Автор: Пользователь скрыл имя, 03 Мая 2012 в 22:15, реферат
Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана.
1. Химический состав газа
2. Ловушки нефти и газа. Схемы ловушек различных классов
3. Пластовая температура
4. Подсчет запасов газа объемным методом
5. Список литературы
Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана:
этан (C2H6),
пропан (C3H8),
бутан (C4H10),
а также другие неуглеводородные вещества:
водород (H2),
сероводород (H2S),
диоксид углерода (СО2),
азот (N2),
гелий (Не).
Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах (т. н. одорантов). Чаще всего в качестве одоранта применяется этилмеркаптан.
Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении.
Ловушки.
Большинство пород-коллекторов имеют вид пластов или слоев, которые на сколько-нибудь значительных расстояниях отклоняются от горизонтального положения. Величина наклона изменяется от примерно 4 м/км до 90. В результате этого капли нефти или пузырьки газа, насыщающие породы-коллекторы, просачиваются вверх через насыщенные водой поры к подошве и затем перемещаются вверх по восстанию пластов вдоль раздела коллектор – покрышка. Если наклон продолжается до поверхности и пласт-коллектор остается на всем протяжении проницаемым, нефть (газ) будет выходить из пласта. Но если наклон вверх не продолжается, а существует перегиб или породы-коллекторы теряют по латерали свою проницаемость, нефть будет улавливаться до того, как она сможет выйти из пласта на поверхность. Образование ловушки вследствие изменения направления наклона пластов пород обычно обусловлено движениями земной породы; такие ловушки относятся к структурному типу. Изменения проницаемости ведут к образованию стратиграфических ловушек.
Простейшим типом структурной ловушки является выгнутая вверх складка-антиклиналь (рис. 1,а). Складчатость может быть результатом сокращения земной коры, сброса в глубинах земли, магматической деятельности, внедрения соляных масс; она может быть вызвана уплотнением над выступом погребенного рельефа или растворением пород. Скопление нефти и газа в антиклиналях происходит за счет улавливания движущихся вверх капелек жидкости и пузырьков газа аркой смятых в складку пластов. На флангах складки под нефтью скапливается более тяжелая пластовая вода. Одно из крупнейших нефтяных месторождений мира – Гхавар в Саудовской Аравии – связано именно с антиклиналью.
Рис. 1. ЛОВУШКИ НЕФТИ И ГАЗА, окруженные экраном непроницаемых пород. Эти экраны препятствуют перемещению нефти и газа из слоев пористых осадочных пород, в которых они скопились и образовали залежи. Антиклинальная ловушка (а) обусловлена изгибом слоев вверх; ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка (б) сформирована вертикальным перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород. Соляной купол (в) образуется при внедрении соляного штока в другие пласты. Стратиграфическая ловушка (г) формируется при замещении пористых пород непроницаемой, причем это замещение обусловлено обстановками накопления осадков.
Одним из специфических видов антиклиналей являются соляные купола (рис. 1,в). Они представляют собой штоки или призмы соли, выжатой с больших глубин. Купола имеют в плане округлую или эллиптическую форму диаметром почти 1 км и высотой 6 и более км. Эти купола частично прорывают слои осадочных пород, а залегающие над ними пласты изгибаются в виде антиклинали или купола. Залежи нефти могут формироваться в покрывающей соляной купол антиклинали, в пластах, ограниченных стенкой соляного купола, и в выщелоченных кавернозных породах кровли купола (кэпроки).
Тектонически ограниченные ловушки (рис. 1,б), как и антиклинали и соляные купола, являются разновидностью структурных ловушек. Ловушка этого типа образуется за счет того, что при сдвиге (взаимном перемещении пластов) проницаемые пласты вверх по восстанию в зоне разлома экранируются непроницаемым глинистым барьером, который эффективно преграждает движение нефти вверх по восстанию проницаемого насыщенной водой наклонно залегающего пласта.
Если пласты-коллекторы латерально замещаются непроницаемыми породами, возникает стратиграфическая ловушка (рис. 1, г). Основная причина изменения пористости и проницаемости пласта в пространстве связана с изменениями условий осадконакопления по площади. Другой причиной изменения коллекторных свойств является растворяющее действие пластовых вод. Так, участками может растворяться карбонатный цемент в песчаниках. Большую роль играет образование каверн в карбонатных породах. Важный вид стратиграфических ловушек образуется при срезании, эрозии серии наклонно залегающих пластов, в том числе пористых и проницаемых, и последующем их перекрытии непроницаемыми породами-покрышками.
Пластовая температура.
УВ-состав нефтей может варьировать не только за счет генетических факторов, но и изменения пластовой температуры их залегания. Поэтому выявление закономерностей изменения УВ-состава нефтей в зависимости от пластовой температуры их залегания является актуальной задачей. Знание этих закономерностей позволит более уверенно проводить корреляцию в системах материнская порода - нефть и нефть - нефть.
Настоящая статья посвящена особенностям распределения УВ-биомаркеров в нефтях одного и того же генезиса, но залегающих при разных пластовых температурах. Объектами исследования послужили нефти баженовской свиты Салымской площади. Уникальность Салымского нефтяного месторождения заключается во многих факторах, в том числе и в вариациях пластовых температур, изменяющихся в пределах месторождения от 90 до 138 °С (разброс температуры - 48 °С) (рис. 1). Нефти были изучены по двум профилям - с юга на север и с востока на запад (более 25 скважин).
Анализ изменения пластовых температур свидетельствует, что северная и северо-восточная части структуры - самые "холодные". В их пределах пластовые температуры изменяются от 91 до 110 °С, в то же время именно в северо-восточной части зафиксированы наибольшие глубины отметки кровли баженовской свиты.
Самым "горячим" участком месторождения является его сводовая часть, оконтуренная изогипсами -2750 и -2800 м, в пределах которых пластовые температуры варьируют от 120 до 138 °С. Южная и юго-западная части структуры занимают промежуточное положение - здесь пластовые температуры колеблются в пределах 103-118 °С.
Для изучения УВ применялся метод компьютеризированной хроматомасс-спектроскопии (ГХМС). Для исследования распределения насыщенных УВ методом ГХМС из нефтей предварительно выделялась фракция насыщенных УВ (ПЦП) методом высокоэффективной жидкостной хроматографии (ВЭЖХ). Для разделения использовали препаративную колонку "ENERGY ANALISIS (NH2)". Скорость элюента - 3 мл/мин. ПЦП подробно исследовалась методом ГХМС. Изучались главным образом полициклические биомаркеры состава C20-35 (в основном стераны и терпаны), н-алканы и изопреноиды, УВ ряда адамантана состава С11-С13.
Подсчет запасов газа объемным методом.
В настоящее время в практике разведки и разработки газовых месторождений подсчет запасов газа осуществляется как объемным методом, так и по падению давления.
Наиболее распространен объемный метод, поскольку им можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основа метода — определение геометрических размеров газоносной части пласта, параметров газа и порового пространства по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин и лабораторным исследованиям кернового материала.
Получение достоверных параметров для подсчета запасов объемным методом обычно обусловливает бурение значительного числа разведочных скважин с отбором керна из продуктивных пластов. Для неоднородных, карбонатных и трещиноватых коллекторов определение параметров применяемыми в настоящее время обычными геофизическими методами и по кернам представляет большую трудность. При этом основная трудность состоит в определении эффективных пористости и толщины пласта или их произведения, которое называют коэффициентом емкости коллектора. Как известно, эффективные толщина и пористость определяются для песчаных коллекторов методами промысловой геофизики и лабораторными исследованиями кернов.
В первых разведочных скважинах указанными методами практически не удается для всей газоносной площади в достаточной степени достоверно определить эффективные пористость и толщину даже и в пластах, представленных песча-ными коллекторами, и дать правильную оценку запасов, что совершенно необходимо уже в самом начале разведки для планирования разведочных работ, опытной эксплуатации и своевременного обустройства промыслового хозяйства. Если коллекторы представлены трещиноватыми или кавернозными породами, определить с нужной точностью объем пустот, заполненных газом, по кернам при современной технике проведения этих работ не представляется возможным, поэтому необходимо применять специальные методы исследований в работающих скважинах, некоторые из которых были изложены в работах.
Широкое использование для определения коэффициента емкости коллектора гидродинамических методов исследова-ния скважин при нестационарных режимах фильтрации и проведение специальных акустико-гидродинамических и термометрических методов исследований, проводимых в работающих скважинах, значительно расширяют возможности объемного метода подсчета запасов газа.
В последнее время в качестве контрольного или самостоятельного метода применяется также подсчет запасов газа по падению давления при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения, особенно когда исходных данных для объемного метода недостаточно. При этом подсчет запасов газа по падению давления отражает (при правильном его применении) все реальные особенности месторождения.
Основной задачей в этом случае являются правильность определения средневзвешенного давления по объему порово-го пространства и точный учет количества добываемого газа. Для точного определения средневзвешенного давления по объему порового пространства, как и в объемном методе, необходимо установить распределение коэффициента емкости коллектора по пласту.
Многопластовые газовые месторождения могут быть под-разделены на два основных вида: к первому относятся такие месторождения, в которых начальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют давлению гидростатического столба воды; ко второму виду относятся те, в которых начальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столба газа. В этом случае еди-ная залежь разделена по высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными.
На многопластовых месторождениях первого вида, когда проводится опытная эксплуатация каждого в отдельности горизонта, по методу падения давления можно получить довольно точные результаты. Кроме того, для определения запасов осуществляется и специальный переток газа. Для месторождений второго типа или при соответствующих перетоках газа между пластами задача усложняется.
На Шебелинском месторождении, например, задача подсчета запасов осложнялась еще сильной тектонической и стратиграфической раздробленностью месторождения. В связи с этим все месторождение было разбито на ряд блоков (по основным тектоническим нарушениям) и метод падения давления был применен непосредственно на каждом блоке. Были предложены также другие приемы, которые рассмотрены ниже. Подсчет запасов газа по методу падения пластового давления весьма прост, когда месторождение представляет собой единый, хорошо проницаемый резервуар, в котором отбор газа происходит без наступления краевых или подошвенных вод. Для многопластовых месторождений и особенно при блоковом или линзовидном строении залежей необходимо учесть степень взаимодействия между отдельными блоками, линзами или горизонтами в процессе эксплуатации скважин.
Существенным недостатком метода при современной технике измерения давления и дебитов является, кроме того, необходимость отбора значительного количества газа из залежи для достижения заметного снижения давления, превышающего погрешности при измерениях. В связи с этим метод падения давления, как правило, при разведке не применяется и используется лишь в процессе опытно-промышленной эксплуатации месторождения для уточнения запасов. Это потребовало разработки специального метода подсчета запасов по данным эксплуатации одной скважины — так называемого метода подсчета запасов газа по удельным объемам дренажа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.
Нефти и газы месторождений зарубежных стран. М., 1977
Хант Д. Геохимия и геология нефти и газа. М., 1982
Геодекян А.А., Забанбарк А. Геология и размещение нефтегазовых ресурсов в Мировом океане. М., 1985