Понятие о залежи, месторождении.

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пластадругими непроницаемыми породами

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью. Пласты - коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница - подошва. Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

Залежи бывают по геологическому строению: 1) пластовые 2) сводовые 3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду: 1 нефтяные, 2. Нефтегазовые, 3 газовые, 4.газоконденсантные.

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

96. Понятие о пористости и проницаемости коллектора. Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости тп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр:

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным порам относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации) и т. д. В большой степени свойства пористых сред определяются размерами поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы: 1) сверхкапиллярные — размеры больше 0, 5 мм; 2) капиллярные — от 0, 5 до 0, 0002 мм (0, 2 мкм)3) субкапиллярные — меньше 0, 2 мкм (0, 0002 мм).По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно. По капиллярным каналам движение жидкостей и газов происходит при значительном участии капиллярных сил. Иногда движение по ним возможно только при преодолении капиллярных сил, противодействующих движению.В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Проницаемостью называют свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.) из-за малых размеров пор в этих породах.Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство осадочных пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным подавляющая часть пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной

97. Назначение и построение структурной карты. Для изображения складок, развитых на той или иной глубине, применяют структурные карты, на которых с помощью линий одинаковых высот (изогипс) изображается гипсометрическое положение опорных поверхностей. Таковыми могут быть кровля или подошва выделяемых в разрезе стратиграфических подразделений, кровля или подошва маркирующих горизонтов, пласты, заключающие полезные ископаемые, поверхности несогласия, поверхности интрузивных пород и др. Изогипсы, проведенные по поверхности горизонтов, имеющих определенное положение в стратиграфическом разрезе, называются стратоизогипсами. При составлении структурных карт применяют также гипсометрические отметки выходов опорных горизонтов нa земную поверхность, данные бурения и геофизики. Изображение складок на структурных картах отличается большой точностью, что обусловливает широкое применение этих карт при разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых, имеющих форму пластовых залежей. С помощью структурных карт можно изобразить рельеф складок, скрытых под поверхностью Земли, что выгодно отличает эти карты от геологических карт и разрезов. Методика построения структурных карт очень близка к методике, по которой составляются топографические карты. Наиболее надежный метод составления структурных карт основан на использовании данных бурения, а также геологических разрезов и геофизических данных. Методика построения структурных карт заключается в следующем. На топографическую карту наносят положение устьев скважин. Затем из буровых журналов берут абсолютную отметку устья скважины и глубину до кровли пласта. Вычитая из первой величины вторую, получают абсолютную отметку кровли пласта. Таким же образом вычисляют абсолютные отметки кровли пласта по всем остальным скважинам и подписывают их на карте. Затем все скважины соединяют прямыми линиями, из которых получают сеть треугольников. При этом необходимо стремиться к тому, чтобы по возможности треугольники были равносторонними. Затем стороны треугольников делятся на равные отрезки в соответствии с разницей в отметках на концах сторон треугольников. Полученные однозначные отметки соединяют плавными кривыми линиями – стратоизогипсами. Качество структурной карты во многом зависит от правильно построенной сети треугольников. Равносторонние треугольники необходимы для того, чтобы избежать появления на карте отсутствующих в действительности изгибов кровли пласта. Построив структурную карту кровли одного пласта, можно построить структурную карту подошвы этого же пласта. Для этой цели используется метод схождения. Его сущность заключается в том, что, используя структурную карту верхней поверхности (кровли) и сопоставляя с ней мощность пород, разделяющих два пласта, строят структурную карту нижней поверхности (подошвы). Рассмотрим построение структурной карты методом схождения на конкретном примере. По данным бурения составлена структурная карта кровли верхнего пласта, образующего пологую брахиантиклинальную складку (рис.37). При проведении буровых работ до кровли нижнего пласта было установлено, что мощность промежуточной толщи пород в скважине А равна 300м, в скважине Б - 500м и в скважине В - 450м. Как видно из приведенных цифр, мощность промежуточной толщи не постоянна. Для выяснения направления изменения мощности строится карта равных мощностей промежуточной толщи. Линии равных истинных мощностей называются изопахитами, а линии равных вертикальных мощностей – изохорами. Для построения изохор соединяют точки расположения скважин на карте прямыми линиями. На сторонах полученного треугольника находят значения мощности промежуточной толщи через интервалы, соответствующие интервалам между стратоизогипсами кровли (подошвы) верхнего пласта. Точки с одинаковыми значениями мощности на сторонах треугольника соединяют прямыми линиями, которые и будут являться изохорами промежуточной толщи. Построив карту мощностей и нанеся изохоры на структурную карту кровли (подошвы) верхнего пласта, находят точки пересечения стратоизогипс и изохор. В каждой такой точке определяется отметка кровли (подошвы) нижнего пласта, для чего из отметки стратоизогипсы вычитается отметка изохоры. Вычислив отметки для каждой точки, соединяют одинаковые значения плавными кривыми линиями, которые и будут представлять собой стратоизогипсы подошвы (кровли) нижнего пласта.

Точки, необходимые для составления структурной карты, можно также получить путём построения ряда разрезов с изображением кровли (подошвы) пласта. Таких разрезов должно быть достаточное количество. Отметки для каждой из точек вычисляют по разрезам и затем наносят по линиям разрезов на карту.