ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Параметры залежей нефти и газа из "Основы нефтегазового производства Издание 2 " Под залежью нефти и газа понимают единичное изолированное скопление в одном или нескольких пластах-коллекторах, которые имеют единую гидродинамическую систему. Если скопление УВ достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью нефти и газа. Следовательно, понятие промышленная залежь определяется современным уровнем технологии добычи нефти (газа). [c.68] Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи — её запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится всё количество нефти (газа), находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (/) и с учётом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, которое можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от 15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Они зависят от 1) физико-химических свойств нефти 2) свойств коллекторов 3) методов разработки. [c.68] При сочетании благоприятных параметров, например, при маловязкой нефти и высокоёмких хорошо проницаемых коллекторах можно достичь наиболее высокой отдачи пластов, в ряде случаев до 70—80%. Однако при сочетании худших показаний по нефти и коллекторам, например при очень плотной высоковязкой нефти и низкопроницаемых карбонатных коллекторах, извлечь более 15—20% нефти из недр практически невозможно. [c.68] Большое значение для повышения нефтеотдачи имеет применение с начала разработки залежи наиболее эффективных мето-пв воздействия на нефтяные пласты (см. 3 Главы VII). [c.69] Количество извлечённой нефти по отношению к геологичес-запасам выражается через коэффициент нефтеотдачи К . [c.69] Средняя величина /Г в современных условиях составляет около 0,4—0,45. [c.69] Следовательно, более 50% разведанных запасов нефти в основных нефтедобывающих странах остаётся в недрах не извлеченными. В связи с этим перед нефтегазовой промышленностью стоит большая проблема, связанная с наибольшим извлечением нефти из недр. Особенно остро эта проблема стоит в тех регионах, где выявлены значительные по геологическим запасам местоскопления нефти, сложенные мошными толша-ми плохо проницаемых карбонатных коллекторов, а также залежи плотной вязкой нефти (в Урало-Поволжье, Прикаспии и др.). Кроме того, большие трудности доставляет извлечение лёгкой, но высокопарафинистой нефти, что снижает нефтеотдачу пластов, например, при извлечении нефти на Узеньком местоскоплении на Мангышлаке. Для снижения вязкости нефти и растворения парафина необходимо применение теплоносителей (горячей воды, пара и др.), что технически и экономически в большинстве регионов нашей страны считается неоправданным и практически в широких масштабах не применяется. (О разработке нефтяных залежей и методах повышения нефтеотдачи пластов см. Главу VII). [c.69] Коэффициент газоотдачи газовых залежей может достигать 70—80%, а в отдельных случаях он ещё выше. [c.69] Под местоскоплением нефти и газа понимают совокупность залежей (реже — одну залежь), приуроченных к одной или не скольким ловушкам, находящимся в пределах одной локальной площади. Для примера на рис. 9 приведено строение двух местоскоплений нефти и газа, связанных с одной (рис. 9а) и несколькими ловушками (рис. 96). [c.70] ЯВЛЯЮТСЯ практически горизонтальными (на одних абсолютных отметках). Поэтому контуры нефтеносности или газоносности проводят в соответствии с конфигурацией изо гипс пласта и параллельно им. [c.71] Методика построения структурной карты по профилям и определение контуров залежи У В приведены на рис. 10, где показана сводовая нефтегазовая залежь в пластовом резервуаре. [c.71] Поверхность, разделяющая нефть и воду (газ и нефть, газ и воду), называется подошвой нефтяной (нефтегазовой, газовой) залежи или поверхностью водонефтяного (газонефтяного, газоводяного) раздела (контакта) — ВНК, ГНК, ГВК. [c.71] Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, который выделяется для залежей в пластовом резервуаре. В массивном резервуаре внутренний контур нефтеносности отсутствует. [c.71] Методика построения структурной карты продуктивного пласта по профилям заключается в следующем. [c.72] Структурные карты строят обычно по кровле продуктивного пласта. На профиле проводят серию горизонтальных линий, соответствующих гипсометрическим плоскостям, секущим профиль. Линии проводят через равные промежутки по высоте (равные сечения). Линии от пересечения гипсометрических плоскостей с кровлей и подошвой продуктивного пласта дают в плане линии равных абсолютных отметок — изогипс. [c.72] Аналогично проводят построение в плане контуров ВНК, ГНК, ГВК (см. рис. 10, рис. II). [c.72] ширина и плошадь залежи (/О, т. е. её размеры определяются по её проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). [c.73] Для расчёта запасов нефти надо знать не общую мощность продуктивного пласта, а эффективную нефтенасыщенную мощность, которая определяется как средневзвешенная по площади залежи (с учётом этого параметра по скважинам) суммарная мощность хорошо проницаемых пропластков пласта. Эта величина определяется по данным промысловой геофизики, т. е. геофизических исследовании скважин (ГИС). [c.73] Степень заполнения пор нефтью (газом) называют нефтена-сыщенностью (газонасыщенностью) и измеряют в % или долях единицы. Часто составляет 70—80% (0,7—0,9). Следовательно, в пластах в поровом пространстве может заключаться 70— 90% нефти или газа, а остальное заполнено остаточной (связанной) водой, которая обычно бывает связана с породой и является неподвижной. [c.73] Для расчета запасов УВ в залежах используются и другие параметры, которые вместе с формулами расчета рассмотрены в 5 Главы IV. [c.73] Вернуться к основной статье