Prirodno nakupljanje nafte u podzemlju naziva se nalazište nafte. Gotovo svako nalazište nafte sadrži i plin, t.j. je u biti nalazište nafte i plina. U prirodi postoje i čisto plinovite naslage, t.j. nakupine prirodnog plina u poroznim stijenama.
Glavna poznata polja nafte i plina koncentrirana su u sedimentnim stijenama. Karakteristična karakteristika sedimentnih stijena je njihova slojevitost. Ove stijene sastavljene su uglavnom od gotovo paralelnih slojeva (slojeva), koji se međusobno razlikuju po sastavu, strukturi, tvrdoći i boji. Donja granična površina naziva se jedini, i iznad - krovište.
Slojevi sedimentnih stijena mogu se pojaviti ne samo vodoravno, već iu obliku nabora(Sl. 1), nastalih tijekom oscilatornih, tektonskih i planinskih procesa. Savijanje formacije, usmjereno konveksnošću prema gore, naziva se antiklinala i ispupčiti se - sinklina. Nastaju susjedna antiklinala i sinklinala puni preklop.
Sl. 1. Nabor formiran od sedimentnih stijena.
sl.2. Sheme strukturnih zamki.
a - zamka u grebenu lokalnog uzdizanja; b - tektonski
oklopljena zamka u vršnom dijelu lokalnog izdizanja.
U Rusiji se gotovo 90% pronađene nafte i plina nalazi u antiklinalama, dok se u inozemstvu - oko 70%. Antiklinale su prosječno dugačke 5...10 km, široke 2...3 km, visoke 50...70 m. No poznate su i divovske antiklinale. Tako najveće naftno polje na svijetu Gavar (Saudijska Arabija) ima dimenzije 225x25 km i visinu od 370 m, a plinsko polje Urengoy (Rusija): 120x30 km s visinom od 200 m.
Po propusnost stijene se dijele na propusne (sakupljači) i nepropusne (gume). kolekcionari- to su bilo koje stijene koje mogu sadržavati i ispuštati tekućine i plinove, kao i prolaziti kroz sebe uz pad tlaka. Pore rezervoari imaju najbolja svojstva ležišta.
Druge vrste kolektora također mogu imati dobre sposobnosti zadržavanja i otpuštanja tekućina i plinova, kao i propuštanja kroz sebe. Dakle, na nekim poljima Saudijske Arabije međusobno povezani sustavi pukotine stvaraju kanale duge do 30 km. Više od 50% otkrivenih rezervi nafte ograničeno je na razbijena ležišta u inozemstvu, a 12% u Rusiji.
Gume To su praktički neprobojne stijene. Obično su to stijene kemijskog ili miješanog podrijetla, koje nisu poremećene pukotinama. Najčešće, gline igraju ulogu guma: kada se navlaže vodom, one bubre i zatvaraju sve pore i pukotine u stijeni. Osim toga, kamena sol i vapnenac mogu se koristiti kao gume.
Industrijska ležišta nafte i plina nalaze se samo u sedimentnim stijenama. Nafta i plin ispunjavaju pore i praznine između pojedinih čestica ovih stijena.
Poznato je da u sedimentne stijene spadaju pijesci, pješčenici, vapnenci, dolomiti, gline itd. Međutim, u glinovitim stijenama nema industrijskih nakupina nafte. Glineni slojevi u naftnim poljima igraju samo ulogu nepropusnih preklopa, između kojih se nalaze poroznije stijene zasićene naftom, plinom ili vodom. Da nema glinovitih stijena koje leže i prekrivaju nakupine nafte ili plina, tada bi potonje bile raspršene po cijeloj debljini zemljine kore.
Za stvaranje ležišta nafte i plina, osim prisutnosti poroznih stijena, zatvorenih odozgo nepropusnim slojevima, potreban je još jedan uvjet: određeni strukturni oblici ležišta. Dugogodišnja praksa eksploatacije nalazišta nafte i plina pokazala je da se nafta i plin ne nalaze u neporemećenim (horizontalnim) slojevima, već su sve njihove akumulacije u raznim naborima.
Najčešći i najviša vrijednost u strukturi ležišta nafte i plina strukturni oblici antiklinalnog tipa i strukturni oblici povezani su s monoklinalnom pojavom ležišta. Većina svjetskih nalazišta nafte i plina ograničena je na ove strukturne oblike.
Na sl. Slika 1 prikazuje dijagram ležišta nafte i plina u obliku ležišta. Njegovi glavni elementi i parametri su geometrijske dimenzije i oblik, kao i položaj vanjskih i unutarnjih kontura nafte i plina.
sl.3. Shema ležišta nafte i plina ležišnog tipa
1 – unutarnja kontura sadržaja plina; 2 – vanjska kontura sadržaja plina;
3 – unutarnja kontura uljne nosivosti; 4 – vanjska kontura uljne nosivosti.  |
Linija presjeka površine kontakta ulje-voda s vrhom ležišta naziva se vanjska kontura uljnonosnog kapaciteta, a s dnom ležišta - unutarnja kontura uljnonosnog kapaciteta.
Akumulacija slobodnog plina iznad nafte u ležištu naziva se plinska kapa.
Linija presjeka sučelja nafte i plina s vrhom formacije predstavlja vanjsku konturu sadržaja plina, a s dnom formacije - unutarnju konturu sadržaja plina.
Osim ležišta nafte i plina tipa ležišta, postoje i masivna ležišta nafte ili plina ograničena na velike masive ili grebene, obično sastavljene od vapnenca. Tu su i ležišta zaštićena i litološki ograničena ležišta nafte i plina.
Stalni pratioci nafte u naftnim nalazištima su naftni plin i formacijske vode. Njihov raspored po visini naslaga, kao što se može vidjeti iz dijagrama na Sl. 1 odgovara njihovim gustoćama: plin se nalazi u gornjim dijelovima antiklinale ili monoklinalnog nabora, nafta leži ispod plina, a potonji je odozdo poduprt vodom.
Volumen praznine u stijena, koji se sastoji od pora, kanala pora između pojedinih zrnaca i čestica stijena, pukotina, kaverna itd., obično se naziva poroznost. Brojčana vrijednost poroznosti određena je omjerom ukupnog volumena svih šupljina u stijeni prema cjelokupnom volumenu stijene s šupljinama.
Vrijednost poroznosti razne pasmine varira u vrlo širokom rasponu - od djelića postotka do nekoliko desetaka posto. Dakle, za magmatske stijene, poroznost se kreće od 0,05 do 1,25% ukupnog volumena stijene s šupljinama, za naftne pijeske - od 18 do 35%, za pješčenjaka - od 13 do 28%. Propusnost stijene ovisi o veličini pora i kanalima koji te pore povezuju. Kako veća veličina pore, to je veća propusnost i obrnuto. Primjerice, gline mogu imati istu poroznost kao pijesci, tj. jedinični volumen glinovite stijene može sadržavati tekućinu koliko i isti volumen pijeska. Međutim, zbog zanemarivo male veličine pojedinih pora i kanala između čestica gline, sile kohezije i unutarnjeg trenja u njima su toliko velike da je kretanje tekućine ili plina u glinenom ležištu gotovo izostalo. Gline su praktički nepropusne za tekućinu i plin.
Osim geometrijskog volumena ležišta nafte ili plina, poroznosti i propusnosti stijena koje čine ovo ležište, njegova komercijalna vrijednost ovisi i o količini ležišne energije, o kvaliteti nafte koja se u njoj nalazi i, najvažnije, o zasićenosti naftom i plinom.
Zasićenost uljem (gasom saturation) je omjer volumena pora u ležištu ispunjenom naftom (plinom) prema ukupnom volumenu pora. Činjenica je da pore stijena koje sadrže naftu ili plin uvijek sadrže vodu, koja u procesu eksploatacije ležišta ostaje nepokretna. Ova voda je “vezana” za stijenu zbog djelovanja sila prianjanja stijene na vodu. Utvrđeno je da je od ukupnog volumena pora uljne stijene od 60 do 90% pora ispunjeno uljem, a ostalo: volumen pora je ispunjen vodom.
Ukupno nalazišta nafte i plina koja se nalaze na jednom području Zemljina površina, predstavlja naftno ili plinsko polje.
Slika 4. shematski prikazuje višeslojno naftno i plinsko polje antiklinalnog tipa. U ovom polju nalazi se rezervoar A - čisto plin, slojevi B i C - ulje. Gornji dio ležišta B ispunjen je plinom, a nafta je odozdo poduprta formacijskom vodom.
sl.4. Shema naftnog i plinskog polja.
Vrijednost bilo kojeg naftnog polja i plin Prije svega, ona je određena veličinom rezervi glavnih minerala, koje čine rezerve ležišta otkrivenih u njegovim granicama.
Značajke pojave ulja i plin u crijevima zahtijevaju istraživanja usmjerena na proučavanje:
1) tekućine glavnih minerala ( ulje, plin, kondenzat), pridruženi minerali ( podzemne vode), kao i sadržane u tim i drugim korisnim komponentama;
2) ležišne stijene unutar zamki, čiji prazni prostor služi kao rezervoar za fluide;
3) uvjeti pojave tekućina u zamkama;
4) glavne značajke ležišta koje određuju uvjete za njihov razvoj (način rada, produktivnost bušotine, ležišni tlak, protok ulje, plin i kondenzat, hidraulička vodljivost rezervoara, itd.);
5) procesi koji se javljaju u podzemlju tijekom formiranja naslaga i njihovog razvoja.
TEKUĆINE
Nafta, plin i kondenzat prirodne su mješavine ugljikovodičnih i neugljikovodičnih spojeva.
ULJE je prirodna smjesa koja se sastoji uglavnom od ugljikovodičnih spojeva metanske (SpN2p+2), naftenske (SpNap) i aromatske (SpN2p-2) skupine, koji se nalaze u tekućoj fazi u rezervoarskim i standardnim uvjetima. Osim ugljikovodika (HC), ulja sadrže sumpor, dušik, kisikove spojeve i organometalne komplekse. Kisik u uljima obično je uključen u sastav naftenskih i masnih kiselina, smola i asfaltena. Trajne komponente ulja uključuju sumpor, koji je prisutan i u obliku razne veze, i to u slobodnom stanju. Najviše ulja u uvjetima ležišta, otopljeni plin je sadržan u jednoj ili drugoj količini.
Prema sastavu ugljikovodičnih i neugljikovodičnih dijelova nafte dijele se na niz tipova, čiji su glavni pokazatelji grupni sastav ugljikovodika, frakcijski sastav, sadržaj neugljikovodičnih komponenti, asfaltena i smola.
Prema grupnom sastavu ugljikovodika (u težinskim postocima) razlikuju se metanska, naftenska i aromatična ulja.
Frakcijski sastav odražava relativni sadržaj (u težinskim postotcima) različitih frakcija ulja koje ispare tijekom destilacije do 350°C, te uljnih frakcija (destilata) koje ispare na temperaturama iznad 350°C.
Svojstva ulja u standardnim uvjetima značajno se razlikuju od njihovih svojstava u uvjetima ležišta zbog povećanog sadržaja otopljenog plina u njima pri visoke temperature i podzemni pritisak. Za obračun rezervi, njihov racionalni razvoj, primarnu pripremu, transport i preradu ulja njihova svojstva određuju se posebno za te uvjete. U standardnim uvjetima, glavni parametri ulja uključuju gustoću, molekularne mase, viskoznost, točka tečenja i vrelište, a za uvjete ležišta određuju se sadržaj plina, tlak zasićenja otopljenim plinom, volumetrijski koeficijent, koeficijent stišljivosti, koeficijent toplinske ekspanzije, gustoća i viskoznost.
PLINOVI- prirodna mješavina ugljikovodičnih i neugljikovodičnih spojeva i elemenata koji se nalaze u ležišnim uvjetima u plinovitoj fazi u obliku odvojenih nakupina ili otopljeni u ulje ili vodenom stanju, a pod standardnim uvjetima - samo u plinovitoj fazi. Glavne komponente ležišnog plina uključuju metan i njegove homologe - etan, propan, butan. Plin često sadrži sumporovodik, helij, ugljični monoksid, dušik i inertne plinove, ponekad i živu. Etan sa udjelom plina od 3% ili više, helij u koncentraciji od 0,05% u slobodnom plinu i otopljen u ulje plin 0,035%, kao i sumporovodik u udjelu od 0,5% (volumenski) su od industrijskog značaja.
Najvažniji parametri plina su molekularna težina, gustoća u standardnim uvjetima, relativna gustoća u zraku, prosječna kritična temperatura i tlak, koeficijent superstišljivosti, volumetrijski koeficijent, viskoznost, stvaranje hidrata, toplina izgaranja.
KONDENZAT - prirodna smjesa uglavnom lakih ugljikovodičnih spojeva koji su u plinu u otopljenom stanju pod određenim termobaričkim uvjetima i prelaze u tekuću fazu kada tlak padne ispod tlaka kondenzacije. U standardnim uvjetima kondenzat (stabilan) je unutra tekućem stanju i ne sadrži plinoviti SW. Kondenzat može sadržavati sumpor i parafin. Kondenzati se razlikuju po grupnom i frakcijskom sastavu. Glavni parametri ležišnog plina koji sadrži kondenzat, osim gore navedenih, uključuju i omjer kondenzat-plin i tlak početka kondenzacije. Kondenzat je karakteriziran svojom gustoćom i viskoznošću u standardnim uvjetima.
PODZEMNI (REZERVOARSKI) VODNI oblik sa naslagama ulje i plin čine jedinstven hidrodinamički sustav i služe kao jedan od glavnih izvora energije ležišta. Podzemne vode sadrže otopljene soli, ione, koloide i plinovi. Ukupni sadržaj otopljenih iona, soli i koloida u vodi određuje njezino glavno svojstvo - mineralizaciju. Jod, brom, bor, stroncij mogu biti sadržani u podzemnim vodama u količinama koje omogućuju njihov razvoj. Od plinova otopljenih u podzemnim vodama glavnim se smatraju CO2, N2, CH4. Za podzemne vode također se određuju gustoća, viskoznost, volumetrijski koeficijent, koeficijent stišljivosti i površinska napetost.
PRIRODNE AKUMULACIJE
Prirodna akumulacija (prema I.O. Brodu) je prirodni kapacitet za ulje, plina i vode, unutar kojih mogu cirkulirati i čiji je oblik određen omjerom ležišta i zatvarajućih (rezervoarskih) slabo propusnih stijena.
Nafta i plin akumuliraju se u praznom prostoru ležišnih stijena prirodnih ležišta unutar zamki, tvoreći prirodne akumulacije. Zamke ulje i plin su dijelovi prirodnih ležišta u kojima se, zbog raznih vrsta strukturnih dislokacija, stratigrafske ili litološke ograničenosti, kao i tektonskog skrininga, stvaraju uvjeti za akumulaciju nafte i plina.
Struktura prirodnih akumulacija određena je njihovim tipom, materijalnim sastavom stijena koje ih tvore, vrstom praznih prostora ležišnih stijena i konzistencijom tih stijena na području.
Postoje tri glavne vrste ležišta: ležište, masivno i litološki ograničeno. Mogu biti sastavljene od stijena različitih sastav materijala: terigena, karbonatna, evaporitna, vulkanogena. Posebnu ulogu ima i cementni materijal ležišne stijene.
Stijene - akumulacije različitog materijalnog sastava karakteriziraju odgovarajući tip praznine - porozne, pukotine, kavernozne, umiješane u različite kombinacije, što općenito određuje njegovu strukturu.
Vrijednost praznog prostora procjenjuje se u ulomcima jedinice sljedećim koeficijentima:
Praznina općenito - k p y s t
Poroznost - k str
Frakturiranje - k t str
Kavernoznost - k to a to
Sekundarno lomljenje - k in t. p u s t
Sekundarna kavernoza - k u t. p kod sv
Praznina se odnosi na sve vrste šupljina u stijenama koje su nastale od pora, špilja i pukotina:
k p y c t \u003d k p + k t p + k k a c
U poroznom ležištu, prema međusobnoj komunikaciji pora, razlikuje se poroznost: ukupna, otvorena, zatvorena, procijenjena koeficijentima k p total, k p o, k p z.
k p o b sch \u003d k p o + k p s
Vodom zasićene stijene karakterizira koeficijent zasićenosti vodom
k u \u003d k u o + k u p,
gdje je k u p koeficijent pokretne zasićenosti vodom.
Koeficijent zasićenosti uljem kn (plinska zasićenost kg) omjer je volumena nafte (plina) sadržanog u otvorenom prazninskom prostoru prema ukupnom volumenu praznine. Dio otvorenog praznog prostora u zonama maksimalne zasićenosti uljem ( plin) depoziti zauzeti zaostalu vodu. Njegov udio u otvorenom prazninskom prostoru procjenjuje se koeficijentom preostale vodozasićenosti kvo.
U naftom zasićenom ležištu
k u o + k n \u003d 1
Sukladno tome, u plinom zasićeni kolektor
k u o + k g \u003d 1
Ako uz zaostalu vodu ima ostataka ulja, onda
k u o + k g + k n \u003d 1
U prijelaznim zonama, udio praznine zasićene vodom povećava se zbog pokretne vode. U tim zonama i ispod WOC-a, zasićenost otvorenog prazninskog prostora vodom procjenjuje se koeficijentom zasićenosti vodom kw.
Odnosno
k in + k n \u003d 1; k in + k g = 1
Minimalne vrijednosti parametara koji karakteriziraju zasićenost ležišta naftom ili plinom na kontaktu nafta-plin (plin-voda) nazivaju se granične vrijednosti. Za razliku od njih minimalne vrijednosti parametri produktivnih slojeva, koji karakteriziraju stijenu kao ležište, nazivaju se uvjetnim vrijednostima.
U razbijenom ležištu kapacitivna svojstva ležišta određena su lomljenjem uzrokovanim sustavom lomova različitih otvora, duljina i prostornih orijentacija. Sustav lomova dijeli stijenu na blokove nepropusne matrice, koje karakterizira
k p str. b l \u003d 0 i k p. o. e f b l = 0
U pukotinsko-kavernoznom ležištu omjer k prema a b / k t p je 5 - 10, povećavajući se u krškim vapnencima.
Prema sposobnosti pora da primaju, sadrže i oslobađaju slobodnu tekućinu ili plin, izolirana je efektivna poroznost, procijenjena koeficijentom
k p o e f \u003d k p o (1 - k in o),
gdje je k in o koeficijent preostale (neukapljene) zasićenosti vodom.
Sve produktivne slojeve u određenoj mjeri karakterizira heterogenost, izražena u varijabilnosti oblika pojavljivanja i fizikalna svojstva rezervoari unutar akumulacije koja se razmatra. Heterogenost ležišta ima značajan utjecaj na raspodjelu rezervi nafte i plina i prirodu filtracije tekućina i plin.
Promjenjivost oblika produktivne formacije određena je njezinom nejednakom debljinom (ukupnom i efektivnom), disekcijom, iskapanjem cijele formacije i njezinih međuslojeva, zamjenom njihovog litofacija nepropusnim razlikama i ušću.
Promjenjivost fizičkih svojstava produktivne formacije prvenstveno je posljedica razlike u njezinim svojstvima ležišta: šupljina općenito i njezini tipovi - poroznost, lomljenost, vugginess. Na svojstva ležišta utječu zaobljenost, sortiranje i pakiranje zrna, vijugavost i veličina pornih kanala te specifična površina. Važna svojstva ležišnih stijena su njihova gustoća i stišljivost.
UVJETI ZA TEKUĆINU U REZERVOARU
Svaka prirodna akumulacija ulje i plin u zamku se zove ugar.
Plin, ulje a voda se u naslagama raspoređuje pod utjecajem gravitacijskog faktora, tj. ovisno o njihovoj gustoći. Obično plin i ulje zauzeti Gornji dio zamke, a voda ih podiže odozdo, ispunjavajući ostatak spremnika. Plin i nafta se, pak, također distribuiraju pod utjecajem gravitacijskog faktora: plin kako se upaljač nalazi iznad ulja.
Uvjeti pojave ulje i plin u ležištima određeni su hipsometrijskim položajem kontakata nafta-voda (WOC), plin-voda (GWC) i plin-ulje (GOC.); visina depozita; dimenzije ulje, plin, voda-ulje, plin i nafta i plin-voda zone, naftom i plinom zasićene debljine ležišta, vrijednosti početne i preostale zasićenosti naftom i plinom zasićenosti stijena - kolektora i njihova promjena površine i presjeka; početni rezervoarski tlak i temperatura.
GLAVNE VRSTE DEPOZITA
Ovisno o strukturi ležišta, razlikuju se sljedeće glavne vrste naslaga ulje i plin: rezervoar (sl. 1); masivan; litološki ili stratigrafski ograničeni; tektonski zaštićena.
Nalazište nafte i plin mogu biti ograničeni na jedno izolirano prirodno ležište ili povezani sa skupinom hidrodinamički međusobno povezanih prirodnih ležišta, u kojima su oznake kontakta plin-tekućina i voda-nafta jednake. U drugom slučaju, ležište se razlikuje kao masivno ili ležišno-masivno.
Riža. 1. Shema ležišta ležišta kupole.
Dijelovi formacije: 1 - voda, 2 - voda-ulje, 3 - ulje, 4 - plin-ulje, 5 - plin; 6 - stijene - kolektori; H - visina depozita; Hg, Hn su visine plinske kapice i ulje dijelovi depozita
KLASIFIKACIJA NALOGA PREMA FAZNOM STANJU HC
Ovisno o faznom stanju i glavnom sastavu ugljikovodičnih spojeva u tlu, nalazišta nafte i plina dijele se na (slika 2):
- ulje koji sadrže samo ulje zasićeno plinom u različitim stupnjevima;
Nafta i plin i nafta i plin (dvofazni); u nalazištima plina i nafte, najveći dio u volumnom smislu je nafta, a manji dio - plin(plinska kapa); u naftnim i plinskim poljima - plinska kapa premašuje volumen ulje dio sustava; nalazišta nafte i plina obuhvaćaju i ležišta s volumno izrazito neznatnim naftnim dijelom – naftni rub;
Sadrži samo plin plin
- plinski kondenzat ulje i nafta i plinski kondenzat: u prvom - glavni naftni dio u smislu volumena, au drugom - plinski kondenzat (slika 2).
GLAVNE ZNAČAJKE KOJE KARAKTERIZIRAJU UVJETE RAZVOJA DEPOZITA
Svako ležište nafte ili plina ima potencijalnu energiju, koja se troši na istiskivanje tijekom procesa razvoja. ulje i plin iz ležišta (produktivna formacija). Pomicanje tekućina iz ležišta događa se pod djelovanjem prirodne sile- rezervoari energije. Takvi nositelji su, prije svega, pritisak regionalnih voda, kao i elastične sile nafte, vode, stijena; plin, komprimiran u plinskim naslagama i plinskim kapama, i plin otopljen u ulje. Osim toga, u naslagama djeluje sila gravitacije ulje.
Priroda manifestacije pokretačkih sila u ležištu, koje određuju dotok tekućine u proizvodne bušotine, naziva se režim ležišta. U skladu s prirodom ispoljavanja dominantnog izvora energije ležišta u procesu razvoja naftnih ležišta razlikuju se sljedeći modovi: tlak vode, elastični tlak vode, tlak plina (gas cap), otopljeni plin i gravitacija i u ležištima plina - plin i otporan.
Manifestacija jednog ili drugog režima u ležištu posljedica je heterogenosti produktivne formacije unutar ležišta i izvan njega, sastava i faznog stanja ugljikovodika u ležištu, njegove udaljenosti od područja punjenja koje se koristi u procesu razvoja. tehnološka rješenja. Načini polaganja ocjenjuju se prema promjeni protoka tijekom vremena ulje, plin i voda, vodni rez proizvoda, rezervoarski tlakovi, plinčimbenici, napredovanje rubnih voda i sl. Uvjete razvoja ležišta određuju i mnogi drugi čimbenici: fazna propusnost stijena, produktivnost bušotine, hidraulička vodljivost, piezoelektrična vodljivost proizvodnih formacija, stupanj hidrofobizacije stijena i potpunost istiskivanja ulja sredstvom za istiskivanje.
Pod ležištem nafte i plina podrazumijeva se jedna akumulacija u jednom ili više ležišta koja imaju jedan hidrodinamički sustav. Ako je akumulacija ugljikovodika dovoljno velika i isplativa za razvoj, naziva se komercijalno ležište nafte i plina. Stoga se definira pojam "industrijskog depozita". stanje tehnike tehnologije proizvodnje nafte i plina.
Oblik i dimenzije ležišta ugljikovodika određuju se oblikom i veličinom zamke. Glavni parametar ležišta su njegove rezerve, koje se dijele na geološke i povratne. Geološke rezerve uključuju svu količinu nafte, plina, koja se nalazi u ležištu unutar izračunate površine (F) i uzimajući u obzir druge parametre. Nadoknadive rezerve uključuju samo količinu ugljikovodika koja se može izvući (podići na površinu). Nadoknadive rezerve nafte čine od 15 do 80% geoloških rezervi, kako u našoj zemlji, tako iu inozemstvu. Oni ovise o: 1) fizička i kemijska svojstva ulje; 2) svojstva ležišta; 3) metode razvoja.
Kombinacijom povoljnih parametara, na primjer, s naftom niske viskoznosti i visokopropustnim i dobro propusnim ležištima, može se postići najveći iskorištenje ležišta, u nekim slučajevima i do 70-80%.
Međutim, kombinacijom lošijih performansi nafte i ležišta, na primjer, s vrlo gustom visokoviskoznom naftom i niskopropusnim karbonatnim ležištima, gotovo je nemoguće izvući više od 15-20% nafte iz podzemlja.
Velika važnost za povećanje proizvodnje nafte koristi se od početka razvoja ležišta najviše učinkovite metode utjecaj na naftna ležišta.
Količina dobivene nafte u odnosu na geološke rezerve izražava se kroz faktor iskorištenja nafte Kn:
Nadoknadive rezerve, (t), -geološke rezerve, (t).
Faktor iskorištenja ulja izražava se kao postotak ili udjeli jedinice. Granice mjerenja, kao i nadoknadive rezerve kreću se od 15 do 80% (0,15-0,8).
Obično se u karbonatnim ležištima kreće od 0,15 do 0,3; a u terrigenim - 0,4-0,5, rjeđe 0,6-0,8. Prosječna vrijednost u modernim uvjetima iznosi oko 0,4-0,45.
Posljedično, više od 50% dokazanih rezervi nafte u glavnim zemljama proizvođačima nafte ostaje neizvađeno u utrobi. S tim u vezi suočava se naftna i plinska industrija veliki problem povezana s najvećom ekstrakcijom ulja iz crijeva. Ovaj problem je posebno akutan u onim regijama gdje su akumulacije nafte, značajne po geološkim rezervama, sastavljene od debelih slojeva niskopropusnih karbonatnih ležišta, kao i naslaga guste viskozne nafte. Osim toga, vrlo je teško izvući lagano, ali vrlo parafinsko ulje, što smanjuje iskorištenje nafte iz ležišta. Za smanjenje viskoznosti ulja i otapanje parafina potrebno je koristiti nosače topline ( Vruća voda, par itd.), koji se tehnički i ekonomski smatra neopravdanim u većini regija naše zemlje i praktički se ne koristi u većim razmjerima.
Što se tiče isključivo plinskih naslaga, koeficijent iskorištenja plina može doseći 70-80%, a u pojedinačni slučajevi viši.
Akumulacija nafte i plina podrazumijeva se kao skup naslaga (rjeđe jedno ležište) ograničenih na jednu ili više zamki smještenih unutar istog lokalnog područja. Na sl. 4. Dana je struktura 2 akumulacije nafte i plina povezane s jednom (a) i nekoliko (b) zamki.
Pri proračunu kontura nalazišta nafte i plina na temelju rezultata istraživanja nužno se izvode geološke konstrukcije: strukturne karte i geološki profili. Tipično, niz bušotina se buši u području istraživanja. profilni sustav, zatim grade geološke profile na koje se primjenjuju rezultati ispitivanja proizvodnih formacija. Prema geološkim profilima izrađuje se strukturna karta na kojoj su prikazane konture sadržaja nafte i plina. U normalnim uvjetima, površine koje odvajaju naftu od vode, plin od nafte ili plin od vode gotovo su horizontalne (na istim apsolutnim razinama). Stoga se konture sadržaja nafte i plina provode u skladu s konfiguracijom izohipse formacije. Na slici 5. prikazan je geološki profil kroz naftno ležište, strukturna karta naftnog ležišta, kao i način izrade strukturne karte i određivanja kontura naftnog i plinskog ležišta.
Površina koja razdvaja naftu i vodu (plin i naftu, plin i vodu) naziva se dno ležišta nafte (nafta i plin, plin) ili površina dionice voda-nafta (plin-ulje, plin-voda) (kontakt ) - VNK, GNK, GVK.
Riža. 4. Lokacije nafte i plina.
Linija presjeka površine WOC-a s krovom formacije naziva se vanjska kontura uljne nosivosti. Linija presjeka površine WOC-a s bazom ležišta naziva se unutarnja kontura nosivosti nafte, koja je dodijeljena za ležište u ležištu. U masivnom ležištu nema unutarnje uljne konture.
Visina depozita ( H) naziva se najkraća udaljenost od baze ležišta do njegove najviše točke. Kod strukturalne zamke - antiklinale ili kupole - najviša točka nalazi se u luku na mjestu infleksije nabora. Visina naslaga u ležištu ležišta na antiklinali veća je od debljine ležišta ( h), a u slučaju masivnog rezervoara, obrnuto, jer često u debelom sloju ležišta, na primjer, karbonatnom masivu, nalazište nafte nalazi se u gornjem dijelu masiva ispod gume Hh/
Riža. 5. Nalazište nafte i plina u profilu i planu.
Duljina, širina i površina depozita ( F) oni. njegove su dimenzije određene njegovom projekcijom na horizontalna ravnina unutar vanjske konture uljnog (plinonosnog).
Za izračunavanje rezervi nafte potrebno je znati ne ukupnu debljinu produktivnog ležišta, već efektivnu debljinu zasićene naftom, koja je definirana kao ponderirani prosjek po površini ležišta (uzimajući u obzir ovaj parametar za bušotine ) ukupna debljina dobro propusnih međuslojeva ležišta. Ova se vrijednost utvrđuje iz podataka geofizike terena, t.j. karotaža bušotina (GIS).
Akumulacija slobodnog plina iznad nafte u nalazištu nafte i plina naziva se plinska kapa (GSH), koja nastaje kada je tlak u ležištu jednak tlaku zasićenja, naftnog plina na danoj temperaturi. Ako je tlak u rezervoaru ( 
, tada se sav plin otapa u ulju, a ako 
, tada nastaje GSH.
Stupanj ispunjenja pora uljem (plinom) naziva se zasićenost uljem i mjeri se u postocima ili udjelima jedinice. Često je koeficijent zasićenosti uljem 70-90% (0,107-0,9). Dakle, 70-90% nafte i plina može biti sadržano u ležištima u pornom prostoru, a ostatak prostora je ispunjen zaostalom (vezanom) vodom, t.j. zaostalu vodu nakon formiranja stijene, koja je obično povezana sa stijenom i nepokretna je.
Za izračun rezervi ugljikovodika u ležištima koriste se i drugi parametri, koji su, zajedno s formulama za izračun, razmotreni u nastavku.
U nekim slučajevima, u kopnenim uvjetima, uz zamjetno kretanje vode u produktivnoj formaciji, nastaje kosi OWC. Kreće se u smjeru strujanja vode. U tom slučaju će kontura koja sadrži ulje prijeći izohipse produktivne formacije.
U nekim slučajevima, kao rezultat djelovanja mikroorganizama na kontaktu voda-nafta, dolazi do uništenja prijelazne zone nafte na dnu ležišta i površina kontakta voda-nafta dobiva valoviti karakter.
Faktor punjenja zamke pokazuje omjer visine ležišta nafte (nafta i plin ili plin) i amplitude strukturne zamke (lokalno izdizanje). - odgovara potpunom punjenju trapa (100%), a kada je trap samo do pola ispunjen ugljikovodicima (50%). U potonjem slučaju, količina HC-a koja je ušla u zamku bila je nedovoljna da popuni cijeli kapacitet zamke.
Prema genezi zamki, tipovi naslaga se dijele u nekoliko klasa: strukturne, litološke, stratigrafske, grebenske, mješovite (kombinirane).
Najčešći u Zemljina kora naslage strukturne klase, ograničene na antiklinale, među kojima su: lučne, viseće, tektonski zaklonjene, blokovske i blizu dodirne.
Nafta i plin u kupolastim naslagama nalaze se u najuzvišenijim dijelovima zamki. u planu (za strukturnu osnovu) oblik takvih naslaga je obično ovalan ili okrugao i odgovara obliku trapa.
Slike prikazuju lučno zasvedeno ležište nafte i plina na antiklinali jednostavna struktura(bez smetnji) i lučno ležište nafte povezano s kupolom, poremećeno pražnjenje, kao i lučne naslage koje se razlikuju po faznom stanju (jednofazno i dvofazno).
Viseće naslage nafte nastaju na područjima gdje je uočen najveći pritisak formacijskih voda (naborana područja i podnožja). kružni dijagram viseći depozit prikazan je na slici 7.
Tektonski zaklonjene naslage ugljikovodika nastaju u različitim dijelovima građevina, gdje je ležište zaklonjeno tektonskim poremećajem (vidi sliku).
Blokovske naslage nalaze se u tektonski aktivnim područjima, koje karakterizira vertikalna amplituda pomaka duž rasjeda koja premašuje debljinu produktivne formacije.
pretraživanje rječnika
Kopirajte kod i zalijepite ga na svoj blog:
REZERVOAR NAFTE (PLINA).
Izvor: Geološki rječnik
REZERVOAR NAFTE (PLINA).- prirodna akumulacija nafte (plina) u zamku formiranom od ležišne stijene ispod gume iz nepropusnih naselja. razumjeti industrijska nakupljanja nafte (plina). Površina koja razdvaja naftu i vodu naziva se dno ležišta nafte (plina) ili površina dionice voda-nafta (plin-ulje ili plin-voda). Linija presjeka površine sučelja voda-nafta s vrhom formacije naziva se vanjska kontura uljne nosivosti ili jednostavno kontura uljne nosivosti. Linija presjeka površine sučelja voda-nafta s bazom formacije naziva se unutarnja kontura uljne nosivosti ili kontura vodonosnosti. Prema sastavu akumulacije ugljikovodika nalazišta mogu biti: 1) naftna (s plinom otopljenim u nafti) 2) plinsko-naftno ležište s plinskom kapom; 3) plin; 4) plinski kondenzat (dvofazni i jednofazni). Predloženo veliki broj sheme klasifikacije depozita izgrađene na različitim početnim principima (Helkvist, 1946; Brod, 1951; Khain, 1954; Abramovich, 1954; Mirchink, 1955; Eremenko, 1961, itd.). Općeprihvaćena klasifikacija Z. n. još nije razrađeno.
Znanstveno utemeljeno traženje, istraživanje i razvoj naftnih i plinskih polja nemoguće je bez jasnih spoznaja o njihovim svojstvima, uvjetima pojave u zemljinoj kori i obrascima njihove prostorne distribucije.
Da bi nastalo ležište nafte ili plina potrebna su najmanje tri uvjeta.
1. Treba kolekcionar. Ovo je porozna, propusna stijena sposobna primati i ispuštati naftu, plin i vodu. Na primjer pješčenici, vapnenci.
2. Potreban je prirodni rezervoar- prirodno ležište za naftu, plin i vodu, čiji je oblik određen omjerom ležišta i okolnim slabo propusnim stijenama.
Prirodni rezervoar je akumulacija omeđena nepropusnim stijenama.
3. Hkakva zamka- dio prirodnog ležišta u kojem se može formirati ili je već formirano nalazište nafte i plina.
Ležište nafte i plina je jedna akumulacija nafte i plina. Ponekad se takva akumulacija naziva elementarna, lokalna, izolirana itd. Ovo je isto. Ako su rezerve nafte ili plina velike i njihov razvoj je ekonomski opravdan, onda su od industrijskog značaja, ako su male, svrstavaju se u izvanbilančne.
Ignatiy Osipovich Brod, jedan od učenika akademika Gubkina, 1951. godine identificirao je tri vrste ležišta na temelju prirode prirodnog rezervoara, koji su se čvrsto ustalili u teoriji i praksi istraživanja nafte i plina:
1) ležišta ležišta;
2) masivne naslage;
3) naslage litološki ograničene sa svih strana.
I. O. Brod je uspješno identificirao ove tri vrste ležišta, a njegova klasifikacija nalazišta nafte i plina izdržala je test vremena.
Rezervoar depozita- to je nakupljanje nafte i plina u ležištu, ograničeno na krovu i dnu nepropusnim stijenama.
Zamku za naftu i plin stvaraju lučni zavoji formacije. Po prirodi zamke razlikuju se rezervoar zasvođen i formacija oklopljena depoziti.
Ležišne kupolaste naslage su naslage u antiklinalnim strukturama, najčešće se susreću u praksi. Zamka u grebenu formacije nastaje savijanjem jalovine.
Shematski dijagram ležišta s kupolom (prema N.A. Eremenko):
1 - dno ležišta nafte (površina odjeljka voda-nafta); uljne konture: 2 - vanjski, 3 - unutarnji; 4 – rotacija plinsko-uljenog dijela; plinonosne konture: 5 - vanjski (kontura plinske kapice), 6 - unutarnji; 7, 8, 9 - duljina, širina i visina ležišta nafte; 10 – visina plinskog poklopca; jedanaest - ukupna visina nalazišta plina i nafte; dijelovi ležišta: 12 - plin, 13 - plin i nafta, 14 - nafta, 15 - nafta i voda
U slučaju vodoravnog položaja WOC-a, uljnonosna kontura je paralelna s izohipsama krova ležišta i ima oblik prstena. Lučne naslage povezuju se s antiklinalnim uzdizanjima različite geneze. Mogu biti slomljeni ili neprekinuti, ili komplicirani kriptodijapirima.
Ležišne naslage mogu se pregledati tektonski, stratigrafski, litološki.
Tektonski skrining povezan s diskontinuiranim poremećajem, duž kojeg je rezervoar, takoreći, odsječen. Kršenje je neprobojno.
Stratigrafski pregled povezana s nesukladnim pojavljivanjem jednog skupa sedimenata na drugom. Nastaje kada su akumulacije, usječene erozijom, začepljene nepropusnim stijenama različite starosti. Postoje slučajevi kada je rezervoar ograničen površinama za ispiranje i odozdo i odozgo.
Jedno od najvećih polja na svijetu - Istočni Teksas u SAD-u - s nadoknadivim rezervama od 810 milijuna tona nafte ograničeno je na strukturni nos na zapadnom boku Sabinskog uspona.
Kako piše A. Levorsen, sjecište dviju nesukladnosti uzrokovalo je uklinjavanje propusnih pješčenjaka (gornja kreda). Naknadno nastajanje velikog Sabinskog uzdizanja uzrokovalo je deformaciju uskočne zone propusnih stijena i pridonijelo formiranju zamke s najvećim ležištem nafte.
Pješčenjaci Woodbine nesukladno su prekriveni mlađim, nepropusnim naslagama.
Litološki zaštićen naslage nastaju uglavnom kada se regionalni porasti debljine ležišta smanjuju prema gore na obroncima do njegovog gotovo potpunog nestanka ili kao posljedica pogoršanja ležišnih svojstava ležišta: poroznosti, propusnosti itd.
masivne naslage. Masivne akumulacije predstavljene su debelim slojem koji se sastoji od mnogo propusnih slojeva koji nisu međusobno odvojeni slabo propusnim stijenama.
Masivne naslage povezane su s masivnim ležištima. Za stvaranje masivnih naslaga važan je oblik pokrivne površine ležišta. Nafta i plin zasićuju masiv u uzdignutom dijelu. Oblik zamke određen je oblikom zavoja krova. Masivne naslage najčešće nastaju u izbočinama karbonatnih stijena. Kontakt voda-nafta prolazi kroz cijelo tijelo masiva, bez obzira na sastav i stratigrafsku pripadnost heterogenog ležišta.
Skupina masivnih naslaga povezana je sa strukturnim, erozijskim i biohermalnim rubovima.
Konstrukcijske izbočine - antiklinale, svodovi, kupole.
Naslage plina u senomanskim naslagama polja Urengoyskoye i drugih (Medvezhye, Yamburgskoye, Zapolarny) ograničene su na slojeve mnogih naizmjeničnih slojeva pijeska i gline prekrivenih debelim pokrovom turonskih glina i naslaga gornje krede i paleogena iznad njih. Pješčenjaci su ispunjeni plinom i imaju jedan kontakt plin-voda. Visina senomanskog ležišta plina u Urengoju je 200 m, a broj plinonosnih slojeva je na desetke.
erozijske izbočinečesto se nalaze. Povezuju se s ostacima antičkog reljefa. Na primjer, slojevi vapnenca i dolomita su erodirani i prekriveni glinom. U procesu erozije nastao je "izbočina" koja je kasnije zatrpana. Formirala je naslage nafte.
bioherm izbočine- to su grebeni koji su rasprostranjeni u regijama Samara, Orenburg, Ulyanovsk i povezani su s Kama-Kinel sustavom korita. Masivne naslage karakterizira neravnomjerna raspodjela poroznih i propusnih zona u masivu.
Litološki omeđen sa svih strana depoziti.
U ovu skupinu spadaju nalazišta nafte i plina u ležištima nepravilnog oblika omeđen sa svih strana slabo propusnim stijenama. Voda u ovim ležištima ima pasivnu ulogu, nije razlog za kretanje nafte i plina u bušotine u slučaju eksploatacije.
To su brojni pješčani sprudovi, obalni grebeni, leće pješčenjaka. Rezerve nafte u njima su obično male.
Značajan broj litološki ograničenih naslaga povezan je s ukopanim koritima paleorijeka. U regiji Samara Volga nalazi se nalazište "strune" na naftnom polju Pokrovskoye.
Pješčani sprudovi nastaju u obalnim uvjetima s blagim nagibom, kada mala kolebanja razine vode dovode do isušivanja velikih površina.
