Основи на нефтени находища бизнес - книга, страница 4
Фигура 1.5 гр - Депозитът се тектонски екраниран
Фигура 1.5d - Депозитът е масивна вид
Повърхностно отделяне на масло и вода или нефт и газ, съответно, се нарича контакт масло-вода или газ-масло. контактите пресечната линия с горната повърхност на резервоара, респективно нарича външен съдържание масло линия или газ и с долния слой - на вътрешния контур на маслодайната или газ лагер (фигура 1.6). Най-късото разстояние между горния и долния слой, наречен neftegazanosnogo нейната дебелина.
Фигура 1.6 - Схема резервоарен тип резервоар
Части от образуване 1 - вода, 2 - вода-масло 3 - масло, 4 - петролен, 5 - газ; 6 - скали резервоар; Н - височина на резервоара; гайка. HN - височина съответно на капачката на резервоара и част от масления резервоар.
Съгласно нефтени и газови находища разбират като набор, географски ограничена до една област и табличен с благоприятен тектонска структура. Концепциите за полета и депозити са еквивалентни, ако в същия район има само един депозит, депозит, наречен odnoplastovym. Депозит като депозити в слоеве (хоризонти) стратиграфски различни аксесоари, често се нарича многослойна.
В зависимост от състоянието фаза и основната структура на въглеводородни съединения във вътрешността на нефтени и газови басейни са подразделени в масло, съдържащ само масло, в различна степен, наситен газ: газ. ако съдържа само газови находища, състоящ се от повече от 90% от газа метан и масло, нефт и газ (двуфазна). В газови и петролни залежи основната сила на звука и по-ниската част на маслото - газ в маслото - капачката на резервоара над част от обема масло. За нефт и газ, също са депозитите с много малко по отношение на петролния част - масло джантата. Газ-кондензат и нефт и газ. в първи - основната част от обема на нефт, газ и кондензат втората (фигура 1.7).
За провеждане на тези газ кондензат депозити, от които, когато налягането се освобождава до атмосферно налягане, течната фаза - кондензата.
Фигура 1.7 - Класификация на депозитите на фазовите състояния на въглеводороди
1.2 фактори, определящи вътрешната структура на депозитите
1.2.1 Капацитивните свойства скали резервоар
Колектори и не-резервоарни скали.
Един от най-важните задачи на етапа на изследване и подготовка за разработване на депозитите е изследване на вътрешната структура на залежите от нефт или газ.
Тя се нарича рок колектор като такива геоложки и физични свойства, които осигуряват физическа мобилност на нефт или газ в своето празно пространство. Яз камък може да бъде наситен като нефт или газ и вода.
Видове като геоложки и физични свойства, в която движението на нефт или газ в тези физически невъзможно, се наричат извън резервоара.
Вътрешната структура на депозита се определя от разположението на различните извън резервоара и колектори, както и резервоари с различни геоложки и физични свойства, като напречното сечение и в областта на резервоар.
Съответно, капацитивни свойства на скалата се определят от неговата кухина, която се състои от обема на пори, пукнатини и кухини.
За времето образование разпределени първични и вторични кухини. Основни кухини се формират в процеса на седиментация и diagenesis, т.е. едновременно с образуването на самата седиментна скала, а на второ място във вече формира скалата.
Основно празнота, присъщо на всички, без изключение, и седиментни скали, в които има натрупвания на нефт и газ - е преди всичко междукристално порите пространства между големите останки от черупки и т.н. кухините Вторичните кухина са пори и пукнатини, образувани в процеса на dolomitization на варовик скали и извличане чрез циркулиране на вода, и пукнатини, причинени от тектонски движения.
Фигура 1.8 показва някои видове кухини, срещащи се в скалите.
Фигура 1.8 - Различни видове кухини в скалата
и - добре сортирани порода с висока порьозност; б - лошо сортирани скали с ниска порьозност; в - добре подредени порест камък; R - и сортиран формация, при което порьозността се намалява в резултат на отлагане на минерални материали в междините между зърната; г - порода, която е станала порьозна чрез разтваряне; д - порода, която се превърна в колектор поради фрактури.
Порьозността и структурата на пространството на порите
Разпределяне на пълен. често по-нататък общо или абсолютно отворен. ефективна и динамична порьозност.
Пълен poristostvklyuchaet във всички порите на скалите като изолирани (затворен) или отворени, общуват помежду си. Общо съотношение порьозност е съотношението на общия обем на пори в рок проба за обема си струва:
Open порьозност се образува комуникация пори. Open съотношение порьозност е съотношението на обема на отворени, взаимосвързани пори на обем на пробата:
Ефективното количество uchityvaetchast взаимосвързан pornasyschennyh масло.
Количествено порьозност скала порьозност характеризира с коефициент. който се измерва като част или процент от обема на скалата.
Порьозността на скалата в голяма степен зависи от размерите на порите и каналите на порите, които ги свързват, което на свой ред се определят гранулометрия композиране на скални частици и тяхната степен на циментация.
В разтвор, използван масло страна геологията фактор отворена порьозност, която се определя като проби в лабораторията и съгласно добре влизане.
Отворени порьозност резервоари на нефт и газ варира широко - от няколко процента до 35%. На по-голямата част от депозитите то е средно 12-25%.
Гранулата колектори голямо влияние върху порьозността на зърната има взаимна договореност. Простите изчисления показват, че в случай на малко плътни кубически подреждане зърната, показани в (Фигура 1.9), съотношението на празнота ще бъде "47,6%. Този номер може да се счита теоретично е възможно максимална порьозност за кластични скали. Когато плътна опаковка на идеалната почвата (фигура 1.10) порьозност ще бъде само 25,9%.
Фигура 1.10 - Тясната местоположението на топки в модела на фиктивни почвата
Кавернозен рок се дължи на наличието на тези вторични кухини под формата на кухини. Характеризира се с кавернозни карбонатни резервоари. Необходимо е да се прави разлика между рок и mikrokavernoznye makrokavernoznye. Първите включват скали с много малки кухини с диаметър кухини (пори излужване) до 2 mm, на второто - в скалата с разпръснати големи кухини - до няколко сантиметра.
Mikrokavernoznye карбонатни резервоари в практиката често идентифицирани в пясъчник порите, както и в тези, както и в други отворен контейнер формира фини комуникиращи кухини. Но в произход и свойства, има значителни разлики между тях.
Средните вид празнота mikrokavernoznyh обикновено не надхвърлят 13 - 15%, но може да бъде повече.
Makrokavernoznye колектори чист рядко им празнота достигне не повече от 1-2%. В големи дебелини продуктивен карбонатни отлагания и в такива вместимостта на резервоара резерви депозити може да бъде доста значителен.
фактор е съотношението на обема на кухината на кухини в обем на пробата.
Тъй като в процеса на източване на депозита може да обикновено участват makrokaverny пресича macrocracks makrokavernoznosti проучване трябва да се извършва заедно с изучаването на фрактура.
Fracture скали (пукнатина капацитет) се причинява от наличието на пукнатини не се пълни твърдо вещество. Депозити, свързани с счупени резервоари, ограничени предимно да тесни карбонатни резервоари, и в някои области (Източните Карпати, област Иркутск и т.н.) - и кластични седименти. Наличието на обширна мрежа от пукнатини, които проникват през плътни колектори, осигурява значителни потоци на масло към ямките.
Качество на образуване фрактура скала като резервоар определена плътност и пукнатини отваряне.
Големината на пукнатините в нефт и газ поле геологията изолира macrocrack ширина по-голяма от 40 - 50 микрона и ширина микропукнатините на 40 - 50 микрона
Fracture капацитет на резервоарни скали е от фракции от процента на 1 - 2%.
Най-често пукнатини действат като канали за флуида и газ, свързващи заедно целия комплекс порите пространство на резервоарни скали.
С едновременното участие в дренаж две или всичките три вида кухини (пори, кухини, пукнатини) колекционерски принадлежи към смесен тип.
Сред колектори с вид voidage най-разпространените порите кластични резервоари - (. Волго-Уралския, Западен Сибир, Северен Кавказ и в други области) в множество области кълбо, включително и български.
Фрактура на язовирите в чист вид са доста редки.
От кавернозните видове в чиста форма разпределени mikrokavernoznye (Волга-Урал Timan- Pechora и др.). Makrokavernoznye рядко.
Колекторите от смесен тип, най-характеристика на карбонатни скали, са характерни за депозитите на депресия Каспийско, Timan-Pechora и Волга-Урал, Индия и други области.