Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей. Какие бывают залежи нефти


IV.3. Классификация залежей нефти и газа

Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:

1. Нефтяные залежи, мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м3 газа.

6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см3/м3. Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см3/м3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счет следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).

8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

1. Пластовые сводовые залежи. Они образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.

3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.

9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

1. Массивные сводовые (антиклинальные).

2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в том числе такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубине 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Часто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал

 
 
на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

 

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

 

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; hГ – высота газовой части; hН – высота нефтяной части.

 

 

Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

 

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Понятия о залежах и месторождениях » Бауманки.НЕТ

Понятия о залежах и месторождениях нефти и газа

Нефть и газ могут находиться в самых различных  геологических условиях, но приурочены они главным образом к коллекторам осадочного чехла, хотя промышленные скопления нефти и газа встречаются и в изверженных породах.

Залежи нефти и газа в недрах Земли находятся в пористых и трещиноватых породах, играющих. Как говорят, роль «ловушек», и представляют собой так называемые природные резервуары. Различают «структурные ловушки», возникшие вследствие тектонических причин, и «стратиграфические и литологические ловушки», являющиеся следствием стратиграфических и литологических условий.

Залежи нефти и газа в зависимости от типа природного резервуара и типа «ловушки» подразделяют на пластовые сводовые, пластовые экранированные, массивные и литологически ограниченные

Пластовые сводовые залежи – это скопления нефти и газа в сводовой части пористого пласта. Они могут быть в той или иной степени разбиты нарушениями, приводящими к образованию в некоторых случаях отдельных блоков нефтегазоносных пластов.

Пластовые экранированные залежи – это скопления нефти и газа в пористом пласте, ограниченные вверх по восстанию пласта «экраном», сложенным  вследствие различных условий плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи – это скопления нефти и газа в структурах или эрозионных и рифовых выступах массивных известково-доломитовых толщ. В этом случае залежи нефти и газа не приурочены к какому-то одному стратиграфическому горизонту, а занимают ту или иную часть какого-либо из указанных  выступов независимо от характера имеющихся здесь напластований.

Массивная залежь образуется и в песчано-глинистых толщах при наличии гидродинамической связи между проницаемыми пластами ( например, Уренгойское месторождение в сеноманской толще и др.).

Литологически экранированные и литологически ограниченные залежи – это скопления нефти и газа в линзах и зонах с повышенной пористостью, заключенных в плохо проницаемых породах.

Под залежью нефти и газа следует понимать единичное скопление их в породе-коллекторе (пористом или трещинном), ограниченном непроницаемыми или проницаемыми породами, поры которых заполнены водой, или теми и другими одновременно. В том случае, когда порода-коллектор содержит только газ, то залежь называют газовой. Если в залежи одновременно присутствуют и нефть и газ в свободном состоянии, то такую залежь называют нефтегазовой. Если скопление нефти и газа достаточно велико 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. По мере развития методов добычи жидких и газообразных полезных ископаемых из горных пород меняется и оценка залежи с точки зрения рентабельности ее эксплуатации.

Совокупность залежей нефти и газа в пределах одной площади образует месторождение. Количество залежей в месторождении может быть самым различным. Существуют месторождения, в которых известна всего одна залежь нефти или газа. В то же время некоторые месторождения содержат по 30-40 и более различных залежей нефти и газа. Если нефтяное месторождение содержит хотя бы одну промышленную залежь нефти и газа, то оно уже является промышленным месторождением.

Месторождения нефти и газа в зависимости от того, связаны они с геосинклинальными или с платформенными областями, разделяются на два класса (по И.О.Броду):

Класс 1 – месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Класс 2 – месторождения, сформировавшиеся в складчатых областях. В соответствии с этим составлено большинство известных  классификаций для месторождений нефти и газа.

В зависимости от размеров территории распространения нефтяных и газовых скоплений, их геологического строения, истории развития, наличия того или иного типа геологических структур и ряда других признаков, принято выделять нефтегазоносные бассейны, области, зоны, районы и провинции.

Наряду с процессами образования и формирования залежей нефти и газа происходит также и разрушение сформировавшихся залежей. Газо-нефтесодержащие толщи часто приближаются к дневной поверхности, а нередко и выходят на нее. Эти условия в конечном итоге приводят к разрушению залежей вследствие: 1) промывания нефтесодержащих пластов в связи с изменением направлений и ускорением движения пластовых вод; 2)  активизации фильтрации внутри пласта по системе трещин; 3) возникновения процессов окисления углеводородов при приближении залежей к зонам интенсивного водообмена; 4) разложения углеводородов благодаря усилению бактериальных процессов; 5) прямого разрушения залежей процессами эрозии.

studizba.com

IV.2. Залежи нефти и газа и их параметры.

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4)

3 Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

4 Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2).

5 Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

6. Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

7 Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется.

8 Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами.

9 Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

10 Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

Похожие статьи:

poznayka.org

Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей

 

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

 

 

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

 

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

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.

 

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК),между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта именуют приведенным. Пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1оС в метрах от устья скважины ( по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 оС.

Разрабатываемые залежи ТПДН «Муравленковскнефть» относятся к нефтяным, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии и по геологическому строению к типу пластовых, сводовых, литологически- экранированных. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

 

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

 

Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

 

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6.Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

 

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6

 

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

 

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

 

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

 

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

 

cyberpedia.su

Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении.

Поиск Лекций

 

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

 

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

 

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК),между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

 

 

5.Источники пластовой энергии.

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

 

6.Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

 

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6. Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

 

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6.

 

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

 

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

 

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

 

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

 

Под разработкой нефтяного месторождения подразумевается весь комплекс работ, связанных с разбуриванием этого месторождения и извлечением нефти.

 

poisk-ru.ru

Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей

 

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

 

 

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

 

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

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.

 

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК),между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта именуют приведенным. Пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1оС в метрах от устья скважины ( по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 оС.

Разрабатываемые залежи ТПДН «Муравленковскнефть» относятся к нефтяным, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии и по геологическому строению к типу пластовых, сводовых, литологически- экранированных. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

 

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

 

Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

 

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6.Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

 

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6

 

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

 

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

 

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

 

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

 

Похожие статьи:

poznayka.org