Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей. Границы залежи нефти


Определение положения границ нефтяной залежи по данным бурения скважин.

Форма и тип нефтегазоносной залежи зависит от характера ограничивающих ее геологических границ. Решение задачи определения границ нефтегазоносной залежи по данным бурения скважин это проведение геологических границ.

К геологическим границам относятся поверхности:

· структурные, связанные с контактом пород различного возраста и литологии;

· поверхности стратиграфических несогласий;

· поверхности тектонических нарушений;

· поверхности, разделяющие породы-коллекторы (ПК) по характеру их насыщенности, то есть водонефтяные, газонефтяные и газоводяные контакты (ВНК, ГНК, ГВК).

Характерный признак осадочных горных пород их слоистость. Данные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху - кровлей.

Большинство залежей нефти и газа связано с тектоническими структурами (складками, поднятиями, куполами и т.д.), форма которых определяет форму залежи.

В качестве верхней границы залежи при согласном залегании пород продуктивного горизонта и перекрывающих его пород принимается кровля продуктивного горизонта, т.е. синхроничная поверхность, разделяющая породы независимо от их литологической характеристики.

В случаях, когда прикровельная часть продуктивного горизонта повсеместно выполнена проницаемой породой, верхней границей залежи служит верхняя поверхность коллекторов. Такое совпадение имеет место при монолитном строении продуктивного горизонта, выполненного по всей толщине породой-коллектором, или при многопластовом продуктивном горизонте, когда верхний проницаемый пласт (прослой) залегает повсеместно. Если в прикровельной части горизонта имеются участки замещения коллекторов непроницаемыми породами, то на этих участках верхние границы залежи и поверхности коллекторов не совпадают. За нижнюю границу пластовой залежи нефти (газа) в пределах внутреннего контура нефтеносности (газоносности) принимают подошву продуктивного горизонта, т.е. поверхность между продуктивным горизонтом и подстилающими непроницаемыми породами.

Все, что было сказано выше относительно проведения верхних границ залежи и коллекторов, полностью относится и к нижним границам.

Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов, высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения углы наклона.

Для построения структурной карты кровли или подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение, точки пересечения поверхности стволами скважин и абсолютные отметки залегания поверхности в каждой точке. При определении положения на плане точки наблюдения учитывают ее смещение от устья скважины в результате искривления ствола.

Для определения абсолютной отметки кровли (подошвы) продуктивного горизонта необходимо знать: альтитуду А устья скважины; глубину L, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; удлинение ΔL ствола скважины за счет искривления (рис. 5, 6).

Абсолютная отметка - это расстояние по вертикали от уровня моря до картируемой поверхности:

H= (A+ΔL)-L, (1.1)

Применяют два способа построения карт: способ треугольников, используемый при картировании поверхностей залежей, приуроченных к ненарушенным структурам, способ профилей, целесообразный при картировании поверхностей залежей, приуроченных к структурам, расчлененным дизъюнктивными нарушениями на блоки.

Способ треугольников - это традиционный способ построения структурных карт. Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис. 7).

При способе треугольников точки соседних скважин соединяют на плане линиями таким образом, что образуется система треугольников (рис. 7). Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значениями абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения между изогипсами.

Рис.5 А1, А2, А3 альтитуды устьев скважин; L глубина, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; ΔL удлинение ствола скважины за счет искривления

 

Границы залежей, связанные с неоднородностью коллекторов, проводят по линиям, вдоль которых проницаемые ПК продуктивного пласта в результате фациальной изменчивости теряют коллекторские свойства и переходят в непроницаемые, либо произошло выклинивание или размыв пласта. При небольшом количестве скважин положение линии замещения коллекторов, линий выклинивания или размыва проводятся условно на половине расстояния между парами скважин, в одной из которых пласт сложен ПК, а в другой - непроницаемыми породами или здесь пласт не отлагался или размыт.

 

Рис 6. Изображение глубинного рельефа с помощью изогипс: а – профильный разрез; б – структурная карта; изогипсы глубинного рельефа даны в метрах.

Более верное положение линии фациального перехода коллекторов определяется на картах изменения параметров пластов: пористости, проницаемости, амплитуды потенциала самопроизвольной поляризации (СП) и т.д., по которым установлен кондиционный предел, т.е. значение параметра, при котором пласт утрачивает свои коллекторские свойства.

Положение ВНК по залежи обосновывается путем построения специальной схемы. В первую очередь рассматривают скважины, несущие информацию о положении ВНК. Это скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, в которых ВНК можно определить по данным ГИС. Используются также скважины из чисто нефтяной и из водяной зон, в которых, соответственно, подошва и кровля пласта находятся в непосредственной близости от ВНК.

На плане (карте) границами залежи являются контуры нефтегазоности. Различают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Внешний контур - это линия пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с кровлей пласта, а внутренний контур - это линия пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с подошвой пласта. Внешний контур находят на структурной карте по кровле пласта, а внутренний - на структурной карте по подошве пласта. В пределах внутреннего контура расположена нефтяная или газовая части залежи, а между внутренним и внешним контурами - водонефтяная, или водогазовая.

На схему наносят колонки выбранных скважин с указанием характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую положению ВНК.

При горизонтальном ВНК (ГНК, ГВК) положение линий контуров нефтегазоносности находят на структурных картах вблизи соответствующей изогипсы, соответствующей принятому гипсометрическому положению контакта. При горизонтальном положении контакта линии контуров не пересекают изогипсы.

Если продуктивный горизонт состоит из множества пластов, характеризующихся прерывистым литологически невыдержанным строением, то положение контуров нефтеносности в целом для горизонта определяется при совмещении структурных карт по кровле каждого пласта (на эти карты наносят также границы замещения коллекторов и контур нефтеносности для данного пласта).

 

 

Рис 7. Построение структурной карьы методом треугольников: а) определение отметок изогипс между соседними скважинами; б) проведение изогипс по сторонам треугольников: в) сглаживание формы изогипс в соответствии с общегеологическими предпосылками; 1 – скважины: в числителе - номер скважины, в знаменателе – абсолютная отметка картируемой поверхности, м; 2 – точки с отметками картируемой поверхности, м; 3 – изогипсы

 

На совмещенной карте получают границу залежи сложной формы, проходящую на отдельных участках по линиям замещения коллекторов, а на других - по линии внешнего контура в пределах различных пластов.

Исходными данными для выполнения предлагаемой работы являются: таблица со сведениями об альтитудах устьев скважин, удлинениях, глубинах залегания кровли пласта, толщинах пласта, глубине ВНК; схема расположения скважин.

Задание:

Определить границы залежи на данной схеме расположения скважин, по данным бурения и геофизических исследований (таблица 1), глубинам отбивки ВНК.

 

Таблица №1

№ скв Координаты Х Координаты У Альтитуда м Удлинение м Глубина кровли, м Толщина, м
10,2 2,3 125.7 0.4 2115.1
6,8 1,9 121.5 0.8 2120.3
7,3 120.5 2106.9 8.2
0,3 7,5 123.5 1.2 2129.7 11.8
12,3 7,9 122.3 0.2 2121.5
10,3 121.9 1.6 2110.5 12.6
3,8 125.5 0.6 2120.1 14.4
13,3 20,2 125.9 0.2 2129.7 15.4
7,5 20,7 124.3 0.8 2124.7
0,8 20,2 126.7 1.4 2142.1 18.8
7,6 2,1 0.5 3.5
8,7 120.2 0.7
5,3 6,8 0.5
7,2 15,4 121.5 0.6 4.5
10,2 0.7 4.3
1,2 13,1 0.8 5.1
2,1 15,3 0.9 5.5
0,4 11,1 1.5 4.1

 

Порядок выполнения задания:

· необходимо согласно номера варианта задания, внести поправки; например вариант №12, поправка составит 12м., ее необходимо прибавить к глубинам пересечения картируемой поверхности;

· необходимо определить абсолютные отметки залегания кровли и подошвы пласта;

· необходимо рассчитать абсолютные отметки ВНК в скважинах и обосновать положение ВНК по залежи в целом;

· определить на плане расположения скважин, границы распространения коллекторов;

· построить структурные карты по кровле и подошве пласта и дать их анализ;

· показать на указанных структурных картах положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.

· охарактеризовать тип залежи нефти и обоснуйте его положение в современных классификациях залежей нефти и газа.

 

Глубина отбивки ВНК по ГИС определена в трех скважинах: скв.2 (2120.3м), скв.7 (2124.4м) и скв.6 (2121.5м).

 

Порядок выполнения задания:

Согласно номера варианта по формуле (1.1) определяются абсолютные отметки кровли пласта. Эта же формула применима для определения абсолютной отметки ВНК.

Если предположить, что поверхность ВНК плоская и горизонтальная, то данных по трем скважинам достаточно, чтобы произвести оконтуривание залежи, так как плоскость определяется тремя точками.

Абсолютные отметки подошвы пласта в данном случае определяются, используя данные по толщине пласта.

Структурные карты по кровле и подошве пласта строятся по абсолютным отметкам указанных поверхностей (рис. 8 и 9).

На картах выявляется вытянутая в субширотном направлении антиклинальная структура. Структура является ловушкой углеводородов при наличии других благоприятных условий.

Внешний контур нефтеносности проводится на структурной карте по кровле пласта, а внутренний контур нефтеносности - на структурной карте по подошве пласта.

Контуры залежи незамкнутые. Нефтяная зона ограничена внутренним контуром нефтеносности, а водонефтяная зона ограничена внутренним и внешним контурами нефтеносности.

 

 

 

Рис. 8 Структурная карта по кровле пласта

 

 

 

Рис. 9 Структурная карта по подошве пласта

 

Работа № 2

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей

 

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

 

 

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

 

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

 

 

 
 
Антиклиналь Синклиналь

 

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей.

 

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК),между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта именуют приведенным. Пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1оС в метрах от устья скважины ( по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 оС.

Разрабатываемые залежи ТПДН «Муравленковскнефть» относятся к нефтяным, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии и по геологическому строению к типу пластовых, сводовых, литологически- экранированных. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

 

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

 

Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

 

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6.Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

 

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6

 

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

 

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

 

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

 

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении.

Поиск Лекций

 

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

 

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

 

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК),между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

 

 

5.Источники пластовой энергии.

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

 

6.Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

 

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6. Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

 

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6.

 

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

 

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

 

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

 

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

 

Под разработкой нефтяного месторождения подразумевается весь комплекс работ, связанных с разбуриванием этого месторождения и извлечением нефти.

 

poisk-ru.ru

Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей

 

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

 

 

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

 

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

 

 

 
 
Антиклиналь Синклиналь

 

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей.

 

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК),между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта именуют приведенным. Пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1оС в метрах от устья скважины ( по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 оС.

Разрабатываемые залежи ТПДН «Муравленковскнефть» относятся к нефтяным, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии и по геологическому строению к типу пластовых, сводовых, литологически- экранированных. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

 

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

 

Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

 

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6.Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

 

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6

 

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

 

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

 

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

 

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

 

megaobuchalka.ru