Основы нефтедобычи
 Скачать 2.16 Mb.
|
2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХАккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами. Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты. Иногда нефть может быть в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления, как правило, не имеют промышленного значения. Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланц, и др. Образовавшиеся при определенных условиях, нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку. Примечание: существует две гипотезы образования нефти – органическая и неорганическая. В природе существуют самые разнообразные виды ловушек (рис.2.1а, б), наиболее распространенными из которых являются сводовые ловушки (рис.2.1, а). В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа.  Рис. 2.1, б. Литологически экранированная ловушка. Рис. 2.1, а. Сводовая ловушка. 1 - внешний контур газоносности; 2 - внешний контур нефтеносности  Рис. 2.1, г. Статиграфически экранированная ловушка. Рис. 2.1, в. Тектонически экранированная ловушка. Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными. Существование в земной коре двух основных геологических структур - геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса: 1 класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях; 2 класс – месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях. Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии. Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом. Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами. Коэффициентом полной (абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр. Измеряется пористость в долях единицы или в %. В долях единицы mп =  ; в % mп = · 100.Коэффициентом открытой пористости mo называется отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца. Статическая полезная емкость коллектора Vcт характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом. Динамическая полезная емкость Vдин. характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте. Таблица 2.1 Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород
Таблица 2.2 Пористость коллекторов, содержащих нефть
Различают поровые каналы: Сверхкапиллярные - больше 0,5 мм (поровых каналов), движение жидкости свободно. Капиллярные - 0,5 0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко. Субкапиллярные - меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может. Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др. |