Файл: Основные сведения о залежах и месторождениях нефти и газа.docx

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Казанский (Приволжский) федеральный университет»

Институт геологии и нефтегазовых технологий

Коллоквиум №1

по дисциплине «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

на тему: «Основные сведения о залежах и месторождениях нефти и газа»

__________________________________________________________________­­­­­­___

Рецензент:	Студент (бакалавр): Группы 03-701 Сприданова Валентина Юрьевна
Доцент, кандидат технических наук
Яраханова Диляра Газымовна
Подпись	Подпись

Казань-2020

1 Что такое залежь

Часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия скопления нефти и газа, называют ловушкой

Скопления нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называют залежью.


Если скопление нефти и газа достаточно крупное и рентабельно для разработки, то залежь называют промышленной.

Если залежь мала и разработка ее не представляет практического интереса при современном состоянии техники эксплуатации, говорят о непромышленной залежи.

Нефтяные и газовые залежи классифицируются по соотношению нефти и газа, по сложности геологического строения, по продуктивности и запасам следующим образом :

---

По фазовому соотношению нефти и газа:

• 
  нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом (однофазная);
  
• 
  газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;
  
• 
  нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50% (двухфазная);
  
• 
  газовые, содержащие только газ (однофазная);
  
• 
  газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом (однофазная);
  
• 
  нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат (двухфазная).
  

По соотношению с водой:

• 
  водонапорные залежи, в которых давление подстилающей воды распространяется на залежь (главным образом пластовые м массивные);
  
• 
  залежи, подстилаемые водой. Они как бы покоятся на воде, которая активного воздействия на залежь не оказывает (главным образом, литологически ограниченные со всех сторон);
  
• 
  безводные залежи. Сюда относятся залежи в литологически граниченных природных резервуарах, насыщенных полностью нефтью или газом, либо в пластовых резервуарах, в которых нефть находится в синклинальной части.
  

По сложности геологического строения:

• 
  простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушснными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
  
• 
  сложного строения - одно - и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;
  
• 
  очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.
  

По значениям рабочих дебитов (Конторович А. Э. и др., 1975):

Дебит нефти, т/сут Дебиты газа, м3/сут:

• 
  высокодебитная - более 100 т/сут / более 1 млн. м³/сут;
  
• 
  среднедебитная - 10 т/сут / 100 тыс.- 1 млн. м³/сут;
  
• 
  низкокодсбитная - 2 т/сут / 20 тыс,-100 тыс. м³/сут
  
• 
  непромышленная - менее 2 т/сут / менее 20 тыс. м³/сут.
  

---

По величине извлекаемых запасов:

• 
  уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд, м³ газа;
  
• 
  крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд, м³ газа;
  
• 
  средние - от 3 до 30 млн. т нефти или от 3 до 30 млрд, м³ газа;
  
• 
  мелкие - от 1 до 3 млн. т нефти или от 1 до 3 млрд, м³ газа;
  
• 
  очень мелкие - менее 1 млн. т нефти или менее 1 млрд, м³ газа.
  

Согласно классификации А.А. Бакирова в зависимости от строения резервуара выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа:

• 
  класс структурных залежей (рис. 1.1, 1.2, 1.3);
  
• 
  класс литологических залежей (рис. 1.4, 1.5);
  
• 
  класс рифогенных залежей (рис. 1.6);
  
• 
  залежи стратиграфического класса (рис. 1.7).
  

В классе структурных залежей выделяются залежи:

• 
  сводовые (рис. 1.1);
  
• 
  тектонически экранированные (рис. 1.2);
  
• 
  приконтактные (рис. 1.3).
  

К классу литологических залежей относятся залежи:

• 
  литологически экранированные (рис. 1.4);
  
• 
  литологически ограниченные (рис. 1.5).
  

Рифогенные залежи образуются в теле рифовых массивов (рис. 1.6).

Формирование залежей стратиграфического класса происходило в пластах коллекторах, до этого срезанных эрозией и стратиграфиче ски несогласно перекрытых непроницаемыми слоями более молодого возраста (рис. 1.7).


Рисунок 1.1 - Сводовые залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову):

а - ненарушенные; б - нарушенные. 1, 2 - нефть соответственно на профиле и в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта, м; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 - вулканогенные образования; 7 - соляной шток; 8 - песчаные породы; 9 - глины; 10 - контур нефтеносности.

---

Коллектор представляет собой геологическое тело различных формы, состава и происхождения, насыщенное водой и способное содержать в некоторой своей части промышленные объемы нефти и/или газа, сохранять их и отдавать при разработке. Это свойство коллектора обуславливается наличием в нем пористости, определяющей тот объем коллектора, который может быть наполнен флюидом, и проницаемости, обеспечивающей возможность движения флюидов при тех перепадах давления, которые возникают в пластовых условиях, и их гравитационное расслоение.

Абсолютно непроницаемых пород не существует, однако в условиях возможных при разработке месторождений перепадов давлений многие породы практически не проницаемы для флюидов. Такие плотные породы относят к неколлекторам.

Пористость горных пород характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в горных породах. Благодаря пористости горные породы могут вмещать (за счёт влияния капиллярных сил) жидкости и газы.

Выделяют следующие разновидности пустот – это поры, каверны, микро- и макротрещины либо смешанная комбинация указанных разновидностей пустотного пространства. В принципе любые породы в природе обладают той или иной пористостью (большей или меньшей). Даже самые плотные изверженные (магматические), метаморфические породы имеют пустоты. Естественно, что наибольшей пористостью обладают рыхлые терригенные (обломочные) породы.

---

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.

Пористость повышается с улучшением окатанности и отсортированности обломков.

Пористость уменьшается с глубиной, установлена линейная зависимость для песчано-алевритовых пород.

Различают полную, открытую пористость и пористость скелета породы. Полная пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом и с поверхностью образца, пористость которого определяется. Пористость, образуемая сообщающимися порами, называется открытой.

Если терригенную породу очистить от цемента, не нарушая взаиморасположения минеральных зерен, получится «чистый скелет» породы, сложенный минеральными зернами, между которыми также существует пустотное пространство. Это пространство называется пористостью скелета породы.

Величина пористости зависит от размера и формы зерен, складывающих породу, степени неоднородности зерен, их уплотнения и других факторов. Для идеальных условий, т.е. для породы, состоящей из отсортированных и однородных по размерам сферических зерен, величина пористости не зависит от размеров зерен, а определяется только их взаимным расположением и может изменяться от 26 до 48 %.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости. Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости k_п называется отношение суммарного объема пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр:

k_п = V_пор/V_обр = (V_обр - V_зер)/V_обр = 1-V_зер/V_обр, (1.1)


где V_зер - суммарный объем зерен.


Пористость породы в большой степени зависит от размеров поровых каналов, которые, в свою очередь, определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.

По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные - диаметром 2 - 0,5 мм; 2) капиллярные - 0,5 - 0,0002 мм (до 0,2 мкм); 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм (менее 0,2 мкм).

---