Bazele de afaceri pentru câmpuri petroliere - carte, pagina 4

Figura 1,5g - Depozitul este tectonică ecranat

Figura 1.5d - Depozitul este de tip masiv

Suprafață de separare ulei și apă sau petrol și gaze, respectiv, se numește contactul ulei-apă sau gaz-petrol. Contactele linia de intersecție cu suprafața superioară a rezervorului, respectiv numitul conținut exterior ulei buclă sau gaz, și cu stratul inferior - conturul interior al petrolifer sau gaz-rulmentului (Figura 1.6). Cea mai mică distanță între un superior și un strat inferior numit neftegazanosnogo grosimea ei.

Figura 1.6 - Schema de tip rezervor rezervor

Părți ale formării 1 - apă, 2 - apă-ulei 3 - Ulei, 4 - petrol, 5 - gaz; 6 - roci rezervor; H - înălțimea rezervorului; piuliță cu guler. hn - înălțimea, respectiv, a capacului de gaz și porțiunea rezervorului de ulei.

Sub zăcămintele de petrol și gaze înțelese ca un set, limitat geografic la un singur domeniu și intabulate cu structura tectonica favorabile. Conceptele de câmpuri și depozite sunt echivalente în cazul în care în aceeași zonă există doar un singur depozit, un depozit numit odnoplastovym. Depozit având depozite în straturi (orizonturi) accesorii stratigrafice diferite, de obicei numit multistrat.

În funcție de starea de fază și structura de bază a compușilor hidrocarbonați în interiorul bazinelor de petrol și gaze sunt împărțite în ulei, care conține numai ulei, în grade diferite, gaz saturat: gaz. în cazul în care conține numai zăcăminte de gaze, format din mai mult de 90% din gazul metan și petrol, petrol și gaze (în două faze). În depozitele de gaze și petrol volum principal și o porțiune inferioară a uleiului - gaz în ulei - capac de gaz depășește o parte de ulei de volum. Pentru petrol și gaze, sunt de asemenea depozite cu foarte puțin în ceea ce privește partea uleiului - rim ulei. Gas-condensat și petrol și gaze. în primul - partea principală din volumul de petrol, gaz condensat și a doua (Figura 1.7).

Pentru a efectua astfel de depozite gaz condensat, din care, atunci când presiunea este eliberată la presiunea atmosferică, faza lichidă - condensului.

Figura 1.7 - Clasificarea depozitelor pe statele de fază de hidrocarburi

1.2 FACTORII CARE DETERMINĂ STRUCTURA INTERNĂ DEPOZITELOR

1.2.1 Proprietățile capacitive ale rocilor rezervor

Colectorii și roci non-rezervor.

Una dintre cele mai importante sarcini în stadiul de cercetare și de pregătire pentru dezvoltarea depozitelor este studiul structurii interne a depozitelor de petrol sau gaze.

Se numește colector de rocă având astfel de proprietăți geologice și fizice care asigură mobilitatea fizică a petrolului sau gazelor în spațiul său gol. roca rezervor poate fi saturat ca ulei sau gaz și apă.

Specia aceste proprietăți geologice și fizice, în care mișcarea petrolului sau gazelor în aceste fizic imposibile, sunt numite non-rezervor.

Structura internă a depozitului este determinată prin plasarea Diferiți rezervor și colectori, precum și rezervoarele cu diferite proprietăți geologice și fizice ca secțiune transversală și în zona rezervorului.

Prin urmare, proprietățile capacitive ale rocii sunt determinate de scobitură sale, care constă din volumul de pori, fisuri și cavități.

Pentru timpul alocat educației cavitati primare și secundare. goluri primare sunt formate în procesul de sedimentare și diageneza, adică, simultan cu formarea de roci sedimentare în sine, și în al doilea rând roca deja formate.

goliciune primar inerente tuturor, fără excepție, roci sedimentare, în care există acumulări de petrol și gaze - este în primul rând spațiile porilor intergranulare între mari resturi de scoici, etc. Golurile cavității secundare sunt pori și fisuri formate în procesul de dolomitization de roca de calcar și levigarea prin circularea apei și fisuri provocate de mișcările tectonice.

Figura 1.8 prezintă unele tipuri de goluri care apar în roci.

Figura 1.8 - Diferite tipuri de goluri în stâncă

și - o rasa bine sortată cu porozitate ridicată; b - slab roci triate cu porozitate scăzută; in - bine sortat rocă poroasă; r - formație bine sortat, în care porozitatea este redusă ca urmare a depunerii de materii minerale în interstițiile dintre granulele; d - o rasa care a devenit poros prin dizolvare; e - rasa, care a devenit un colector din cauza fracturilor.

Porozitatea și structura spațiului porilor

Alocați completă. adesea menționată ca deschisă totală sau absolută. porozitate eficientă și dinamică.

Full poristostvklyuchaet în toți porii de rocă ca izolat (închis) sau deschis, care comunică între ele. Raportul total de porozitate este raportul dintre volumul total al porilor din proba de rocă la volumul său pare:

Deschideți porozitate se formează pori comunică. Deschis raportul porozitate este raportul dintre volumul de pori deschiși, interconectați la volumul aparent al probei:

Volumul efectiv uchityvaetchast ulei pornasyschennyh interconectat.

porozității Cantitativ porozitate rocă caracterizate printr-un coeficient. care este măsurată ca o fracție sau procent din volumul rocii.

Porozitatea rocii într-o mare măsură depinde de dimensiunile porilor și canalele de pori, care le conectează, care la rândul lor sunt definite granulometrie compunând particulelor de rocă și gradul lor de cementare.

În soluția folosită ulei țară geologie factor deschis porozitate care este definit ca probelor în laborator și în funcție de bine logare.

Rezervoare deschise porozitate de petrol și gaze variază în limite largi - de la câteva procente la 35%. Pe majoritatea depozitelor ea medii 12-25%.

Colectorii de granule o mare influență asupra porozitatea boabelor are un aranjament reciproc. Calcule simple arată că, în cazul cel mai puțin dense, granulele cubice stivuire indicate în (Figura 1.9), raportul gol ar fi „47,6%. Acest număr poate fi considerat posibil, teoretic, porozitate maximă pentru roci clastic. Atunci când ambalarea mai densă a solului ideale (figura 1.10) o porozitate va fi doar 25,9%.

Figura 1.10 - Poziția în apropierea bilelor în model fictiv sol

rocă cavernos se datorează existenței acestor cavități secundare sub formă de cavități. Caracterizat de rezervoare de carbonat cavernoase. Este necesar să se facă distincția între rocă și mikrokavernoznye makrokavernoznye. Primele includ roci cu multe goluri mici, având un diametru de cavități (pori leșiere) la 2 mm, la al doilea - în roca cu cavități mai mari împrăștiate - până la câțiva centimetri.

Mikrokavernoznye rezervoare de carbonat în practică este adesea identificat în pori gresie, ca și în cele și în alte recipiente deschise golurile comunicând fine formate. Dar, în origine și proprietăți, există diferențe semnificative între ele.

specii medii goliciune mikrokavernoznyh, de obicei, nu depășește 13 - 15%, dar poate fi mai mult.

rare colectori Makrokavernoznye pur scobitură lor ajunge la nu mai mult de 1 - 2%. La grosimi mari productive depozite carbonatice și capacitate astfel de depozite rezerve de rezervor poate fi destul de semnificative.

factor este raportul dintre volumul cavității golurilor la volumul aparent al probei.

Pentru că în procesul de golire a depozitului poate participa, în general, makrokaverny intersectat macrocracks studiu makrokavernoznosti trebuie efectuate împreună cu studiul de fractură.

roci Fracture (Fisura capacitanță) este cauzată de prezența fisurilor nu este umplut solid. Depozite legate de rezervoare fracturate, cea mai mare parte limitate la rezervoare de carbonat strânse, iar în unele zone (Carpații Orientali, regiunea Irkutsk, etc.) - și sedimente clastic. Prezența unei rețele extinse de fisuri care patrund colectorii dense, prevede fluxuri semnificative de petrol, în godeuri.

Calitatea formării rocă fracturată ca densitate rezervor definit și fisura de deschidere.

Amploarea fisuri în macrocrack câmp de petrol si gaze geologie izolat lățime mai mare de 40 - 50 microni și o lățime de minimum microfisurile la 40 - 50 microni

Capacitatea Fractura de roci rezervor este de la fracțiuni de procente până la 1 - 2%.

Cel mai adesea fisuri acționează ca și canale de curgere a fluidului și gaz care leagă împreună tot spațiul porilor complex de roci rezervor.

Cu participarea simultană la drenaj două sau toate cele trei tipuri de goluri (pori, cavități, fisuri) colectoare este de tip mixt.

Printre colectoare cu un tip de voidage cele mai răspândite rezervoare de pori clastic - (. Volga-Ural, Siberia de Vest, Caucazul de Nord și în alte zone), în numeroase domenii de glob, inclusiv în România.

rezervoare fracturate în forma lor pură sunt destul de rare.

Din speciile cavernoase în formă pură distribuite mikrokavernoznye (Volga-Ural Timan- Pechora și colab.). Makrokavernoznye rare.

Colectorii de tip mixt, cel mai caracteristic de roci carbonatice, sunt caracteristice depozitelor depresiunea caspic, Timan-Pechora și Volga-Urali, India și alte zone.