидов; 4) энергетическая характеристика месторождения; 5) величина и плотность запасов нефти. Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой. Месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на: – уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа; – крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа; – средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа; – мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа. ГЕОМЕТРИЯ НЕДР Форма и геометрические параметры залежи. Залежь природных ископаемых – это реальное природное тело, которое имеет определенное внутренне строение, внешнюю форму и занимает какое-то положение в пространстве. Для описания внешней формы залежи, пространственного положения применяют такие горные характеристики как мощность, ширина, длина, направление простирания, угол падения и др. Геометрические параметры залежи Поверхность залежи – это фактическая или условная поверхность, отделяющая залежь от вмещающих пород или от прилегающих к ней других тел п.и. Действительная поверхность – поверхность стратиграфического напластования (Стратиграфия – наука изучающая последовательность образования горных пород осадочного и вулканогенного происхождения) Условная поверхность – это реально не существующая поверхность, которая устанавливается по результатам опробования. Выклинивание залежи – пересечение двух противоположных поверхностей залежи. Линия выклинивания – замкнутая линия пересечения двух поверхностей залежи. Мощность залежи — кратчайшее расстояние между поверхностями висячего и лежачего боков залежи. выделяю Истинную мощность – кратчайшее расстояние между двумя поверхностями залежи; нормальная мощность — расстояние по нормали между поверхностями лежачего и висячего боков залежи; вертикальная мощность — расстояние по вертикали между поверхностями висячего и лежачего боков залежи; горизонтальная мощность — кратчайшее расстояние в горизонтальной плоскости между поверхностями висячего и лежачего боков залежи; видимая или кажущаяся мощность — расстояние между поверхностями лежачего и висячего боков, измеренное по данному направлению. Ось залежи (для залежей вытянутой формы) – геометрическое место центров тяжести поперечных сечений залежи. Центр залежи (для залежей изометрической формы) - центр тяжести залежи; Длина залежи – длина оси залежи; Ширина залежи – размер залежи вкрест ее простирания. Элементы залегания залежи: Линия простирания – горизонтальная линия, проведенная вдоль плоскости лежачего или висячего бока залежи. Линия падения – линия наибольшего ската в плоскости лежачего или висячего бока залежи. Угол простирания – угол между северным направлением осевого меридиана и линией простирания Угол падения – вертикальный угол между горизонтальной плоскостью и линией падения. Глубина залегания Н – расстояние по отвесной линии от земной поверхности до висячего бока залежи. Линия выхода залежи на земную поверхность – это линия поверхности залежи во всех точках которой Н=0. ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ Общие сведения Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины. Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах. Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста. По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах - около 1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей приурочены к терригенным породам-коллекторам. Основные признаки пород-коллекторов К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы. Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости: Кп = Vпор/Vпороды ? 100 %. Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы. Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности. Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости. Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная. Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов. По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны. Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров. В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные < 0,0002 мм; ультракапиллярные < 0,1 мкм. Размеры и конфигурация внутриформенной пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных органических остатков. Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм. Склонность породы к растрескиванию характеризуется ее пластичностью. Пластичность - способность твердого тела под действием механических напряжений изменять свою форму без нарушения связей между составляющими частями. Коэффициент пластичности (Кпл) - отношение всей работы, затраченной на разрушение образца, к работе, затраченной на пластическую деформацию. Коэффициент пластичности меняется от 1 до бесконечности (?). По степени пластичности выделяются три группы пород (табл. 1). Таблица 1. Группы пород по степени пластичности
Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных. Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. Обычно трещинная пористость составляет 2-3 %, иногда до 6 %. При характеристике трещин различают густоту, плотность и раскрытость трещин. Густота трещин - количество трещин на 1 м длины в направлении, перпендикулярном простиранию трещин. Плотность трещин - густота трещин на 1 м2 площади. Если в пласте одна система трещин, то величина плотности соответствует густоте. Раскрытость трещин - расстояние между стенками трещин. Трещинные поры разделяются по степени раскрытости. По К. И. Багринцевой (1977), трещины подразделяются на очень узкие (0,001-0,01 мм), узкие (0,01-0,05 мм), широкие (0,05-0,1 мм), очень широкие (0,1-0,5 мм) и макротрещины (> 0,5 мм). Е. М. Смехов (1974) предлагал различать микротрещины (< 0,1 мм) и макротрещины (> 0,1 мм). Особую значимость приобретает характеристика трещин в коллекторах сложного типа, которым свойственно наличие нескольких видов пористости. В табл. 2 приводится генетическая классификация трещин ВНИГРИ (Методические рекомендации..., 1989). |