Файл: Задача по наращиванию запасов углеводородного сырья нефти, газа и конденсата.doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Решение задач

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 25.10.2023

Просмотров: 368

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

I. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ «КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИИ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ»

1.1 СУЩНОСТЬ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ

1.2. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ИЗУЧЕНИЮ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

1. 3. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ И ПАРАМЕТРЫ

1.3.1 Флюиды

1.3.1.1. Нефть

1.3.1.2. Газы

1.3.1.3. Конденсат

1.4. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

1.5. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

1.5.1. Основные типы залежей

1.5.2. Классификация залежей по фазовому состоянию УВ

1.5.3. Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи

1.6. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ

1.7. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЪЕКТЫ, СОДЕРЖАЩИЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА. И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ КЛАССИФИКАЦИИ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

1.8. КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ОБЪЕКТОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РАЗРАБОТКИ

1.8.1. Региональный этап

1.8.1.1. Стадия прогнозирования нефтегазоносности

1.8.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления

1.8.2 Поисковый этап

1.8.2.1. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бу­рения

1.8.2.2. Стадия поиска месторождений (залежей)

1.8.3. Разведочный этап

1.8.3.1. Стадия оценки месторождений (залежей)

1.8.3.2. Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке

1.9. КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ

ГРУППЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ ПОДСЧЕТА И УЧЕТА

1.11. ПОДГОТОВЛЕННОСТЬ РАЗВЕДАННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ОСВОЕНИЯ

2. ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ И ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ РЕСУРСОВ И ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

2.1 ВЗАИМОСВЯЗЬ КАТЕГОРИИ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ С ЭТАПАМИ И СТАДИЯМИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

2. 2 ВЫДЕЛЕНИЕ ОЦЕНОЧНЫХ ОБЪЕКТОВ ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ

2. 3. ВЫДЕЛЕНИЕ ПОДСЧЕТНЫХ ОБЪЕКТОВ ПЕРСПЕКТИВНЫХ РЕСУРСОВ

2.4. ПОДСЧЕТНЫЕ ОБЪЕКТЫ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

3. СУММАРНЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА

4. ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА НАЧАЛЬНЫХ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА

4. 1. СУЩНОСТЬ ОБЪЕМНОГО МЕТОДА

4. 2. ОСНОВНЫЕ ЭТАПЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ На любой стадии изученности залежей процесс подсчета запа­сов нефти и свободного газа объемным методом включает три этапа последовательных работ:1) детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделе­ния в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи;2) выделение типов коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эф­фективные и эффективные нефте(газо)-насыщенные толщины плас­та, определяются коллекторские свойства пластовых пересечений, нефте(газо)-насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые дав­ление и температура;3) построение статической модели и подсчет запасов в соответ­ствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматри­вается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи в целом, обосно­вание и выделение границ залежи и подсчетных объектов и их ге­ометризация, выбор варианта объемного метода и обоснование параметров подсчета; обоснование границ категорий запасов и со­ставление подсчетного плана, подсчет балансовых (или забалан­совых) запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в це­лом.4.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ИЗУЧЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО ТИПА К коллекторам порового типа относятся преимущественно терригенные и частично карбонатные коллекторы. К настоящему вре­мени наиболее изучены коллекторы порового типа, что определя­ет более высокую достоверность расчетных параметров содержа­щихся в них залежей. Достоверность расчетных параметров повы­шается с каждой более высокой стадией изученности благодаря последовательной дифференциации подсчетных объектов, способствующей большей детализации строения залежей, более точному определению их геометрических форм и более глубокой дифферен­циации запасов.4.3.1. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИИ СТАДИИ ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) Запасы нефти и свободного газа открытых залежей подсчиты­ваются при минимальной информации, имеющейся к этому момен­ту. По единственной скважине, давшей промышленный приток нефти или свободного газа, должны быть выделены эффективные нефте(газо)- насыщенные толщины, изучены коллекторские свойст­ва и другие параметры. Структурный план залежи определяется структурной картой, служившей основой для постановки поиско­вого бурения. Граница площади с запасами категории C1 прово­дится вокруг скважины на расстоянии, равном двум шагам буду­щей эксплуатационной сетки. На остальной площади залежи за­пасы относятся к категории С2.В зависимости от типа залежей расчет нефте(газо) насыщен­ных объемов и подсчет запасов производятся по разному.Пластовые залежи.Площадь нефтяной залежи F контролируется структурной кар­той по отражающему маркирующему горизонту (ОМГ) и предпо­лагаемым положением ВНК. Для залежей, связанных с пластами, отметка ВНК принимается с учетом закономерностей изменения контактов выявленных залежей по площади зоны нефтегазонакопления или с учетом коэффициента заполнения ловушек соседних залежей, т. е. аналогично тому, как определяется нефтеносная пло­щадь при подсчете перспективных ресурсов. Однако в данном слу­чае структурная основа по сейсмике должна быть увязана с данными единственной скважины. При этом необходимо учитывать закономерности в расхождениях между глубинами залегания ОМГ по данным скважины и сейсмики.В газовых залежах отметка ГВК и газоносная площадь могут быть определены более надежно. Эффективная нефте(газо) насыщенная толщина залежей при­нимается по данным единственной пробуренной скважины. Выделе­ние толщин пропластков производится по прямым качественным признакам на диаграммах ГИС с учетом кондиционных значений, определенных по геофизическим данным или принятых по анало­гии с соседними залежами.Нефтенасыщенный объем залежи Vн. определяется без состав­ления карты изопахит. Объем коллекторов в преде­лах площади с запасами категории C1 вычисляется путем умноже­ния площади F на нефте(газо) насыщенную толщину в скважи­не hн.эф. т. е.Vн = Fhн.эф. Объем коллекторов на площади с запасами категории С2 со­стоит из двух частей: оставшегося объема в пределах внутренне­го контура нефтеносности (нефтяной зоны) и объема водонефтяной зоны. Пер­вое слагаемое получают как произведение Vнз =Fнз hн.эф где Fнз - площадь, ограниченная внутренним контуром нефтеносности. Объ­ем коллекторов в водонефтяной зоне (ВНЗ) равенVвнз = Fвнзhн.эф / 2. где F внз — площадь, ограниченная внешним внутренним контуром нефтеноснос­ти.Суммарный объем коллекторов с запасами категории С2 равен:Vс2 = V нз + V внзЧтобы определить среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в пределах площади с запасами этой категории, необходимо полученный объем разделить на Fнз +Fвнз.Коэффициенты открытой пористости kп.о и нефте(газо) насы­щенности kн(kг} принимаются по данным пробуренной скважины и рассчитываются по керну или ГИС. При расчете по керну бе­рется среднее арифметическое из всех наблюденных значений в проницаемых интервалах пласта, а по ГИС - средневзвешенное по толщине нефте(газо) насыщенных пропластков.Пересчетный коэффициент  и плотность нефти н в поверхно­стных условиях при подсчете запасов нефти принимаются или по данным анализа пластовых проб из этой скважины, или по анало­гии с соседними залежами.Начальное пластовое давление ро и пластовая температура tпл при подсчете запасов газовой залежи принимаются по данным за­меров в скважине.Коэффициент сжимаемости Z рассчитывается по составу плас­тового газа, определенному по пробе, отобранной на устье скважи­ны, или принятому по аналогии с соседней залежью.Таким образом, при подсчете запасов нефти и свободного газа вновь открытой залежи пластового типа применяется наиболее простой вариант объемного метода без составления карт нефте(газо)- насыщенных толщин. Особенности подсчета запасов литологически и стратиграфически ограниченных и тектонически экранированных залежей.Литологическое ограничение залежей может быть обусловлено вык-линиванием пласта по восстанию слоев, литолого-фациальным замещением пласта плохо проницаемыми породами и другими при­чинами. На стадии поисков оба вида ограничения могут быть ус­тановлены лишь в тех случаях, когда на залежи до первой про­дуктивной скважины были пробурены одна или несколько непро­дуктивных скважин.Пласт, содержащий залежь, в зоне выклинивания отсутствует пол-ностью. При этом граница выклинивания проводится через се­редину расстояний между продуктивной и непродуктивными сква­жинами. На карте изопахит толщина пласта на этой границе при­нимается равной 0, а интерполяция от нее к продуктивной сква­жине ведется линейно (рис.4 а).В случае литолого-фациального замещения в непродуктивных скважинах пласт представлен плохо проницаемыми породами. Рис.4 Схемы определения объемов коллекторов литологически ограниченных залежей.Пласты: а- выклинивающийся по восстанию; б - с уменьшающейся общей толщиной и литолого-фациальным замещением; в -с выдержанной общей толщиной и литолого-фапиональным замещением.Границы: 1-выклинивания пласта, 2-литолого-фациального замеще-ния пласта; 3-плохо проницаемые породы; 4-нефть; 5-вода; скважины: 6-продуктивные, 7-без притока, 8-давшие воду; контуры нефтеносности: 9- внешний, 10-внутренний; 11-изолинии hн.эф; 12-границы площади с запасами категории C1; цифры у скважин: верхняя - номер скважины, средняя - общая толщина пласта, нижняя - эффективная нефтенасыщен-ная толщина; объемы нефтенасыщенных коллекторов в зонах:Vнз- нефтяной, V внз — водонефтяной.В настоящее время геометризация пластов, подверженных литолого-фациальному замещению, представляется одной из наиболее сложных проблем. Она связана с тем, что подобное замещение может проявляться в различных формах. С одной стороны, лито-фациальное замещение может происходить в пластах с неиз­меняющейся по площади общей толщиной (рис.5а). С другой стороны, литолого-фациальным замещением может сопровождать­ся выклинивание пласта, причем замещение непроницаемыми по­родами наступает значительно раньше, чем происходит выклини­вание пласта или пропластка. При этом процесс замещения будет постепенным по толщине, а изменение толщины коллектора подоб­но выклиниванию (рис.5б). При резком литологическом заме­щении высокопродуктивные породы на очень коротком расстоянии, исчисляемом буквально метрами, могут смениться непроницаемы­ми (рис.5в). При постепенном литологическом замещении высокопродуктивные породы заме-щают­ся низкопродуктивными, а те, в свою очередь, непроницаемыми. Естественно, эти переходы возможны в пластах и пропластках как с неизменяющейся (рис.5г), так и с изменяющейся (рис.5, д) толщиной. В каждом нефтегазоносном районе накоплен достаточный фактический ма­териал, позволяю-щий выявить основные закономерности в характере литолого-фациального замещения пластов, содер­жащих залежи нефти и газа, на основе которых осуществляется выбор той или иной модели. На стадии поисков при гео­метризации залежей можно использо­вать только модели а и б, (рис. 5). В обоих случаях граница замещения про­водится на середине расстояния между продуктивной и непродук-тивными сква­жинами. В тех случаях, когда общая толщина пласта в продуктивной скважине сущест­венно (не менее чем вдвое) превышает толщину в непродуктивных скважинах, расчет объемов коллекторов ведется на основе карты изопахит Рис. 5. Возможные схе­- эффективных нефте-(газо)-насыщенных толщин мы литолого-фациаль-с пласта ( рис. 5б), которая почти аналогична ного замещения кол- карте для случая выклинивания. На границе рас- лекторов плохо прони-пространения коллекторов эффективная толщи- цаемыми по­родами.на пласта также принимается равной 0 м. Интерполяция изопахит между продук­тивной скважиной и нулевой изопахитой ведется линейно.Расчет объемов коллекторов для каждой категории запасов при неизменяю-щейся толщине пласта ведется без составления кар­ты изопахит(см. рис. 4 в).Определение границ стратиграфически ограниченных залежейосуществляют по данным сейсмических исследований с учетом за­кономерностей распространения залежей подобных типов в иссле­дуемом районе, а также по данным пробуренных скважин, послед­няя из которых Скв.1 Рис. 6. Схема определения объема коллекторов стратиграфических ограничен­ных залежей по данным одной скважины.о — профиль залежи, примыкающей к выступу древнего эрозионного рельефа; б — за­лежь в плане; в — профиль залежи, продуктивный пласт которой размыт я перекрыт более молодыми осадками. / — нефть; 2 — вода; 3 — зона отсутствия коллектора; 4 — кора вы­ветривания; 5—плохо проницаемые породы; 6—скважины; контуры нефтеносности- 7— внешний, 5 — внутренний; 5 — границы площади с запасами категории C1; объемы нефте-насыщенных коллекторов в зонах: V В3 постепенного выклинивания коллекторов, Vv9— нефтяной, V ВНЗ

4.3.2. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

4.3.3. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИЮ РАЗВЕДОЧНОГО ЭТАПА

4.3.4. ОСОБЕННОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА РАЗРАБАТЫВАЮЩИХСЯ ЗАЛЕЖАХ

5. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА

5.1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

5.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

5.3. ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА

6. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ ГАЗА И ЕГО КОМПОНЕНТОВ

6.1.ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ГАЗА, РАСТВОРЕННОГО В НЕФТИ

6.2. ПОДСЧЕТ БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ ЭТАНА, ПРОПАНА, БУТАНОВ. СЕРОВОДОРОДА И ДРУГИХ ПОЛЕЗНЫХ КОМПОНЕНТОВ

7.ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ И ПЕРЕСЧЕТ (ПОВТОРНЫЙ ПОДСЧЕТ) ЗАПАСОВ

7.1. ПЕРЕВОД ЗАПАСОВ В БОЛЕЕ ВЫСОКИЕ КАТЕГОРИИ

7.2. ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА ЗАЛЕЖЕЙ, НАХОДЯЩИХСЯ В РАЗРАБОТКЕ

(в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нефтеновые и ароматические.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на малопарафинистые (содержание парафинов не вы­ше 1,5%), парафинистые (1,51—6%) и высокопарафинистые (вы­ше 6%).

Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) различных фракций нефтей, выкипающих при разгонке до 350°С, и масляных фракций (дистиллятов), выки­пающих при температуре выше 350 °С.

По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5 %), сернистые (0,51—2 %) и высокосернистые (выше 2 %). Сера в нефтяных при содержании ее более 0,5 % имеет промыш­ленное значение.

По содержанию смол выделяются нефти малосмолистые (ме­нее 5%), смолистые (5—15%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышлен­ных значений.

Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отлича­ются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре и давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимае-мости, коэффициент теплового. расширения, плотность и вязкость.

1.3.1.2. Газы



ГАЗЫ - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в га-зообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. К основным компонентам пластового газа относятся метан и его гомологи—этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, оксид углерода, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан при содержании в газе 3 % и более
, гелий при концентрации в свободном газе 0,05 % и в растворен­ном в нефти газе 0,035 %, а также сероводород при содержании 0,5 % (по объему) имеют промышленное значение.

Важнейшие параметры газа - молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, среднекритические температура и давление, коэффициент сверх­сжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование, теплота сгорания.

1.3.1.3. Конденсат



КОНДЕНСАТ - природная смесь в основном легких углеводо­родных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденса­ции. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различа­ются по групповому и фракционному составу. К основным пара­метрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечис­ленных выше, относятся также конденсатно-газовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плот­ностью и вязкостью в стандартных условиях.

1.4. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ



Природным резервуаром (по И. О. Броду) называется природ­ная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением кол­лектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми по­родами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве по­род—коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления. Ловушками нефти и газа назы­ваются части природных резервуаров, в которых благодаря раз­личного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экраниро­ванию создаются условия для скопления нефти и газа.

Строение природных резервуаров определяется их типом, ве­щественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массив­ные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены по­родами разного вещественного состава: терригенными, карбонат­ными, эвапоритовыми, вулканогенными.

Породы-коллекторы разного вещественного состава характеризуются соответствующим типом пустотного пространства - поровым, трещин-ным, кавернозным, смешанным в разных сочетаниях.

Всем продуктивным пластам в той или иной мере свойственна неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого пласта.


Изменчивость формы продуктивного пласта определяется нео­динаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями.

Изменчивость физических свойств продук­тивного пласта обусловли-вается в первую очередь различием его коллекторских свойств.

1.5. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ


Любое естественное скопление нефти и газа в ловушке назы­вается залежью.

Газ, нефть и вода в залежи распределяются под воздействием гравитационного фактора, т. е. в зависимости от их плотности. •Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ и нефть в свою очередь также распределяются под влиянием гравитационного фактора: газ как более легкий располагается над нефтью.

Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гип­сометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; раз­мерами нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной и газово­дяной зон, нефтегазонасы-щенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород-коллекторов и их изменением по площади и разрезу; на­чальными пластовыми давлением и температурой.

1.5.1. Основные типы залежей



Выделяются следующие основные ти­пы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экрани­рованный.



Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи.

Части пласта: 1—водяная, 2 — водонефтяная, 3—нефтяная, 4 —газонефтяная, 5—газо­вая; 6 — породы-коллекторы; Н — высота залежи; Нг, Нн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изоли­рованному природному резервуару или связана с группой гидро­динамически сообщающихся природных резервуаров, в которых от­метки газожидкостного и водонефтяного контактов соответствен­но одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массив­ная или пластово-массивная.

Смотрите также файлы