Продуктивный пласт.
Пласт – массив какой-либо породы, заключённого между двумя слоями других пород. Верхняя поверхность пласта называется кровлей, нижняя – подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью пласта.
По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) непроницаемые (покрышки). Согласно общепринятой теории образования нефти- необходимы остатки растений и животных, а так же определенное давление и температура.
По мере накопления слоев органического вещества, песка. глины, ила и извести. с течением времени масса покрывающих отложений оказывала огромное давление на лежащие ниже осадочные слои. С увеличением массы отложений они постепенно опускались. огромное давление в сочетании с высокой температурой, действием бактерий и химическими реакциями и привели к образованию сырой нефти и природного газа.
В результате постоянного сжигания материнского пласта, по мере трансформации биоостатков углеводородов (нефть и газ в виде флюидов) постепенно выдавливаются вверх пористые проницаемые породы (это первичная миграция флюидов), такие как: песчаник, карбонатные породы, известняк и доломиты. Именно эти породы являются хранилищем мигрировавших углеводородов и такие породы называются коллекторы.
Коллекторы - это горные породы, способные содержать в своем пустотном пространстве нефть, газ, воду и другие вещества, а также способное пропускать их через себя. Породы-коллекторы по типу пустотного пространства разделяются на поровые (гранулярные), трещиноватые, кавернозные и смешанные. Они характеризуются двумя параметрами – пористостью и проницаемостью, удельной поверхностью пористой среды.
Покрышки - это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешенного происхождения, не нарушаемые трещинами. Чаще всего роль покрышек выполняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть каменная соль и известняки.
Термобарические условия (пластовые давления и температура) являются важной характеристикой условий залегания скоплений нефти и газа в земной коре.
Пористость- объем породы-коллектора, не заполненный твердым веществом. К пористым породам принадлежат такие, как песчаник, карбонатные породы, известняк и доломиты.
По признаку раскрытия (ширины) пустоты, образуемые порами, условно делятся на крупные (сверхкапиллярные) – диаметром более 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм, субкапиллярные –менее 0,0002 мм.
Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор к объему породы.
При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость. Открытая пористость - объем только тех пор, которые связаны между собой.
В нефтяной геологии, наряду с понятиями общая и открытая пористость, существует понятие эффективная пористость. Она определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считают субкапиллярные и изолированные поры.
Коэффициент эффективной пористости:
kэфф =
где Vотн – объём открытых пор данной породы; V – общий объём породы.
Проницаемостьхарактеризует способность горных пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы. Различают абсолютную проницаемость, когда порода насыщена только одним флюидом, фазовую, когда в порах породы присутствует также другой флюид. А также существует относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной её проницаемости.
Проницаемость зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород.
Коэффициент проницаемости равен:
k= .
где Q – объёмный расход жидкости через породу за 1 с; F – площадь фильтрации; k – коэффициент пропорциональности, называемый иначе коэффициентом проницаемости породы; μ – динамическая вязкость жидкости; Δp – перепад давления на длине образца породы; L – длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости.
Удельная поверхностьпороды – суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (реликтовой или связанной) воды и нефти. При этом чем меньше удельная поверхность, тем больше проницаемость. Породы с удельной поверхностью более 230000 м2/м3.
Температура существенно влияет на свойства нефти и газа в пластовых условиях. С повышением темперы уменьшаются плотность, вязкость нефти и увеличивается подвижность, происходят изменения в углеводородном составе нефти (метанизация), а при температурах более 300 ºС начинается деструкция нефтей (газификации).
Для газов характерно увеличение вязкости с увеличением температуры. При низких температурах (0 ºС и ниже) возможно образование кристаллогидратов.
Выявленные скопления нефти и газа залегают в интервале глубин от нескольких десятков до 8000 м, которым соответствуют температуры от -5 ºС (для районов вечной мерзлоты) до 250 ºС .
Пластовое давление- важный фактор, влияющий на свойства и условия залегания углеводородов (в первую очередь на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов) в недрах. Давление в недрах складывается из двух составляющих - давления породы и давления насыщающего флюида. Давление породы (геостатическое давление) создается весом пород и определяется плотностью пород и их мощностью, средний градиент гeocтaтического давления составляет 0.023 МПa на 1 м мощности (при плотности пород 2,3 г/см3). Давление насыщающего породу флюида (гидростатическое давление) создается весом воды, заключенной в системе. При средней плотности пластовой воды 1,23 г/см3 градиент давлений составляет 0,01-0.0133 МПа/м.
Дата добавления: 2015-05-26; просмотров: 4508;