Физические свойства пластовых вод

 


Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора.


Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах - от менее 1г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (С1- , SO42- , НСО3-, Na+, Са2+, Мg2+).


Значительно распространены в водах также карбонат-ион (СО32- ), ионы калия (К+) и железа (Fe2+ и Fe3+). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты).


Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.).


Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использование при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти. В то же время высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.


  • Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5-2,0м3/м3, обычно оно равно 0,2-0,5м3/м3. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

  • Растворимость газов в воде
    значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

  • Сжимаемость воды - обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3¸5)10-4МПа-1.

 Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.


  • Объемный коэффициент
    пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2.

 Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.


  • Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры.

 В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.


  • Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа×с.

  • Поверхностное натяжение
    пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением - уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

  • Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом×м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в монографиях по физике пласта или в справочниках.


Техногенные воды по своим свойствам обычно отличаются по минерализации от пластовых. Они менее минерализованы.


Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.


 


Химическая классификация подземных вод


Под химическим составом воды понимают состав растворенных в ней химических веществ. Существует ряд химических классификаций подземных вод. Среди нефтяников общее признание получила классификация В.А.

Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирование химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой. При этом происходит их обогащение специфическими компонентами.

В основу классификации положены три основных коэффициента, в %-экв/л: rNa/rCI, (rNa - rCl)/rSO4, (rCL - rNa)/rMg. Буква перед химическим символом иона означает, что содержание данного иона выражено в эквивалентной форме.

Пользуясь этими коэффициентами, выделяют четыре генетических типа вод (табл. 2).



Таблица 2

Классификация подземных вод по В.А.Сулину






Тип вод


rNa/rCl


rNa-rCl


rCl - rNa


rSO4


rMg


I


сульфатно-натриевый


>1


<1


-


II


гидрокарбонатно-натриевый


>1


>1


-


III


хлоридно-кальциевый


<1


-


>1


IV


хлоридно-магниевый


<1


-


<1





При небольших отклонениях коэффициентов от единицы, т.е. в зонах перехода от одного типа к другому, воды следует относить к переходным типам.

 Каждый тип вод по преобладающему аниону делится на три группы - хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы делятся на подгруппы - натриевую, магниевую и кальциевую. Подгруппу следует выделять лишь в том случае, если преобладающий катион соединяется с преобладающим анионом, а не с другими.


Виды вод нефтяных и газовых месторождений



С позиций промысловой геологии 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).

Собственные пластовые воды - один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Контурными
называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

Подошвенной
называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).

К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними - воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его.

К грунтовой
относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

Виды вод нефтяных и газовых месторожденийТектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Положение грунтовых пластовых и тектонических вод в разрезе месторождения схематично показано на рис. 12.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод.

Формы залегания воды в породах


В горных породах вода находится в субкапиллярных, капиллярных и сверхкапиллярных пустотах. В зависимости от размера пустот она находится в различных формах (рис. 11).


В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя.

Непосредственно поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу.


Слой адсорбированной воды покрывается слоем рыхлосвязанной литосорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая (пендулярная)
вода, которая в свою очередь отделяет от Формы залегания воды в породахосновной массы сорбционно-замкнутую
(капельно-жидкую) воду.


В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам.


В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей.


Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа, составляют остаточную воду нефтегазонасыщенных пород.


Подземные воды попадают в горные породы как в процессе осадконакопления (седиментационные воды), так и в результате последующего проникновения их в формирующиеся или уже сформировавшиеся горные породы (инфильтрационные и элизионные воды).


Инфильтрационные воды
попадают в фильтрационные водонапорные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки.


Элизионные воды - это воды, попадающие в водоносные или нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водонапорных системах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке.


При инфильтрационных и элизионных процессах вследствие смешения вод, а также выщелачивания горных пород состав воды и по площади отдельного пласта, и по разрезу месторождения меняется.


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

 


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. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промысловый геолог должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.


 

Газогидраты


Гидраты газов 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 (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа – плотность воды в гидратном состоянии возрастает  до   1,26-1,32 см3/г  (плотность  льда 1,09см3/г).


Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.


Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния. Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. 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/см3.


Газогидратные залежи - это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.


Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:


-       незначительной амплитудой ПС;


-       отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент-зонда;


-       интенсивностью вторичной a активности, близкой к интенсивности водонасыщенных пластов;


-        отсутствием глинистой корки и наличием каверн;


-       значительной (в большинстве случаев) величиной rк; повышенной скоростью прохождения акустических волн и др.


В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.


При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.


 

Газоконденсат

 


Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.


Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.


Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.


На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, - это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.


Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200°С. Молекулярная масса 90-160.


Плотность  конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).


Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации,
т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости.


Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах.


Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:


-          состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации УВ в пласте и давление максимальной конденсации;


-          фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;


-          количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3
газа при различных давлениях и температуре;


-          возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;


-          фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.


О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Физические свойства газов


Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.


  • Молекулярная масса природного газа

Физические свойства газов                                                                         (21)


где Мi - молекулярная масса i-го компонента; Xi - объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16-20.


  • Плотность газа ρг
    рассчитывается по формуле

Физические свойства газов                                                      (22)


где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρг
находится в пределах 0,73-1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρг.в
равной отношению плотности газа ρг к плотности воздуха ρв взятой при тех же давлении и температуре:


Физические свойства газов                                                                         (23)


Если ρг и ρв
определяются при стандартных условиях, то ρг = 1,293 кг/м3 и ρв = ρг
/1,293 кг/м3.


  • Уравнения состояния газов
    используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона - Менделеева:


pV = NRT,                                                                                          (24)


 где р - давление; V - объем идеального газа; N - число киломолей газа; R -
универсальная газовая постоянная; Т - температура.


Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона - Менделеева для реальных газов записывается в виде


pV=\ZNRT,                                                                                       (25)


Физические свойства газовгде Z
коэффициент сверхсжимаемости
реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.


  • Коэффициент сверхсжимаемости Z
    реальных газов - это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Z = V/Vи                                              (26)


Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна.


Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.

Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 10. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка.


Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией - двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии — жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума - кривой точек парообразования.


Точка С называется критической. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Другими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении.


  • Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние.

С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа.


Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением Рпкр
и псевдокритической температурой Тпкр. Они определяются из соотношений:


Физические свойства газов                                                                   (27)


где Pкрi, и Tкрi - критические давление и температура i-го компонента; Xi - доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).


Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представляют собой псевдокритические значения, приведенные к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):


  • Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды.

Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа.


Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.


Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние.


В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается.


Объемный коэффициент пластового газа
представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона - Менделеева:


bг = Vпл.г/Vст = Z(Pcт×Тпл/(Рпл×Тст),                                    (28)


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.


 

Нефте газо водонасыщенность породколлекторов

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 нефтега-зонасыщенные 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 молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.


Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.


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.


Иногда Кн, Кг, Кк выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.                            


Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:


для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1;                       (10)


для газонасыщенного коллектора Кг
+ Кв =  1;                         (11)


для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть Кг + Кн
+ Кв =  1                                                             
(12)


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.


Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку.


Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а затем из все более и более мелких.


По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасы-щенности определяют через величину Рн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:


р =  ρнп/ρРвп/,                                                   (13)


где ρн.п. -  удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; ρв.п. -  удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.


Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.


Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости.


Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти.


Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.


По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв
≤ 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.


Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых.


В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.


В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.


В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97-50% при соответствующей начальной водонасыщенности 3-50%.


 


 


 


 


 

Фильтрационные свойства породколлекторов проницаемость


Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.


Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.


В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазовая фильтрация - совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.


Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.        


К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.


Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящий сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути


Фильтрационные свойства породколлекторов проницаемость                                                                    (8)


где Q-объемный расход жидкости в м3/с;  kпр – коэффициент проницаемости в м2; F - площадь поперечного сечения в м2; m - вязкость флюида в Па×с; L - длина пути в см; (P1-P2) - перепад давления в Па;


Единица коэффициента проницаемости называемая дарси,
отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см2, при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сп.


Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм2×10-3.


Физический смысл размерности kпр
(площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.


В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодер-жащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной
проницаемостей.


Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости kпр.


Значение kпр в лабораторных условиях обычно определяют

по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:


v = (kпр∆р L,                                                                                          (9)


где v - скорость фильтрации;  μ - вязкость газа (жидкости); ∆р - перепад давления; ∆L - длина образца. В этом уравнении коэффициент пропорциональности knp представляет собой коэффициент абсолютной проницаемости.


Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.


Эффективной (фазовая) называется проницаемость kпр.эф. пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.


Относительной проницаемостью
называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.


Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы - нефть, газ, вода, - эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.


Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т. е. через пористую породу движется только чистая вода.


Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:


1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя факторами.


Однако в отличие от пористости, которая при прочих равных условиях не зависит от величины зерен, слагающих породу, проницаемость непосредственно связана с величиной зерен. Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.


Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.


В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;


2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость такой породы;


3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;


4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;


5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенно важное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами.


В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.


 

Трещиноватость

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) 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 (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) - 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.


Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной П плотностью трещин: Т = S/V; П = 1/F,             (6)


 где S - суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; 1 - суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F.


Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин :Г= ∆n/∆L,(7) где  ∆n - число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин - 1/м.


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


Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам 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 мм2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.


Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1-2%.


Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.


Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью.


Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе.


Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.


При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.


Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные коллекторы - на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).


Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко.


Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др ). Макрокавернозные встречаются редко.


Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов.


В табл. 1 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.


 


 


Таблица 1


 


Промыслово-геологическая классификация нефти и газа (по М.И. Максимову, с изменениями)


 
















































Коллектор



Литологический состав



Тип



Порода



Поровый 



Пористая



 Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки)



Каверновый



Кавернозная



Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты)



Трещинный



Трещиноватая



Плотные породы (плотные известняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы)



Трещинно-поровый



Трещиновато- пористая 



Гранулярные коллекторы, сцемен                              тированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы)



Трещинно-каверновый  



Трещиновато- кавернозная



Карбонатные породы



Трещинно-порово-каверновый



Трещиновато- пористо- кавернозная



То же



Каверново-поровый



Кавернозно-пористая



То же




 


 

Кавернозность


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.


Микрокавернозные
карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия.


Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13-15%, но может быть и больше.


Макрокавернозные
коллекторы в чистом виде встречаются 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 = K/Vo6p.                                                                                (3)


 


Если порода целиком кавернозна, то


Кк = (Vобр. - Vмин/Vобр./,                                                               (4)


                                        

 где Vмин  -  объем минеральной части породы.


Выразив объемы Vмин. и Vобр. через плотности соответственно минеральной части породы ρмин и всего образца робр., получим


Кк   =    1 - ρобр/ρмин./                                                   (5)


Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.


 

Емкостные свойства породколлекторов

Породы коллекторы и неколлекторы. Одна из важнейших задач нефтегазопромысловой геологии — изучение внутреннего строения залежи нефти или газа.


Суть ее сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых параметров — пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.


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.


Емкостные свойства породколлекторовПороды с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.


Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысловой геологией, определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.


Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.


Vпуст.=Vпор.+Vтрещ.+Vкаверн.


 


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 присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений. Отмечается заметное изменение пористости в зонах водонефтяных контактов.


На (рис.7) показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.


Пористость и строение порового пространства


 


Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.


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:         Емкостные свойства породколлекторов


 


Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца: Емкостные свойства породколлекторов                   (1)


 


Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.              Емкостные свойства породколлекторов


Динамическая учитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.


Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в  долях или процентах от объема породы.


Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.


По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные – диаметром 2-0,5 мм; 2) капиллярные – 0,5-0,0002 мм; 3) субкапиллярные – менее 0, 0002 мм.


По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).


Коэффициентом полной пористости kn называется отношение суммарного объема всех пор Vnop в образце породы к видимому его объему Vo6p:


        kn = Vnop /Vобр. = (Vобр.Vзер.)/ Vобр./,                 (2)


где Vзер - суммарный объем зерен.


При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости kп.о,  который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.


Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах - от нескольких процентов до 35 % По большинству залежей она составляет в среднем 12 -25 %.


Емкостные свойства породколлекторовПоскольку коллекторские свойства породы зависят не только от объема пустот, но и от распределения их по величине диаметра, то важной характеристикой является структура порового пространства. Для его определения используются метод ртутной порометрии, метод полупроницаемой мембраны и метод капиллярной пропитки.


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


Емкостные свойства породколлекторовВ гранулярных коллекторах большое влияние на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Несложные расчеты показывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен показанной на (рис.8) коэффициент пористости будет составлять » 47.6%.


Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (рис.9) пористость будет составлять всего 25.9%.


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 

Резервуары ловушки

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.



Резервуары ловушкиВиды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон).


Пластовый резервуар  (Рис.1) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади.


Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.


Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенных на платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами. Для ряда месторождений было установлено, что толща пород, представляющая собой единый резервуар, насыщенный газом, нефтью и водой, содержит породы различного литологического состава и различного стратиграфического возраста. Критерием, позволяющим объединить мощную толщу пород в единый резервуар, является распределение в нем газа, нефти и воды по их удельным весам независимо от структуры, возраста и текстуры составляющих его пород.


Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:


1. однородные массивные резервуары – сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (Рис.2а).


2. неоднородные массивные резервуары – толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков. Песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. Проницаемость такой толщи в различных ее слоях колеблется.


Но перемещение жидкости (воды, нефти) возможно во всех направлениях и происходит в общем независимо от наслоения пород (Рис.2б). 

Резервуары ловушки  Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон Рис. 3. 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.


К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического состава, не распространяющимся на сколько-нибудь значительную площадь. Песчаные и мергелистые резервуары неправильной формы могут находиться в толще глинистых или плотных хемогенных пород.


Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а так же пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).


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. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится  в движении.


      Типы ловушек (рис4):


          Структурная (сводовая)–образованная в результате изгиба слоев;


Стратиграфическая сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;


Тектоническая образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.


 Литологическая – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.


Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.


 











Резервуары ловушки




 


Рис. 4  Типы ловушек


 


Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов,  сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.


Типы: пластовая, массивная, литологически ограниченная, стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная (рис. 5).


 


 


Резервуары ловушки                      Рис. 5  Типы залежей


 


                        А – пластовый тип;


             Б - литологически ограниченный тип;


             В – стратиграфически ограниченный тип


             Г – тектонически экранированный тип


             Д – массивный тип.


 


 


                                                                                                   


                           а


Резервуары ловушкиРезервуары ловушки                                                                                                   


 


 


                   


 


 


 


 


 


                                                                 


 


                     б                                                                                                  в


                                                                                                                                    


Резервуары ловушки


Резервуары ловушки


 


 


 


                        г                                                                                  д


 


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.


В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на нефтяные,
содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;  газовые, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более чем на 90% из метана, газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные). В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая – газовая, в нефтегазовых – газовая шапка превышает по объему нефтяную часть.


К нефтегазовым относятся так же залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью – нефтяной оторочкой. Газоконденсатнонефтяные
и нефтегазоконденсатные:  в первых – основная по объему нефтяная часть, а во вторых газоконденсатная (рис. 6).


К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза – конденсат.


 


Резервуары ловушки


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


 


Рис. 6  Классификация залежей по фазовым состояниям углеводородов.


 


 

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога