ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ДЕЛА Целью изучения дисциплины является образование необходимой начальной базы знаний по объектам будущей профессиональной деятельности выпускника (буровые скважины, нефтяные и газовые месторождения, технические средства для извлечения и подготовки продукции скважин), а также по видам деятельности: ü ü ü производственно-технологическая, управленческая, научно-исследовательская, проектная, эксплуатационная.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫЙ РЕЗЕРВУАР – естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами. v пластовый v массивный v линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон)
Пластовый резервуар представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение толщины и литологического состава на большой площади. Принципиальная схема пластового резервуара. 1 – коллектор (песок); 2 – плохо проницаемые породы (глины)
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Под МАССИВНЫМ резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами. ОДНОРОДНЫЕ МАССИВНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ – сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью НЕОДНОРОДНЫЕ МАССИВНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ – толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков. Песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. карбонатных. схема неоднородного массивного резервуара схема однородного массивного резервуара
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕЗЕРВУАРЫ НЕПРАВИЛЬНОЙ ФОРМЫ, ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫЕ СО ВСЕХ СТОРОН В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.
ЛОВУШКА – часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам
Структурная ловушка (сводовая) – образованная в результате изгиба слоев. Тектоническая ловушка – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друга, пласт коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непро ницаемой горной породой. Стратиграфическая ловушка – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непро ницаемыми породами. Литологическая ловушка – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.
Нефть Газ Нефть Вода Тектонически экранированна ловушка Сводовая ловушка Нефть Вода Нефть Литологиически экранированная ловушка Вода Стратиграфически экранированная ловушка
скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется ЗАЛЕЖЬЮ ü ПЛАСТОВАЯ ü МАССИВНАЯ ü ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ ü СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННАЯ ü ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭРАНИРОВАННАЯ
ПЛАСТОВЫЙ ТИП ЗАЛЕЖИ
ЛИТОЛОГИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫЙ ТИП ЗАЛЕЖИ
МАССИВНЫЙ ТИП ЗАЛЕЖИ
СТРАТИГРАФИЧЕСКИ ОГРАНИЧЕННЫЙ ТИП ЗАЛЕЖИ
ТЕКТОНИЧЕСКИ ЭКРАНИРОВАННЫЙ ТИП ЗАЛЕЖИ
СХЕМА ЗАЛЕЖИ ПЛАСТОВОГО ТИПА 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
под МЕСТОРОЖДЕНИЕМ нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми
КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ УГЛЕВОДОРОДО нефтяная газовая нефтегазовая газоконденсатнонефтяная нефтегазоконденсатная газонефтяная
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ КОЛЛЕКТОРОМ называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОДЫ ОПРЕДЕЛЯЮТСЯ ЕЕ ПУСТОТНОСТЬЮ: Vпуст. = Vпор+ Vтрещ. + Vкаверн а б в д е г
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ по времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные ПЕРВИЧНЫЕ ПУСТОТЫ формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы, а ВТОРИЧНЫЕ образуются в уже сформировавшихся породах ПЕРВИЧНАЯ ПУСТОТНОСТЬ К ВТОРИЧНЫМ ПУСТОТАМ относятся поры каверны и присуща всем без исключения трещины, образовавшиеся в осадочным породам, в которых процессе доломитизации встречаются скопления нефти и известняков и выщелачивания газа – это прежде всего породы циркулирующими межзерновые поры, водами, а также трещины пространства между крупными возникшие в результате остатками раковин и т. п. тектонических движений.
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА ПОРИСТОСТЬ наличие пор в горной породе: m = Ø ПОЛНАЯ ПОРИСТОСТЬ включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему: (%) Ø ОТКРЫТАЯ ПОРИСТОСТЬ объем пор связанных между собой. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА Ø ЭФФЕКТИВНАЯ ПОРИСТОСТЬ учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью. ПО ВЕЛИЧИНЕ ДИАМЕТРА ПОРЫ ПОДРАЗДЕЛЯЮТСЯ : СВЕРХКАПИЛЛЯРНЫЕ > 0. 5 мм КАПИЛЛЯРНЫЕ 0. 5 – 0. 0002 мм СУБКАПИЛЛЯРНЫЕ < 0. 0002 мм
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА РАЗЛИЧНАЯ УКЛАДКА сферических зерен одного размера, составляющих пористый материал : Пористость 25, 96% Пористость 47, 6% б более компактная ромбическая укладка а менее плотная кубическая укладка 0 900 0 90 90 90 0 0 90
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ КАВЕРНОЗНОСТЬ горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. следует различать породы МИКРОКАВЕРНОЗНЫЕ и МАКРОКАВЕРНОЗНЫЕ К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым с рассеянными в породе более крупными кавернами вплоть до нескольких сантиметров. Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13 – 15 %, но может быть и больше. Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречают ся редко, их пустотность достигает не более 1 – 2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными. Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн VK к видимому объему образца Vобр : Кк = VK /Vo 6 p. Если порода целиком кавернозна, то Кк = (Vобр. - Vмин/Vобр. ), где Vмин объем минеральной части породы.
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ТРЕЩИНОВАТОСТЬ горных пород обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам. Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют МАКРОТРЕЩИНЫ шириной более 40 50 мкм и МИКРОТРЕЩИНЫ шириной до 40 50 мкм. Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Микротрещиноватость изучают на образцах на больших шлифах с площадью до 2000 мм 2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ способность горной породы пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверх высоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку. К плохо проницаемым относятся: глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией, глины с упорядоченной пакет. упаковкой. Массивная упаковка глин фильтрация происходит через каналы между 20 30 нм пакетами 6 16 нм Упорядоченная пакетная упаковка глин фильтрация практически не происходит пакет
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ. В СЛУЧАЕ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗА КОЭФФИЦИЕНТ ПРОНИЦАЕМОСТИ РАССЧИТЫВАЕТСЯ ПО ФОРМУЛЕ: АБСОЛЮТНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ - характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды ОТНОСИТЕЛЬНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ - отношение эффективной проницаемости к абсолютной ЭФФЕКТИВНАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ характеризует способность среды пропускать через себя жидкость, или газ в зависимости от их соотношения между собой.
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД ЗАВИСИТ ОТ СЛЕДУЮЩИХ ОСНОВНЫХ ПРИЧИН: ü от размера поперечного сечения пор ü от формы пор ü от характера сообщения между порами ü от трещиноватости породы ü от минералогического состава пород
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ КОЭФФИЦИЕНТОМ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ Кн (газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. КОЭФФИЦИЕНТОМ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот. Кн, Кг, Кв выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства. УКАЗАННЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ СВЯЗАНЫ СЛЕДУЮЩИМИ СООТНОШЕНИЯМИ: для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1; для газонасыщенного коллектора Кг + Кв = 1; для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и нефть Кг + Кн + Кв = 1
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора. Остаточная вода содержится в залежах в виде пленки на стенах пор, каверн, трещин. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве. Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С. Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в нижней части градуированной ловушки.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН 4 до С 4 Н 10 газы; от С 5 Н 12 до С 16 Н 34 – жидкости; от С 17 Н 34 до С 35 Н 72 и выше твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) НЕФТЬ Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлоорганические соединения.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по углеводородному составу метановые (более 50 %) нафтеновые (более 50 %) ароматические (более 50 %)
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по содержанию парафинов малопарафинистые (не выше 1. 5 %) парафинистые (1. 51 – 6. 00 %) высокопарафинистые (выше 6. 00 %) Содержание парафина в нефти иногда достигает 13 - 14 % и больше.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) НЕФТЯНОЙ ПАРАФИН - это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам: парафинов C 17 H 36 - С 35 Н 72 церезинов С 36 Н 74 - C 55 H 112 Температура плавления первых 27 – 71 °С, вторых – 65 – 88 °С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по содержанию серы малосернистая (не выше 0. 5 %) сернистая (0. 51 – 2. 0 %) высокосернистая (выше 2. 0 %)
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ по содержанию смол малосмолистые (меньше 5 %) смолистые (5 - 15 %) высокосмолистые (выше 15 %)
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ v Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти это объем газа растворенного в 1 м 3 объема пластовой нефти: G=Vг/Vпл. н. (м 3/м 3 ) Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 500 м 3/м 3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 100 м 3/м 3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 10 м 3/м 3. v Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ v Коэффициент сжимаемости (или объемной упругости) характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Для большинства пластовых нефтей = (1 5). 10 3 МПа 1. βн = (1/V)(ΔV/Δp), где ΔV изменение объема нефти, V исходный объем нефти, Δp изменение давления. v Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти: bн = Vпл. н. /Vдег. = pн/pпл. н. , где Vпл. н. объем нефти в пл. усл. , Vдег. объем того же кол ва нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=200 С, pпл. н. плотность нефти в пл. усл. , p плотность нефти в станд. усл. v Усадка нефти - уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность U = (bн-1)/bн*100
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. v Пересчетный коэффициент q=1/b=Vдег/Vп. н. =rп. н. /rн v Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть DV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С aн = (1/Vo) (DV/Dt). Размерность aн 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1 – 20) *10 4 1/°С. v Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов).
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ v Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1. 2 – 1. 8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0. 3 0. 4 г/см 3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1. 0 г/см 3 ПО ПЛОТНОСТИ ПЛАСТОВЫЕ НЕФТИ ДЕЛЯТСЯ НА: ü легкие с плотностью менее 0. 850 г/см 3; ü тяжелые с плотностью более 0, 850 г/. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые низким.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ v Вязкость пластовой нефти mн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в м. Па×с ПО ВЯЗКОСТИ НЕФТИ ДЕЛЯТСЯ НА: незначительной вязкостью - mн < 1 м. Па × с; маловязкие - 1 < mн £ 5 м. Па × с; с повышенной вязкостью – 5 < mн £ 25 м. Па× с; высоковязкие - mн > 25 м. Па× с.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕЙ В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ Øплотность, Øмолекулярная масса, Øвязкость, Øтемпература застывания и кипения. В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ Øгазосодержание, Øдавление насыщения растворенным газом, Øобъемный коэффициент, Øвязкость, Øкоэффициент сжимаемости, Øкоэффициент теплового расширения, Øплотность.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ГОРЮЧИЙ ГАЗ ( ГАЗ) Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ. Основным компонентом является метан СН 4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: • азот N, • углекислый газ СО 2, • сероводород H 2 S, • гелий Не, • аргон Аr. В природных условиях находится в газообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях – только в газообразной фазе.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫ ПОДРАЗДЕЛЯЮТ НА СЛЕДУЮЩИЕ ГРУППЫ. ü Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ. ü Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина. ü Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С 5+высш.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) По товарным качествам нефтяные газы условно подразделяются на СУХИЕ, ПОЛУЖИРНЫЕ И ЖИРНЫЕ В сухих газах содержание бензина на 1 м 3 газа до 75 г. в их составе 90 % метана, 3 – 6 % более тяжелых УВ, 15 – 30 % углекислого газа. Плотность их по воздуху 0. 75. Жирные газы с содержанием бензина свыше 150 г. на 1 м 3 газа состоит из 32 55% метана, 28 68% высших УВ; плотность по воздуху 1, 15 1, 4. В полужирных газах на 1 м 3 газа приходится 75 150 г. бензина; в них содержится метана около 73 %, 22 % высших УВ, около 5% углекислого газа; плотность по воздуху 0. 9 1.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются ПЛОТНОСТЬ, ВЯЗКОСТЬ, КРИТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА, ДИФФУЗИЯ, РАСТВОРИМОСТЬ и др. Ø ПЛОТНОСТЬ ГАЗА (ρг) – масса 1 м 3 газа при температуре 0 0 С и давлении 0. 1 МПа. (кг/м 3); ρг = М/Vм где Vм объем 1 моля газа при стандартных условиях, М – молекулярная масса компонента. На практике пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху), под которой понимают отношение массы единицы объема газа к массе единицы объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Плотность нефтяных газов колеблется от 0. 554 для метана до 3. 459 для гептана и выше.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Ø ДИНАМИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ – сила сопротивления перемещению слоя газа или жидкости площадью 1 см 2 на 1 см со скоростью 1 см/сек; измеряется в пуазах. Динамическая вязкость нефтяного газа незначительна, возрастает с повышением температуры. Ø КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ВЯЗКОСТЬ – отношение динами ческой вязкости к удельному весу, измеряется в стоксах.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА Ø МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА природного газа: где Мi - молекулярная масса i го компонента; Xi объемное содержание i го компонента, (доли ед). Для реальных газов обычно М = 16 20. Ø ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ПЛАСТОВОГО ГАЗА bг отношение объема газа в пластовых условиях Vпл. г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях: bг = Vпл. г/Vст = Z(Pcт×Тпл/(Рпл×Тст), (уравнение Клайперона – Менделеева) где Рпл, Тпл, Pcт, Тст - давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях. Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. 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.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газоконденсат) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КОНДЕНСАТА В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат СЫРОЙ и СТАБИЛЬНЫЙ КОНДЕНСАТ СЫРОЙ КОНДЕНСАТ состоит только из жидких УВ представляет собой жидкость, пентана и высших (C 6+высш) Его которая выпадает из газа получают из сырого конденсата непосредственно в путем дегазации последнего. промысловых сепараторах Температура выкипания основных при давлении и температуре компонентов конденсата находится сепарации. Он состоит из жидких в диапазоне 40 – 200 °С. при стандартных условиях УВ. т. е. Молекулярная масса 90 160. из пентанов и высших (C 5+высш), Плотность стабильного конденсата в которых растворено некоторое в стандартных условиях количество газообразных УВ изменяется от 0. 6 до 0. 82 г/см 3 и бутанов, пропана и этана, а также находится в прямой зависимости H 2 S и других газов. от компонентного углеводородного состава.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газоконденсат) ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КОНДЕНСАТА Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см 3/м 3), средним (150 300 см 3/м 3), высоким (300 600 см 3/м 3) и очень высоким (более 600 см 3/м 3). количество газа (м 3), из которого добывается 1 м 3 конденсата. Значение г. к. фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25000 м 3/м 3 ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЙ давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газов в виде жидкости. ДАВЛЕНИЕ НАЧАЛА КОНДЕНСАЦИИ В стандартных условиях изменяется от 0. 6 до 0. 82 г/см 3 и находится в прямой зависимости от углеводородного состава. ПЛОТНОСТЬ. ФАКТОР
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. ГАЗОГИДРАТЫ представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газогидраты) Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду. Плотность гидратов природных газов составляет от 0. 9 до 1. 1 г/см 3. – это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии ГАЗОГИДРАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ВОДА – неизменный спутник нефти и газа В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ВИДЫ ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт). К СОБСТВЕННЫМ относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные. КОНТУРНЫМИ называются К ПРОМЕЖУТОЧНЫМ относятся водоносных пропластков, воды, залегающие за внешним воды иногда залегающих внутри контуром нефтеносности залежи. ПОДОШВЕННОЙ называется нефтегазоносных пластов. вода, залегающая под ВНК (ГВК) ИСКУССТВЕННО ВВЕДЕННЫМИ или К ЧУЖИМ (посторонним) ТЕХНОГЕННЫМИ, называются воды, относятся воды верхние и закаченные в пласт для поддержания нижние, грунтовые, пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат тектонические. промывочной жидкости) или при ремонтных работах.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД ü ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ – не превышает 1. 5 – 2. 0, обычно равно 0. 2 – 0. 5 м 3/м 3 ü РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В ВОДЕ значительно ниже их растворимости в нефти. ü СЖИМАЕМОСТЬ ВОДЫ – обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Коэффициент сжимаемости колеблется в пределах (3 5)10 4 МПа 1.
ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода) ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД ü ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ пластовой воды нефтяных и газовых месторождений зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давлений и температуры. Колеблется от 0. 8 до 1. 2. ü ПОЛОТНОСТЬ пластовой воды зависит от ее минерализации, пластовых давления и температуры. ü ВЯЗКОСТЬ (способность воды сопротивляться) зависит от температуры, а также от минерализации и химического состава.
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ (геофизические методы) К геофизическим методам поисково разведочных работ относятся СЕЙСМОРАЗВЕДКА, ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКА, МАГНИТОРАЗВЕДКА И ГРАВИРАЗВЕДКА. v СЕЙСМИЧЕСКАЯ РАЗВЕДКА основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов: ü взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м; ü вибраторами; ü преобразователями взрывной энергии в механическую. Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела.
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ (геофизические методы) Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол их наклона. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СЕЙСМОРАЗВЕДКИ : 1 источник упругих волн; 2 сейсмоприемники; 3 сейсмостанция
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ (геофизические методы) v ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ РАЗВЕДКА основана на различной электропроводности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью. Через металлические стержни А и В сквозь грунт пропускается электрический ток, а с помощью стержней М и N и специ альной аппаратуры исследуется искусственно созданное электрическое поле. На основании выполненных замеров определяют электрическое сопротивление горных пород. Высокое электросопротивление является ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА косвенным признаком наличия нефти ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКИ или газа.
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ (геофизические методы) v МАГНИТОРАЗВЕДКА основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200 – 300 м. v ГРАВИРАЗВЕДКА основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномалию низкой силой тяжести
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН v ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ основан на изучении кажущегося удельного сопротивления пород (КС) и потенциала электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины. Кроме этого применяют и другие методы исследования: Схема измерения кажущегося удельного сопротивления А, В – токовые электроды; M, N – измерительные электроды; П – измерительный прибор; К – трехжильный кабель; МА – прибор для измерения силы тока в цепи. Ø измерение температуры по разрезу скважины (термометрический метод); Ø измерение скорости звука в породах (акустический метод); Ø измерение радиактивности пород (радиактивный метод); и т. д.
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ ПРИМЕР ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДИАГРАММЫ ПОЛНОГО КАРОТАЖА ДЛЯ ПОСТРОЕНИЯ РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ И ВЫДЕЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ Скважина № 450 Останинского месторождения
ЭТАПЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ü ПОИСКОВЫЙ ЭТАП • Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения. • Стадия поиска месторождений (залежей). ü РАЗВЕДОЧНЫЙ ЭТАП ü СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
ПОИСКОВЫЙ ЭТАП СТАДИЯ ВЫЯВЛЕНИЯ И ПОДГОТОВКИ ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ПОИСКОВОГО БУРЕНИЯ На этой стадии геофизическими методами (чаще всего сейсморазведкой) ведутся работы по созданию фонда перспективных локальных объектов. ЦЕЛЬ РАБОТЫ: Ø выявление условий залегания и других геолого геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов; . Ø выделения перспективных ловушек; Ø выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению; Ø выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах.
ПОИСКОВЫЙ ЭТАП СТАДИЯ ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. ЗАДАЧИ НА ЭТОЙ СТАДИИ СВОДЯТСЯ К: Ø выявлению в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа; Ø определению геолого геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов; Ø выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей; Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта.
РАЗВЕДОЧНЫЙ ЭТАП Объектами работ на этом этапе служат открытые месторождения и выявленные залежи. В ПРОЦЕССЕ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ РЕШАЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ЗАДАЧИ: Ø установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости; Ø определение фазового состояния УВ залежей; Ø изучение физико химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств; Ø установление типа коллекторов и их фильтрационно емкостных характеристик; Ø установление типа залежей; Ø определение эффективных толщин, значений пустотности, нефтегазонасыщенности отложений; Ø установление коэффициентов продуктивности скважин; Ø подсчет запасов; Ø разделение месторождений на промышленные и непромышленные; Ø выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно промышленной эксплуатации и подготовки к разработке.
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПЕРВАЯ СТАДИЯ (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. ВТОРАЯ СТАДИЯ (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. ТРЕТЬЯ СТАДИЯ (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. ЧЕТВЕРТАЯ СТАДИЯ (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.
Скачать презентацию ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ДЕЛА Целью изучения дисциплины является образование
Основы нефтепромыслового дела.pptx