Неоднородность пласта – это природная неравномерность емкостных и фильтрационных свойств пласта-коллектора по простиранию и по вертикали. Неоднородность пласта обусловлена в основном литологическим составом и изменчивостью его пористости и проницаемости. Неоднородность пласта необходимо учитывать при обосновании модели эксплуатационного объекта.

Слоистая неоднородность составляет один из наиболее распространенных типов геологической неоднородности, при которой проницаемые слои перемежаются с непроницаемыми глинистыми пропластками. Слоистая неоднородность классифицируется по толщине слоев: тонкая (1-10 см), мелкая (10-25 см), средняя (25-30 см), крупная (40-100 см) и очень крупная (более 100 см).

Учет слоистой неоднородности позволяет обосновывать выделение эксплуатационных объектов в многопластовом разрезе.

Расчлененность пласта характеризуется бессистемным чередованием проницаемых нефтенасыщенных линз и пропластков. Коэффициент расчлененности k_р определяется как отношение общего числа проницаемых пропластков во всех скважинах n к общему числу скважин N:
.
К запасам нефти относятся масса нефти и природных битумов, а также конденсата на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенная к нормальным условиям. По степени подготовленности к разработке запасы нефти делятся на четыре категории: А, В, С₁ и С₂. Первые три категории составляют разведанные запасы, а С₂ – предварительно оценочные.

Все запасы нефти в пласте подразделяются на:

 разведанные – это количество нефти, битума, газа и газоконденсата, установленное бурением разведочных и добывающих скважин и подсчитанное по категориям А₁ + В + С; к разведанным запасам относят объемы нефти, которые можно получить применением специальных методов эксплуатации;

 балансовые геологические – общее количество полезного ископаемого в залежи;

 эксплуатируемые – запасы нефти, разработка которых на данный период экономически целесообразна;

 балансовые извлекаемые – запасы нефти, которые могут быть извлечены из недр с использованием современных технологий и технических средств при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды;

---

 потенциально возможные – это суммированные запасы нефти месторождений и залежей, извлечение которых возможно с применением более совершенных методов; размер потенциально возможных извлекаемых запасов нефти может увеличиваться за счет совершенствования известных и создания новых технологий;

 прогнозируемые – сумма запасов нефти месторождений и залежей, на которых прогнозируется применение новых технологий нефтеизвлечения;

 активные – запасы нефти, вовлеченные в разработку или подлежащие вводу в разработку в ближайшее время;

 пассивные – балансовые запасы нефти на объектах разрабатываемых месторождений, которые по экономическим или технологическим причинам не вовлечены в разработку;

 текущие – запасы нефти любых категорий, подсчитанные на определенную дату, за вычетом добытых нефти и газа;

 остаточные – балансовые запасы нефти, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения определенным методом;

 забалансовые – запасы нефти, разработка которых на данное время экономически не целесообразна или технологически невозможна; в дальнейшем они могут быть переведены в категорию балансовых.

Размер запасов меняется за счет совершенствования технологий, изменения экономических условий добычи нефти и других факторов.

Степень выработки запасов характеризует отношение объема нефти, добытой из залежи, к размеру извлекаемых запасов нефти.

Оценка пространственного размещения начальных и остаточных запасов нефти в неоднородных слоистых и обводняющихся коллекторах необходима для планирования и регулирования разработки.

Нефтеотдача коллекторов – один из важнейших показателей эффективности процесса разработки залежей. Степень полноты извлечения нефти из недр характеризуют коэффициентом нефтеизвлечения (нефтеотдачи). Различают текущий, конечный и проектный коэффициенты нефтеизвлечения.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует отношение добытого количества нефти за определенный период к балансовым ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени при эксплуатации месторождения.

Конечный коэффициент нефтеотдачи определяет отношение извлеченных запасов нефти за весь период разработки к балансовым запасам.

Проектный коэффициент нефтеизвлечения обосновывается и планируется при составлении проектов разработки месторождения.

---

Коэффициент вытеснения характеризует отношение объема нефти, вытесненной из зоны пласта агентом, к начальному содержанию нефти в этой же зоне.

ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

Среди горно-геологических параметров основными являются:

1) геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания);

2) свойства коллекторов (емкостные – пористость, нефтенасыщенность; фильтрационные – проницаемость; литологические – гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические – механические, теплофизические и др.);

3) физико-химические свойства флюидов;

4) энергетическая характеристика месторождения;

5) величина и плотность запасов нефти.

Под залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.

Месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.

По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:

– уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа;

– крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;

– средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;

– мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.

ГЕОМЕТРИЯ НЕДР

Форма и геометрические параметры залежи.

Залежь природных ископаемых – это реальное природное тело, которое имеет определенное внутренне строение, внешнюю форму и занимает какое-то положение в пространстве. Для описания внешней формы залежи, пространственного положения применяют такие горные характеристики как мощность, ширина, длина, направление простирания, угол падения и др.

Геометрические параметры залежи

Поверхность залежи – это фактическая или условная поверхность, отделяющая залежь от вмещающих пород или от прилегающих к ней других тел п.и.

Действительная поверхность – поверхность стратиграфического напластования (Стратиграфия – наука изучающая последовательность образования горных пород осадочного и вулканогенного происхождения)

---

Условная поверхность – это реально не существующая поверхность, которая устанавливается по результатам опробования.

Выклинивание залежи – пересечение двух противоположных поверхностей залежи.

Линия выклинивания – замкнутая линия пересечения двух поверхностей залежи.

Мощность залежи — кратчайшее расстояние между по­верхностями висячего и лежачего боков залежи. выделяю

Истинную мощность – кратчайшее расстояние между двумя поверхностями залежи;

нормальная мощность — расстояние по нормали меж­ду поверхностями лежачего и висячего боков залежи;

вертикальная мощность — расстояние по вертикали между поверхностями висячего и лежачего боков залежи;

горизонтальная мощность — кратчайшее расстояние в горизонтальной плоскости между поверхностями висячего и ле­жачего боков залежи;

видимая или кажущаяся мощность — расстояние между поверхностями лежачего и висячего боков, измеренное по данному направлению.

Ось залежи (для залежей вытянутой формы) – геометрическое место центров тяжести поперечных сечений залежи.

Центр залежи (для залежей изометрической формы) - центр тяжести залежи;

Длина залежи – длина оси залежи;

Ширина залежи – размер залежи вкрест ее простирания.

Элементы залегания залежи:

Линия простирания – горизонтальная линия, проведенная вдоль плоскости лежачего или висячего бока залежи.

Линия падения – линия наибольшего ската в плоскости лежачего или висячего бока залежи.

Угол простирания – угол между северным направлением осевого меридиана и линией простирания

Угол падения – вертикальный угол между горизонтальной плоскостью и линией падения.

Глубина залегания Н – расстояние по отвесной линии от земной поверхности до висячего бока залежи.

Линия выхода залежи на земную поверхность – это линия поверхности залежи во всех точках которой Н=0.

ПОРОДЫ-КОЛЛЕКТОРЫ

Общие сведения

Коллекторы нефти и газа - горные породы, которые обладают емкостью, достаточной для того, чтобы вмещать УВ разного фазового состояния (нефть, газ, газоконденсат), и проницаемостью, позволяющей отдавать их в процессе разработки. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.

---

Нефтяные и газовые месторождения на земном шаре встречаются в разных районах, в границах различных геоструктурных элементов. Они известны как в геосинклинальных, так и в платформенных областях и предгорных прогибах.

Скопления нефти и газа установлены в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Кроме того, известны скопления нефти и газа как в более древних докембрийских, так и в более молодых четвертичных отложениях. Наибольшее количество залежей в разрезе осадочного чехла на территории бывшего СССР приходится на отложения каменноугольного (29 %), девонского (19 %) и неогенового (18 %) возраста.

По разным оценкам запасы нефти распределяются в коллекторах следующим образом: в песках и песчаниках - от 60 до 80 %; в известняках и доломитах - от 20 до 40 %; в трещиноватых глинистых сланцах, выветрелых метаморфических и изверженных породах -  около   1 %. В странах Ближнего и Среднего Востока разрабатываются главным образом карбонатные коллекторы мезозойского возраста. На территории бывшего Советского Союза более 70 % нефтяных и газовых залежей  приурочены к терригенным породам-коллекторам.

Основные признаки пород-коллекторов

К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:

 К_п = V_пор/V_породы ? 100 %.

 Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.

---

Смотрите также файлы

• Суммативное оценивание по биологии за 4 четверть 7 класс Задание 1.docx

• Философия пні бойынша емтихан тапсыруа арналан тест сратарыны базасы.docx

• Тема супы. Заправочные супы.ppt

• бекітемін Ы. Алтынсарин атындаы жббм директорыны м а.docx

• Контрольная работа по дисциплине Административное судопроизводство.doc