Презентация на тему Геологические процессы в земной коре. Образование нефтяных и газовых месторождений

на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми

породами. Особенностями такого резервуара является сохранение толщины и литологического состава на большой площади.

Принципиальная схема пластового резервуара.

1 – коллектор (песок);
2 – плохо проницаемые породы (глины)

пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один

от другого плохо проницаемыми породами.

Схема однородного массивного резервуара.

Схема неоднородного массивного резервуара

однородные массивные резервуары – сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных

неоднородные массивные резервуары – толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков. Песков и песчаников, сверху перекрытых глинами.

всех сторон
В эту группу объединены природные резервуары всех

видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.

которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому

ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам.

в результате изгиба слоев.
Стратиграфическая ловушка – сформированная

в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами.

Тектоническая ловушка – образованная в результате вертикального смещения пластов относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.

Литологическая ловушка – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, в количестве, достаточном

для промышленной разработки, называется залежью.

пластовая

массивная

литологически ограниченная

стратиграфически ограниченная,

тектонически эранированная

совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных

с благоприятной тектонической структурой.

Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми

горная порода,
обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую

подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве.
Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

породы определяются ее пустотностью:
Vпуст. = Vпор+ Vтрещ. + Vкаверн
д

ПРОСТРАНСТВА



Значения пористости некоторых осадочных пород

смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой, нафтеновой и

ароматической групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе.
Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлоорганические соединения.

%)
Нафтеновые
(более 50 %)
Ароматические
(более 50 %)

(не выше 1,5 %)
Парафинистые
(1,51 - 6,00 %)
Высокопарафинистые

(выше 6,00 %)

Содержание парафина в нефти иногда достигает 13 - 14 % и больше.

твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга

по свойствам, - парафинов C17H36 - С35Н72 и церезинов С36Н74 - C55H112.
Температура плавления первых 27-71°С, вторых – 65-88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость.

выше 0,5 %)
Сернистая
(0,51 - 2,0 %)
Высокосернистая
(выше 2,0

%)

%)
Смолистые
(5 - 15 %)
Высокосмолистые
(выше 15 %)

пластовой нефти - это объем газа растворенного в

1м3 объема пластовой нефти: G=Vг/Vпл.н. (м3/м3 )
Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м3/м3.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

-уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность

U = (bн-1)/bн*100

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1м3 дегазированной нефти:
bн = Vпл.н./Vдег.= pн/pпл.н., где Vпл.н.- объем нефти в пл. усл., Vдег.-объем того же кол-ва нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=200С, pпл.н.-плотность нефти в пл. усл., p -плотность нефти в станд. усл.

Коэффициент сжимаемости (или объемной упругости) характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Для большинства пластовых нефтей = (1-5).10-3 МПа-1 βн = (1/V)(ΔV/Δp), где ΔV - изменение объема нефти, V - исходный объем нефти, Δp - изменение давления.

αн показывает, на какую часть ΔV первоначального объема Vo

изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С
αн = (1/Vo) (ΔV/Δt).
Размерность αн - 1/°С.
Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С.

Пересчетный коэффициент θ=1/b=Vдег/Vп.н.=ρп.н./ρн

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов).

пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с

сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3-0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см3

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким.

По плотности пластовые нефти делятся на:
легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
тяжелые с плотностью более 0,850 г/.

нефти μн, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях,

также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой.
Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти.
Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа⋅с

По вязкости нефти делятся на:
незначительной вязкостью - μн < 1 мПа ⋅ с;
маловязкие - 1<μн≤5 мПа ⋅ с;
с повышенной вязкостью - 5<μн ≤25 мПа⋅ с;
высоковязкие - μн > 25 мПа⋅ с.

молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения

В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ
газосодержание,

давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, вязкость, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность.