Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА. ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.pdf
Скачиваний:
29
Добавлен:
23.08.2019
Размер:
1.23 Mб
Скачать

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Учебный курс «Основы нефтяного бизнеса»

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА. ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Понятие о нефтяном месторождении. Коллекторские свойства пород. Понятие о пористости и проницаемости. Пластовое давление. Физические свойства нефтей в пластовых и поверхностных условиях. Действующие силы в пласте, напор пластовых вод, давление сжатого газа и др. Понятие о разработке месторождений нефти. Схема размещения скважин, методы воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

Изверженные породы- образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

Осадочные породы -образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и

последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

Эратема

Система, год и место установления

Индек

Число

Число

 

 

с

отделов

ярусов

Кайнозойская

Четвертичная,1829, Франция

Q

 

 

 

Неогеновая, 1853, Италия

N

2

13

 

Палеогеновая, 1872, Италия

P

3

7

Мезозойская

Меловая , 1822, Франция

K

2

12

 

Юрская, 1793, Швейцария

J

3

11

 

Триасовая, 1834, Центр. Европа

T

3

6

Палеозойская

Пермская, 1841, Россия

P

2

7

 

Каменноугольная, 1822, Великобритания

C

3

7

 

Девонская, 1839, Великобритания

D

3

7

 

Селурская,1873, Великобритания

S

2

4

 

Ордовикская, 1879, Великобритания

O

3

6

 

Кембрийская, 1835, Великобритания

C

3

9

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами.

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа) называются залежами нефти (газа).

Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется

нефтяным (газовым) месторождением.

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Нефтяная компания «ЮКОС» стр.1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Учебный курс «Основы нефтяного бизнеса»

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

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. Основными элементами, характеризующими залегание пластов , является

направление падения;

простирание;

угол наклона

Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый

поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

 

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется

простиранием пласта

 

 

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также

моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания

пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну

сторону.

 

 

При образовании складок обычно пласты только

сминаются, но не разрываются. Однако в процессе

горообразования под действием вертикальных сил

пласты нередко претерпевают разрыв, образуется

трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно

друг друга. При этом образуются разные структуры:

сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

 

 

Сброс - смещение блоков горных

пород

относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности

тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты,

называются амплитудой сброса.

 

 

Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

Нефтяная компания «ЮКОС» стр.2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Учебный курс «Основы нефтяного бизнеса»

 

Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

СБРОС

ВЗБРОС

 

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах

Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями

обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

Наличие пластаколлектора

Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для

ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

Сводовую ловушку

Литологически экранированные

Тектонически экранированные

Стратиграфически экранированные

Газ

 

Нефть

 

Вода

Вода

 

Сводовая ловушка

 

Нефть

 

Нефть

 

 

Вода

 

Нефть

Литологиически экранированная

Нефть

Тектонически экранированная

ловушка

Нефть

Вода

Стратиграфически экранированная

ловушка

Режимы работы нефтегазоносных пластов

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы:

водонапорный,

Нефтяная компания «ЮКОС» стр.3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Учебный курс «Основы нефтяного бизнеса»

упругий и упруговодонапорный,

газонапорный или режим газовой шапки,

газовый или режим растворенного газа,

гравитационный,

смешанный.

Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

 

Показателем

эффективности

 

разработки

залежи

 

является

коэффициент

нефтеотдачи

-

отношение

 

количества

извлеченной

из

залежи

нефти

к

общим

 

(балансовым) запасам ее в пласте. Практикой

 

установлено, что активный водонапорный режим наиболее

 

эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%,

 

а иногда и больше от общего количества нефти,

 

содержащейся в недрах до начала разработки залежи.

 

Коэффициент

нефтеотдачи

при

водонапорном

 

режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

 

 

 

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим

 

работы залежи, при котором пластовая энергия при

снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы.

Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому

упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного

режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии

залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно

происходить

при любом режиме работы залежи.

Однако для активного водонапорного режима и

газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

 

 

 

 

 

 

 

 

В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в

каждый данный момент эксплуатации зависит и от

текущего, и от суммарного отборов жидкости из

пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее

эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной

энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть

вытесняется к скважинам под давлением

расширяющегося

газа,

находящегося

в

свободном состоянии в повышенной части

пласта. Однако, в отличие от водонапорного

режима (когда нефть вытесняется водой из

пониженных частей залежи) при газонапорном

режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из

повышенных в пониженные части залежи.

Эффективность разработки залежи в этом

случае зависит от соотношения размеров

газовой шапки и характера структуры залежи.

Благоприятные

условия

для

наиболее

эффективного проявления такого режима -

высокая проницаемость коллекторов (особенно

вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

 

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне

газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При

этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и

газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима,

так как прорывы газа

приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока

нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи

газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью,

ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для

залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в

повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет

поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

 

 

 

 

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по

пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его

из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или

вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости

 

Нефтяная компания «ЮКОС»

 

 

 

 

стр.4