СКАЧАТЬ:  chast-2.zip [302,6 Kb] (cкачиваний: 27)

3. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ РАЗРАБОТКА.

3.1.Понятие о месторождениях и залежах нефти и газа.

Основные горно-геометрические характеристики залежей.

Существуют два основных вида горных пород - изверженные и осадоч­ные.

Изверженные породы образуются при застывании жидкой магмы земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт). Оса­дочные породы образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают слоями (пластами). Некоторые пласты являются проницаемыми коллекторами (пески, песчани­ки, пористые и кавернозные песчаники и др.); другие - практически непрони­цаемы (глины, плотные известняки и т.д.). Если пласт - коллектор залегает таким образом, что в нем имеются так называемые ловушки - то в этих ло­вушках могут содержаться нефть и газ.

Предположим, что пласт - коллектор (показан точками) залегает так, как указано на рис. 10а. Над ним залегает непроницаемый пласт (например, гли­на). Нефть (газ) в таком случае может находиться только в заштрихованной области (зона АВ), т.к. плотность меньше плотности пластовой воды и она стремится занять верхнее положение. Если бы не было изгиба, нефть (газ) "ушла " бы в направлении, указанном стрелкой. В данном случае ловушка обусловлена наличием изгиба в залегании пласта и непроницаемостью кровли. Верхняя граница пласта - кровля, нижняя - подошва.

На рис. 10б показана ловушка, обусловленная выклиниванием пласта -коллектора, на рис. 10в - запечатыванием его другими непроницаемыми по­родами.

Скопление нефти или газа в одном пласте - коллекторе называется за­лежью.

Месторождением называют одну залежь или группу залежей, располо­женных на одной территории.

Подавляющее большинство открытых нефтяных залежей находится на глубинах от несколь­ких сотен метров до 3-5 км.

Различают нефтяные, нефтегазовые и газовые залежи (см. рис. 11). На рис. 11 показана газонефтяная залежь. ГНК - газонефтяной контакт, ВНК -водонефтяной контакт. Внешний контур нефтеносности - 1, внутренний кон­тур нефтеносности - 3, внешний контур газоносности - 2, внутренний контур газоносности - 4.

Истинная мощность (h_ист) - расстояние от кровли до подошвы по линии, перпендикулярной этим поверхностям. Часто используют понятие "видимая мощность" пласта h, которая характеризует расстояние по вертикали от кровли до подошвы пласта. Очевидно, чем больше наклон

пласта, тем боль­ше отличается видимая мощность от истинной.

Для пластов, имеющих в разрезе непроницаемые пропластки 1 и 2 (рис. 12), различают общую и эффективную мощность.

Эффективная мощность - разность между общей мощностью и суммар­ной мощностью всех непроницаемых пропластков.

При подсчете запасов часто используют понятие "нефтенасыщенная или газонасыщенная мощность" пласта. Видимая мощность пласта в зоне ВНК h=a+b, а эффективная нефтенасыщенная мощность равна а (расстояние по вертикали от кровли пласта до плоскости ВНК), (см. рис. 13).

Для количественной характеристики изменения мощности пласта по площади его распространения применяют карты мощностей изопахит (рис. 14). Эти карты представляют собой систему плавных линий на плане земли, соединяющих точки пласта с одинаковой мощностью. Такие линии называ­ются линиями равных мощностей, или изопахитами. В точке A h=10 м., а в точке В h=11м.

Кроме карт мощности строятся карты изменения пористости, прони­цаемости, температуры, давления и т.д. Часто промысловикам приходиться иметь дело со структурными картами, т.е. картами, отражающими топогра­фию какой-либо поверхности контакта двух глубоко залегающих пластов. Обычно используются карты, построенные по кровле или подошве продук­тивного пласта в районе залежи или месторождения. Форма этих поверхно­стей изображается с помощью системы горизонталей - линий, соединяющих на плане точки, равноотстоящие от поверхности уровня Мирового океана (моря).

На рис.15 изображен профиль земной поверхности и разрез пласта, со­держащего нефть. На пласт пробурено несколько скважин, из которых 5 (вертикальных) располагаются на линии выбранного профиля. (AL)- высота точки расположения скважины над условной поверхностью уровня моря (определяется геодезистами), эта высота называется альтитудой. Н, характеризующая вертикальное расстояние поверхности кровли пласта в какой-либо точке от уровня моря, называется гипсометрической отметкой кровли в этой точке.

,                                                 (3.1)

где L - глубина этой точки в скважине. Гипсометрической отметке приписы­вают плюс, если точка находится выше уровня моря и наоборот.

До начала разработки поверхность ВНК, как правило, горизонтальна, но поскольку и поверхность уровня моря (на небольшом участке) тоже практически горизонтальна, то гипсометрическая отметка ВНК (Н_внк) для одной и той же залежи во всех точках должна быть одинаковой, что, как правило, и наблюдается на практике. То же можно сказать о ГВК (газо-водяной контакт) и ГНК (газонефтяной контакт).

Если рассечь кровлю пласта горизонтальными плоскостями (на равных расстояниях друг от друга) а, б, в, г, (см. на рис.15), то линии их пересечения будут проходить через точки с одинаковыми гипсометрическими отметками. Эти линии называются изогипсами .

Система изогипс, написанных на общий план, есть не что иное, как структурная карта. Структурные карты называют еще картами изогипс. Карта на рис. 16  изображает геологическое поднятие, наивысшая точка которого А имеет отметку около -940 м. Изогипсы проведены через интервал 10 м. Вблизи изогипсы -970 м проходит линия внешнего контура нефтеносности (приблизительно на отметке -968 м). На структурных картах обычно наносит­ся план расположения скважин, внешний и внутренний контуры нефтенос­ности и др. данные.

3.2. Давление и температура в недрах.

Давление, под которым находятся жидкости и газы в продуктивных пла­стах, называют пластовыми.

Рассмотрим пласт - коллектор, насыщенный водой (рис. 17). Если его вскроют скважиной (колодцем), то содержащаяся в ней вода будет поступать в скважину. Могут быть два случая:

1) вода будет переливать через устье;

2) уровень воды установится на высоте Н_ст от середины пласта. Эту высоту называют статическим уровнем. Во втором случае давление воды в пласте уравновешивается давлением столба воды в скважине:

,                                                     (3.2)

Здесь Р-давление, с- коэффициент пропорциональности, величина которого зави­сит от выбора размерности Р, Н_ст, g - удельный вес жидкости (воды), запол­няющей ствол скважины.

Если Н_ст измерять в метрах, Р - в кгс/см², а g - в тс/м³ , кгс/см³  или гс/см³ (все имеют одно числовое значение), то с=1/10 и можно записать:

                                                (3.3)

Т.к. движение в пласте отсутствует, то значение давления будет по всей плоскости АОА (на рис. 17 линия АА). В точке О' пластовое давление

>P

Разница величины давления в точках О' и О составляет:

,

отсюда

                                                   (3.4)

По (3.4) можно рассчитать давление в любой точке пласта по давлению в другой точке и расстоянию по вертикали между ними.

Приведенное давление - давление жидкости (или газа) в точках, располо­женных на какой - либо заранее выбранной горизонтальной плоскости, на­пример, плоскости ВНК. Эта плоскость называется плоскостью приведения.

Тот факт, что рассчитанная по замерам на разных глубинах величины приведенного давления оказалась практически одинаковой, свидетельствует о неподвижном состоянии жидкости в пласте (залежь не разрабатывается). Ве­личину давления в продуктивном пласте до начала его разработки называют начальным пластовым давлением. Она определяется для каждой залежи. Ве­личина его приближенно определяется по формуле:

,                                                      (3.5)

где L - глубина точки пласта, где определяется давление, м.

На практике величину Р_нач измеряют с высокой точностью. Пласты, для которых приближенно соблюдаются равенство (3.5) или, другими словами, пласты, давление в которых приближенно равно гидростатическому, называ­ют пластами с нормальным давлением. Такие пласты так или иначе связаны с поверхностью земли. Места их выходов на дневную поверхность называют областями питания, т.к. именно здесь в них попадают поверхностные воды. Однако существуют пласты и с аномальными (обычно превышающими гид­ростатическое) давлениями. Они не связаны с дневной поверхностью и чаще всего залегают в складочных районах (Азербайджан, Туркменистан).

У самой поверхности земли температура пород подвержена сезонным и суточным колебаниям и зависит от климатических условий. Однако уже с не­большой глубины (20-30 м) она становится постоянной. Эта глубина называ­ется верхней границей пояса постоянной температуры. С глубиной темпера­тура возрастает. Количественная оценка темпа роста определяется показателями "геотермическая ступень" и "геотермический градиент". Гео­термическая ступень - расстояние между двумя точками, на которых темпе­ратура возрастает на 1⁰С.

Величина геотермической ступени с глубиной изменяется (из-за измене­ния тепловых характеристик пород). Средняя величина геотермической сту­пени:

,                                                (3.6)

где G - геотермическая ступень в м/⁰С, t _L, t₁ - температура на глубинах L и 1;

1 - глубина верхней границы пояса постоянных температур.

Величина геотермических ступеней колеблется в довольно широких пределах. Например, на полуострове Челекен 7-11 м/⁰С, а в Татарстане и Башкортостане 50-60 м/⁰С

Геотермический градиент - величина изменения температуры в недрах с изменением глубины по вертикали на 100 м:

                                               (3.7)

Эти две характеристики (температурные) изучаются во всех районах, где ведется бурение скважин.

3.3. Источники пластовой энергии и режимы эксплуатации

за­лежей.

Продуктивные пласты обладают тем или иным естественным запасом энергии, благодаря которой жидкости и газы могут продвигаться по ним, подниматься по стволу скважины на определенную высоту или непосредст­венно на поверхность. Запас этой энергии определяется главным образом размерами пласта, величиной давления, под которым находятся жидкости и газы, и частично температурой.

При вскрытии продуктивного пласта скважиной жидкость или газ под действием возникшего перепада начнет притекать в скважину. Интенсив­ность притока и его продолжительность зависят: от разницы давления на за­бое, от пластового давления, от запаса пластовой энергии и от сопротивле­ний, которые пористая среда создает на пути движения жидкости и газа. Эти сопротивления определяются: вязкостью жидкости или газа, пористостью и мощностью пласта.

Упругий режим эксплуатации.

Рассмотрим нефтяную залежь, изображенную на рис.18.

Предположим, что в нефти не содержится растворенный газ и что продуктив­ный пласт на некотором удалении от залежи со всех сторон запечатан непро­ницаемыми породами. Общий запас энергии зависит от Р_нач, объема пласта, объемов нефти и воды, содержащихся в нем, и упругих свойств нефти, воды и породы пласта.

Режим эксплуатации нефтяной залежи, при котором в качестве единст­венного источника энергии является энергия упругого расширения воды, нефти и породы пласта называется упругим.

При упругом режиме первое время давление на естественных границах пласта остается постоянным и равным начальному. Этот период носит назва­ние первой фазы режима.

С момента, когда давление начинает падать на границе пласта, как гово­рят, на его контуре, начинается вторая фаза упругого режима.

Пусть какой-то участок продольного пласта с объемом V₀ насыщен од­нофазной жидкостью при начальном давлении p₁. Объем ее V_ж=m*V₀, где m - пористость. Если в выделенном элементе снизить давление до величины р₂ (р₂ < p₁), то за счет упругого расширения жидкости из него выделится объем жидкости:

,                                       (3.8)

где b_ж - коэффициент объемного упругого расширения жидкости. Обозначая p₁-p₂=Dp и учитывая, что V_ж=m*V₀, (3.8) запишем в виде:

                                         (3.9)

Однако при снижении давления расширяется и порода пласта, из-за чего уменьшается объем порового пространства на величину DV_пop и из пласта до­полнительно выделяется объем жидкости DV^¢_ж=DV_пop

Эта величина прямо пропорциональна V₀ и Dр, т.е.

                                         (3.10)

Здесь b_с - коэффициент пропорциональности, который называется коэффици­ентом объемной упругости пласта, зависит от вида породы. Из формулы (3.10)

                                               (3.11)

Из формулы (3.10) видно, что коэффициент объемной упругости пласта численно равен доле, на которую изменяется объем порового пространства по отношению к объему всей породы с изменением давления на 1 кгс/см. Размерность b_с-1/(кгс/см²). Данные определений b_с показывают, что эта ве­личина для разных пород изменяется в пределах (0,3-2,0)*10^-5 1/(кгс/см²)

Итак,

Введем обозначение

                                          (2.12)

,                                          (3.13)

где b* - коэффициент упругости пласта. Численно он характеризует ту долю, которая составляет изменение объема жидкости по отношению к объему всей породы при изменении давления на 1 кгс/см².

Интересно сопоставить величину изменения объема жидкости при изме­нении давления в пласте за счет упругости только жидкости DV^¢_ж и за счет упругости пласта DV^"_ж. Разделив почленно левые и правые части формулы (3.9) и (3.10), получим:

                                    (3.14)

Если считать, что пласт насыщен водой и принять b_ж=2*10^-5 1/(кгс/см²) (см. раздел 1.3); m=0,2 , b_с=10^-5 1/(кгс/см²), то

Таким образом, мы видим, что в нашем случае за счет упругости воды выде­ляется объем DV^¢_ж, составляющий всего 40% от объема, выделяющегося за счет упругости самого пласта.

Рассмотрим, сколько нефти можно получить за счет только упругих сил.

Обозначим через V_н - объем нефтяной части пласта, а V_в - водяная часть пласта.

Примем p₂=const, (р₂ - забойное давление), которое ниже p₁ (p₁ - пласто­вое начальное давление, приведенное к той же отметке). Теоретически нефть в скважину будет поступать до тех пор, пока не упадет до величины p₂. К этому времени будет извлечено из части пласта, занятой первоначально неф­тью DV^¢_н=V_жDpb^*_н, где b^*_н=mb_н+b_с; Dp=p₁-p₂ .

За счет упругости водонасосной области из нее выделится объем воды DV_в = V_вDpb^*_в, где b^*_в=mb_в +b_c .

Эта вода внедрится в область, ранее занятую нефтью, и вытеснит в скважину точно такой же объем нефти - DV^¢¢_н =DV_в .

Таким образом,

                              (3.15)

Разделим правую и левую части формулы (3.15) на величину mV_н

                                    (3.16)

Левая часть уравнения (3.16) характеризует долю первоначальных запа­сов нефти, которую можно получить за счет упругой энергии (за счет упруго­сти нефтяной части (1 член) и за счет упругости водяной части (2 член)).

Большинство залежей эксплуатируется в начальной стадии разработки при упругом режиме, но со временем они, как правило, искусственно перево­дятся на другой режим.

Водонапорный режим.

Пусть имеем залежь, отличающуюся от рассмотренной выше тем, что продуктивный пласт, к которому она приурочена, имеет связь с поверхностью земли, благодаря которой отбираемые запасы жидкости пополняются пото­ком поверхностных вод.

Если вскрыть такую залежь скважиной (или системой скважин), то пер­воначально непрерывный поток жидкости в нее будет происходить под дей­ствием упругих сил. Вокруг скважины образуется зона пониженного давле­ния, расширяющаяся до тех пор, пока на достигнет выходов пласта на дневную поверхность (первая фаза упругого режима). Если в местах выходов имеются источники, способные непрерывно пополнять отбор жидкости из пласта (река, озеро, море, большой запас грунтовых вод), то давление на его контуре уже не будет падать (вторая фаза упругого режима уже не наступит). Наступит стационарный процесс фильтрации, при котором силы упругости уже не будут играть никакой роли. Нефть из пласта будет извлекаться за счет напора краевых вод, величина которого определяется высотной отметкой выходов пласта на поверхность и глубиной пласта.

Стационарный (установившийся) режим эксплуатации залежи, при кото­ром единственным источником энергии, обеспечивающим движение жидко­сти к скважине (или к скважинам), является гидростатический напор краевых вод, называемый водонапорным.

Условную границу пласта, на которой давление не может быть снижено путем отбора жидкости из пласта, называют контуром питания. В нашем случае контуром питания является граница пересечения пласта с земной по­верхностью. Таких месторождений мало. Но создаются искусственно такие режимы.