Hlavné ložiská ropy. Ropné a plynové polia a ložiská

Prirodzené hromadenie ropy v podloží sa nazýva ložisko ropy. Takmer každé ložisko ropy obsahuje aj plyn, t.j. je v podstate ložisko ropy a plynu. V prírode sa vyskytujú aj čisto plynové ložiská, t.j. akumulácie zemného plynu v pórovitých horninách.

Hlavné známe ropné a plynové polia sú sústredené v sedimentárnych horninách. Charakteristickým znakom sedimentárnych hornín je ich vrstvenie. Tieto horniny sú zložené prevažne z takmer rovnobežných vrstiev (vrstiev), líšiacich sa od seba zložením, štruktúrou, tvrdosťou a farbou. Spodná ohraničujúca plocha je tzv podošva, a nad - strešná krytina.

Vrstvy sedimentárnych hornín sa môžu vyskytovať nielen horizontálne, ale aj vo forme záhyby(obr. 1), vznikajúce počas oscilačných, tektonických a horských stavebných procesov. Ohýbanie útvaru, smerované konvexnosťou nahor, sa nazýva antiklina a vydutie dole - synchronizácia. Susedná antiklinála a synklinála spolu tvoria plný záhyb.

Obr.1. Vrásnenie tvorené sedimentárnymi horninami.

Obr.2. Schémy štrukturálnych pascí.

a - pasca v hrebeni miestneho vyvýšenia; b - tektonicky

tienená pasca v hrebeňovej časti miestneho výzdvihu.

V Rusku sa takmer 90% nájdenej ropy a plynu nachádza v antiklinách, zatiaľ čo v zahraničí - asi 70%. Antiklinály sú v priemere dlhé 5...10 km, široké 2...3 km, vysoké 50...70 m. Známe sú však aj obrie antiklinály. Najväčšie ropné pole na svete Gavar (Saudská Arábia) má teda rozmery 225 x 25 km a výšku 370 m a plynové pole Urengoy (Rusko): 120 x 30 km s výškou 200 m.

Autor: priepustnosť horniny sa delia na priepustné (kolektory) a nepriepustné (pneumatiky). zberateľov- sú to akékoľvek horniny, ktoré môžu obsahovať a uvoľňovať kvapaliny a plyny, ako aj prechádzať cez seba s poklesom tlaku. Pórové nádrže majú najlepšie vlastnosti nádrží.

Iné typy kolektorov môžu mať tiež dobré schopnosti zadržiavať a uvoľňovať kvapaliny a plyny, ako aj ich prechádzať cez seba. Takže v niektorých oblastiach Saudskej Arábie vzájomne prepojených systémov trhliny vytvárajú kanály dlhé až 30 km. Viac ako 50 % objavených zásob ropy je obmedzených na prasknuté ložiská v zahraničí a 12 % v Rusku.

Pneumatiky Sú to prakticky nepreniknuteľné skaly. Väčšinou sú to horniny chemického alebo zmiešaného pôvodu, nenarušené puklinami. Íly najčastejšie zohrávajú úlohu pneumatík: keď sa navlhčia vodou, napučia a uzavrú všetky póry a praskliny v hornine. Okrem toho možno ako pneumatiky použiť kamennú soľ a vápenec.

Priemyselné ložiská ropy a plynu sa nachádzajú iba v sedimentárnych horninách. Ropa a plyn vypĺňajú póry a dutiny medzi jednotlivými časticami týchto hornín.

Je známe, že medzi sedimentárne horniny patria piesky, pieskovce, vápence, dolomity, íly atď. Priemyselné nahromadenie ropy sa však v ílovitých horninách nenachádza. Ílové vrstvy v ropných poliach zohrávajú len úlohu nepriepustných presahov, medzi ktorými ležia pórovitejšie horniny nasýtené ropou, plynom či vodou. Ak by neexistovali žiadne ílovité horniny, ktoré by pokrývali nahromadenie ropy alebo plynu, potom by sa tieto rozptýlili po celej hrúbke zemskej kôry.

Na tvorbu ložísk ropy a zemného plynu je okrem prítomnosti poréznych hornín, uzavretých zhora nepriepustnými vrstvami, potrebná ešte jedna podmienka: určité štrukturálne formy zásobníka. Dlhodobá prax ťažby ložísk ropy a zemného plynu ukázala, že ropa a plyn sa nevyskytujú v nenarušených (horizontálnych) vrstvách, všetky ich akumulácie sú v rôznych záhyboch.

Najčastejšie a najvyššia hodnota v štruktúre ložísk ropy a zemného plynu sú štruktúrne formy antiklinálneho typu a štruktúrne formy spojené s monoklinálnym výskytom nádrží. Väčšina svetových ložísk ropy a plynu je obmedzená na tieto štrukturálne formy.

Na obr. 1 je znázornený diagram ložiska ropy a zemného plynu. Jeho hlavnými prvkami a parametrami sú geometrické rozmery a tvar, ako aj poloha vonkajších a vnútorných obrysov ropy a plynu.

Obr.3. Schéma ložiska ropy a plynu zásobníkového typu

1 – vnútorný obrys obsahu plynu; 2 – vonkajší obrys obsahu plynu;

Čiara priesečníka povrchu kontaktu oleja a vody s hornou časťou nádrže sa nazýva vonkajší obrys ložiskovej kapacity oleja a so spodnou časťou nádrže - vnútorný obrys kapacity ložiska oleja.

Nahromadenie voľného plynu nad ropou v zásobníku sa nazýva plynový uzáver.

Priesečník povrchu rozhrania ropy a plynu s hornou časťou zásobníka predstavuje vonkajší obrys obsahu plynu a so základňou zásobníka - vnútorný obrys obsahu plynu.

Okrem ložísk ropy a zemného plynu typu rezervoáru existujú aj masívne ložiská ropy alebo plynu obmedzené na veľké masívy alebo útesy, zvyčajne zložené z vápenca. Nachádzajú sa tu aj rezervoárom chránené a litologicky obmedzené ložiská ropy a plynu.

Stálymi spoločníkmi ropy v ropných ložiskách sú ropný plyn a rezervoárová voda. Ich rozloženie po výške ložiska, ako je vidieť z diagramu na obr. 1 zodpovedá ich hustotám: plyn sa nachádza v horných častiach antiklinálneho alebo monoklinálneho vrásnenia, ropa leží pod plynom a ten je podopretý vodou zospodu.

Prázdny objem v skala, pozostávajúca z pórov, pórových kanálikov medzi jednotlivými zrnami a časticami hornín, prasklín, kaverien atď., sa bežne nazýva pórovitosť. Číselná hodnota pórovitosti je určená pomerom celkového objemu všetkých dutín v hornine k celému objemu horniny s dutinami.

Hodnota pórovitosti rôzne plemená sa pohybuje vo veľmi širokom rozmedzí – od zlomkov percent až po niekoľko desiatok percent. Takže pre vyvrelé horniny sa pórovitosť pohybuje od 0,05 do 1,25% z celkového objemu horniny s dutinami, pre ropné piesky - od 18 do 35%, pre pieskovce - od 13 do 28%. Priepustnosť horniny závisí od veľkosti pórov a kanálov spájajúcich tieto póry. Ako väčšia veľkosť póry, tým vyššia je priepustnosť a naopak. Napríklad íly môžu mať rovnakú pórovitosť ako piesky, tzn. jednotkový objem ílovitého kameňa môže obsahovať toľko tekutiny ako rovnaký objem piesku. Avšak kvôli zanedbateľne malej veľkosti jednotlivých pórov a kanálikov medzi časticami hliny sú sily súdržnosti a vnútorné trenie v nich také veľké, že pohyb kvapaliny alebo plynu v ílovej nádrži takmer chýba. Íly sú prakticky nepriepustné pre kvapaliny a plyny.

Okrem geometrického objemu ložiska ropy alebo plynu, pórovitosti a priepustnosti hornín, ktoré tvoria toto ložisko, jeho obchodná hodnota závisí aj od množstva energie ložiska, od kvality ropy v ňom obsiahnutej a čo je najdôležitejšie, na nasýtenie ropou a plynom.

Nasýtenie ropou (nasýtenie plynom) je pomer objemu pórov v nádrži naplnenej ropou (plynom) k celkovému objemu pórov. Faktom je, že póry hornín obsahujúcich ropu alebo plyn vždy obsahujú vodu, ktorá zostáva nehybná v procese ťažby ložiska. Táto voda je „priviazaná“ ku skale v dôsledku pôsobenia síl adhézie horniny k vode. Zistilo sa, že z celkového objemu pórov ropnej horniny je 60 až 90 % pórov vyplnených olejom, zvyšok: objem pórov je vyplnený vodou.

Súhrn ložísk ropy a zemného plynu nachádzajúcich sa v jednej oblasti zemského povrchu, predstavuje ropné alebo plynové pole.

Obrázok 4 schematicky znázorňuje viacvrstvové ropné a plynové pole antiklinálneho typu. V tejto oblasti nádrž A - čisto plyn, vrstvy B a C - olej. Horná časť nádrže B je naplnená plynom a ropa je zospodu podopretá formovanou vodou.

Obr.4. Schéma ropného a plynového poľa.

Hodnota každého ropného poľa a plynu Predovšetkým je určená veľkosťou zásob hlavných nerastných surovín, ktoré tvoria zásoby ložísk objavených v jej medziach.

Vlastnosti výskytu ropy a plynu v črevách vyžadujú výskum zameraný na štúdium:

1) tekutiny hlavných minerálov ( olej, plynu, kondenzát), súvisiace minerály ( podzemnej vody), ako aj obsiahnuté v týchto a iných užitočných zložkách;

2) rezervoárové horniny v pasciach, ktorých prázdny priestor slúži ako rezervoár tekutín;

3) podmienky výskytu tekutín v lapačoch;

4) hlavné črty ložísk, ktoré určujú podmienky ich rozvoja (spôsob prevádzky, produktivita vrtu, tlak v nádrži, prietoky olej, plyn a kondenzát, hydraulická vodivosť zásobníka atď.);

5) procesy prebiehajúce v podloží počas tvorby ložísk a ich vývoja.

TEKUTINY

Ropa, plyn a kondenzát sú prírodné zmesi uhľovodíkových a neuhľovodíkových zlúčenín.

OLEJ je prírodná zmes pozostávajúca najmä z uhľovodíkových zlúčenín metánu (SpN2p+2), nafténových (SpNap) a aromatických (SpN2p-2) skupín, ktoré sú v rezervoárových a štandardných podmienkach v kvapalnej fáze. Okrem uhľovodíkov (HC) oleje obsahujú síru, dusík, kyslíkaté zlúčeniny a organokovové komplexy. Kyslík v olejoch je zvyčajne zahrnutý v zložení nafténových a mastných kyselín, živíc a asfalténov. Medzi trvalé zložky ropy patrí síra, ktorá je obidva prítomná vo forme rôzne spojenia a v slobodnom stave. Väčšina olejov v podmienkach zásobníka je rozpustený plyn obsiahnutý v jednom alebo druhom množstve.

Podľa zloženia uhľovodíkových a neuhľovodíkových častí ropy sa delia na niekoľko typov, ktorých hlavnými ukazovateľmi sú skupinové zloženie uhľovodíkov, frakčné zloženie, obsah neuhľovodíkových zložiek, asfalténov a živíc.

Podľa skupinového zloženia uhľovodíkov (v hmotnostných percentách) sa rozlišujú metánové, nafténové a aromatické oleje.

Frakčné zloženie odzrkadľuje relatívny obsah (v hmotnostných percentách) rôznych frakcií olejov, ktoré sa vyvaria pri destilácii do 350 °C, a olejových frakcií (destilátov), ​​ktoré sa vyvaria pri teplotách nad 350 °C.

Vlastnosti olejov za štandardných podmienok sa výrazne líšia od ich vlastností v podmienkach zásobníka v dôsledku zvýšeného obsahu rozpusteného plynu v nich pri vysoké teploty a podpovrchový tlak. Na výpočet zásob, ich racionálny rozvoj, prvotnú prípravu, prepravu a spracovanie olejov ich vlastnosti sa pre tieto podmienky zisťujú samostatne. Za štandardných podmienok medzi hlavné parametre olejov patrí hustota, molekulová hmotnosť určuje sa viskozita, bod tuhnutia a bod varu a pre podmienky zásobníka obsah plynu, saturačný tlak rozpusteným plynom, objemový koeficient, koeficient stlačiteľnosti, koeficient tepelnej rozťažnosti, hustota a viskozita.

PLYNY- prírodná zmes uhľovodíkových a neuhľovodíkových zlúčenín a prvkov, ktoré sú v podmienkach zásobníka v plynnej fáze vo forme oddelených akumulácií alebo rozpustené v olej alebo vodnom stave a za štandardných podmienok - iba v plynnej fáze. Medzi hlavné zložky ložiskového plynu patrí metán a jeho homológy – etán, propán, butány. Plyn často obsahuje sírovodík, hélium, oxid uhoľnatý, dusík a inertné plyny, niekedy ortuť. Etán s obsahom plynu 3 % alebo viac, hélium s koncentráciou 0,05 % vo voľnom plyne a rozpustené v olej plyn 0,035 %, ako aj sírovodík s obsahom 0,5 % (obj.) majú priemyselný význam.

Najdôležitejšie parametre plynu sú molekulová hmotnosť, hustota za štandardných podmienok, relatívna hustota vo vzduchu, priemerná kritická teplota a tlak, koeficient superstlačiteľnosti, objemový koeficient, viskozita, tvorba hydrátov, spaľovacie teplo.

KONDENZÁT - prírodná zmes prevažne ľahkých uhľovodíkových zlúčenín, ktoré sú za určitých termobarických podmienok v plyne v rozpustenom stave a pri poklese tlaku pod kondenzačný tlak prechádzajú do kvapalnej fázy. Za štandardných podmienok je kondenzát (stabilný). tekutom stave a neobsahuje plynný SW. Kondenzát môže obsahovať síru a parafín. Kondenzáty sa líšia skupinovým a frakčným zložením. Medzi hlavné parametre zásobníkového plynu obsahujúceho kondenzát patrí okrem vyššie uvedených aj pomer kondenzát-plyn a tlak začiatku kondenzácie. Kondenzát je charakteristický svojou hustotou a viskozitou za štandardných podmienok.

PODZEMNÁ (ZÁDRŽNÁ) VODNÁ forma s ložiskami olej a plyn tvoria jediný hydrodynamický systém a slúžia ako jeden z hlavných zdrojov energie zásobníka. Podzemná voda obsahuje rozpustené soli, ióny, koloidy a plynov. Celkový obsah rozpustených iónov, solí a koloidov vo vode určuje jej hlavnú vlastnosť – mineralizáciu. Jód, bróm, bór, stroncium môžu byť obsiahnuté v podzemnej vode v množstvách, ktoré umožňujú ich rozvoj. Z plynov rozpustených v podzemnej vode sa za hlavné považujú CO2, N2, CH4. Pre podzemnú vodu sa zisťuje aj hustota, viskozita, objemový koeficient, koeficient stlačiteľnosti a povrchové napätie.

PRÍRODNÉ ZÁSOBNÍKY

Prírodná nádrž (podľa I.O. Brod) je prirodzenou kapacitou pre olej, plyn a voda, v ktorých môžu cirkulovať a ktorých tvar je určený pomerom zásobníka k uzavretým (nádržným) slabo priepustným horninám.

Ropa a plyn sa hromadia v prázdnom priestore rezervoárových hornín prírodných rezervoárov v pasciach a vytvárajú prirodzené akumulácie. Pasce olej a plyn sú časti prírodných rezervoárov, v ktorých sa v dôsledku rôznych druhov štruktúrnych dislokácií, stratigrafických alebo litologických obmedzení, ako aj tektonického skríningu vytvárajú podmienky na akumuláciu ropy a plynu.

Štruktúra prírodných nádrží je určená ich typom, materiálovým zložením hornín, ktoré ich tvoria, typom dutín nádržových hornín a konzistenciou týchto hornín na ploche.

Existujú tri hlavné typy nádrží: nádrž, masívne a litologicky obmedzené. Môžu byť zložené z rôznych hornín materiálové zloženie: pozemské, uhličitanové, evaporitické, vulkanogénne. Špeciálnu úlohu zohráva aj tmeliaci materiál rezervoárovej horniny.

Horniny - rezervoáre rôzneho materiálového zloženia sa vyznačujú zodpovedajúcim typom prázdneho priestoru - pórovité, puklinové, kavernózne, zmiešané rôzne kombinácie, ktorý vo všeobecnosti určuje jeho štruktúru.

Hodnota prázdneho priestoru sa odhaduje v zlomkoch jednotky pomocou nasledujúcich koeficientov:

Prázdnota vo všeobecnosti - k p y s t

Pórovitosť - k p

Zlomenie - k t p

Kavernóznosť - k až a to

Sekundárne štiepenie - k in t. p u s t

Sekundárna kavernóza - k v t.p pri sv

Prázdnota sa vzťahuje na všetky typy dutín v horninách tvorených pórmi, kavernami a prasklinami:

k p y c t \u003d k p + k t p + k k a c

V poréznej nádrži sa podľa vzájomnej komunikácie pórov rozlišuje pórovitosť: celková, otvorená, uzavretá, odhadnutá podľa koeficientov k p total, k p asi, k p z.

k p o b sch \u003d k p o + k p s

Horniny nasýtené vodou sa vyznačujú koeficientom nasýtenia vodou

k v \u003d k v o + k v p,

kde k v p je koeficient pohyblivej saturácie vody.

Koeficient nasýtenia oleja kn (saturácia plynu kg) je pomer objemu oleja (plynu) obsiahnutého v otvorenom prázdnom priestore k celkovému objemu prázdneho priestoru. Časť otvoreného prázdneho priestoru v zónach maximálneho nasýtenia olejom ( plynu) obsadené vklady zvyšková voda. Jeho podiel na otvorenom prázdnom priestore sa odhaduje koeficientom nasýtenia zvyškovej vody kvo.

V nádrži nasýtenej olejom

k v o + k n \u003d 1

V súlade s tým v plynom nasýtený zberateľ

k v o + k g \u003d 1

Ak je tam zvyškový olej spolu so zvyškovou vodou, potom

k v o + k g + k n \u003d 1

V prechodných zónach sa v dôsledku mobilnej vody zvyšuje podiel prázdneho priestoru nasýteného vodou. V týchto zónach a pod WOC sa nasýtenie voľného priestoru vodou odhaduje koeficientom nasýtenia vodou kv.

Respektíve

k v + k n \u003d 1; kin + kg = 1

Minimálne hodnoty parametrov charakterizujúcich nasýtenie nádrží ropou alebo plynom na kontakte olej-plyn (plyn-voda) sa nazývajú hraničné hodnoty. Na rozdiel od nich minimálne hodnoty parametre produktívnych vrstiev, charakterizujúce horninu ako rezervoár, sa nazývajú podmienené hodnoty.

V prasknutom rezervoári sú kapacitné vlastnosti rezervoáru určené prasknutím spôsobeným systémom zlomov rôznych otvorov, dĺžok a priestorových orientácií. Systém puklín rozdeľuje horninu na bloky nepriepustnej matrice, ktoré sa vyznačujú tým

k p p. b l \u003d 0 a k p. o. efbl = 0

V puklinovo-kavernóznej nádrži je pomer k a b / k t p 5 - 10, pričom v krasových vápencoch sa zvyšuje.

Podľa schopnosti pórov prijímať, obsahovať a uvoľňovať voľnú kvapalinu alebo plyn sa izoluje efektívna pórovitosť, odhadnutá koeficientom

k p o e f \u003d k p o (1 - k in o),

kde k v o je koeficient zvyškovej (neskvapalnenej) nasýtenosti vodou.

Všetky produktívne vrstvy sa do určitej miery vyznačujú heterogenitou, vyjadrenou vo variabilite formy výskytu a fyzikálne vlastnosti nádrží v rámci posudzovanej nádrže. Heterogenita nádrže má významný vplyv na rozloženie zásob ropy a plynu a charakter filtrácie kvapalín a plynu.

Premenlivosť formy produktívneho súvrstvia je daná jej nerovnakou hrúbkou (celkovou a efektívnou), disekciou, vyklinovaním celého súvrstvia a jeho medzivrstiev, nahradením ich litofácií nepriepustnými rozdielmi a sútokom.

Variabilita fyzikálnych vlastností produktívnej formácie je primárne spôsobená rozdielom v jej rezervoárových vlastnostiach: prázdnota vo všeobecnosti a jej typy - pórovitosť, lámavosť, nerovnosť. Vlastnosti zásobníka sú ovplyvnené guľatosťou, triedením a balením zŕn, tortuozitou a veľkosťou pórových kanálikov a špecifickým povrchom. Dôležitými vlastnosťami rezervoárových hornín je ich hustota a stlačiteľnosť.

PODMIENKY PRE KVAPALINU V NÁDRŽKE

Akákoľvek prirodzená akumulácia olej a plynu v pasci sa nazýva úhor.

plyn, olej a voda v ložiskách sa distribuuje pod vplyvom gravitačného faktora, t.j. v závislosti od ich hustoty. Zvyčajne plyn a olej obsadiť vyššia časť pasce a voda ich podopiera zospodu a napĺňa zvyšok nádrže. Plyn a ropa sa zase distribuujú aj pod vplyvom gravitačného faktora: plynu ako ľahší sa nachádza nad olejom.

Podmienky výskytu olej a plyn v ložiskách sú určené hypsometrickou polohou kontaktov olej-voda (WOC), plyn-voda (GWC) a plyn-olej (GOC.); výška vkladu; rozmery oleja, plyn, voda-olej, plynu a ropy a plyn-voda zóny, hrúbka ložiska nasýtená ropou a plynom, hodnoty počiatočnej a zvyškovej saturácie ropou a plynovej saturácie hornín - kolektorov a ich zmena plochy a prierezu; počiatočný tlak a teplota v nádrži.

HLAVNÉ TYPY VKLADOV

V závislosti od štruktúry nádrže sa rozlišujú tieto hlavné typy ložísk olej a plynu: nádrž (obr. 1); masívne; litologicky alebo stratigraficky obmedzené; tektonicky tienené.

Ložisko ropy a plynu môžu byť obmedzené na jednu izolovanú prírodnú nádrž alebo spojené so skupinou hydrodynamicky prepojených prírodných nádrží, v ktorých sú značky kontaktov plyn-kvapalina a voda-ropa rovnaké. V druhom prípade sa ložisko rozlišuje ako masívne alebo rezervoárovo masívne.

Ryža. 1. Schéma dómového ložiska nádrže.

Časti formovania: 1 - voda, 2 - voda-olej, 3 - olej, 4 - plynový olej, 5 - plyn; 6 - horniny - kolektory; H - výška vkladu; Hg, Hn sú výšky plynového uzáveru a olejačasti zálohy

KLASIFIKÁCIA VKLADOV PODĽA FÁZOVÉHO STAVU HC

V závislosti od fázového stavu a hlavného zloženia uhľovodíkových zlúčenín v podloží sa ložiská ropy a zemného plynu delia na (obr. 2):

- olej obsahujúce iba ropu nasýtenú plynom v rôznej miere;

Ropa a plyn a ropa a plyn (dvojfázové); v ložiskách plynu a ropy tvorí hlavnú časť z hľadiska objemu ropa a menšiu časť - plynu(plynový uzáver); v ropných a plynových poliach - plynový uzáver presahuje objem olejčasť systému; k ložiskám ropy a zemného plynu patria aj ložiská s objemovo mimoriadne nevýznamnou ropnou časťou – ropným lemom;

Iba s obsahom plynu plynu

- plynový kondenzátový olej a olejový a plynový kondenzát: v prvej - objemovo hlavná olejová časť a v druhej - plynový kondenzát (obr. 2).

HLAVNÉ ZNAKY CHARAKTERIZUJÚCE PODMIENKY VÝVOJA VKLADOV

Akékoľvek ložisko ropy alebo plynu má potenciálnu energiu, ktorá sa vynakladá na premiestnenie počas procesu vývoja. olej a plynu zo zásobníka (produktívna formácia). K vytesneniu tekutín zo zásobníka dochádza pôsobením prírodné sily- zásobníkové nosiče energie. Takýmito nosičmi sú predovšetkým tlak regionálnych vôd, ako aj elastické sily ropy, vody, horniny; plynu, stlačený v plynových usadeninách a plynových uzáveroch a plyn rozpustený v olej. Navyše v nánosoch pôsobí gravitačná sila olej.

Charakter prejavu hnacích síl v zdrži, spôsobujúcich prítok tekutín do ťažobných vrtov, sa nazýva rezervoárový režim. V súlade s povahou prejavu dominantného zdroja rezervoárovej energie v procese vývoja v ložiskách ropy sa rozlišujú tieto režimy: tlak vody, elastický tlak vody, tlak plynu (plynový uzáver), rozpustený plyn a gravitácia a v ložiskách plynu - plynu a odolný.

Prejav jedného alebo druhého režimu v ložisku je spôsobený heterogenitou produktívnej formácie v rámci ložiska a mimo neho, zložením a fázovým stavom uhľovodíkov v ložisku, jeho vzdialenosťou od oblasti doplňovania používanej v procese vývoja. technologické riešenia. Režimy ukladania sa posudzujú podľa zmeny prietokov v priebehu času olej, plyn a voda, vodné rezanie produktov, tlaky v nádrži, plynu faktory, postup okrajových vôd a pod.Podmienky vývoja ložísk sú determinované aj mnohými ďalšími faktormi: fázová priepustnosť hornín, výdatnosť vrtu, hydraulická vodivosť, piezoelektrická vodivosť produkčných súvrství, stupeň hydrofobizácie hornín, resp. úplnosť vytesnenia oleja vytesňujúcim činidlom.

Zásobníkom ropy a plynu sa rozumie jedna akumulácia v jednej alebo viacerých nádržiach, ktoré majú jeden hydrodynamický systém. Ak je akumulácia uhľovodíkov dostatočne veľká a zisková na rozvoj, nazýva sa to komerčný zásobník ropy a plynu. Preto je definovaný pojem „priemyselné ložisko“. stav techniky technológie výroby ropy a plynu.

Tvar a rozmery ložiska uhľovodíkov sú určené tvarom a veľkosťou lapača. Hlavným parametrom ložiska sú jeho zásoby, ktoré sa delia na geologické a vyťažiteľné. Geologické zásoby zahŕňajú celé množstvo ropy, plynu, ktoré sa nachádza v ložisku v rámci vypočítanej oblasti (F) a pri zohľadnení ďalších parametrov. Obnoviteľné zásoby zahŕňajú iba množstvo uhľovodíkov, ktoré je možné vyťažiť (vytiahnuť na povrch). Obnoviteľné zásoby ropy tvoria od 15 do 80 % geologických zásob u nás aj v zahraničí. Závisia od: 1) fyzikálne a chemické vlastnosti olej; 2) vlastnosti zásobníka; 3) metódy vývoja.

Kombináciou priaznivých parametrov, napríklad s nízkoviskóznou ropou a vysokokapacitnými a dobre priepustnými ložiskami, možno dosiahnuť najvyššiu výťažnosť ložiska, v niektorých prípadoch až 70 – 80 %.

Pri kombinácii horšej výkonnosti ropy a ložiska, napríklad s veľmi hustou vysokoviskóznou ropou a ložiskami uhličitanu s nízkou priepustnosťou, je však takmer nemožné vyťažiť z podložia viac ako 15 – 20 % ropy.

Veľký význam na zvýšenie ťažby ropy sa využívalo od začiatku rozvoja ložiska najviac efektívne metódy vplyv na ložiská ropy.

Množstvo vyťaženej ropy vo vzťahu ku geologickým zásobám sa vyjadruje prostredníctvom koeficientu vyťaženia ropy Kn:

Vyťažiteľné zásoby, (t), -geologické zásoby, (t).

Faktor regenerácie ropy je vyjadrený ako percento alebo zlomky jednotky. Limity merania, ako aj vyťažiteľné zásoby sa pohybujú od 15 do 80 % (0,15-0,8).

Zvyčajne v karbonátových nádržiach sa pohybuje od 0,15 do 0,3; a v terigénnych - 0,4-0,5, menej často 0,6-0,8. priemerná hodnota v moderných podmienkach je asi 0,4-0,45.

V dôsledku toho viac ako 50 % overených zásob ropy v hlavných krajinách produkujúcich ropu zostáva nevyťažených v črevách. V tejto súvislosti čelí ropný a plynárenský priemysel veľký problém spojené s najväčšou extrakciou ropy z čriev. Tento problém je obzvlášť akútny v tých regiónoch, kde akumulácie ropy, významné z hľadiska geologických zásob, pozostávajú z hrubých vrstiev karbonátových rezervoárov s nízkou priepustnosťou, ako aj ložísk hustej viskóznej ropy. Okrem toho je veľmi ťažké extrahovať ľahkú, ale vysoko parafínovú ropu, čo znižuje výťažnosť ropy z nádrží. Na zníženie viskozity oleja a rozpustenie parafínu je potrebné použiť nosiče tepla ( horúca voda, pár a pod.), ktorý je vo väčšine regiónov našej krajiny technicky a ekonomicky považovaný za neopodstatnený a prakticky sa vo veľkom nevyužíva.

Pokiaľ ide o čisto plynové ložiská, koeficient regenerácie plynu môže dosiahnuť 70-80% a v jednotlivé prípady vyššie.

Hromadenie ropy a plynu sa chápe ako súbor ložísk (menej často jedno ložisko) obmedzených na jeden alebo viacero pascí umiestnených v tej istej miestnej oblasti. Na obr. 4. Je uvedená štruktúra 2 akumulácií ropy a plynu spojených s jedným (a) a niekoľkými (b) lapačmi.

Pri výpočte obrysov ložiska ropy a zemného plynu na základe výsledkov prieskumu sa nevyhnutne vykonávajú geologické konštrukcie: štrukturálne mapy a geologické profily. Typicky sa v prieskumnej oblasti vyvŕta séria vrtov. profilový systém, následne budujú geologické profily, na ktorých sa aplikujú výsledky testovania produktívnych súvrství. Podľa geologických profilov sa zostavuje štruktúrna mapa, na ktorej sú znázornené kontúry obsahu ropy a plynu. Za normálnych podmienok sú plochy oddeľujúce ropu od vody, plyn od ropy alebo plyn od vody takmer vodorovné (na rovnakých absolútnych úrovniach). Preto sa obrysy obsahu ropy a plynu vykonávajú v súlade s konfiguráciou izohypsy formácie. Obrázok 5 zobrazuje geologický profil cez ropný zásobník, štrukturálnu mapu ropného ložiska, ako aj metódu na zostavenie štrukturálnej mapy a určenie obrysov ložiska ropy a plynu.

Povrch oddeľujúci ropu a vodu (plyn a ropa, plyn a voda) sa nazýva dno ložiska ropy (ropa a plyn, plyn) alebo povrch sekcie voda-ropa (plyn-ropa, plyn-voda) (kontaktné ) - VNK, GNK, GVK.

Ryža. 4. Lokality ropy a zemného plynu.

Čiara priesečníka povrchu WOC so strechou formácie sa nazýva vonkajší obrys olejovej kapacity. Priesečník povrchu WOC so základňou nádrže sa nazýva vnútorný obrys olejovej kapacity, ktorá je pridelená nádrži v nádrži. V masívnej nádrži nie je žiadny vnútorný obrys ložiska oleja.

Výška vkladu ( H) nazývaná najkratšia vzdialenosť od základne ložiska po jeho najvyšší bod. V prípade konštrukčnej pasce - antiklinály alebo kupoly - sa najvyšší bod nachádza v oblúku v mieste ohybu záhybu. Výška nánosu v rezervoárovej nádrži na antikline je väčšia ako hrúbka nádrže ( h), a v prípade masívnej nádrže naopak, pretože často v hrubej vrstve rezervoáru, napríklad v karbonátovom masíve, sa ložisko ropy nachádza v hornej časti masívu pod pneumatikou Hh/

Ryža. 5. Ložisko ropy a zemného plynu v profile a pláne.

Dĺžka, šírka a plocha vkladu ( f) tie. jeho rozmery sú určené jeho priemetom na horizontálna rovina vnútri vonkajšieho obrysu olejového ložiska (plynového ložiska).

Na výpočet zásob ropy je potrebné poznať nie celkovú hrúbku produkčnej nádrže, ale efektívnu hrúbku nasýtenú ropou, ktorá je definovaná ako vážený priemer na ploche nádrže (berúc do úvahy tento parameter pre vrty ) celková hrúbka dobre priepustných medzivrstiev nádrže. Táto hodnota je určená z terénnych geofyzikálnych údajov, t.j. ťažba studní (GIS).

Hromadenie voľného plynu nad ropou v ložisku ropy a zemného plynu sa nazýva plynový uzáver (GSH), ktorý vzniká, keď sa tlak v ložisku rovná tlaku nasýtenia ropného plynu pri danej teplote. Ak tlak v nádrži ( , potom sa všetok plyn rozpustí v oleji a ak potom sa vytvorí GSH.

Stupeň naplnenia pórov olejom (plynom) sa nazýva saturácia oleja a meria sa v percentách alebo zlomkoch jednotky. Koeficient nasýtenia oleja je často 70-90% (0,107-0,9). Preto 70-90% ropy a plynu môže byť obsiahnutých v zásobníkoch v priestore pórov a zvyšok priestoru je vyplnený zvyškovou (viazanou) vodou, t.j. zvyšková voda po vytvorení horniny, ktorá je zvyčajne spojená s horninou a je nehybná.

Na výpočet zásob uhľovodíkov v ložiskách sa používajú aj ďalšie parametre, ktoré sú spolu s výpočtovými vzorcami uvedené nižšie.

V niektorých prípadoch sa v suchozemských podmienkach pri badateľnom pohybe vody v produktívnom súvrství vytvára šikmá OWC. Pohybuje sa v smere prúdenia vody. V tomto prípade bude obrys nesúci olej pretínať izohypsy produktívnej formácie.

V niektorých prípadoch dochádza v dôsledku pôsobenia mikroorganizmov na kontakte voda-olej k deštrukcii prechodovej zóny ropy na dne ložiska a povrch kontaktu voda-olej nadobúda zvlnený charakter.

Faktor plnenia lapača ukazuje pomer výšky nánosu ropy (ropa a plyn alebo plyn) k amplitúde štrukturálneho lapača (lokálny zdvih). - zodpovedá úplnému naplneniu lapača (100%) a keď je lapač naplnený len do polovice uhľovodíkmi (50%). V druhom prípade bolo množstvo HC vstupujúce do lapača nedostatočné na naplnenie celej kapacity lapača.

Podľa genézy pascí sa typy ložísk delia do niekoľkých tried: štruktúrne, litologické, stratigrafické, útesové, zmiešané (kombinované).

Najčastejšie v zemská kôra ložiská štrukturálnej triedy, obmedzené na antiklinály, medzi ktoré patria: oblúkové, visiace, tektonicky tienené, blokové a blízke kontaktné.

Ropa a plyn v kupolovitých ložiskách sa nachádzajú v najvyšších častiach pascí. v pláne (pre štrukturálny základ) tvar takýchto nánosov je zvyčajne oválny alebo okrúhly a zodpovedá tvaru pasce.

Obrázky zobrazujú klenutý zásobník ropy a plynu na antiklinále jednoduchá štruktúra(bez porúch) a oblúkové ložisko ropy spojené s kupolou, narušený výboj, ako aj oblúkové ložiská, ktoré sa líšia fázovým stavom (jednofázové a dvojfázové).

Visuté ložiská ropy sa tvoria v oblastiach, kde je pozorovaný najväčší tlak formačných vôd (zvrásnené oblasti a podhorské žľaby). schému zapojenia visiaci vklad je znázornený na obrázku 7.

V rôznych častiach štruktúr sa vytvárajú tektonicky tienené ložiská uhľovodíkov, kde je ložisko tienené tektonickým narušením (pozri obrázok).

Blokové ložiská sa nachádzajú v tektonicky aktívnych oblastiach, charakterizovaných vertikálnou amplitúdou posunu pozdĺž zlomov, ktorá presahuje hrúbku produktívnej formácie.

vyhľadávanie v slovníku

Skopírujte kód a vložte ho na svoj blog:

OLEJ (PLYN) ZÁSOBNÍK

Zdroj: Geologický slovník

OLEJ (PLYN) ZÁSOBNÍK- prirodzené nahromadenie ropy (plynu) v pasci tvorenej ložiskovou horninou pod pneumatikou z nepriepustných usadlostí. pochopiť priemyselné nahromadenie ropy (plynu). Povrch oddeľujúci ropu a vodu sa nazýva dno ložiska ropy (plynu) alebo povrch sekcie voda-ropa (plyn-ropa alebo plyn-voda). Čiara priesečníka povrchu rozhrania voda-olej s vrcholom útvaru sa nazýva vonkajší obrys olejovej únosnosti alebo jednoducho obrys olejovej únosnosti. Priesečník povrchu rozhrania voda-olej so základňou útvaru sa nazýva vnútorný obrys olejovej únosnosti alebo obrys znášania vody. Podľa zloženia akumulácie uhľovodíkov môžu byť ložiská: 1) ropa (s plynom rozpusteným v oleji); 2) plynový olej - ložisko ropy s plynovým uzáverom; 3) plyn; 4) plynový kondenzát (dvojfázový a jednofázový). Odporúča sa veľký počet schémy klasifikácie ložísk postavené na rôznych východiskových princípoch (Helkvist, 1946; Brod, 1951; Khain, 1954; Abramovič, 1954; Mirchink, 1955; Eremenko, 1961 atď.). Všeobecne uznávaná klasifikácia Z. n. ešte nevyriešené.

Vedecky podložený prieskum, prieskum a rozvoj ropných a plynových polí nie je možný bez jasných znalostí o ich vlastnostiach, podmienkach výskytu v zemskej kôre a zákonitostiach ich priestorového rozmiestnenia.

Aby sa vytvorilo ložisko ropy alebo plynu, sú potrebné aspoň tri podmienky.

1. Potrebujete zberateľa. Je to pórovitá, priepustná hornina schopná prijímať a uvoľňovať ropu, plyn a vodu. Napríklad pieskovce, vápence.

2. Potrebujete prírodný rezervoár- prírodný rezervoár ropy, plynu a vody, ktorého tvar je určený pomerom zásobníka k ohraničujúcim slabo priepustným horninám.

Prírodná nádrž je nádrž ohraničená nepriepustnými horninami.

3. Haká pasca- časť prírodnej nádrže, v ktorej môže vzniknúť alebo už vzniklo ložisko ropy a plynu.

Zásobník ropy a plynu je jediná akumulácia ropy a plynu. Niekedy sa takáto akumulácia nazýva elementárna, lokálna, izolovaná atď. Toto je to isté. Ak sú zásoby ropy alebo plynu veľké a ich rozvoj je ekonomicky opodstatnený, potom majú priemyselný význam, ak sú malé, sú klasifikované ako nebilančné.

Ignatiy Osipovič Brod, jeden zo študentov akademika Gubkina, v roku 1951 identifikoval tri typy ložísk na základe povahy prírodnej nádrže, ktoré sa pevne usadili v teórii a praxi vyhľadávania ropy a zemného plynu:

1) usadeniny v nádrži;

2) masívne ložiská;

3) ložiská zo všetkých strán litologicky obmedzené.

I. O. Brod úspešne identifikoval tieto tri typy ložísk a jeho klasifikácia ložísk ropy a zemného plynu obstála v skúške času.

Zásobník- ide o hromadenie ropy a plynu v zásobníku, ktorý je na streche a dne obmedzený nepriepustnými horninami.

Pasca na ropu a plyn je vytvorená klenutými ohybmi útvaru. Podľa povahy pasce sa rozlišujú nádrž klenutá a formácia tienená vklady.

Nádržové kupolovité ložiská sú ložiská v antiklinálnych štruktúrach, v praxi sa s nimi najčastejšie stretávame. Záchyt v hrebeni súvrstvia vzniká ohybom nadložia.

Schematický diagram kupolovitého ložiska nádrže (podľa N.A. Eremenka):

1 - dno ložiska ropy (povrch vodno-olejovej sekcie); obrysy ložísk oleja: 2 - vonkajšie, 3 - vnútorné; 4 – rotácia sekcie plyn-olej; obrysy plynového ložiska: 5 - vonkajšie (obrys plynového uzáveru), 6 - vnútorné; 7, 8, 9 - dĺžka, šírka a výška ložiska ropy; 10 – výška plynového uzáveru; jedenásť - Celková výška ložiská plynu a ropy; časti ložiska: 12 - plyn, 13 - plyn a ropa, 14 - ropa, 15 - ropa a voda

V prípade horizontálnej polohy WOC je obrys ložiska oleja rovnobežný s izohypsami strechy nádrže a má tvar prstenca. Oblúkové ložiská sú spojené s antiklinálnymi zdvihmi rôzneho pôvodu. Môžu byť zlomené alebo neprerušené alebo komplikované kryptodiapirmi.

Ložiská nádrží je možné skrínovať tektonicky, stratigraficky, litologicky.

Tektonické skríningy spojené s diskontinuálnou poruchou, pozdĺž ktorej je nádrž akoby odrezaná. Porušenie je nepreniknuteľné.

Stratigrafický skríning spojené s nekonformným výskytom jedného súboru sedimentov na druhom. Vzniká vtedy, keď sú eróziou prerezané nádrže upchaté nepriepustnými horninami rôzneho veku. Existujú prípady, keď je nádrž obmedzená vymývacími plochami zospodu aj zhora.

Jedno z najväčších nálezísk na svete – východný Texas v USA – s vyťažiteľnými zásobami 810 miliónov ton ropy sa obmedzuje na štrukturálny nos na západnom brehu Sabin Rise.

Ako píše A. Levorsen, priesečník dvoch nezhôd spôsobil vyklinovanie priepustných pieskovcov drevorubcového (vrchná krieda). Následný vznik veľkého Sabinovho výzdvihu spôsobil deformáciu zóny vyklinovania priepustných hornín a prispel k vytvoreniu pasce s najväčším ložiskom ropy.

Pieskovce Woodbine sú nevhodne prekryté mladšími nepriepustnými nánosmi.

Litologicky tienené ložiská vznikajú najmä pri zmenšovaní regionálnych vzostupov hrúbky zdrže smerom nahor na svahoch až po jej takmer úplné vymiznutie alebo v dôsledku zhoršenia zdržovacích vlastností zdrže: pórovitosti, priepustnosti a pod.

masívne vklady. Mohutné nádrže sú reprezentované hrubou vrstvou pozostávajúcou z mnohých priepustných vrstiev, ktoré nie sú navzájom oddelené slabo priepustnými horninami.

Mohutné ložiská sú spojené s mohutnými nádržami. Pre vznik masívnych usadenín je dôležitý tvar krycej plochy nádrže. Ropa a plyn nasycujú masív v pozdvihujúcej časti. Tvar pasce je určený tvarom ohybu strechy. Mohutné ložiská vznikajú najčastejšie v rímsach karbonátových hornín. Kontakt voda-ropa prechádza celým telom masívu bez ohľadu na zloženie a stratigrafickú príslušnosť heterogénnej nádrže.

Skupina masívnych ložísk je spojená so štrukturálnymi, eróznymi a biohermálnymi rímsami.

Konštrukčné rímsy - antiklinály, klenby, kupoly.

Ložiská plynu v cenomanských ložiskách poľa Urengoyskoye a ďalších (Medvezhye, Yamburgskoye, Zapolyarny) sú obmedzené na vrstvu mnohých striedajúcich sa pieskových a ílových vrstiev prekrytých silnou pokrývkou turonských ílov a nadložnými ložiskami vrchnej kriedy a paleogénu. Pieskovce sú naplnené plynom a majú jediný kontakt plyn-voda. Výška cenomanského ložiska plynu v Urengoy je 200 m a počet plynonosných vrstiev sa pohybuje v desiatkach.

erózne rímsy sa často nachádzajú. Sú spojené s pozostatkami antického reliéfu. Napríklad vápencové a dolomitové vrstvy boli erodované a pokryté ílmi. V procese erózie vznikla „rímsa“, ktorá bola neskôr zasypaná. Tvorilo ložisko ropy.

biohermové rímsy- sú to útesy, ktoré sú rozšírené v regiónoch Samara, Orenburg, Uljanovsk a sú spojené so systémom žľabov Kama-Kinel. Mohutné ložiská sa vyznačujú nerovnomerným rozložením pórovitých a priepustných zón v masíve.

Litologicky ohraničené zo všetkých strán vklady.
Do tejto skupiny patria ložiská ropy a plynu v ložiskách nepravidelný tvar zo všetkých strán ohraničené slabo priepustnými horninami. Voda v týchto ložiskách hrá pasívnu úlohu, nie je dôvodom na presun ropy a plynu do vrtov v prípade ťažby.

Ide o početné pieskové bary, pobrežné hrebene, pieskovcové šošovky. Zásoby ropy v nich sú zvyčajne malé.

Značný počet litologicky obmedzených ložísk súvisí so zasypanými paleo-riečnymi korytami. V regióne Samara Volga sa nachádza „strunové“ ložisko na ropnom poli Pokrovskoye.

Pieskové pásy sa vyskytujú v mierne sa zvažujúcich pobrežných podmienkach, kedy mierne kolísanie hladiny vedie k vysychaniu veľkých plôch.