Разделы презентаций


Раздел 5: Формирование углеводородных систем)

Содержание

1. Общие положенияЧто необходимо для возникновения залежи нефти и газа?1. Материнская порода (источник УВ)2. Коллектор (резервуар для заполнения УВ)3. Покрышка (для удержания УВ)4. Ловушка (для локализации УВ)

Слайды и текст этой презентации

Слайд 1Раздел 5: Формирование углеводородных систем)
Основные вопросы:
1. Общие положения

2. Генерация углеводородов (теории происхождения УВ)
3. Эмиграция (первичная миграция)

4. Миграция (вторичная миграция)
5. Аккумуляция углеводородов и свойства коллектора
6. Ловушки УВ
7. Разрушение/переформирование залежей
8. Свойства углеводородов
Раздел 5: Формирование углеводородных систем)Основные вопросы: 1. Общие положения 2. Генерация углеводородов (теории происхождения УВ) 3. Эмиграция

Слайд 21. Общие положения
Что необходимо для возникновения залежи нефти и газа?

1.

Материнская порода (источник УВ)
2. Коллектор (резервуар для заполнения УВ)
3. Покрышка

(для удержания УВ)
4. Ловушка (для локализации УВ)


1. Общие положенияЧто необходимо для возникновения залежи нефти и газа?1. Материнская порода (источник УВ)2. Коллектор (резервуар для

Слайд 3Определения
1. Нефтематеринская порода – это в основном морские, глинистые или

карбонатные осадки, накапливающиеся в областях длительного прогибания, обогащенные органическим веществом
2.

Коллектор – пласт, участок пласта или группа сообщающихся пластов, обладающих поровым (межзерновым), каверновым или трещинным пространством, вмещающим жидкость (воду, нефть) или газ, которые могут перемещаться. Коллекторы могут быть однородными, или неоднородными, включающими пропластки или линзы непроницаемых пород.
3. Покрышки, или флюидоупоры, - породы, препятствующие уходу (миграции) нефти, газа и воды из коллектора. Эти породы могут перекрывать коллектор сверху или замещать его по площади (аргиллиты, соли – типичные покрышки)
4. Ловушка – часть природного резервуара, в которой создаются условия для улавливания флюидов. Наличие ловушки – это первое условие формирования залежи УВ
5. Залежь – это скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны.
6. Природный резервуар – вместилище для нефти, газа и воды, заключенное в непроницаемые породы (коллектор+покрышка)



Определения1. Нефтематеринская порода – это в основном морские, глинистые или карбонатные осадки, накапливающиеся в областях длительного прогибания,

Слайд 52. Генерация УВ (теории формирования нефти)

2. Генерация УВ (теории формирования нефти)

Слайд 6Основы концепции были сформулированы Уайтом в 1885 году:
нефть образуется из

органического вещества, захороненного в пластах «черных глин», иногда известняков;
его преобразование

(«перегонка») происходит в условиях слабого термобарического воздействия;
породы-коллекторы обладают межзерновой пористостью или трещиноватостью и должны быть перекрыты непроницаемыми породами – покрышками;
возможны как латеральная, так и вертикальная миграция;
Купола (антиклинали) представляют собой оптимальное, но не единственное вместилище для нефтяных скоплений.

Базовая концепция – осадочно-миграционная «теория» - фундамент нефтяной геологии.

Водоросли, планктон – при преобразовании дают УВ нефтяного и газового ряда

Липтинит (смола, оболочки листьев, споры) – при преобразовании может давать УВ нефтяного ряда

Лигнит – (древесная и листьевая части растений) - при преобразовании переходит в витринит, может давать УВ газы (метан)

Органическая теория

Основы концепции были сформулированы Уайтом в 1885 году:нефть образуется из органического вещества, захороненного в пластах «черных глин»,

Слайд 7Органическая теория
Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно 50-350 млн. лет)

процесс, начинающийся в процессе захоронения органического вещества.
Стадии:
Осадконакопление — остатки

отмерших организмов выпадают на дно водных бассейнов
Биохимическая — процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода
Протокатагенез — опускание пласта с органическими остатками на глубину до 1,5 — 2 км, при медленном подъёме температуры и давления
Мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования — опускание пласта с органическими остатками на глубину до 3 — 4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;
Апокатагенез керогена или главная фаза газообразования — опускание пласта с органическими остатками на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180—250 °C.
Органическая теорияНефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно 50-350 млн. лет) процесс, начинающийся в процессе захоронения органического вещества.

Слайд 8???
Абиогенный синтез ??????????????
АРГУМЕНТАЦИЯ

Супергигантские месторождения
Приуроченность некоторых залежей к разломам
Залежи УВ в

магматических и метаморфических породах
Редкие элементы в нефтях
Дегазация мантии (метан, гелий

и т.п.)
Нефти и битумы в гидротермах рифтовых зон океанов
УВ в метеоритах, кометах и на некоторых планетах

Неорганическая теория

???Абиогенный синтез ??????????????АРГУМЕНТАЦИЯСупергигантские месторожденияПриуроченность некоторых залежей к разломамЗалежи УВ в магматических и метаморфических породахРедкие элементы в нефтяхДегазация

Слайд 9Абиогенный синтез ??????????????
ХИМИЗМ
Карбидная гипотеза Менделеева, например при накаливании:
2Fe2C + 6H2O

= 2Fe2O3 + C2H6 (или С2Н4, СН4 и т.п. в

зависимости от условий) + 3Н2
Реакция Фишера-Тропша (получение алкановых и ароматических УВ в жестких термобарических условиях – температуры 150-300о С - в присутствии чистых катализаторов, например, платиноидов):
nCO + (2n+1)H2 → CnH2n+2 + nH2O
Синтез нефти из углеводородных радикалов (СН, СН2 СН3) при температурах более 700оС (Н.А.Кудрявцев, И.В.Гринберг и др.).

Неорганическая теория

НО!!!
Не все компоненты нефтей синтезированы
Сложные условия, редкие катализаторы

МАСШТАБЫ НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫ!!!

Абиогенный синтез ??????????????ХИМИЗМКарбидная гипотеза Менделеева, например при накаливании:2Fe2C + 6H2O = 2Fe2O3 + C2H6 (или С2Н4, СН4

Слайд 10Восполняемая теория
Ромашкинское месторождение – на ряде залежей, по которым уже

извлечены все балансовые запасы, добыча продолжается
Месторождения Башкирии – притоки чистой

нефти на давно обводненных и законсервированных скважинах
Количество добытой нефти в Чеченской республике в пределах грозненских залежей не могло вместиться во всех известных структурах
Приуроченность крупных месторождений к разломам

Крупные залежи УВ возникают не за миллионы лет, а за десятилетия

Гипотеза о том, что кристаллический фундамент играет роль постоянной подпитки нефтяных месторождений осадочного чехла по трещинам и разломам
Восполняемая теорияРомашкинское месторождение – на ряде залежей, по которым уже извлечены все балансовые запасы, добыча продолжаетсяМесторождения Башкирии

Слайд 11Современное состояние теории происхождения УВ
Все-таки органическое!
Биомаркеры (хемофоссилии) – остатки органических

соединений организмов, распознаваемые на химическом (молекулярном уровне)

Tissot and Welte, 1978

Современное состояние теории происхождения УВВсе-таки органическое!Биомаркеры (хемофоссилии) – остатки органических соединений организмов, распознаваемые на химическом (молекулярном уровне)Tissot

Слайд 12ОВ, концентрация и распространение
Органическое вещество (ОВ) является обязательным компонентом практически

всех осадочных образований.
Среднее содержание органического (Сорг) или некарбонатного углерода (Снк)

для осадочных пород составляет около 0,55-0,6%, что соответствует 13-15 кг Сорг на 1 м3.

Ф. Кларк определил величину Сорг для осадочных пород — 0,65%, субкларк для глинистых — 0,80%.

П. Траск определил субкларк для обломочных пород — 0,75%, для карбонатов — 0,49%. Он установил, что в «глинистых породах содержание Сорг в два раза больше, чем в алевритовых, а в последних - в два раза больше, чем в песчаных.» - закономерность Траска

На долю каустобиолитов (горючих горных пород) приходятся всего 2% обшей массы Сорг

Обобщив данные разных исследователей Н.Б. Вассоевич рассчитал следующие субкларки Сорг : глинистые породы — 0,9%, алевритовые — 0,45%, песчаные и карбонатные — 0,20%, среднее по всем типам пород - 0,58%

Кларковые значения Сорг для всех пород стратисферы континентов составляют 0,50% (Ронов, Ярошевский, 1976), для океанов — 0,51% (Троцюк, Марина, 1988).

ОВ, концентрация и распространениеОрганическое вещество (ОВ) является обязательным компонентом практически всех осадочных образований.Среднее содержание органического (Сорг) или

Слайд 13Распределение ОВ
Распределено ОВ в осадочных породах неравномерно, выделяются две основные

группы: рассеянное OB - РОВ и концентрированное ОВ - КОВ.

Граница между ними проведена по содержанию Сорг = 2,5%; что в четыре раза выше кларка.
Классификация осадочных пород по содержанию ОВ (Сорг)


ОВ, состоящее из водорослей и бактерий, называется сапропелевым,
ОВ – из высшей растительности - гумусовым

РОВ

КОВ

Распределение ОВРаспределено ОВ в осадочных породах неравномерно, выделяются две основные группы: рассеянное OB - РОВ и концентрированное

Слайд 15Что вынуждает нефтематеринскую породу генерировать УВ?
Изменения ОВ при погружении (Р

и Т):

1. Стадия осадконакопления в бассейне сменяется стадией диагенеза –

перехода осадка в породу. Условия диагенеза более инертны для процессов трансформации ОВ, так как микробиальная деятельность с погружением затухает, а температура еще слишком низка, чтобы стимулировать абиогенное превращение ОВ в жидкую и газообразную фазы.

2. Катагенез – это более глубокое изменение осадочных пород в стратисфере (осадочной оболочке). Изменение осадочных толщ происходит в присутствии пластовых растворов. Возрастающее давление уплотняет породы, отжимается вода. Преобразование ОВ происходит в течение длительного времени под влиянием возрастающей температуры, что способствует трансформации твердого ОВ в жидкую и газообразную фазы.

Что вынуждает нефтематеринскую породу генерировать УВ?Изменения ОВ при погружении (Р и Т):1. Стадия осадконакопления в бассейне сменяется

Слайд 16Вертикальная зональность зоны катагенеза
(Префиксы: ПК – прото-, МК – мезо-,

АК – апокатагенез)
ВЗГ – верхняя зона газогенерации; ГЗН – главная

зона нефтегенерации (нефтяное окно); НЗГ – нижняя зона газогенерации
Вертикальная зональность зоны катагенеза(Префиксы: ПК – прото-, МК – мезо-, АК – апокатагенез)ВЗГ – верхняя зона газогенерации;

Слайд 173. Миграция и ее виды
Для того, чтобы сформировались залежи нефти

и/или газа образовавшиеся в НГМП УВ-ные флюиды должны мигрировать из

материнской толщи и по коллектору-проводнику переместиться в ловушку.
Первая фаза перемещения флюидов внутри НГМП и переход в коллектор называется первичной миграцией или эмиграцией.

Вторая фаза – перемещение или миграция по коллектору (коллектору-проводнику) до ловушки – вторичная миграция.

При переформировании залежей или разрушении отмечается третья фаза миграции – третичная или ремиграция, или дисмиграция.
НГМП – нефте-газоматеринская порода
3. Миграция и ее видыДля того, чтобы сформировались залежи нефти и/или газа образовавшиеся в НГМП УВ-ные флюиды

Слайд 18Виды миграции
Образование залежей нефти и газа: схема первичной и вторичной

миграции на ранней и более поздней стадиях эволюции НГБ.
I -

начальная фаза первичной и вторичной миграции; II — более поздняя стадия первичной и вторичной миграции и образование залежей

Различия между первичной и вторичной миграцией
заключаются не в разных процессах миграции, а в
разном размере пор и литологическом типе пород и
в разном распределении флюидов.

Процессы первичной и вторичной миграции ведущие
к образованию залежей нефти и/или газа, включают
механизмы концентрации рассеянных
углеводородных флюидов


I

II

Виды миграцииОбразование залежей нефти и газа: схема первичной и вторичной миграции на ранней и более поздней стадиях

Слайд 19Факторы влияющие на миграцию
Уплотнение (ранняя стадия)
Явление диффузии
Увеличение объема нефти и

газа
Гравитационные силы
Гидродинамические силы

Первичная



Вторичная


Факторы влияющие на миграциюУплотнение (ранняя стадия)Явление диффузииУвеличение объема нефти и газаГравитационные силыГидродинамические силыПервичнаяВторичная

Слайд 20Движущие силы:
Архимедова

Капиллярные

«Выжимание»
при Рпор>Рпл
(самостоятельно, с водой, «поршневой

эффект»)
3. ЭМИГРАЦИЯ

Движущие силы:Архимедова 	Капиллярные 	«Выжимание» 	при Рпор>Рпл 	(самостоятельно, с водой, «поршневой эффект»)3. ЭМИГРАЦИЯ

Слайд 21Причины Рпор>Рпл
Уменьшение объема пор при уплотнении
Температурное расширение (вода – жидкие

УВ – газы)
Увеличение объема УВ относительно исходного ОВ (на 25%,

т.е. на 4-5% от объема пор)
Появление новых порций воды (десорбция и дегидратация)

3. ЭМИГРАЦИЯ

Энергетически одинаково эффективны как кровельная,
так и подошвенная эмиграция

Рпор

Рпл2

Рпл1

дискретные инъекции

Причины Рпор>РплУменьшение объема пор при уплотненииТемпературное расширение (вода – жидкие УВ – газы)Увеличение объема УВ относительно исходного

Слайд 224. МИГРАЦИЯ
При совместном движении несмешивающихся флюидов каждый находит себе устойчивый

канал (тоннельный эффект Р.Коллинза).
Только в пределах этих каналов достигается насыщение,

необходимое для перемещения в непрерывной фазе (в виде струй).
Наиболее крупные поры занимает нефть

Нефть мигрирует в коллекторе в виде разветвленной системы струй

4. МИГРАЦИЯПри совместном движении несмешивающихся флюидов каждый находит себе устойчивый канал (тоннельный эффект Р.Коллинза).Только в пределах этих

Слайд 23Дальность миграции
4. МИГРАЦИЯ
Зависит от мощности зоны генерации и угла наклона

пластов
При попадании в зоны температур ниже 800С возрастает поверхностное натяжение,

вязкость УВ и сорбционные силы – «угасание» струй
При малых углах падения пласта архимедова сила очень мала (10 – 0,15 мПа)

Дальность миграции нефти вряд ли превышает 100 км, газа – до 300 км.

Скорость миграции

Для нефти составляет n*(1-10) см/год, для газа - n*(1-10) м/год

Дальность миграции4. МИГРАЦИЯЗависит от мощности зоны генерации и угла наклона пластовПри попадании в зоны температур ниже 800С

Слайд 24Миграционные потери
Часть углеводородных флюидов неизбежно будет теряться на миграционных путях.
На

создание остаточной нефтенасыщенности - сорбция (при T >90°С не велики)
Растворение

в воде (газ значительные, нефть - не более 2-10%)
В микроловушках (???)
Диффузионное рассеивание (мало, очень низкая скорость)
На восстановление среды, напр, сульфатов до сульфидов - пирит (немного)
Рассеивание при пересечении разрывных нарушений (???)
Окисление до потери подвижности ( мало)
Большинство исследователей считают, что до ловушек доходит 7-11% от исходного, генерированного материнскими толщами количества УВ.
Миграционные потериЧасть углеводородных флюидов неизбежно будет теряться на миграционных путях.На создание остаточной нефтенасыщенности - сорбция (при T

Слайд 25Миграционные потери
Некоторая часть углеводородов неизбежно будет теряться на миграционных путях.

Существует довольно большой ряд факторов, приводящих к таким потерям. К

ним относятся:
Потери на создание остаточной нефтенасыщенности. Здесь имеется в виду то количество УВ, которое сорбируется минеральными частицами на стенках пор. Значительный масштаб эти процессы приобретают при температурах ниже 90С
Потери на растворение в воде. Для газа они могут оказаться весьма серьезными, для нефти, очевидно, не более 2-10%.
Попадание миграционных струй в мелкие замкнутые структуры (микроловушки). Из-за своего небольшого размера такие залежи практически бесперспективны для разработки.
Рассеивание при пересечении разрывных нарушений.
Диффузионное рассеивание. При относительно высоких скоростях перемещения флюидов, свойственных миграции УВ, потери такого рода, по всей видимости, являются незначительными.
Потери из-за окисления нефти до потери подвижности (например, превращение в мальты, но это уже при третичной миграции).
Также углерод в ряде случаев расходуется при восстановлении среды, например, сульфатов (содержатся в пластовых водах на небольших глубинах) до сульфидов (новообразование пирита и ему подобных минералов).
Обе эти группы процессов обычно слабо проявляют себя в условиях «нефтяного» окна, соответственно и не наносят заметного ущерба миграционным потокам.
Миграционные потериНекоторая часть углеводородов неизбежно будет теряться на миграционных путях. Существует довольно большой ряд факторов, приводящих к

Слайд 26«Прорыв» покрышки редко носит катастрофический характер – капиллярные экраны, через

которые мигрировали УВ, все равно продолжают удерживать столб УВ и

сохранять равновесие между силами противодействующими по вертикальной или горизонтальной оси. Исходя из этой закономерности, и ведется поиск более глубокозалегающих ловушек под известными залежами.

ВЕРТИКАЛЬНАЯ МИГРАЦИЯ

Высота залежи недостаточна, чтобы ее давление превысило минимальное капиллярное давление покрышки.

«Прорыв» покрышки редко носит катастрофический характер – капиллярные экраны, через которые мигрировали УВ, все равно продолжают удерживать

Слайд 275. Аккумуляция и свойства коллектора
Если миграционные потоки встретят на своем

пути локальное поднятие,
то УВ начнут заполнять его, так же

как реки и ручьи, попадая в
замкнутые понижения рельефа, образуют озера.
Начинает формироваться залежь нефти или газа. Также скопления УВ образуются, если миграционные струи «уткнутся» в какой-либо барьер – антиклинальный изгиб, непроницаемый разлом, зону выклинивания коллектора, поверхность несогласия и т.п.

Миграция нефти заканчивается в ловушке

Вытеснение углеводородами воды из порового пространства –
основной механизм заполнения ловушки

Водоносный песчаник

Мигрирующая нефть

Нефтеносный песчаник

глина

5. Аккумуляция и свойства коллектораЕсли миграционные потоки встретят на своем пути локальное поднятие, то УВ начнут заполнять

Слайд 28Типовая модель образования залежи УВ
Непроницаемые породы
Песчаник
Глина
Нефть
Известняк
Вторичная миграция
Первичная миграция
Материнская порода

Типовая модель образования залежи УВНепроницаемые породыПесчаникГлинаНефтьИзвестнякВторичная миграцияПервичная миграцияМатеринская порода

Слайд 29Классификация месторождений
1. Газовые - газ в свободном состоянии
2.

Газоконденсатные - масса жидкой фазы и масса газа

примерно равны
3. Газонефтяные - масса газа составляет 5-10% газонефтяной смеси
4. Нефтяные - свободного газа нет

Классификация месторождений1. Газовые  -  газ в свободном состоянии2. Газоконденсатные  -  масса жидкой фазы

Слайд 30Классификация коллекторов
По морфологии порового пространства:

- Поровые
- Трещинные
- Каверновые
- Смешанные

По

вещественному составу:

- Терригенные
Карбонатные
Глинистые
- Магматогенные


Классификация коллекторовПо морфологии порового пространства:- Поровые- Трещинные- Каверновые - СмешанныеПо вещественному составу:- Терригенные Карбонатные Глинистые- Магматогенные

Слайд 31Коллекторы подразделяются:
По типу пустотного пространства
1. Поровые;


2. Каверновые;
3. Трещинные;



По

генезису
1. Первичные


2. Вторичные
(пустоты образовываются под воздействием

факторов химического или тектонического происхождения)
Коллекторы подразделяются:По типу пустотного пространства1. Поровые;2. Каверновые;3. Трещинные;  По генезису1. Первичные2. Вторичные   (пустоты образовываются

Слайд 32Каверны – относительно крупные пустоты, образовавшиеся в карбонатной породе в

результате действия процессов выщелачивания. Под минимальным следует понимать размер каверн,

при котором жидкость не может быть удержана действием капиллярных сил; условно это 1-2 мм, в зависимости от формы каверн.

Трещины – щелевидные пространства с раскрытием от нескольких микрометров до десятков миллиметров, разделяющие твердую фазу породы на блоки (матрицу), обычно малопористые и малопроницаемые. Трещины обладают малой емкостью, но проницаемость их может достигать заметных величин.


Каверны – относительно крупные пустоты, образовавшиеся в карбонатной породе в результате действия процессов выщелачивания. Под минимальным следует

Слайд 33Основные свойства коллектора – пористость и проницаемость
1. Пористость

Основные свойства коллектора – пористость и проницаемость1. Пористость

Слайд 34 Пористость – мера вместимости пород для жидкости и (или)

газа.
Поры – условное название ёмкостного пространства между соседними зернами.

Число зерен, ограничивающих одну пору, не менее 3-х и редко больше 6-10. Фактически под «поровым» пространством понимают сложную систему различных по сечению каналов в терригенных или органогенно-обломочных породах. Понятие «пора» не является строго определенным, поскольку невозможно однозначно определить ни ее форму, ни ее границы.
Размеры пор изменяются в широких пределах: от нескольких ангстрем до нескольких сотен микрометров. Точно установить верхний предел размеров пор трудно, вследствие неопределенности формы.
Пористость – это мера емкости (вместимости) породы-коллектора. Интерес представляет только связанное поровое пространство. Если поровые пространства изолированы друг от друга, т.е., отсутствует сеть пор, образующих канал для притока флюидов в скважины, добыча флюидов невозможна.


Пористость – мера вместимости пород для жидкости и (или) газа. Поры – условное название ёмкостного пространства

Слайд 35Пористость
Объем породы:

Пористость определяется как отношение порового объема к общему объему,

т.е.,



Причем f безразмерный параметр и 0  f  1.
Пористость

представляется либо десятичной дробью либо процентом (0,2 = 20%)
Vp – поровый объем; Vb – объем породы
Vg – объем минерального скелета
ПористостьОбъем породы:Пористость определяется как отношение порового объема к общему объему, т.е.,Причем f безразмерный параметр и 0 

Слайд 36Эффективная и остаточная пористость
Эффективная пористость – это отношение связанного порового

пространства к общему объему.
Остаточная пористость – это объем изолированных

пор, деленный на общий объем.
(Только эффективная пористость представляет для нас интерес и именно ее мы подразумеваем, когда говорим просто «пористость».)
Совокупная (общая) пористость – это сумма эффективной и остаточной пористости.
Эффективная и остаточная пористостьЭффективная пористость – это отношение связанного порового пространства к общему объему. Остаточная пористость –

Слайд 372. Проницаемость - свойство породы пропускать через себя флюид при наличии

градиента давления.
Q – расход жидкости,см3/с
A – площадь,см2
L – длина,

см
 - вязкость, сПз
P –градиент давления, атм/см
K – проницаемость, дарси

Закон Дарси:

2. Проницаемость - свойство породы пропускать через себя флюид при наличии градиента давления. Q – расход жидкости,см3/сA

Слайд 38Проницаемость – способность порового материала пропускать флюид. Единица измерения –

дарси, названа в честь французского гидролога, который исследовал течение воды

через пористую среду, чтобы разработать общественные питьевые фонтаны в г.Дижон в 1856 году. Расход воды прямо пропорционален площади и градиенту давления, но обратно пропорционален длине участка. Отсюда, закон Дарси (в своих экспериментах Дарси использовал чистую воду).

Генри Пуазейль заметил, что расход воды также обратно пропорционален и вязкости. Поэтому в уравнение Дарси необходимо было включить и вязкость (в сантипуазах).

Один дарси определяется как проницаемость, которая позволит флюиду вязкостью в 1 сантипуаз протекать со скоростью 1 куб.см/сек через поперечное сечение 1 кв.см, когда градиент давления = 1 атм/см. (т.е. l =1см).

На практике, проницаемость 1 дарси будет приводить к потоку нефти приблизительно в 7 м3/сутки/сР через толщину пласта в 1 м в скважине при депрессии 1 атм.

В СИ проницаемость измеряется в м2.
1 Д = 10-12 м2. ;
1 мД=10 -15 м2.;
Проницаемость – способность порового материала пропускать флюид. Единица измерения – дарси, названа в честь французского гидролога, который

Слайд 39Типы проницаемости:
Абсолютная проницаемость – проницаемость породы, заполненной одним флюидом (водой

или нефтью). Не зависит от насыщающего флюида.
Эффективная проницаемость (фазовая) –

проницаемость породы для отдельно взятого флюида (Ko, Kw), когда число присутствующих в породе фаз больше единицы. Эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения (степени насыщенности флюидов и их физико-химических свойств). В законе Дарси используется эффективная проницаемость.


Типы проницаемости:Абсолютная проницаемость – проницаемость породы, заполненной одним флюидом (водой или нефтью). Не зависит от насыщающего флюида.Эффективная

Слайд 406. Ловушки: 1) структурные; 2) литологические; 3) стратиграфические; 4) рифогенные;

5) комбинированные (смешанные)
1. структурные: а - сводовая, б – тектонически

экранированная,
2 – литологические: в – с выклиниванием коллектора, г – с замещением коллектора непроницаемыми породами,
3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая (смешанная).

В природных резервуарах существуют такие участки, по которым флюиды не могут
перемещаться и образуют скопления.
Такие участки природных резервуаров называются ловушками.

6. Ловушки: 1) структурные; 2) литологические; 3) стратиграфические; 4) рифогенные; 5) комбинированные (смешанные)1. структурные: а - сводовая,

Слайд 411. Примеры структурных ловушек (пластовые резервуары)
складка
разлом
Купол протыкания
Комбинация складка/разлом

1. Примеры структурных ловушек (пластовые резервуары)складкаразломКупол протыканияКомбинация складка/разлом

Слайд 42Пример структурной ловушки – свод или антиклиналь
нефть
вода

Пример структурной ловушки – свод или антиклинальнефтьвода

Слайд 43Пример структурной ловушки в связи со сбросом

Пример структурной ловушки в связи со сбросом

Слайд 442. Примеры литологических ловушек (литологически ограниченные резервуары)
Нефть локализована в двух

песчаных линзах, окруженных глинистыми породами
песчаники
нефть
Глинистая порода

2. Примеры литологических ловушек (литологически ограниченные резервуары)Нефть локализована в двух песчаных линзах, окруженных глинистыми породамипесчаникинефтьГлинистая порода

Слайд 45Пример литологической ловушки: песчаные линзы изолированные глинистыми породами
нефть
Пластовая вода

Пример литологической ловушки: песчаные линзы изолированные глинистыми породаминефтьПластовая вода

Слайд 463. Пример стратиграфической ловушки
известняк
песчаник
Аргиллит

3. Пример стратиграфической ловушкиизвестнякпесчаникАргиллит

Слайд 47Соотношение типов ловушек
Структурные ловушки
Стратиграфические/литологические ловушки
Комбинированные ловушки
Антиклинали Разломы

Солевые диапиры Несогласия

Рифы Другие стратиграф. Комбинация

Соотношение типов ловушекСтруктурные ловушкиСтратиграфические/литологические ловушкиКомбинированные ловушкиАнтиклинали   Разломы    Солевые диапиры  Несогласия

Слайд 48Типы природных резервуаров
1. Массивные – представляют собой мощную (несколько сот

метров) толщу пластов-коллекторов одинакового или различного состава (соответственно однородно-массивные и

неоднородно-массивные). Ограничены только у кровли.
2. Пластовые – представлены породами-коллекторами, имеющими значительное площадное распространение (сотни и тысячи квадратных километров) и относительно небольшую мощность (от долей до десятков метров)
3. Литологически ограниченные – резервуары окружены со всех сторон непроницаемыми породами. В простом случае это песчаная линза в глинистой толще.

Природный резервуар – вместилище для нефти, газа и воды, заключенное в непроницаемые породы (коллектор+покрышка)

Типы природных резервуаров1. Массивные – представляют собой мощную (несколько сот метров) толщу пластов-коллекторов одинакового или различного состава

Слайд 49Залежь, элементы залежи
Элементы залежи:
части пласта - 1 – водяная,
2

– водонефтяная, 3 – нефтяная,
4 – газонефтяная, 5 –

газовая.

Углеводороды перемещаются по пласту – коллектору до тех пор, пока не встретят и не заполнят ловушку. Тогда они образуют залежи - естественные,
единичные, скопления нефти и газа в коллекторе.

Кровля – граница пород-коллекторов нефтяного,
или газового пласта с перекрывающими их
породами-флюидоупорами.

Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного,
или газового пласта с подстилающими их
породами-флюидоупорами.

Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между
водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой
высокой точкой залежи. Полная высота залежи
складывается из высот нефтяной и газовой частей.



Залежь, элементы залежиЭлементы залежи:части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 –

Слайд 50Элементы залежи:
Части пласта - 1 – водяная,
2 – водонефтяная,

3 – нефтяная,
4 – газонефтяная, 5 – газовая.


Водонефтяной

контакт (ВНК) -
граница между нефтью и водой.

Газоводяной контакт (ГВК) -
граница между газом и водой.

Газонефтяной контакт (ГНК) -
граница между газом и нефтью.

Внешний контур нефтеносности
(газоносности) - линия пересечения
водонефтяного (газоводяного) контакта
с кровлей пласта.

Внутренний контур нефтеносности
(газоносности) - линия пересечения
водонефтяного (газоводяного) контакта
с подошвой пласта
Элементы залежи:Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5

Слайд 51Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - это толщина всех продуктивных слоев

скважины (h).
h = h1 + h2 + h3
Единицы измерения

– м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта  - это толщина всех продуктивных слоев скважины (h). h = h1 +

Слайд 52 7. Разрушение/переформирование залежей
Залежи могут быть разрушены в результате действия

следующих факторов:

Исчезновения ловушки из-за ее наклона.
Образования разрывного

нарушения.
Выведения ловушки в области, близкие к поверхности Земли (в окислительные условия).
Выведения ловушки на поверхность земли
При попадании ловушки в большие глубины и под воздействие высоких температур

Если сравнить те факторы, которые разрушают залежь, и те,
благодаря которым она формируется, то удивления достойно, что в мире существуют нефтяные и газовые залежи.
7. Разрушение/переформирование залежейЗалежи могут быть разрушены в результате действия следующих факторов: Исчезновения ловушки из-за ее наклона.

Слайд 537.1. Основные факторы разрушения/переформирования залежей
Геологические:
Рассечение залежи разломом
Через разлом длиной 1000м,

шириной 1 мм, проницаемостью 3 Дарси, с разностью давлений 10

мПа за 1000 лет уйдет 140 млн.м3 газа, за 1 млн. лет разрушится месторождение с запасами 140 млрд. м3
НО: «залечивание», сжатие - разломы не представляют собой открытые каналы, т.к. выполнены тектонической брекчией, глиной и т.п.
Нарушение изолирующих свойств покрышки за счет растрескивания при:
- последовательном уплотнении (монтмориллонитовые глины более пластичны, чем каолинитовые)
НО: трещины, параллельные слоистости не приводят к значительному ухудшению изолирующих свойств
- тектонических напряжениях

Штамповая складка

Боковое сжатие

Разломы и трещины при изгибах

разломы

7.1. Основные факторы разрушения/переформирования залежей	Геологические:Рассечение залежи разломом	Через разлом длиной 1000м, шириной 1 мм, проницаемостью 3 Дарси, с

Слайд 547.2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ
Расформирование – уменьшение объема ловушки
НО: запечатывание
Размыв

покрышки
НО: экранирование асфальтом

7.2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙРасформирование – уменьшение объема ловушкиНО: запечатываниеРазмыв покрышкиНО: экранирование асфальтом

Слайд 55 Молекулярная диффузия
Масштабы рассеянных за счет диффузии УВ газов сопоставимы

с запасами сохранившихся залежей (по В.А.Соколову пласт при Рпл=10мПа, h=2м,

Кпор=20% потеряет весь метан за 6,4 млн.лет)
Для некоторых месторождений Западной Сибири за 100 млн. лет рассеялось газа намного больше, чем сохранилось
Молекулярная диффузия протекает со значительными скоростями, когда устанавливается стационарный режим ее потока, т.е. когда фронт достигнет зоны разгрузки (поверхность или водоносный пласт, уносящий УВ). Это может потребовать нескольких млн. лет
В дальнейшем диффузия иногда затухает из-за сорбции УВ и перекрытия поровых каналов
Диффузионные потери нефти незначительны, т.к. коэффициент диффузии мал из-за больших размеров молекул и труднодостижимости зоны разгрузки (плохая растворимость)

7.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

Закон ФИКА
Q = w·s·b·(C1 – C2)/ h,
где Q – объёмная скорость диффузии, w – коэффициент диффузии, s – поперечное сечение, b – коэффициент растворимости или сорбции, h - толщина слоя, (С1 - С2) – разность концентраций, b·(C1 - C2)/ h – градиент концентраций

V дифф.

Т сущ. залежи

установление
стационарного
потока

стационарный поток

сужение поровых
каналов за счет
сорбции

Молекулярная диффузияМасштабы рассеянных за счет диффузии УВ газов сопоставимы с запасами сохранившихся залежей (по В.А.Соколову пласт

Слайд 56Окисление (за счет кислорода подземных вод)
В результате в составе газов

возрастает доля СО2, Н2S и азота, жидкие УВ переходят в

битумы.
В битумном поясе Ориноко содержится 164 млрд. т битумов, что практически в 50 раз превышает запасы жидкой нефти одноименного бассейна

7.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

По некоторым оценкам современные запасы углеводородных газов в залежах составляют менее 1% от генерированных материнскими толщами!

Окисление (за счет кислорода подземных вод)	В результате в составе газов возрастает доля СО2, Н2S и азота, жидкие

Слайд 57Нефть и газ – это тоже горные породы, но не

твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными

породами (торф, бурый и каменный уголь и антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. горючих органических пород. Основными элементами нефти являются: 1) углерод 83-87% и 2) водород 11-14%, наиболее часто встречается примесь 3) серы до 7%. 4) Азота в нефтях не более 1,7%- он совершенно безвреден в силу своей инертности. 5) Кислород в нефти встречается не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры)- его в нефти не более 3,6%. В виде микрокомпонентов в связанной форме присутствуют: хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, ванадий, никель, свинец, железо, алюминий, ртуть и др. Всего в нефтях установлено более 40 микроэлементов, общее содержание которых редко превышает 0,02-0,03 % .

8. Свойства углеводородов

Нефть и газ – это тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с

Слайд 58Нефть – жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до
тёмно-бурого (почти

чёрного) цвета
(бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти).

Средняя молекулярная масса

220–300 г/моль (редко 450–470).

Плотность 0,65–1,05 (обычно 0,82–0,95) г/см³;
нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой,
0,831–0,860  – средней,
выше 0,860  – тяжёлой.

Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина
(чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже).

Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей, добываемых в России),
определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций,
тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше).

Удельная теплоемкость 1,7 – 2,1 кДж/(кг∙К);
удельная теплота сгорания (низшая) 43,7– 46,2 МДж/кг;
диэлектрическая проницаемость 2,0 – 2,5;
электрическая проводимость от 2∙10-10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.

Нефть — легко воспламеняющаяся жидкость;
температура вспышки от −35 до +121 °C
(зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов).

Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях
не растворима в воде, может образовывать с ней стойкие эмульсии.

8. Свойства углеводородов

Нефть – жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти).

Слайд 59

Физические свойства нефти, влияющие на продуктивность и разработку

залежи 1. Плотность нефти – масса нефти (m ) в единице объема (V). Единица плотности – г/см3. В России плотность нефтей и нефтепродуктов определяется при температуре 20 град.С и соотносится к плотности дистиллированной воды при температуре 4 град. С. 2. Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Вязкость пластовой нефти – свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и разработку залежи. Наиболее распространены значения 0,8-50 мПа* с. Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенного газа, возрастает с увеличением давления, с увеличением растворимого азота.
Физические свойства нефти, влияющие на

Слайд 60Классификации нефтей
                    Классы нефти в зависимости от массовой доли серы
 
По

плотности, выходу фракций и массовой доли парафина нефть подразделяют на

5 типов:
особо легкая, легкая, средняя, тяжелая, битуминозная.

Технологическая классификация делит нефть:

по содержанию серы (I по выходу фракций, перегоняющихся до 350С (Т1>Т2>Т3)
четыре группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1>М2>М3>М4)
две подгруппы по индексу вязкости (И1>И2)
три вида по содержанию твердого парафина (П1<П2<П3).

В целом нефть характеризуется шифром, составляемым последовательно из обозначения
класса, типа, группы, подгруппы и вида, которым соответствует данная нефть.

Классификации нефтей                    Классы нефти в зависимости от массовой доли серы По плотности, выходу фракций и массовой доли парафина

Слайд 61Газ
Природные углеводородные газы представляют собой смесь УВ вида СnН2n+2.

Основной компонент

– метан СН4 (до 98%).
В состав входят: более тяжелые

УВ, неуглеводородные компоненты:
азот N,
углекислый газ СО2,
сероводород H2S,
гелий Не,
аргон Аг.
Газ, в составе которого тяжелые УВ (С3, С4) составляют не более 75 г/м3, называют сухим.
При содержании тяжелых УВ более 150 г/м3 газ называют жирным.

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов.
Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу (15-60),
среднюю плотность в килограммах на кубический метр (0,5-3 кг/м3)
или относительную плотность по воздуху (0,5-2 м3/кг).

Газоконденсат – смесь жидких углеводородов (C5H12 + высшие), выделяющаяся из природных
газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений
(ниже давления начала конденсации) и температуры.
ГазПриродные углеводородные газы представляют собой смесь УВ вида СnН2n+2.Основной компонент – метан СН4 (до 98%). В состав

Слайд 62Природные газы подразделяют на следующие группы:

Газ, добываемый из чисто газовых

месторождений и представляющий собой сухой газ, свободный от тяжелых УВ.

2.

Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные или попутные газы).
Это физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений,- смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.

4. Газы газогидратных залежей.

Классификация природного газа

Природные газы подразделяют на следующие группы:Газ, добываемый из чисто газовых месторождений и представляющий собой сухой газ, свободный

Слайд 63Газоконденсатные системы
При сжатии чистый газ будет конденсироваться, при этом

возникает жидкая фаза, которая может сосуществовать с газовой.
В

многокомпонентных системах, каковыми являются природные УВ системы, увеличение Р ведет к тому, что жидкость, т.е. легкие фракции нефти, растворяется в газе — образуется «газорастворенная нефть» — газоконденсат (ГК) — газоконденсатная система (ГКС).
Залежи ГК распространены в широком диапазоне глубин от 710 до 4600 м, минимальные Т и Р соответственно 25°С и 7,5 МПа, максимальные — 195°С и 65 МПа.
В условиях залежи ГК – однофазная система, на поверхности – двухфазная.


Газоконденсатные системыПри сжатии чистый газ будет конденсироваться, при этом   возникает жидкая фаза, которая может сосуществовать

Слайд 64Твердые растворы - газогидраты
Предполагают, что под дном морей и океанов

находятся мощные пласты с газогидратами, запасы газа в которых превышают

запасы газовых залежей. В этих условиях решающим фактором в формировании кристаллогидратов является давление.

Небольшие залежи газовых гидратов обнаружены в условиях вечной мерзлоты над газовыми залежами (Бованенковское месторождение).

Твердые растворы - газогидратыПредполагают, что под дном морей и океанов находятся мощные пласты с газогидратами, запасы газа

Слайд 65Твердые растворы - газогидраты
Гидраты газов представляют собой твердые растворы,

где растворителем является вода (лед), молекулы которой за счет водородных

связей образуют объемный каркас, в полости которого внедряются легкоподвижные молекулы газа
Начало процесса образования газогидратов определяется составом газа, состоянием воды, внешней температурой и давлением.
Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, характеризующиеся строго определенной кристаллической структурой для различных газов ( типа и  типа- разное количество молекул воды) .

В них образуются полости двух размеров - малые и большие.
В малых полостях структуры  типа располагаются молекулы газа, размер которых не превышает 5,2 Å (0,52 нм), в больших - 5,9 Å (0,59 нм).

В малых полостях структуры  типа располагаются молекулы размером до 4,8 Å, в больших – до 6,9 Å.

Молекулы аргона, метана, сероводорода имеют размер меньше 5,2 Å, этана - > 5,2Å, пропана и изобутана - от 5,9 до 6,9 Å, н-бутана > 6,9 Å (он не образует газогидратов)

 тип

 тип

Твердые растворы - газогидраты Гидраты газов представляют собой твердые растворы, где растворителем является вода (лед), молекулы которой

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: Нажмите что бы посмотреть 

Что такое TheSlide.ru?

Это сайт презентации, докладов, проектов в PowerPoint. Здесь удобно  хранить и делиться своими презентациями с другими пользователями.


Для правообладателей

Яндекс.Метрика