Вопросы по дисциплине «Геология нефти и газа» «Основы геофизики»

1 Природные резервуары, ловушки, залежи и месторождения нефти.

Вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служат породы – коллекторы, окруженные полностью или частично плохо проницаемыми породами. Такие коллекторы называют природными резервуарами.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически экранированные (Рис. 1.8).

Образовавшиеся в определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к верхней части и попадают в ловушку. Таким образом, ловушкой называется часть природного резервуара, в которой скопились нефть и газ. В природе существуют самые разнообразные ловушки, наиболее распространены сводовые (Рис. 1.9).

Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида называется залежью. На Рис. 1.10 приведена схема сводовой газонефтяной залежи, а на Рис.1.11 – схема массивной газонефтяной залежи. Существуют также литологически экранированные, тектонически экранированные и стратиграфически экранированные залежи.

Совокупность залежей и газа одного и того же вида (например сводовых), занимающих в недрах земной коры определенную площадь, называется месторождением нефти и газа.

2 Свойства коллекторов нефти и газа. Типы коллекторов нефти и газа.

Коллекторами нефти и газа называются горные породы, способные вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления.

Свойства коллекторов нефти и газа:

1. Гранулометрический состав;

2. Пористость;

3. Проницаемость;

4. Удельная поверхность;

5. Механические свойства;

6. Термические свойства.

Гранулометрический состав – количественное содержание в породах частиц различной величин, или др. словами, - это распределение частиц породы по их размерам.

Пористость горной породы–это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и кавернозную пористости.

По происхождению поры бывают первичные (образовались в процессе образования самой породы) и вторичные (образовались в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения).

Первичные характерны для песчаников и песков. Вторичные для карбонатных и сильно заглинизированных плотных терригенных коллекторов).

По величине поровые канала подразделяются на:

1. Сверхкапиллярные >0,5 мм

2. Капиллярные 0,5 .. 0,0002 мм

3. Субкапиллярные < 0,0002 мм.

Для оценки пористости г.п. введены три коэффициента:

1)Коэффициент общей пористости– отношение объема всех пустот в породе к объему образца.

m=(V_П/V_ОБР)*100%

2)Коэффициент открытой (эффективной) пористости – отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца.

m₀=(V_П.О./V_ОБР.)*100%

3)Коэффициент динамической пористости – отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объему образца.

m_g=(V_g/V_ОБР.)*100%

Проницаемость – способность г.п. пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки.

Количественно коэффициент проницаемости оценивается из закона линейной фильтрации Дарси:

Физический смысл коэффициента проницаемости – он как бы показывает суммарную площадь пор, сквозь которую проходит фильтрация жидкостей и газов.

Абсолютная проницаемость – проницаемость г.п., которая определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной не взаимодействующей с пористой средой. Зависит только от свойств самой породы.

Эффективная (фазовая) проницаемость– проницаемостьг.п. для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы. Зависит от свойства г.п., физико-химических свойств жидкостей, их взаимодействия с г.п., насыщаемости породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости.

Проницаемость пород меняется 0,001..3-5 мкм².

Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью 0,2...1 мкм²

Породы с проницаемостью менее 0,2 мкм² относятся к категории низкопроницаемых пород; от 0,2...0,6 мкм² – средне проницаемые породы; более 0,6 мкм² – высоко проницаемые породы.

Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,05 мкм² – слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процессе разработки при существующих град. давления и применяемых технологиях разработки.

Удельная поверхность г.п. – суммарная поверхность частиц или поровых каналов содержащихся в ед. объема образца.

S_УД=T/V

T – суммарная поверхность частиц, либо поровых каналов в образце[м²]

V – объем образца

Для более точной оценки запасов нефти и газа появляется необходимость определения содержания воды в нефтегазосодержащем пласте. С этой целью введены 3-и коэф-та:

1) нефтенасыщенности

2) водонасыщенности

3)газонасыщенности

Коэф-том нефтенасыщенности наз-ся отношение Vн к Vпор или н. в едVпор

Аналогично определяется коэф-нтводонасыщенности:

Коэф-нт газонасыщенности – это отношение Vг при пл. усл. к Vпор , или содержание Vг в ед Vпор:

Механические свойства г.п.:

1) Упругость г.п.

2) Прочность на и разрыв

3) Пластичность г.п.

Упругие свойства г.п. На состояние пласта, режим его работы, существенное влияние могут оказывать упругость коллектора и содержащиеся в нем флюиды. Если пластовое давление падает, то Н и Вв пласте расширяются, а поровые каналы сужаются, в следствие того, что внешнее давление на пласт остается постоянным, а внутреннее уменьшается.

Упругую энергию г.п. принято характеризовать коэффициентами сжимаемости: коэффициент сжимаемости пласта, коэффициент сжимаемости пор, коэффициент сжимаемости поровой среды.

Пластические свойства г.п. – при упругих деформациях зерна породы и цементирующей материал. При увеличении давления свыше предела упругости (прочности), цементирующий материал разрушается, зерна породы смещаются относительно друг друга, плотность упаковки увеличивается до исчезновения пустот в г.п. (для пород гранулярного типа).

Под прочностью г.п. понимают их сопротивление механическому разрушению. Прочность пород на сжатие во много раз превышает прочность на разрыв.

Тепловые свойства г.п.

1) Удельная теплоемкость

2) Коэффициент теплопроводности

3) Коэффициент температуропроводности

4) Коэффициент линейного и объемного расширения

Под уд.теплоемкостью понимают кол-во теплоты, необходимое для повышения температуры пород на 1⁰С. Кол-во теплоты, необходимое для нагрева единицы массы пород на 1⁰С наз-ся уд. теплоемкостью породы.

C – уд.теплоемкость, [Дж/кг ⁰С]

Q – кол-во необходимой теплоты, [Дж]

М – масса породы, [кг]

Т – Т₀ – начальная и конечная температуры, [ ⁰С]

Коэф-нт теплопроводности показывает хорошо или плохо данное тело пропускает тепло при установ. режиме, численно равно кол-ву тепла проходящем в породе ч/з ед. площади в ед. времени и градиенте температуры равна единице.

λ – коэф-т теплопроводности, [ккал / град · м · с]

dQ – кол-во переносимого тепла за ед. времени dT, [ккал]

S- площадь сечения, [м²]

- градиент температуры, [град/м]

Коэф-нттемпературопроводностислужит мерой скорости с которой пористая среда передает изменения температуры с одной точки в другую или хар-ет скорость прогрева породы (скорость распр-ияизотермич. границ в них)

Коэф-нттемпературопроводности связан с коэф-ом λ и С следующей зависимостью:

a - коэф-нттемпературопроводности, [м²/с]

ρ – плотность породы, [кг/м³]

Коэф-нт линейного и объемного расширения. При нагреве породы расширяется. Способность породы к расширению хар-ся следующими коэф-ми :

α_L, α_V – коэф-ты линейного и объемного расширения, [град^-1]

dL, dT - приращение длины и объема образца при увеличении температуры на dT.

Типы коллекторов нефти и газа.

Наиболее распространенные коллекторы – терригенные и карбонатные породы.

Терригенные представлены в основном песчаниками и алевролитами.

Карбонатные представлены известняками и доломитами.

Так же редко встречаются магматические коллекторы.