1. Коллекторы: основные типы.
Экзогенные ( морское происхождение)
Эндогенные (гидротермальные и гидротермально-соматического происхождения)
Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный.
1. Микротрещино-поровый тип: присутствие микротрещин благодаря которым межкристаллические поры связаны в единую фильтрационную систему.
2. Поровый тип: матрица породы, которая при отсутствии микротрещиноватости и пористости ниже ниже граничной является непроницаемой m<2%.
3. Каверно-поровый тип: в общей емкости коллектора имеет относительно невысокую каверновую составляющую. При этом размер каверн и крупных пор соизмеримы, а каверны и поры сообщаются по средствам микротрещин.
4. Порово-каверновый тип: большое количество каверн, при малом количестве пор.
5. Трещино-каверно-поровый тип.
6. Трещино-порово-каверновый тип.
2. Залежь, месторождение, категории запасов.
Залежь углеводородов — естественное скопление углеводородов (нефти и/или газа) в ловушке, целостная флюидодинамическая система. Воздействие на любую из ее участков (отбор нефти или газа, закачка законтурной воды или газа и т. д.) неизбежно отражается на всей залежи. В подавляющем большинстве случаев залежи контактируют с пластовой водой. Они либо подпираются водой (водонапорный режим), либо «плавают» на воде (водоупругий режим).
1. нефтяные
2. газонефтяные (газовая шапка не превышает по объему условного топлива не превышает нефтяной части)
3. нефтегазовые (нефти менее 50%)
4. газовая
5. газоконденсатная
6. нефтегазоконденсатная
По содержанию газоконденсата подразделяются:
1. низко (<25 г/м3)
2. средне (25-100 г/м3)
3. высоко (100-500 г/м3)
4. уникальноконденсатные (>500 г/м3)
Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности.
Запасы измеряются в ед. условной массы.
Промышленнозначимые:
Нормальнорентабельные – выгодные в настоящее время.
Условнорентабельные – выгодные в будущем.
Непромышленные – вовлечение в разработку а данный момент экономически не целесообразны или технически невозможны. По степени освноения
А – достоверные
В – установленные
С1 – оцененные
С2 – предполагаемые
D1 – локализованные
D2 – перспективные
D3 – прогонозные
3. Основные типы, породы, слагающие коллекторы в Красноярском крае.
В Красноярском крае коллекторы сложены из доломитов.
Доломит – осадочная порода, состоящая из минерала доломита и остаточного известняка.
Доломит кристаллизуется в тригональной форме. Примеси кальцита, ангидрита.
4. Характеристики коллекторов. Классификация пластов по проницаемости.
Коллекторы главным образом определяются пористостью и проницаемостью.
Пористость – это наличие в породе пустот, пор, каверн, трещин, не заполненных твердым веществом. Различают общую, открытую и эффективную.
Общая пористость – объем всех пустот породы, связанных и не связанных между собой. Общая пористость выражается коэффициентом m.
,
где V – общий объем породы,
Vn - объем пустот.
Открытая пористость – объем сообщающихся между собой пор. Она меньше общей пористости на величину объема изолированных пор.
Эффективная пористость – объем нефтегазонасыщенной части свободно сообщающихся пустот. Разность между открытой пористостью и суммарным объемом воды, т.е. объем занятый нефтью и газом.
Проницаемость – это свойство породы пропускать жидкость или газ при определенном перепаде давления.
Коэффициент проницаемости имеет размерность площади (м2) и отражает площадь сечения пор. Обычно его выражают в квадратных микрометрах. В международной системе едениц СИ за еденицу проницаемости принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью попречного сечения 1м2, длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1 м3/c.
Водонасыщеность – одна из важнейших характеристик коллекторов. Определяется отношением объема пор (в процентах (%) или долях единицы). Соотвественно нефтенасыщенность – это доля объема пор, занятых нефтью, а газонасыщенность – доля объема пор, занятых газом.
Кн=1-Кв, где Kн и Kв – коэффициенты нефтенасыщенности и водонасыщенности.
Классификация по проницаемости:
1. Высокопроницаемые: каверновые, каверново-поровые, с проницаемостью K>10-11 м2, радиус каналов rk=14-20 мкм, а радиус каверн rкав=10-500 мкм.
2. Среднепроницаемые: трещино-поровые, трещино-каверновые K=10-11-10-12 м2, rк= 5-14 мкм, rкав=140-500мкм.
3. Низкопроницаемые: каверново-поровые, порово-каверновые, К=10-12-10-13 м2, rк= 3-5 мкм, rкав=300-500мкм
4. Потенциальнопроницаемые: трещино-каверновые, трещино-поровые, К<10-15, rк= 2-3 мкм, rкав=300-500мкм