Нефтяной пласт

редактировать
Подземный бассейн углеводородов Структурная карта, смотрящая вниз, созданная программным обеспечением контурная карта для Газовый и нефтяной коллектор глубиной 8500 футов на месторождении Эрат, Эрат, Луизиана. Зазор слева направо около вершины указывает на линию разлома между синей и зеленой контурными линиями и фиолетовой, красной и желтой линиями. Тонкая красная круглая линия посередине указывает на верхнюю часть масляного резервуара. Поскольку газ поднимается над нефтью, последняя линия отмечает зону газонефтяного контакта.

A нефтяной пласт или нефтегазовый пласт - подземный залеж углеводородов содержащиеся в пористых или трещиноватых горных породах. Нефтяные коллекторы в целом классифицируются как традиционные и нетрадиционные коллекторы. В обычных коллекторах природные углеводороды, такие как сырая нефть или природный газ, улавливаются вышележащими горными образованиями с более низкой проницаемостью, тогда как в нетрадиционных коллекторах породы имеют высокую пористость и низкую проницаемость, что удерживает углеводороды на месте, поэтому не требуется покрывающая порода. Коллекторы обнаружены методами разведки углеводородов.

Содержание

  • 1 Нефтяное месторождение
  • 2 Газовое месторождение
  • 3 Пласт
    • 3.1 Ловушки
      • 3.1.1 Структурные ловушки
      • 3.1.2 Стратиграфические ловушки
      • 3.1.3 Гидродинамические ловушки
      • 3.1.4 Уплотнение / покрывающая порода
  • 4 Оценка запасов
  • 5 Добыча
  • 6 Приводные механизмы
    • 6.1 Привод растворного газа
    • 6.2 Привод газовой шапки
    • 6.3 Водоносный горизонт (вода) привод
    • 6.4 Закачка воды и газа
    • 6.5 Самотечный дренаж
    • 6.6 Газовые и газоконденсатные залежи
  • 7 См. также
  • 8 Ссылки

Нефтяное месторождение

Нефтяное месторождение с десятками скважин. Это Нефтяное месторождение Саммерленд, недалеко от Санта-Барбары, Калифорния, до 1906 года Нефтяное месторождение Миттельплейт в Северном море Сланец Игл Форд видимые из космоса вспышки (зеленые и инфракрасные волны) в дуге между «1» и «2», среди городов на юго-востоке Техаса в 2012 году.

Нефтяное месторождение - это залежь нефти под поверхностью земли, запертый в запечатанной впадине из непроницаемой породы. Фактически используемый на практике термин подразумевает возможность получения достаточной экономической выгоды, достойной коммерческого внимания. Во-вторых, область на поверхности выше, где нефть находится в ловушке под землей, также называется нефтяным месторождением.

Поскольку нефтяные резервуары обычно простираются на большой площади, возможно, несколько сотен километров в поперечнике, заполнены эксплуатация влечет за собой несколько скважин, разбросанных по территории. Кроме того, могут быть разведочные скважины, исследующие кромки, трубопроводы для транспортировки нефти в другое место и вспомогательные сооружения.

Поскольку нефтяное месторождение может быть удалено от цивилизации, создание месторождения часто является чрезвычайно сложным упражнением в логистике. Это выходит за рамки требований для бурения и включает соответствующую инфраструктуру. Например, рабочим требуется жилье, чтобы они могли работать на месте в течение месяцев или лет. В свою очередь, жилье и оборудование требуют электричества и воды. В холодных регионах может потребоваться обогрев трубопроводов. Кроме того, излишки природного газа могут быть сожжены, если его невозможно использовать - для этого требуется печь, дымоход и трубы для его отвода от колодец к печи.

Таким образом, типичное нефтяное месторождение напоминает небольшой автономный городок посреди ландшафта, усеянного буровыми установками или насосными домкратами, которые известны как "кивая ослы "из-за их покачивающейся руки. Несколько компаний, например Hill International, Bechtel, Esso, Weatherford International, Schlumberger Limited, Baker Hughes и Halliburton имеют организации, которые специализируются на крупномасштабном строительстве инфраструктуры и предоставлении специализированных услуг, необходимых для прибыльной эксплуатации месторождения.

Более 40 000 нефтяных месторождений разбросаны по всему миру, как на суше, так и на море. Самыми крупными из них являются Гавар Филд в Саудовской Аравии и Бурган Филд в Кувейте, с более чем 60 миллиардами стволы (9,5 × 10 м) оценены в каждом. Большинство нефтяных месторождений намного меньше. По данным Министерства энергетики США (Управление энергетической информации), по состоянию на 2003 год только в США насчитывалось более 30 000 нефтяных месторождений.

В наше время расположение нефтяных месторождений с доказанными запасами нефти является ключевым фактором, лежащим в основе многих геополитических конфликтов.

Термин «нефтяное месторождение» также используется как сокращение для обозначения всей нефтяной промышленности. Однако более точно разделить нефтяную промышленность на три сектора: добыча (добыча нефти из скважин и отделение воды от нефти), мидстрим (транспортировка нефти по трубопроводам и танкерам) и переработка (переработка, маркетинг нефтепродуктов и транспортировка на АЗС).

Газовое месторождение

расположение газовых месторождений Ирана Вучковец Газовое месторождение Хорватия Буровое судно Discoverer Enterprise показано на заднем плане, в работе на этапе разведки нового морского месторождения. Морское вспомогательное судно Toisa Perseus показано на переднем плане, иллюстрируя часть сложной логистики морской разведки и добычи нефти и газа.

Природный газ образуется в результате того же процесса геологического термического крекинга, что и преобразует кероген в нефть. Как следствие, нефть и природный газ часто встречаются вместе. Обычно месторождения, богатые нефтью, известны как месторождения нефти, а месторождения, богатые природным газом, называются месторождениями природного газа.

Как правило, органические отложения, захороненные на глубине от 1000 м до 6000 м (при температурах от 60 ° C до 150 ° C), образуют нефть, в то время как отложения, захороненные глубже и при более высоких температурах, образуют натуральный газ. Чем глубже источник, тем «суше» газ (то есть тем меньше доля конденсатов в газе). Поскольку и нефть, и природный газ легче воды, они имеют тенденцию подниматься из своих источников до тех пор, пока не просочатся на поверхность или не будут захвачены непроницаемой стратиграфической ловушкой. Их можно извлечь из ловушки путем сверления.

Крупнейшее месторождение природного газа - это газовое месторождение Южный Парс / Асалуйе, которое совместно используется Ираном и Катаром. Вторым по величине месторождением природного газа является Уренгойское газовое месторождение, а третьим по величине - Ямбургское газовое месторождение, оба в России.

Как и нефть, природный газ часто найдены под водой на морских газовых месторождениях, таких как Северное море, Газовое месторождение Корриб у побережья Ирландия и около острова Сейбл. Технология добычи и транспортировки природного газа на шельфе отличается от наземных месторождений. Он использует несколько очень больших морских буровых установок из-за стоимости и логистических трудностей при работе над водой.

Рост цен на газ в начале 21 века побудил бурильщиков пересмотреть месторождения, которые ранее не считались экономически жизнеспособными. Например, в 2008 году McMoran Exploration прошла глубину бурения более 32000 футов (9754 м) (самая глубокая испытательная скважина в истории добычи газа) на участке Blackbeard в Мексиканском заливе. Буровая установка Exxon Mobil достигла высоты 30 000 футов к 2006 году, не обнаружив газа, прежде чем покинула площадку.

Формация

Сырая нефть находится во всех нефтяных резервуарах, образованных в коре Земли из останков некогда живых существ. Факты свидетельствуют о том, что миллионы лет тепла и давления превратили останки микроскопических растений и животных в нефть и природный газ..

Рой Нурми, советник по интерпретации Schlumberger нефтесервисной компании, описал этот процесс следующим образом:

Планктон и водоросли, белки и жизнь, которая плавает в море, умирает и падает на дно, и эти организмы станут источником нашей нефти и газа. Когда они засыпаны накопившимся осадком и достигают нужной температуры, то есть выше 50-70 ° C, они начинают готовиться. Это преобразование, это изменение превращает их в жидкие углеводороды, которые движутся и мигрируют, и станут нашим резервуаром нефти и газа.

В дополнение к водной среде, которая обычно является морем, но также может быть река, озеро, коралловый риф или водоросль, формирование нефтяного или газового резервуара также требует осадочный бассейн, который проходит четыре этапа:

  • Глубокое захоронение под песком и илом.
  • Варка под давлением.
  • Миграция углеводородов из источника в породу коллектора
  • Захват непроницаемой горной породой.

Время также является важным фактором; предполагается, что в долине реки Огайо могло быть столько же нефти, сколько в Ближнем Востоке когда-то, но она ускользнула из-за отсутствия ловушек. Северное море, с другой стороны, претерпело миллионы лет изменений уровня моря, которые успешно привели к образованию более 150 нефтяных месторождений.

Хотя процесс в целом один и тот же, различные экологические факторы приводят к созданию самых разнообразных водоемов. Водохранилища существуют где угодно от поверхности земли до 30 000 футов (9 000 м) ниже поверхности и бывают самых разных форм, размеров и возраста. В последние годы магматические коллекторы стали новым важным направлением разведки нефти, особенно в формациях трахит и базальт. Эти два типа коллекторов различаются по содержанию нефти и физическим свойствам, таким как трещина связность, связь пор и порода пористость.

Ловушки

A ловушка образуется, когда плавучесть силы, управляющие миграцией вверх углеводородов через проницаемую породу, не могут преодолеть капиллярные силы герметизирующей среды. Время образования ловушек относительно времени образования и миграции нефти имеет решающее значение для обеспечения возможности образования коллектора.

Геологи-нефтяники в целом классифицируют ловушки на три категории в зависимости от их геологических характеристик: структурная ловушка, стратиграфическая ловушка и гораздо менее распространенная гидродинамическая ловушка. Механизмы улавливания для многих нефтяных коллекторов имеют характеристики нескольких категорий и могут быть известны как комбинированные ловушки. Ловушки описываются как структурные ловушки (в деформированных пластах, таких как складки и разломы) или стратиграфические ловушки (в областях, где меняются типы горных пород, таких как несогласия, выклинивания и рифы). Ловушка - важный компонент нефтяной системы.

Структурные ловушки

Структурные ловушки образуются в результате изменений в структуре геологической среды в результате таких процессов, как складчатость и разломы, приводящие к образованию куполов, антиклинали и складки. Примерами ловушек такого типа являются антиклинальная ловушка, разломная ловушка и ловушка соляного купола. (см. соляной купол )

Они более четко очерчены и более перспективны, чем их стратиграфические аналоги, при этом большая часть мировых запасов нефти находится в структурных ловушках.

Стратиграфические ловушки

Стратиграфические ловушки образуются в результате латеральных и вертикальных изменений мощности, текстуры, пористости или литологии порода-коллектор. Примерами ловушек этого типа являются an, a и a.

Гидродинамические ловушки

Гидродинамические ловушки - гораздо менее распространенный тип ловушек. Они вызваны перепадами давления воды, которые связаны с потоком воды, создавая наклон контакта углеводород-вода.

Уплотнение / покрывающая порода

Уплотнение является основной частью ловушки, предотвращающей дальнейшую миграцию углеводородов вверх.

Капиллярное уплотнение образуется, когда капиллярное давление в каналах пор больше или равно давлению плавучести мигрирующих углеводородов. Они не позволяют жидкостям перемещаться по ним, пока их целостность не будет нарушена, что приведет к их утечке. Существует два типа капиллярного уплотнения, классификация которых основана на предпочтительном механизме протекания: гидравлическое уплотнение и мембранное уплотнение.

Мембранное уплотнение будет протекать всякий раз, когда перепад давления на уплотнении превышает пороговое давление смещения, позволяя жидкостям перемещаться через поровые пространства в уплотнении. Он будет протекать ровно настолько, чтобы снизить перепад давления ниже давления вытеснения, и произойдет повторное уплотнение.

Гидравлическое уплотнение возникает в породах, которые имеют значительно более высокое давление вытеснения, так что давление, необходимое для гидроразрыва пласта с растяжением, фактически ниже чем давление, необходимое для вытеснения флюида - например, в эвапоритах или очень плотных сланцах. Горная порода разорвется, когда поровое давление будет больше, чем ее минимальное напряжение и ее предел прочности, а затем снова закроется, когда давление снизится и трещины закроются.

Оценка запасов

После открытия коллектора инженер-нефтяник будет стремиться составить лучшую картину скопления. В простом учебном примере однородного коллектора первым этапом является проведение сейсмической разведки для определения возможного размера ловушки. Оценочные скважины могут быть использованы для определения места контакта нефти с водой и, соответственно, высоты нефтеносных песков. Часто вместе с сейсмическими данными можно оценить объем нефтеносного коллектора.

Следующим шагом является использование информации из оценочных скважин для оценки пористости породы. Пористость или процент от общего объема, который содержит флюиды, а не твердую породу, составляет 20–35% или меньше. Он может предоставить информацию о фактической емкости. Лабораторные испытания могут определить характеристики пластовых флюидов, в частности коэффициент расширения нефти, или степень расширения нефти при попадании из пласта с высоким давлением и высокой температурой в «резервуар» на поверхности.

Имея такую ​​информацию, можно оценить, сколько «резервуаров» баррелей нефти находится в резервуаре. Такое масло называется базовым маслом изначально на месте (СТОИИП). В результате изучения таких факторов, как проницаемость породы (насколько легко текучие среды могут проходить через породу) и возможных механизмов привода, можно оценить коэффициент извлечения или какую долю нефти в месторождении можно обоснованно ожидать. произведено. Коэффициент извлечения обычно составляет 30–35%, что указывает на ценность извлекаемых ресурсов.

Сложность в том, что резервуары неоднородны. Они имеют переменную пористость и проницаемость и могут быть разделены на отсеки с трещинами и разломами, разрушающими их и затрудняющими течение жидкости. По этой причине компьютерное моделирование экономически эффективных коллекторов часто проводится. Геологи, геофизики и инженеры-разработчики работают вместе, чтобы построить модель, которая позволяет моделировать поток флюидов в коллекторе, к улучшенной оценке извлекаемых ресурсов.

Запасы - это только часть тех извлекаемых ресурсов, которые будут разрабатываться посредством идентифицированных и утвержденных проектов разработки. Поскольку оценка «резервов» имеет прямое влияние на компанию или стоимость активов, она обычно следует строгому набору правил или руководств (даже несмотря на то, что компании обычно используют лазейки для завышения цены своих акций). Наиболее распространенными руководящими принципами являются руководящие принципы SPE PRMS, правила SEC или справочник COGE. Правительство также может иметь свои собственные системы, что усложняет инвесторам сравнение одной компании с другой.

Добыча

Чтобы получить содержимое нефтяного резервуара, обычно необходимо пробурить земную кору, хотя в некоторых частях мира существуют просачивания нефти с поверхности., такие как смоляные карьеры Ла-Бреа в Калифорния и многочисленные просачивания в Тринидад.

Механизмы привода

Девственный резервуар может находиться под давлением, достаточным для выталкивать углеводороды на поверхность. По мере добычи флюидов давление часто будет снижаться, и добыча будет падать. Резервуар может реагировать на извлечение жидкости таким образом, чтобы поддерживать давление. Могут потребоваться методы искусственного вождения.

Привод растворного газа

Этот механизм (также известный как привод истощения) зависит от попутного газа нефти. Чистый резервуар может быть полностью полужидким, но ожидается, что он будет содержать газообразные углеводороды в растворе из-за давления. Когда резервуар истощается, давление падает ниже точки кипения, и газ выходит из раствора, образуя газовую шапку наверху. Эта газовая крышка давит на жидкость, помогая поддерживать давление.

Это происходит, когда природный газ находится в верхней части ниже уровня нефти. Когда скважина пробурена, пониженное давление выше означает, что нефть расширяется. При понижении давления масло достигает точки кипения, и впоследствии пузырьки газа вытесняют нефть на поверхность. Затем пузырьки достигают критического насыщения и текут вместе как единая газовая фаза. За пределами этой точки и ниже этого давления газовая фаза вытекает быстрее, чем нефть, из-за ее пониженной вязкости. Производится больше свободного газа, и в конечном итоге источник энергии истощается. В некоторых случаях, в зависимости от геологии, газ может мигрировать к кровле нефти и образовывать вторичную газовую шапку.

Некоторая энергия может поступать из воды, газа в воде или сжатой породы. Обычно это незначительный вклад в расширение углеводородов.

За счет правильного управления производительностью можно получить больше преимуществ от двигателей с растворенным газом. Вторичная добыча включает закачку газа или воды для поддержания пластового давления. Соотношение газ / нефть и дебит нефти остаются стабильными до тех пор, пока пластовое давление не упадет ниже точки кипения при достижении критической газонасыщенности. Когда газ исчерпан, соотношение газ / нефть и дебит нефти падают, пластовое давление снижается, и пластовая энергия исчерпывается.

Привод газовой шапки

В коллекторах, уже имеющих газовую шапку (исходное давление уже ниже точки кипения), газовая шапка расширяется по мере истощения коллектора, давя на секции жидкости. применяя дополнительное давление.

Он присутствует в резервуаре, если газа больше, чем может быть растворено в резервуаре. Газ часто будет мигрировать к вершине конструкции. Он сжимается поверх запаса масла, поскольку при производстве масла крышка помогает вытолкнуть масло наружу. Со временем газовая шапка опускается и проникает в нефть, и в конечном итоге скважина начнет добывать все больше и больше газа, пока не будет производить только газ. Лучше всего управлять газовой шапкой эффективно, то есть размещать нефтяные скважины так, чтобы газовая шапка не доходила до них, пока не будет добыто максимальное количество нефти. Также высокий дебит может вызвать миграцию газа вниз в продуктивный интервал. В этом случае со временем снижение пластового давления не такое резкое, как в случае газового вытеснения на основе раствора. В этом случае дебит нефти не будет снижаться так резко, но будет зависеть также от расположения скважины по отношению к газовой шапке.

Как и в случае с другими приводными механизмами, для поддержания пластового давления может использоваться закачка воды или газа. Когда газовая шапка сочетается с притоком воды, механизм восстановления может быть очень эффективным.

Водоносный (водный) привод

Вода (обычно соленая) может присутствовать ниже углеводородов. Вода, как и все жидкости, в небольшой степени сжимаема. По мере того, как углеводороды истощаются, снижение давления в пласте позволяет воде немного расширяться. Хотя расширение этого блока незначительно, если водоносный горизонт достаточно велик, это приведет к значительному увеличению объема, что приведет к выталкиванию углеводородов вверх, поддерживая давление.

В случае резервуара с гидроприводом падение пластового давления очень незначительное; в некоторых случаях пластовое давление может оставаться неизменным. Соотношение газ / нефть также остается стабильным. Дебит нефти будет оставаться достаточно стабильным, пока вода не достигнет скважины. Со временем обводненность увеличится, и скважина будет обводнена.

Вода может присутствовать в водоносном горизонте (но редко пополняется поверхностными водами). Эта вода постепенно замещает объем нефти и газа, добываемый из скважины, учитывая, что дебит эквивалентен активности водоносного горизонта. То есть водоносный горизонт пополняется за счет притока естественной воды. Если вода начинает добываться вместе с нефтью, скорость извлечения может стать неэкономичной из-за более высоких затрат на подъем и удаление воды.

Закачка воды и газа

Если естественных движущих сил недостаточно, как это часто бывает, то давление можно искусственно поддерживать, закачивая воду в водоносный горизонт или газ в газовую шапку.

Гравитационный дренаж

Сила тяжести заставляет нефть двигаться вниз по газу и вверх по воде. Если существует вертикальная проницаемость, то скорость извлечения может быть даже лучше.

Коллекторы газа и газового конденсата

Они возникают, если пластовые условия позволяют углеводородам существовать в виде газа. Извлечение - это вопрос расширения газа. Извлечение из закрытого коллектора (т. Е. Без обводнения) очень хорошее, особенно если забойное давление снижено до минимума (обычно это делается с помощью компрессоров на устье). Любые производимые жидкости имеют цвет от светлого до бесцветного, с плотностью выше 45 API. Циклирование газа - это процесс, при котором сухой газ нагнетается и производится вместе с конденсированной жидкостью.

См. Также

  • значок Энергетический портал
  • значок Геологический портал

Ссылки

Последняя правка сделана 2021-06-01 11:20:01
Содержание доступно по лицензии CC BY-SA 3.0 (если не указано иное).
Обратная связь: support@alphapedia.ru
Соглашение
О проекте