- •1.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
- •1.2. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
- •ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА и газогидратов
- •3.2 Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов
- •4.2 Пластовые нефти
- •4.3 Пластовые газы
- •4.4 Газоконденсат
- •4.5 Газогидраты
- •4.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
- •ЛЕКЦИЯ 5
- •5.1 Начальное пластовое давление
- •Рис. 37. Классификация геогидродинамических систем
- •газа
- •Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата.
- •7.1 Геофизические методы изучения разрезов скважин
- •7.2 Расчленение продуктивной части разреза скважины
- •7.3 Детальная корреляция разрезов скважин
- •7.3.2. Методические приемы детальной корреляции скважин
- •8.2. Факторы, определяющие внутреннее строение залежей
- •8.2.1. Понятие и виды геологических границ
- •Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов
- •Пористость коллекторов
- •Проницаемость коллекторов
- •Гранулометрический (механический) состав пород
- •УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ
- •Флюидоупоры
- •ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ
- •Основные типы залежей
- •Классификация залежей по фазовому состоянию УВ
- •ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ
- •Формы залегания осадочных пород.
- •Дизьюнктивные нарушения
- •ЛЕКЦИЯ 11
- •МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ
- •Основные принципы их классификации нефтегазогеологического районирования
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
изменчивыми пластами и его кровля (подошва) не совпадает на отдельных участках залежи с поверхностями продуктивных коллекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтегазонасыщенности. Чтобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой части горизонта.
В целом, как видно из изложенного, форма залежей определяется формой каждой из рассмотренных границ и характером линий их пересечения. Соответственно выделяют залежи:
повсеместно оконтуренные внешним контуром нефтеили газоносности;
оконтуренные на разных участках внешним контуром и границей замещения (выклинивания) коллекторов;
оконтуренные внешним контуром и линией дизъюнктивного
нарушения.
Встречаются залежи, полностью расположенные в границах залегания коллекторов, приуроченные к блоку, со всех сторон ограниченному тектоническими нарушениями, а также залежи с участием всех четырех видов границ.
Характер поверхностей, ограничивающих залежь, во многом определяет степень связи залежи с законтурной областью и ее энергетические возможности.
Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр - на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают
Рис. 30. Примеры определения положения внешнего (а) и внутреннего {б) контуров нефтеносности при наклонном контакте нефть - вода (по М.А. Жданову).
Изогипсы, м; 1 - кровли продуктивного пласта, 2 - подошвы, 3 - поверхности ВНК; контуры нефтеносности, 4 - внешний, 5 - внутренний
86
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
два основных вида геологической |
|
|||
неоднородности |
|
- |
|
|
макронеоднородность |
|
и |
|
|
микронеоднородность. |
|
|
|
|
Макронеоднородность |
|
|
||
отражает |
морфологию |
залегания |
|
|
пород-коллекторов в объеме |
|
|||
залежи |
углеводородов, |
т.е. |
|
|
характеризует распределение в |
|
|||
ней |
коллекторов |
|
и |
|
неколлекторов. |
|
|
|
|
Для |
|
изучения |
Рис. 31. Отображение макронеоднородности на |
|
|
фрагменте геологического разреза горизонта. |
|||
макронеоднородности |
|
|
||
|
|
Кровля и подошва: 1 - пласта, 2 - прослоя, 3 - коллектор, |
используются материалы ГИС по 4 - неколлектор, а-в - индексы пластов-коллекторов
всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.
Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.
Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).
По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов - обычно в разном количестве на различных участках залежей - вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.
По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.
Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.
Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 31) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 32), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.
Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:
87
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов
(прослоев) коллекторов в пределах залежи,
К |
р |
|
ni / Ni 1N
, где ni - число прослоев
коллекторов в i-й скважине; N - число скважин;
коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,
К |
пес |
|
|
N |
h |
/ h |
|
i / N |
|
|
||||
|
'эф |
общ |
|
||
|
i 1 |
|
|
|
|
, где hэф – эффективная толщина пласта в скважине; N
–число скважин;
коэффициент литологической связанности, оценивающий степень
слияния коллекторов двух пластов, Ксв = Fсв /Fк, где Fсв - суммарная площадь участков слияния; Fсв – площадь распространения коллекторов в пределах залежи;
коэффициент распространения коллекторов на площади залежи,
характеризующий степень прерывистости их залегания, Красп = Fк/F, где Fк – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта;
коэффициент сложности границ распространения коллекторов
пласта, Ксл = Lкол / П, где Lкол - суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности);
три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:
Кспл = Fспл/Fк; Кпл = Fпл/Fк;
Кл= Fл/Fк,
где Кспл, Кпл, Кл, - соответственно коэффициенты сплошного распространения
коллекторов, полулинз и линз; F – суммарная |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
площадь зон распространения коллекторов; Fспл - |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
площадь зон сплошного распространения, т.е. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
зон, получающих воздействие вытесняющего |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
агента не менее чем с двух сторон; Fпл - площадь |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
воздействие; |
Fл |
- площадь линз, не |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
испытывающих воздействия; Кспл + Кпл + Кп =1. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Изучение макронеоднородности позволяет |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
решать следующие задачи при подсчете запасов |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
и проектировании разработки: |
|
|
|
Рис. |
32. |
Фрагмент |
карты |
||||||||
|
|
|
распространения |
|
коллекторов |
||||||||||
|
моделировать |
форму |
сложного |
|
|||||||||||
одного из пластов горизонта: |
|
|
|||||||||||||
геологического |
тела |
(пород-коллекторов), |
1 - ряды скважин |
Н - нагнетательных; |
|||||||||||
Д -- добывающих, 2 – границы |
|||||||||||||||
служащего вместилищем нефти или газа; |
|
||||||||||||||
|
распространения |
коллекторов, |
3 |
- |
|||||||||||
|
выявлять |
участки |
|
повышенной |
границы |
зон |
слияния, |
участки 4 |
- |
||||||
толщины |
коллекторов, |
возникающей |
в |
распространения коллекторов, 6 - |
|||||||||||
слияния |
пласта |
с |
вышележащим |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
результате |
слияния |
прослоев |
(пластов), |
и |
пластом, |
7 |
- |
слияния пласта |
с |
||||||
|
|
|
|
|
|
88 |
|
|
|
|
|
|
|
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;
определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;
обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;
прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;
подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи
сцелью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.
Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в
изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.
Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа - вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.
Для количественной оценки микронеоднородности широко используются
также |
|
числовые |
|
|
характеристики |
|
|
||
распределений |
|
случайных |
|
|
величин, такие как среднее |
|
|||
квадратическое |
отклонение, |
|
||
коэффициент |
|
вариации, |
|
|
среднее |
|
абсолютное |
|
|
отклонение, |
|
вероятное |
|
|
отклонение, энтропия. |
|
|||
Графически |
|
|
||
микронеоднородность |
|
|||
отображают |
на |
детальных |
|
|
профилях |
и |
картах, |
Рис. 33. Отображение макро- и микронеоднородностей на |
|
характеризующих |
и |
|||
геологическом разрезе (на примере фрагмента горизонта XIII |
||||
макронеоднородность. |
месторождения Узень) |
|||
На рис. |
33 показано |
Кровля и подошва: 1 - пласта; 2 - прослоя; 3 - условные границы |
||
между частями пласта с различной проницаемостью; |
||||
распределение проницаемости |
||||
проницаемость, мкм2: 4 - < 0,01; 5 - 0,01-0,05, 6 - 0,05-0,1; 7 - 0,1- |
||||
по толщине |
и |
по линии |
0,4; |
|
|
профиля. В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно большое несоответствие зон с различной проницаемостью пластов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин.
89
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Поскольку геологический профиль не дает представления об изменении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специальную карту.
На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изучаемого параметра, что позволяет показать их изменение по площади залежи.
На рис. 34 приведен фрагмент карты для одного из пластов на которой показано распространение коллекторов с разной продуктивностью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона высокопродуктивных коллекторов, а по большой части площади залежи без четко выраженной закономерности фиксируются сравнительно небольшие участки с низкопродуктивными или непродуктивными коллекторами и зоны отсутствия коллекторов.
Серия таких карт, построенных для всех пластов продуктивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи.
Изучение микронеоднородности позволяет:
—определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;
—прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом;
—оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.
КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И
ГАЗА
Коллекторами нефти и газа
являются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при перепаде давления.
Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может стать коллектором.
Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.
Терригенные коллекторы.
Породы — коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров,
90
Рис. 34. Фрагмент карты распространения коллекторов разной продуктивности:
1 - граница зоны распространения коллекторов; 2 - внешний контур нефтеносности; коллекторы: 4 – низкопродуктивные; 5 – среднепродуктивные; 6 – высокопродуктивные; 7 – скважины
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитам, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.
По минералогическому составу терригенные коллекторы делятся на кварцевые и полимиктовые.
Кварцевый коллектор образуется в природе при условиях, когда в процессе осадконакопления превалирующее значение имеют зерна кварца. В этом случае образованная порода имеет песчаную основу (до 95—98 %).
Полимиктовый коллектор образуется, если при осадконакоплении помимо зерен кварца большой процент зерен представлен полевыми шпатами и продуктами их химических преобразований. Образованная порода имеет значительную примесь глинистых разностей (до 25—50 %), ухудшающих ее коллекторские свойства.
Карбонатные коллекторы слагаются в основном известняками и доломитами. Среди карбонатных коллекторов особое место занимают биогенные или органогенные толщи, образованные жизнедеятельностью организмов: кораллов, мшанок, моллюсков, диатомовых водорослей.
По величине обломков различают породы:
|
Группа породы |
|
Размер |
|
|
обломков, мм |
|
|
Грубообломочные (псефиты) |
|
более 1,0 |
|
песчаные (псаммиты) |
|
1,0-0,1 |
|
пылеватые (алевриты, алевролиты) |
|
0,1 -0,01 |
|
глинистые (пелиты) |
|
менее 0,01 |
|
Свойства горной породы вмещать (емкость) и |
пропускать |
(проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-
емкостными свойствами (ФЕС).
Пустотное пространство пород представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами.
Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.
Каверны - это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.
Трещины - совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.
Биопустоты - к ним относятся внутренние пустоты в раковинах, внутри коралловых скелетов, в известняках ракушечниках.
91