Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 20

 

  Главная      Учебники - Разные     Геология нефти и газа (Еременко Н.) - 1968 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  18  19  20  21   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 20

 

 

 

I'л VII.  Залежи  нефти   п  газа

 

 

На  рис.  62  показано  образование  ловушек  в  пластовом  резервуаре 

вследствие  его  размыва  и  последующего  перекрытия  плохо 

проницаемыми породами. Сложное сочетание пликативной дислокации 

дизъюнктивного нарушения и стратиграфического несогласия

 

 

Рис.   63.   Поперечные  геологические разрезы месторождения Бра-

гуньг (но Л.   Г.   Алексину).

 

наблюдается при образовании ловушки в XVII пласте (чокрак, неоген) 

месторождения Брагуны на Северо-Восточном Кавказе (рис. 63).

 

§ 2. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О ЗАЛЕЖАХ И ИХ ПАРАМЕТРАХ

 

Под  з а л е ж ь ю   нефти  и  газа  следует  понимать  всякое  эле-

ментарное  —  единичное  скопление  нефти  и  газа.  Если  скопление 

достаточно  велико  и  рентабельно  для  разработки,  оно  называется 

промышленной залежью.

 

Понятие  о  промышленной  и  непромышленной  залежи  весьма 

условно. По мере развития методов извлечения жидких и газообразных 

полезных  ископаемых  из  горных  пород  меняется  оценка  залежи  с 

точки зрения рентабельности ее эксплуатации.

 

Форма  и  размер  залежи  в  значительной  степени  определяются 

формой и размером ловушки. Основным параметром залежи являются «е 

запасы.  Различают  геологические  и  извлекаемые  запасы.  Под 

г е о л о г и ч е с к и м и   з а п а с а м и   н е ф т и   и  г а з а   понимают 

количество этих полезных ископаемых, находящееся в залежи.

 

Объем природного газа и нефти в залежи существенно отличается от 

того объема, который они занимают  на поверхности. В общем •объем 

жидкой фазы  углеводородов  в пластовых  условиях несколько  больше, 

чем  на  поверхности.  Хотя  вследствие  повышения  давления  и 

наблюдается  некоторое  сжимание  нефти,  но  оно  с  избытком  ком-

пенсируется  расширением  нефти  в  результате  повышения  темпера-

туры в залежи и главным образом перехода части газообразных

 

 
 

154

2. Основные   понятия   о   залежах   и   их   параметрах 

 

углеводородов  в  жидкую  фазу.  Говоря  о  количестве  нефти  и  газа, 

необходимо  твердо  оговаривать,  при  каких  именно  условиях  произ-

водятся  замеры.  На  современном  уровне  развития  науки  и  техники 

нельзя  извлечь  на  поверхность  все  те  запасы  нефти  и  газа,  которые 

находятся  в  залежи.  Количество  нефти  и  газа,  приведенное  к 

атмосферным условиям, которое может бьсть извлечено из залежи

 

 

Рис.  64.  Принципиальная схема сводовой пластовой залежи.

 

1  —  подошва  нефтяной  залежи  (поверхность  водонефтяного  раздела);  2  —  внешний  контур 

нефтеносности! — впутрешгай^контур нефтеносности (контур водоносности); 4 — поверхность 

газонефтяного  раздела;  5  —  внешний  контур  газоносности  (контур  газовой  шапки);  в  — 

внутренний контур газоносности; 7 — длина залежи; S — ширина залежи; 9 — высота нефтяной 

залежи;  ю  —  высота  газовой  шапки;  11  —  общая  высота  газонефтяной  аалежи;  12  —  газовая 

часть  залежи;  13  —  газонефтяная  часть  залежи;  14  —  нефтяная  часть  залежи;  15  — 

водонефтяная часть залежи

 

современными  методами  добычи,  называется  извлекаемыми  запасами. 

Извлекаемые  запасы  нефти  составляют  15—80%  в  зависимости  от 

физико-химических  свойств  нефти  и  свойств  коллектора,  а  также  от 

метода  разработки  залежи.  Для  чисто  газовых  залежей  процент 

извлекаемых  запасов  близок  к  100.  Если  нефтяная  залежь  разраба-

тывается  на  режиме  растворенного  газа,  то  извлекаемые  запасы 

составляют  15—40%,  а  если  с  поддержанием  пластового  давления  — 
50—80% геологических запасов. Более подробно извлекаемые запасы и 

их классификация рассматриваются в курсе «Промысловой геологии». 

Прежде  чем  перейти  к  определению  объема  залежи,  следует 

остановиться  на  ее  некоторых  элементах  и  параметрах.  На  рис.  64 

приведена принципиальная схема сводовой пластовой 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Гл. VII. Залежи   нефти   и   газа 

залежи.  Поверхность,  разделяющая  нефть  и  воду,  называется 

п о д о ш в о й   н е ф т я н о й   (газовой)  з а л е ж и ,   или  п о -

в е р х н о с т ь ю   в о д о н е ф т я н о г о   (газонефтяного  или  газо-

водяного)  р а з д е л а .   Линия  пересечения  поверхности  водонефтя-

ного раздела  с  кровлей  пласта  называется  в н е ш н и м   к  о  н т  у  -

р' О м . н е ф т е н о с н о е  т и, или просто контуром нефтеносности. 

Если  поверхность  водонефтяного  контакта  горизонтальна,  то  контур 

нефтеносности  в  плане  параллелен  изогипсам  кровли  пласта.  При 

наклонном  положении  поверхности  водонефтяного  раздела  контур 

нефтеносности  на  структурной  карте  будет  пересекать  изо-гипсы 

кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.

 

Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой 

пласта называется в н у т р е н н и м  к о н т у р о м н е ф т е -: н о с н о 

с  т  и,  или  к о н т у р о м   в о д о н о с н о с т и .   В  случае 

горизонтального  положения  поверхности  водонефтяного  раздела 

внутренний  контур  нефтеносности  будет  параллелен  изогипсам 

структурной  карты,  построенной  по  подошве  пласта.  Проекция  этого 

контура  на  структурную  карту  кровли  пласта  при  асимметрич-.  ном 

строении  складки  будет  пересекать  изогипсы  кровли  пласта.  При 

наклонном  положении  поверхности  водонефтяного  раздела  внутренний 

контур нефтеносности в плане будет пересекать изогипсы структурных 

карт, построенных как по кровле, так и по подошве пласта.

 

Скопление  свободного  газа  над  нефтью  в  залежи  называется 

г а з о в о й   ш а п к о й .   Газовая  шапка  в  пласте  может  присут-

ствовать только в том случае; если давление в залежи равно давлению 

насыщения  нефти  газом  при  данной  температуре.  Если  пластовое 

давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти. 

Возможно  образование  чисто  газовой  залежи.  У  газовой  залежи  по 

отношению  к  ее  подошве  могут  быть  выделены  все  те  элементы, 

которые  были  отмечены  для  нефтяной  залежи:  поверхность 

газоводяного раздела, внутренний и внешний контуры газоносности. В 

тех  случаях,  когда  под  скоплением  газа  имеется  еще  и  скопление 

нефти,  выделяется  поверхность  газонефтяного  раздела,  внешний  и 

внутренний контуры газовой шапки.

 

Если  в  ловушке  количество  нефти  и  газа  недостаточно  для 

заполнения  всей  мощности  пласта  (рис.  65),  то  внутренний  контур 

газоносности  или  даже  внутренний  контур  нефтеносности  будет 

отсутствовать.  У  залежей  в  ловушках,  сформированных  в  массивных 

резервуарах,  внутренние  контуры  газоносности  и  нефтеносности 

всегда отсутствуют. 

;

 

В  статических  условиях  при  некоторой  разнице  в  плотностях 

флюидов  и  большом  поверхностном  натяжении  на  поверхностях  их 

разделов  последние  должны  иметь  вид  горизонтальных  плоскостей. 

Однако в природе эти условия очень часто нарушаются. К исчезно-

 

 

 

 

156 

§ 2. Рснов?ше  понятия  о  залежах   и  их  параметрах 

 

 

  

вению  четкой  границы  раздела  между  водой  и  нефтью  приводят, 

например,  микробиологические  процессы  разрушения  нефти  в  за-

лежи. Зона переходная от нефти к воде имеет различную мощность. 

В  неоднородном  коллекторе  в  результате  различия  сил  сцепления 

между молекулами нефти (газа) и воды с поверхностью капилляров 

породы поверхность раздела может приобрести весьма причудливый

 

 

Рис.   65.   Принципиальная  схема  массивной  залежи.

 

1 — подошва нефтяной залежи; 2 — внешний контур нефтеносности; 3 — поверхность газо-

нефтяного раздела; — внешний контур газоносности; 5 — ширина залежи;  6 — длина за-

лежи; 7 — высота нефтяной залежи; 8 — высота газовой шапки;   9 —общая  высота газонеф-

тяной залежи; Ю — газонефтяиая часть залеши; 11.— водонефтяная часть залежи,

 

волнистый  характер.    Наконец,  движение  воды  в  пласте,  как  уже 

отмечалось,  приводит  к  наклону  поверхности  разделов  в  нанравле-: 

нии  движения.  Длина,  ширина  и  площадь  залежи  (рис.  64)  опре'де-
.^ляются  по  ее  проекции  на  горизонтальную  плоскость  внутри  внеш-
;|;него   контура   нефтеносности   (газоносности).   Поправка   на   угол 

падения пласта в случае пластового резервуара не вводится.

1

 Высотой  

залежи    (или    соответственно    высотой    нефтяной  части    залежи  и 

высотой  газовой  шапки)  называется  расстояние  по  вертикали  от 

подошвы залежи до ее наивысшей точки. Иногда отмечают суммарную  

высоту  газонефтяной   залежи.   Для   расчета   объема   залежи

 

1

  При  вычислении  объема  залежи  косинус  угла  падения  пласта  при  рас 

чете  площади  входит  в  числитель,  а  при  расчете  мощности  пласта  —  в  знаме 
натель.

 

157 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

Гл. VII. Залежь  нефти   и  газа

 

необходимо  учесть мощность пласта. Поэтому в расчетах используют 

эффективную  мощность  пласта, т.  е.  только  мощность  хорошо  про-

ницаемых  пропластков,  насыщенных  углеводородами.  Определение 

эффективной  мощности  производится  по  каротажным  диаграммам  и 

боковому  каротажному  зондированию.  Методы  расчетов  рассматри-

ваются в специальном курсе «Промысловой геофизики».

 

В залежи можно выделить г а з о в у ю  ч а с т ь  (рис. 64), в пределах 

которой  распространен  только  свободный  газ.  Газовая  часть 

располагается внутри внутреннего контура газоносности.

 

Г а з о н е ф т я н а я   ч а с т ь   залежи  (рис.  64)  располагается 

между  внешним  и  внутренним  контурами  газоносности.  Если  отсут-

ствует  внутренний  контур  газоносности  (рис.  65),  то  газонефтяная 

часть  охватывает  весь  объем  залежи  внутри  внешнего  контура 

газоносности. В газонефтяной части залежи  под газом  располагается 

нефть.  В  чисто  газовой  залежи  газ  подстилается  водой  и  соответ-

ственно выделяется г а з о в о д я н а я  часть залежи.

 

Н е ф т я н а я   ч а с т ь   залежи  (рис.  64)  располагается  между 

внутренним  контуром  нефтеносности  и  внешним  контуром  газо-

носности. В ее пределах в ловушке содержится только нефть. Если в 

залежи  отсутствует  газовая  шапка,  то  нефтяная  часть  охватывает 

весь  объем  залежи  внутри  внутреннего  контура  нефтеносности 
(контура водоносности).

 

В о д о н е ф т я н а я   ч а с т ь   залежи  (рис.  64)  располагается 

между  внешним  и  внутренним  контурами  нефтеносности.  В  ее  пре-

делах под  нефтью залегает вода. Если  в залежи отсутствуют газовая 

шапка  и  внутренний  контур  нефтеносности,  то  вся  залежь  является 

водонефтяной,  в  ней  повсюду  под  нефтью  находится  вода.  Вода, 

находящаяся под нефтью или газом в водонефтяной или водогазовой 

части залежи, называется  п о д о ш в е н н о й .  Вода, залегающая за 

внешним  контуром  нефтеносности  (или  газоносности  в  газовой 

залежи),  называется  з а к о н т у р н о й .   При  разработке  залежи  и 

неравномерном  продвижении  внешнего  контура  нефтеносности 

внедряющиеся  в  залежь  законтурные  воды  образуют  я з ы к и  

о б в о д н е н и я .  Подошвенные воды могут подтягиваться к забою 

скважин,  расположенных  в  пределах  водонефтяной  части,  и  образо-

вывать к о н у с ы   о б в о д н е н и я .  Вопросы, связанные с появлением 

языков  и  конусов  обводнения,  специально  рассматриваются  в  курсах 
«Промысловой геологии и разработки нефтяных

 

месторождений».

 

В  «чисто»  нефтяной  или  газовой  части  залежи  отнюдь  не  весь 

объем  пор занят  исключительно  нефтью  или газом. Некоторый  объем 

пор  оказывается занятым  водой. Большая часть этой  воды  связана с 

породой  —  с в я з а н н а я   в о д а .   Такая  вода  в  пласте  при 

обычных  условиях  неподвижна.  Рассчитывая  объем  залежи, 

необходимо учесть, какой объем пор занят нефтью и какой водой.

 

 

 

158 

§ 2. Основные  понятия  о  залежах   и  их  параметрах159

 

Степень заполнения пор нефтью (газом) называют н е ф т е н а с ы -

щ е н н о с т ь ю        ( г а з о н а с ы щ е н н о с т ь ю )     и   измеряют в 

процентах или долях единицы.

 

Когда  в  пласте  одновременно  находятся  две  такие  несмешива-

ющиеся  жидкости,  как  нефть  и  вода,  то  при  своем  перемещении 
(миграции) по пласту они мешают друг другу. Условно в таком случае 

можно рассматривать движение нефти в пористой среде,

 

скелет  которой  составлен  мине-

ральными  зернами  и  водой.  Наоборот, 

для  воды  такой  скелет  среды  может 

рассматриваться  как  состоящий  из 

мине-

 

 

Рис.  66. Зависимость относительной 

Рис. 67. Относительная  проницаемость

 

фазовой   проницаемости    от    насы-  газа и нефти (по В. С. Графт и Ф. Ха-

 

щепности водой  перового простран- 

локинс).

 

ральных  зерен  и  нефти.  В  любом  из  этих  случаев  эффективная 

пористость  оказывается  меньше,  чем  пористость  сухой  породы. 

Рассчитанные  коэффициенты  проницаемости  для  одного  из  переме-

щающихся  веществ  будут  отличаться  от  истинного  коэффициента 

проницаемости  породы.  Они  соответственно  называются  ф а з о в ы м и  

к о э ф ф и ц и е н т а м и   п р о н и ц а е м о с т и   для  нефти,  газа  и 

воды.  Обычно  фазовые  коэффициенты  проницаемости  выражаются  в 

процентах от истинного значения коэффициента проницаемости

 

 

где   /г

пр

 — коэффициентЦпроницаемости   породы; k

&

A

B

,   /с

г

 — 

фазовые   коэффициенты   проницаемости   нефти,   воды и газа; k'

a

, k'

e

,   

k'r — относительные коэффициенты фазовой проницаемости нефти, 

воды и газа.

 

На  рис.  66  приведены  экспериментальные  данные  по  определению 

коэффициента относительной фазовой проницаемости нефти и воды

 

 

159 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

Гл. VII. Залежи  нефти  и газа

 

в  зависимости  от  водонасыщенности  несцементированного  песка.  Как 

видно  из  этого  графика,  при  наличии  в  несцементированном  песке 

около 30% воды ее фазовая проницаемость практически равна нулю, а 

фазовая  проницаемость  для  нефти  в  2  раза  ниже  проницаемости 

пласта по однородной жидкости. При содержании в песке воды около 
80%  фазовая  проницаемость  нефти  становится  равной  нулю.  На  рис. 
67 показаны  аналогичные кривые для газа  и  нефти в  пористом песке. 

Наличие в пласте нефти и газа приводит к резкому

 

снижению  их  фазовых  проницаемо-

стей.  Так  при  содержании  в  пласте 
70%  нефти  и  30%  газа  их  фазовые 

проницаемости  снижаются  до  12-
13%.

 

При  наличии  в  пласте  одно-

временно  нефти,  воды  и  газа  ха-

рактер  их  перемещения  в  пласте 

становится  еще  более  сложным.  На 

рис.  68  изображена  треугольная 

диаграмма фазовых  прони-цаемостей 

в 

зависимости 

от 

насыщения 

несцементированного  песка  нефтью, 

водой  и  газом.  Как  видно  из 

приведенного  графика,  трехфазное 

движение 

ограничивается 

относительно узкой областью. Всякая 

залежь, 

помимо 

рассмотренных 

параметров, 

должна 

характеризоваться качеством

 

полезных  ископаемых,  содержащихся  в  ней.  Характеристика  качества 

нефти и газа производится в соответствии с их химическим составом и 

другими  свойствами,  описанными  в  главах  IV  и  V.  Весьма  важно 

выявить соотношения между газом и нефтью или водой в залежи. Эти 

соотношения  зависят  прежде  всего  от  температуры  и  давления  в 

залежи, а также от химических особенностей нефти, газа и воды.

 

§ 3. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ И ГАЗА

 

Статическое  давление.  Под  давлением  залежи  или  пластовым 

давлением  понимают  то  давление,  которое  жидкость  или  газ  оказы-

вают на вмещающие их породы. Оно выражается либо в килограммах 

на квадратный сантиметр, либо в технических атмосферах. Пластовое 

давление  может  быть  выражено  условно  в  метрах  столба  жидкости, 

уравновешивающей данное давление, по формуле

 

 

 

160 

§ 3. Давление  и температура  в  залежах  нефти  и газа 

ИЛИ

 

 

где р — давление в атмосферах;

 

d — плотность жидкости; 

' . 

Н — высота   столба   жидкости.

 

Передача  пластового  давления  осуществляется  жидкостью 

(нефтью,  водой)  или  газом.  Независимо  от  причин,  вызывающих 

пластовое давление, величина его в резервуаре всегда может быть

 

 

Рис. 69. Схема гидростатических давлений и пьезометрических поверхностей.

 

определена  высотой  столба  жидкости  с  учетом  ее  удельного  веса. 

При  вскрытии  пласта  скважиной  высота  столба  жидкости,  уста-

новившейся  в  ней,  пропорциональна  пластовому  давлению.  В  резер-

вуарах, имеющих  сообщение  с  поверхностью, пластовое  давление  в 

статических  условиях  (без  движения  вод)  определяется  уровнем 

зеркала воды в резервуаре в области его связи с поверхностью. Связь 

резервуара  с  поверхностью  может  осуществляться  либо  через 

непосредственный  выход  его  на  поверхность,  либо  через  зоны  раз-

рывов.  Положение  свободного  зеркала  воды  в  таком  резервуаре 

зависит  от  высоты  выхода  пласта  на  поверхность,  от  количества 

поступающих  в  него  вод  и  некоторых  других  факторов  (испарение, 

фильтрация и т. д.).

 

Если  в  пласте  по  тем  или  иным  причинам  возникают  изменения 

пластового  давления,  то  они  неизбежно  будут  сказываться на  положе-

нии  свободного  зеркала  воды  данного  резервуара  (рис.  69)  и  в  из-

вестной мере контролироваться им. Давление в таком резервуаре 

Рис.   68.   Области   насыщения,   со-

ответствующие   однофазному,   двух-

фазному  и трехфазному  движениям в 

несцементированных песках.

 

В области диаграммы — однофазное дви-

жение, в области II — двухфазное, в области 

III — трехфазное.

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  18  19  20  21   ..