Ловушки нефти и газа, их классификация.

Вместилище для нефти, газа и воды в породах-коллекторах, окруженных проницаемыми или непроницаемыми породами, называют природным резервуаром. Верхняя часть такого резервуара, где скапливается нефть и газ, называют ловушкой. Значительное, пригодное для промышленного освоения скопление нефти или газа в ловушке природного резервуара называют залежью. Совокупность залежей, связанных одним участком земной поверхности, называют месторождением.

В земной коре вместилищем для нефти, газа и воды служат по­роды-коллекторы, заключенные в плохопроницаемые породы. И.О. Брод предложил называть природными резервуарами ес­тественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохопроницаемыми породами.

Выделяются три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон.

Как правило, большая часть природного резервуара заполнена водой. Это связано с тем, что либо породы природного резервуара первично насыщены седиментационными, или, как их еще называют, элизионными ("элизио" - выжимание), водами, либо в их поровое пространство внедрились атмосферные, т.е. инфильтрационные воды. Нефть и природный газ по отношению к седиментационной воде яв­ляются более поздними образованиями.

Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии в природном ре­зервуаре, заполненном водой, стремятся занять в нем самое высокое положение. Они перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие гра­витационного эффекта), до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора (подошвы пласта-флюидоу пора). Дальнейшее их продви­жение по пласту-коллектору происходит только в том случае, если кровля пласта наклонена к горизонту. Тогда нефть и газ перемещаются преимущественно вверх по наклонному пласту-коллектору вблизи его кровли. Если на их пути встречается препятствие (литологический экран, изменение наклона пласта на обратное), то в этой части природ­ного резервуара, перед препятствием, образуется скопление нефти и газа.

Типы ловушек:

• пластовая,

• массивная,

• литологически ограниченная,

• стратиграфически ограниченная,

• тектонически экранированная

Залежь углеводородов – это скопление неф­ти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих ком­понентов в едином геологическом пространстве. Залежи углеводородов часто в структурном плане приурочены к антиклинальным формам – продуктивным локальным структурам. Залежь может относиться к одному пласту-коллектору или к нескольким сообщающимся между собой продуктивным пластам месторождения.

Формирование нефтяных и газовых залежей - сложный процесс, требующий одновременного сочетания различных условий. Из нефтематеринских пород образовавшиеся нефть и газ эмигрируют в ближайшие в геологическом разрезе коллекторы: пески, песчаники, трещиноватые известняки и другие породы. Для аккумуляции нефти и газа, находящихся в рассеянном состоянии в песчаных или трещиноватых породах, и образования их залежей должны существовать условия динамичности флюидов, а для этого необходимы благоприятные структурные формы (антиклинали, купола, моноклинали и пр.).

Под месторождением нефти понимается отдельная залежь или группа залежей различной стратиграфической приуроченности, залегающих в недрах одной площади и полностью или частично совпадающих в плане. В единое месторождение углеводородов в пределах границ лицензионного участка могут быть объединены несколько продуктивных структур.

Коллекторские свойства продуктивного пласта. Пористость, трещиноватость, проницаемость. Насыщенность нефтью, газом и др. Методы определения (по керну, по ГДИ, по ГИС). Анизотропия коллекторов.

Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.

Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости.

Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости к_п соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот v_п к общему объему породы v:

кп = vп / v.

Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.

Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.

Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.

Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.

Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость - его пропускную способность и, следовательно - коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.

Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

,

где υ – скорость линейной фильтрации, м/с;

Q – объемный расход жидкости в единицу времени, м³/с;

F – площадь фильтрации, м²;

η - динамическая вязкость жидкости, 1 Па·с;

Δр – перепад давления, Па;

L – длина участка фильтрации (пористой среды), м.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости:

.

В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности:

[L] = м; [F] = м²; [Q] = м³/с; [р] =Па; [η] = Па·с.

Следовательно,

.

При L = 1 м; F = 1 м²; Q = 1 м³/с; р =1 Па и η = 1 Па·с получим значение коэффициента пропорциональности k = 1 м².

Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³/с.

Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м²). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Обычно коэффициент проницаемости выражают в микрометрах, 1 мкм² = 10-12 м².

В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица – дарси (Д), 1 Д равен 1,02·10-12 м² =1,02 мкм² (1Д ≈ 1 мкм²).

Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа меняется в широких пределах от 0,005 до 3,0 мкм². Наиболее часто она лежит в интервале от 0,05 до 0,5 мкм².У нефтеносных песчаников она находится в диапазоне от 0,05 до 3 мкм², а у трещиноватых известняков – от 0,005 до 0,02 мкм².

Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.

Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.

Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.

Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.

Фазовая проницаемость выражается в тех же единицах, что и абсолютная (м², или Д) или в долях единицы абсолютной проницаемости.

Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: