Методы подсчетов запасов нефти и газа

Содержание

1. Миграция нефти и газа в  земной коре. Формирование скопления  углеводородов. Закономерности размещения  нефти и газа……………………2

2. Методы подсчетов запасов нефти  и газа. Объемный метод.  
Метод материального баланса. Понятие о коэффициенте извлечения нефти……………………………………………………………………………….7

3. Особенности геологического строения  нефтяных месторождений  
в Удмуртской Республике………………………………………………………16

4. Происхождение нефти и газа, основные гипотезы…………………..21

5. Запасы и ресурсы нефти и  газа. Классификация запасов  
нефти и газа………………………………………………………………………28

6. Список используемой литературы…………………………………….42

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Миграция нефти и газа в  земной коре. Формирование скопления  углеводородов. Закономерности размещения  нефти и газа.

 

Миграция нефти и газа - перемещение нефти и газа в земной коре под действием природных сил. Сопровождается физико-химическим взаимодействием минеральной среды и флюидов, a также фазовыми превращениями последних вследствие изменчивости геологической  
и термодинамической обстановки недр.

Различают первичную миграцию - отжатие углеводородов совместно  
cо связанными водами из тонкозернистых, слабопроницаемых  
нефте-материнских пород в коллекторские толщи;  
вторичную - передвижение нефти, газа в водонасыщенных пластах (коллекторах), результатом которой является дифференциация этих флюидов и образование залежей, a также их последующее переформирование. Механизмы миграции нефти и газа зависят от физико-химического состояния флюидов; сил, вызывающих их перемещение в определённых термобарических условиях и путей миграции. Из механизмов миграции нефти и газа известны: фильтрация в проницаемых горных породах  
при наличии перепада давления; всплывание нефти и газа в воде, содержащейся в коллекторах; перенос их потоком подземных вод; отжатие нефти и газа при уплотнении или деформации горных пород; перемещение их под действием капиллярных и сорбционных сил; прорывы газа или нефти через глинистые пластичные слои; диффузия их в горн. породах и водах при наличии разницы концентраций. [1]

Основными движущими силами миграции нефти и газа являются гравитационные, гидравлические и молекулярного взаимодействия. Большинство исследователей признаёт возможность миграции в виде отдельных молекул и мицелл; истинных и коллоидных водных растворов; единой газовой фазы (жидкие углеводороды растворены в сжатом газе); струй жидких углеводородов. При этом роль значения отд. видов миграции нефти и газа  для разных глубин и стадий преобразования органического вещества оценивается неоднозначно. Путями миграции являются: вся масса слабопроницаемых пород и пород коллекторов; локализированные каналы - разломы растяжения, трещины и зоны повышенной трещиноватости, плоскости напластования и несогласного залегания пород.

B связи c неоднородностью слоев  миграции нефти и газа может быть рассеянной (особенно в плохо проницаемых породах), потоковой (непрерывная фаза в проницаемом пласте), плоскоструйной (по разлому) или узкоструйной (в цепи антиклиналей). По направлению движения выделяют: латеральную (боковую, внутрирезервуарную) в пределах проницаемого пласта и вертикальную (межрезервуарную) по стратиграфическому разрезу. Пo масштабам движения углеводородов различают: локальную миграцию - в пределах маленького участка, структуры и региональную - формирующую нефтегазоносные зоны. [1]

Ученые выделяют первичную миграцию из нефтематеринских пород  
в природные резервуары и вторичную миграцию – передвижение нефти  
и газа в природных резервуарах (внутрирезервуарную миграцию). Первичную миграцию называют эмиграцией. Она происходит под действием температуры и давления на нефтематеринскую толщу. Новообразованные углеводороды растворяются в воде и вместе с ней отжимаются в коллекторы. Известный геолог-нефтяник И.В. Высоцкий считает, что с глубин 3,5-4,0 км начинается газовая эвакуация углеводородов, т.е. имеются две зоны эвакуации – водяная верхняя и газовая нижняя. Углеводороды попадают в коллектор либо в водорастворенном, либо в газорастворенном, либо в свободном состоянии, перемещаясь из зон с высоким давлением в зоны с меньшим давлением. [2]

Различают латеральную (боковую) и вертикальную миграцию.  
Одни ученые признают только вертикальную миграцию, другие являются сторонниками только латеральной миграции углеводородов.

Вертикальная миграция происходит поперек напластования, по трещинам, зонам разрывных нарушений, которые возникают при тектонических движениях земной коры. Латеральная миграция происходит по пластам – коллекторам. Коллекторские свойства пород не остаются постоянными, изменяются. Например, емкостно-фильтрационные свойства гранулярных коллекторов вначале улучшаются в интервале глубин  
1,5-3,5 км, а затем ухудшаются до полного исчезновения.  
Область оптимальных коллекторов находится в интервале 1,5-2,0 км. Получается, что главная фаза нефтеобразования и зона оптимальных коллекторов почти совпадают; если не совпадают, то находятся в сходных условиях. Ниже 1,5-2,0 км уменьшается пористость, проницаемость коллекторов за счет цементации порового пространства. С глубиной глинистые покрышки ухудшаются, они теряют пластичность, растрескиваются. [2]

Миграция углеводородов в природном резервуаре завершается  
их поступлением в ловушку, а в пределах наиболее приподнятой части ловушки происходит их накопление. Наилучшие условия для нефти создаются при встрече с пластовой сводовой ловушкой, так как формирование залежи здесь происходит в результате миграции углеводородов по всему периметру поднятия, и ловушка быстро наполняется. В худших условиях находятся тупиковые ловушки, где аккумуляция углеводородов происходит лишь с одной стороны.

Для формирования нефтяной залежи надо, чтобы ловушка на пути движения углеводородов находилась в зоне генерации жидких углеводородов (в главной зоне нефтеобразования в интервале 2,0-4,0 км). Вопросы о дальности миграции углеводородов также не находят однозначного решения среди ученых. Значительная группа ученых считает, что дальность латеральной миграции не превышает 100-150 км  
на платформах. Предполагается, что вертикальная миграция характерна для бассейнов, структуры которых разбиты крупными и протяженными разрывными нарушениями. Глубинный диапазон нефтегазоносности бассейнов обычно не превышает 3,0 км, чем и определяется возможная дальность вертикальной миграции жидких и газообразных углеводородов. [2]

Для газа миграция по пласту – коллектору на моноклинали может превышать 340 км (по И.В.Высоцкому).  Формирование залежей углеводородов при вертикальной миграции по разрывному нарушению возможно при условии, если разрывное нарушение где-то наверху замыкается. В такой «ловушке» вверху будет газ, ниже – жидкие углеводороды. Если месторождение углеводородов многопластовое (Кулешовское месторождение нефти в Самарской области), то при сходстве состава и свойств нефти в разрезе, при наличии разрывных нарушений можно предполагать о формировании его путем вертикальной миграции углеводородов. Очень часто нефтематеринские породы контактируют с разрывными нарушениями, по которым нефть и газ поднимаются к ловушкам. Сформировавшиеся залежи имеют различный фазовый состав в зависимости от положения ловушек относительно генетических зон распределения углеводородов в земной коре (вертикальная зональность). [2]

Скопления нефти и газа известны в отложениях всех возрастов, начиная от протерозоя до четвертичного отдела. Однако основные запасы  
их приурочены к осадочным породам определенного возраста, в то время как в породах другого возраста они присутствуют лишь в незначительных размерах. С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти такое неравномерное размещение месторождений объясняется литолого-фациальными условиями образовании вмещающих толщ и особенностями тектонического строения и развития конкретной области и района. [2]

Основная часть мировых разведанных запасов нефти сосредоточена в палеозойских и мезозойских отложениях, а основная часть запасов  
газа - в меловых и кайнозойских отложениях. В докембрийских и четвертичных отложениях скопления нефти и газа встречаются весьма редко и в незначительных масштабах. Для каждого материка и для каждого нефтегазоносного бассейна существуют свои закономерности распределения запасов нефти и газа по стратиграфическим комплексам. Причем основные запасы приурочены к крупным и гигантским месторождениям.

Неравномерное распределение запасов нефти и газа по стратиграфическому разрезу объясняется периодичностью (цикличностью) геологических процессов, а именно - цикличностью процессов накопления органического вещества в осадочных толщах. В тех отложениях, где сконцентрированы максимумы запасов нефти и газа, содержатся и максимальные объемы каменного и бурого угля. Это свидетельствует о том, что нефтегазоносные толщи формировались в периоды расцвета органического мира, в периоды талассократических режимов развития континентов, когда значительная часть их была покрыта относительно мелководными морями, в которых происходило бурное развитие микроорганизмов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Методы подсчетов запасов нефти  и газа. Объемный метод.  
Метод материального баланса. Понятие о коэффициенте извлечения нефти.

 

Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти, газа и конденсата основывается на детальном изучении недр и синтезируют в себе все сведения, полученные в процессе поисков, разведки и разработки залежей: данные изучения минералогических и петрографических особенностей пород, физики пласта и физико-химических свойств флюидов, результаты полевых и промыслово-геофизических исследований, сведения об условиях формирования залежей нефти, газа и конденсата, о закономерностях размещения их в недрах. Данные петрофизического изучения нефтегазоносных толщ, опробования и испытания скважин, опытно-промышленных работ и разработки залежей, результаты промыслово-геологического изучения залежей и процессов, протекающих при их разработке. [3]

Решение этих задач в значительной мере зависит от достоверности осуществляемых подсчетов запасов месторождений и перспективных ресурсов, а также оценок прогнозных ресурсов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов.

Методы подсчета запасов нефти и газа – подразделяются при подсчете запасов нефти на: 1) объемный; 2) отдача с 1 га или с 1 м2;  
3) объемно-генетический; 4) статистический; 5) материальных балансов;  
6) карт изобар; при подсчете запасов газа на: 1) объемный; 2) по падению давления; 3) материальных балансов; 4) карт изобар.

Основным методом подсчета запасов является объемный.  
Им могут быть подсчитаны абсолютные начальные (геологические) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содержащиеся в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при современных  
технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэффициент отдачи. [3]

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям,  
в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. [4]

Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пластов, отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов,  
то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют формулу:

Q н. бал = F * h н * k п о* k н * q * r н     (1)

Q н. извл = Q н бал . h         (2)

q = 1 / b          (3)

где, Q н бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h н - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о – коэффициент открытой  пористости, доли ед.;

k н  - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли  ед.;

r н – плотность нефти в  поверхностных условиях, доли ед.;

Q н извл - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h - коэффициент нефтеотдачи, доли  ед.;

b – объемный коэффициент пластовой  нефти, доли ед.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.

Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят  
с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин,  
на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют  
на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта. [4]

Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина h н определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади. Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.