Для сдачи тестов, рубежного контроля, а также закрепления материала используйте браузеры MS Internet Explorer, Mozilla Firefox, Chromium
    Главная страница электронного учебника План урока
    Содержание дисциплины

    Виды тектонических движений
    Содержание дисциплины

    Природные газы

    Учебная тема
    Литологический состав коллекторов

    Литологический состав коллекторов

    Кнастоящему времени предложен ряд классификаций коллекторов терригенного(обломочного) и карбонатного состава, однако ни одна из них не получилапрактического применения. Это объясняется тем, что трудно создать универсальнуюклассификацию коллекторов, которая отражала бы все их свойства и представлялабы не только академический интерес, но и удовлетворяла бы запросампромышленности, оказывая существенную помощь при поисках, разведке и разработкенефтяных и газовых месторождений.

    Вразличных опубликованных классификациях рассматриваются самые разнообразныесвойства коллекторов: в одних излагаются морфология и генезис поровыхпространств (И.М. Губкин), в других коллекторы расчленяются по форме их поровыхпространств (П.П. Авдусин и М.А. Цветкова), в третьих они расчленяются попроницаемости (А.Г. Алиев, Г. И. Теодорович), далее по признакам,характеризующим различные генетические типы коллекторов (Н. Б. Вассоевич), наконец,по эффективной пористости и проницаемости (А. А. Ханин) и т. д.

    Основываясьна данных о пористости и проницаемости горных пород, все известные коллекторынефти и газа можно подразделить на две большие группы: межгранулярные (поровые)и трещинные.

    Основноеих различие заключается в том, что емкость и фильтрационные свойствамежгранулярных коллекторов (чаще всего песчаников) определяются в основномструктурой порового пространства, тогда как в трещинных коллекторах фильтрациянефти и газа обусловливается главным образом трещинами. Основной емкостью длятрещинных коллекторов служат те же, что и для межгранулярных, — межзерновыепоры, а в карбонатных породах также и каверны, микрокарстовые пустоты истилолитовые полости.

    Рольсамих трещин в общей емкости трещинного коллектора, как правило, незначительнаи лишь иногда возрастает в зонах дробления горных пород вблизи дизъюнктивныхдислокаций.

    Трещинныеколлекторы характеризуются разнообразием и сложностью их строения, наличием вних микротрещин, роль которых является ведущей в фильтрации флюидов. Однако неследует смешивать трещинный коллектор с трещиноватой породой, так как трещинныйколлектор характеризуется лишь ему присущими специфическими особенностями,которые были указаны выше.

    Е.М.Смехов и другие по условиям фильтрации выделяют два типа коллекторов —межгранулярные и трещинные, — а по характеру их емкости — каверновый,карстовый, смешанный и порово-трещинный, которые, в свою очередь,подразделяются по преобладающему значению той или иной структуры пустот.

    Большаячасть имеющихся в трещиноватых породах пустот, определяющих тип коллектора,сообщаются благодаря широко развитой в них сети микротрещин.

    Приведеннаяклассификация трещинных коллекторов может оказаться полезной на практике, таккак выделение в разрезе того или иного типа трещинного коллектора способствуетвыбору надлежащего метода разведки и разработки месторождения, а также учетунеобходимых параметров (пористость, коэффициенты нефтенасыщенности инефтеотдачи) для подсчета запасов нефти и газа.

    Природныеколлекторы весьма разнообразны по строению и чаще всего представлены смешаннымитипами с преобладанием того или другого основного типа.

    Во всехрайонах распространены преимущественно две системы трещин, одна из которых, какправило, имеет простирание, совпадающее с простиранием слоев, вторая — снаправлением падения слоев. Спорадически появляются диагональные к ним системы трещин.

    Другойхарактеристикой трещиноватости является густота трещин, тесно связанная слитологией пород. Обычно наибольшей рас-тресканностью обладают кремнистыеразности, затем глинистые и известковистые. В песчаных разностях в общем случаеотмечены минимумы трещиноватости. Интенсивность трещиноватости не зависит отмощности слоя, что доказано на большом фактическом материале.

    Приизучении трещин в шлифах отмечено, что микротрещины развиты в той или иной мерево всех литологических разностях горных пород. Наименьшее количество трещинимеют песчаники и алевролиты, однако и в них отмечены открытые трещины итрещины, заполненные желтым битумом.

    В товремя как распределение трещиноватости в разрезе зависит от литологическихразностей пород, распределение максимумов растресканности по площади тесносвязано с тектоническими явлениями, контролируемыми упругостью породы. Имеютсяданные о том, что независимо от условий, максимумы трещиноватостипреимущественно располагаются на периклиналях структур. Иногда они приурочены кизгибам слоев.

    В то жевремя структуры платформенного типа имеют максимумы трещиноватости,спорадически распространенные по крыльям складок, на структурахгеосинклинального типа — вдоль осей.

    Согласноизложенной характеристике трещиноватых пород при определении их пористости(емкости) для подсчета запасов основное внимание должно быть уделено изучениюмежзерновой пористости. Однако в некоторых случаях при выяснении емкостиколлектора необходимо учитывать и трещинную пористость, если межзерновая иливторичная равны первым единицам процента, а трещинная 1% и более.

    Гранулометрическийсостав пород. Гранулометрический анализ горнойпороды дает представление о количественном содержании в ней частиц различнойвеличины. Количественное содержание и соотношение фракций частиц в известноймере определяют пористость, проницаемость и коллекторские свойства породы.Гранулометрический анализ выражается в определении процентного содержанияфракций зерна различной крупности (в мм). Он производится различными методами,подробно описываемыми в специальной литературе.

    В промысловых условиях гранулометрический состав породыобычно определяют ситовым анализом, заключающимся в разделении частиц размеромсвыше 0,1 мм (0,074 мм). Для разделения частиц менее 0,074 мм применяютседиментационный и другие методы. Фракционный состав породы обычно записывают втаблицу (табл. 1).

    Скважина

    Участок

    № образца Глубина отбора, м Содержание фракций в % вес. при диаметре зерен, мм  Ситовой анализ  Седиментационный анализ 0,59-0,42 0,42-0,297 0,297-0,21 0,21-0,149 0,149-0,074 0,074-0,05 0,05-0,01 0,01-0,005 <0,005

     

     2/15

     1  1000  -  2,7  4,5  6,5  70,8  10,4  1,5  2,0 1,6

    По гранулометрическому составу выделяют разнообразные породы:глины, алевриты, пески и т. д. Характер дисперсности пород определяется нетолько их гранулометрическим составом, но и удельной поверхностью. Удельнойповерхностью породы называется суммарная поверхность частиц, содержащихся вединице объема образца. Между гранулометрическим составом и удельнойповерхностью существует определенная зависимость: чем больше мелких частиц впороде, тем больше ее удельная поверхность, и чем больше крупных частиц, темменьше удельная поверхность. Таким образом, определение удельной поверхностипороды дополняет данные гранулометрического анализа.

    Наибольшуюудельную поверхность имеют пелиты, меньшую — алевриты, а наименьшую — псаммиты.С увеличением удельной поверхности, как правило, ухудшаются коллекторскиесвойства породы.

    Помимо этого, на основании данных гранулометрического составасудят о характере однородности породы. Для этого строят кривые суммарногосостава и распределения зерен песка по размерам, откладывая по оси ординатнарастающие весовые проценты фракций, а по оси абсцисс — диаметры частиц влогарифмическом масштабе.

    Построение указанной кривой в соответствии с примеромгранулометрического состава илистого мелкозернистого песка, приведенного втаблице, ведется следующим образом. Данные таблицы преобразуют в удобный дляграфического изображения вид нарастающих процентов для соответствующихдиаметров частиц.

    На основе указанных данных строят кривую суммарного гранулометрическогосостава. По указанной кривой определяют коэффициент неоднородности породы, подкоторым понимают отношение диаметра частиц фракции, составляющей со всеми болеемелкими фракциями 60% вес. от веса всего песка, к диаметру частиц фракции,составляющей со всеми более мелкими фракциями 10% вес. от веса песка, т.е.

    />

    Для однородного по составу песка коэффициент неоднородностиравен единице. Коэффициент неоднородности пород нефтяных месторождений Россииколеблется в пределах 1,1 – 20.

    Знание однородности пород позволяет получить относительноесуждение о его коллекторских свойствах, которые улучшаются для однородныхпесков (и песчаников) по сравнению с неоднородными.

    Наряду с этим знание гранулометрического состава породпозволяет выбрать размер щелей фильтров в эксплуатационных колоннах дляпредотвращения (или ограничения) поступления песка из пласта в скважину.

    Трещиноватость пород. Более 60% добываемой в настоящее время нефти в мире приурченок карбонатным коллекторам. В связи с этим проблема изучения трещинныхколлекторов в последние годы приобрела весьма актуальное значение.

    Изучение природы пористости и проницаемости карбонатныхпород, их стратиграфии, тектоники, геологической истории и палеогеографиипозволяет более эффективно проводить поиски, разведку и разработку связанных сними залежей нефти.

    Литолого-петрографическое изучение трещиноватости породпоказало широкое распространение в породах микротрещиноватости («волосные»микротрещины). По происхождению микротрещины могут быть подразделены надиагенетическо-тектонические и тектонические. Выяснение происхождениятрещиноватости возможно лишь при детальном изучении петрографических игеологических данных, характеризующих породы, и при наличии большого каменногоматериала.

    В большинстве случаев трещиноватость пород преимущественносвязана с тектоническими и реже с диагенетическими процессами.

    Трещины диагенетического происхождения свойственныпреимущественно известнякам и доломитам, они располагаются чаще перпендикулярнок слоистости.

    Распространение трещин из одного слоя в другой с сечениемповерхности напластования может свидетельствовать о тектоническом происхождениитрещин. Трещины нетектонического происхождения обычно образуют в планемногоугольную сетку. Вопрос о происхождении микротрещин еще недостаточно изучени требует проведения дальнейших исследований.

    Нетектонические трещины, именуемые первичными, образовались встадию позднего диагенеза и эпигенеза. В породах, прошедших стадию хотя быпервых слабых тектонических (колебательных) движений, первичные трещиныпреобразуются в тектонические и приобретают свойственные им особенности. Таккак в земной коре не существует недислоцированных пород, кроме современных осадков,выделение более или менее значительного количества первичных трещинзатруднительно.

    В настоящее время тектоническое происхождение подавляющегобольшинства трещин можно считать доказанным. Об этом свидетельствуют особенности,свойственные трещиноватости:

    1) объединение трещин в системы, образующие более илименее правильные геометрические сетки;

    2) преимущественно вертикальный относительно слоистости породнаклон трещин;

    3) тесная связь ориентировок основных систем трещин снаправлением тектонических структур.

    Такое происхождение имеют трещины в пределах одного пласта, атакже пересекающие несколько пластов независимо от их состава и мощности.Аналогичное явление наблюдается в приконтактных трещинах, развитых на границахпород различного лито логического состава. Лишь трещины по слоистости (или поплоскостям, близким к ней, как, например, трещины кливажа) и диагональные кслоистости представляют исключение из преобладающих трещин, ориентированных восновном перпендикулярно к напластованию пород. Их происхождение связано свлиянием как первичных, так и вторичных процессов растворения (преимущественнов карбонатных породах) и односторонними направлениями тектонических деформацийв пластичных породах.

    При изучении трещиноватости горных пород с целью определенияих коллекторских свойств основной интерес представляют тектонические трещины.

    Трещины, которые можно наблюдать невооруженным глазом вобнажениях, горных выработках, в керне, называют макротрещинами. В отличие отних трещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом, называют микротрещинами.Верхний предел раскрытости (ширины) микротрещин условно принято считать равным100 мк.

    В целом трещиноватость (макро- и микротрещины) в горныхпородах характеризуется относительно правильными геометрическими системамитрещин. В общем случае геометрическая сетка состоит из двух основных системвертикальных (к слоистости) трещин с взаимно перпендикулярными направлениями. Вотдельных случаях геометрическая сетка трещиноватости горных пород может бытьпредставлена одной системой горизонтальных трещин по отношению к плоскостямнапластования (рассланцованные, тонкослоистые породы) или тремяперпендикулярными системами (мергели), или сочетанием нескольких различноориентированных систем (глины), создающим впечатление «бессистемного»(хаотичного) расположения трещин.

    Установленная закономерность в расположении и ориентировкетрещин в горной породе может рассматриваться как один из главных признаков,позволяющих определить такие важные параметры, как интенсивность трещиноватостии направление главных систем трещин.

    Интенсивность трещиноватости пласта обусловливается общимколичеством развитых в нем трещин и зависит от его литологического состава,степени метаморфизма пород, мощности вмещающей среды и структурных особенностейзалегания пласта.

    На коллекторские свойства трещиноватых пород значительноевлияние оказывает литологический фактор; характер распределения и интенсивностьпроявления трещиноватости тесно связаны с вещественным составом исследуемыхпород и структурно-текстурными особенностями; наиболее трещиноватыми являютсядоломитизированные известняки, затем чистые известняки, доломиты, аргиллиты,песчано-алевритовые породы, ангидрито-доломитовые породы и ангидриты.

    Анализ большого фактического материала, проведенный внаучно-исследовательских организациях, позволил установить, что проницаемостьтрещиноватых пород обусловливается системами развитых в них трещин и в общемслучае пропорциональна их густоте.

    Благодаря распределению трещин в горной породе по системамможно определить густоту трещин, которая дает возможность определить объемную иповерхностную плотности трещин.

    Необходимые сведения о трещиноватости пород могут бытьполучены в процессе наблюдений в обнажениях на дневной поверхности, а затемэкстраполированы на глубину — на участки со сходным геологическим строением. Такиенаблюдения представляют большой практический интерес не только для территорий,где отсутствует глубокое бурение, но и для площадей, недра которых вскрытыскважинами.

    Другим важным параметром трещиноватости горных пород являетсяраскрытость (ширина) трещин. В зависимости от величины раскрытости (ширины)микротрещины делятся на очень узкие (капиллярные) 0,005—0,01 мм, узкие(субкапиллярные) 0,01—0,05 мм и широкие (волосные) 0,05—0,15 мм и более.

    При исследовании трещиноватости пород, помимо густоты трещини величины их раскрытости, следует изучать форму трещин (линейные илиизвилистые), степень выполнения их минеральным или битуминозным веществом и т.п.

    По степени выполнения трещин различают открытые, частичновыполненные и закрытые. Исследования различных лито логических разностейтрещиноватых пород показали, что:

    1)  в песчаниках и алевролитах преобладаютоткрытые микротрещины, реже появляются закрытые;

    2)  в глинах и аргиллитах такжепреобладают открытые микротрещины;

    3)  в мергелях имеются открытые и закрытыемикротрещины;

    4)  в органогенных доломитовыхизвестняках наряду с открытыми широко развиты закрытые микротрещины;

    5)  в доломитах наблюдается широкоеразвитие закрытых микротрещин с менее значительным распространением открытых;форма их извилистая, часто зазубренная.

    Как известно, основными коллекторскими свойствами горнойпороды, характеризующими ее способность аккумулировать и отдавать флюиды,являются ее пористость и проницаемость. Пористость трещиноватой породы можноразделить на межзерновую и трещинную. Первая характеризует объем пустот междузернами (кристаллами) породы, вторая обусловлена объемом пустот, образованныхтрещинами. Объем полостей трещин называют трещинной пористостью (или иногдаполостностью), а объем полостей трещин в единице объема трещиноватой породы —коэффициентом трещинной пористости (или полостности).

    Кроме того, в карбонатных породах имеются пустоты, возникшиев породе за счет процессов растворения (каверны, микрокарстовые и стилолитовыеполости). Таким образом, под общей пористостью трещиноватой породы следуетпонимать отношение суммарного объема пустот, содержащихся в породе, к объемуэтой породы.

    Таким образом, при определении коллекторских свойств пород,очевидно, решающую роль имеет межзерновая пористость, а не трещинная.

    В отличие от трещинной пористости, обычно мало влияющей навеличину общей пористости породы, трещинная проницаемость фактически определяетвеличину общей проницаемости.

    Трещины играют решающую роль в процессах фильтрации жидкостии газа в трещинных коллекторах. Это видно из того, что трещиноватые породыпредставлены обычно либо хрупкими, либо твердыми литологическими разностями,межзерновая проницаемость которых измеряется тысячными долями миллидарси. Междутем из таких пород в ряде отечественных и зарубежных месторождений полученывесьма значительные притоки нефти и газа.


    Задание №2.

     

    Методы определения остаточной воды в пластах.

    Современныеисследования показывают, что содержание связанной воды в нефтеносных пластахколеблется от 6 до 70%. Содержание связанной воды в пласте обычно тем больше,чем меньше проницаемость пористой среды и размеры поровых каналов, чем большечисло этих каналов и удельная поверхность пород и чем меньше количество поверхностно-активныхвеществ в нефтях, содержащихся в пласте.

    Связаннаявода обычно содержит больше солей, чем морская, и характеризуется большимразнообразием природы и количества растворенных ионов.

    Дляопределения объема пор, занятых нефтью, необходимо знать количествосодержащейся в нем связанной воды, т.е. коэффициент водонасыщенности.

    Точноустановить количество связанной воды по кернам, отобранным колонковыми долотамипри промывке скважины глинистым раствором, нельзя, так как в процессе отборакерна колонковым долотом и при подъеме его из скважины вода из глинистогораствора попадает в образец породы и искажает истинное содержание в нем воды.

    Дляболее точного определения количества связанной воды необходимо буритьспециальные скважины, ствол которых при вскрытии продуктивного пласта и отборакерна для лабораторного исследования заполняют промывочной жидкостью,приготовленной на нефтяной основе. Проникающая в этом случае в керн нефть неискажает содержания в нем связанной воды, так как даже при наличии значительныхградиентов давления избыточное капиллярное давление, под которым находится впорах связанная вода, превышает эти давления и связанная вода прочноудерживается в порах породы.

    Еслибурение специальных скважин с применением промывочной жидкости на нефтянойоснове не производилось, то представление о содержании связанной воды в породеможно получить путем использования различных косвенных методов. К их числуотносятся:

    1) определение зависимости междупроницаемостью пласта и его водонасыщенностью;

    2) определение зависимости междукапиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью (метод капиллярных давлений);

    3) метод центрифугирования;

    4)      определениесодержания хлоридов в керне. Рассмотрим каждый метод отдельно.

    1. Исследованиями установлено, что водонасыщенность нефтяныхпластов с увеличением проницаемости пород уменьшается. Однако из сопоставлениякривых Маскета, Джонса и Закса следует, что для каждого месторождения, точнеедля каждого пласта, зависимость водонасыщенности от проницаемости имеет своюособенность.

    Следовательно,осредненные кривые П. Джонса, рекомендуемые им для оценки водонасыщенностимелкозернистых, средне-зернистых и крупнозернистых песков, а также известняков,не могут претендовать на универсальность. Поэтому применение этих кривых дляопределения коэффициента нефтенасыщенности при подсчете запасов дает лишьприближенные значения. Эффективное использование зависимости междупроницаемостью пласта и его водонасыщенностью возможно только после построенияее по фактическим данным для конкретного исследуемого пласта.

    2.Сущность метода капиллярных давлений вкратце заключается в следующем.Проэкстрагированный и высушенный образец породы насыщают под вакуумом керосиномили водой и помещают в цилиндр с полупроницаемой мембраной. Затем путем нагнетанияв цилиндр воздуха или керосина, если образец насыщен водой, последовательносоздают все более повышающиеся давления. При этом каждое давление поддерживаетсяпостоянным все время, пока происходит вытеснение жидкости из тех пор, в которыхкапиллярное давление преодолено давлением в цилиндре. В процессе проведенияопыта количество вытесненной из образца жидкости при каждом давлении определяютвзвешиванием. По полученным данным строят кривую зависимости между капиллярнымдавлением и остаточной водонасыщенностью.

    Минимальнаяводонасыщенность, получившаяся при опыте, будет характеризовать количествосвязанной воды в данном образце породы.

    Недостаткомметода капиллярных давлений является длительность проведения опыта,продолжающегося иногда несколько недель.

    3. Методцентрифугирования был разработан А. Ф. Лебедевым и применен им для изучениядвижения почвенных и грунтовых вод. При этом методе исследуемый образец породы экстрагируют,высушивают и насыщают под вакуумом водой, которую удаляют из образцацентрифугированием. Вода, удерживающаяся в породе, определяется по разностивесов между образцом со стабильной остаточной водой после центрифугирования и сухимобразцом. Так как центрифугирование продолжается несколько минут, то этот методимеет преимущество перед описанными выше в быстроте выполнения работы.

    Однакопри этом методе, а также и при методе капиллярных давлений не воспроизводятсяпластовые условия, что собственно и делает их приближенными методами оценкисодержания связанной воды в породе.

    4.Существует еще метод оценки водонасыщенности нефтеносных пород путемопределения содержания в них хлоридов. Метод основан на определении процентногосодержания хлоридов в связанной воде исследуемого пласта и сопоставлении с нимсодержания хлоридов в других кернах пласта. Однако исследования показали, чтоопределения содержания связанной воды в керне, полученные по этому методу, даютбольшие отклонения от истинного содержания связанной воды в пласте, чем всеописанные выше методы. Это объясняется тем, что состав связанной воды можетсильно отличаться от состава пластовой воды.

    Прирассмотрении вопроса о нефтенасыщенности пород большое значение для определениясодержания связанной воды в породах имеют промыслово-геофизические методы,которые следует широко применять.

    Дляболее рационального использования геофизических данных необходимо производитькомплексные исследования, сопоставляя результаты определениянефтегазонасыщенности геофизическими методами с данными, полученными вспециальных скважинах, пробуренных с применением растворов на нефтяной основе.

    Применениекосвенных методов определения коэффициента нефтенасыщенности связано с тем, чтов настоящее время еще нет разработанной методики и аппаратуры для отбора кернас сохранением пластовых условий, что позволило бы непосредственно определятькоэффициент нефтенасыщения.


    Задание №3.

    Задача.

    Определитькарбонатность пород при действии соляной кислоты.

    Дано:

    Количество породы: а =7,5 г.

    Количество выделившегосяуглекислого газа (СО2 ): V = 81 см3 .

    Температура в моментопределения СО2: Т = 23 °С.

    Барометрическое давление:Р = 750 мм.рт.ст.

    Под карбонатностью породнефтяных месторождений подразумевается суммарное содержание в них солейугольной кислоты: соды Na2CO3, поташа K2CO3, известняка CaCО3, доломита CaCО3. MgCO3, сидерита FeCO3и т.д. Содержание этих солей в нефтесодержащих породах колеблется в широкихпределах.

    При определениикарбонатности пород все расчеты ведутся на СаСО3.

    Для определениякарбонатности пород существуют три способа:

    1) Способ, основанный натитровании раствора HCl привзаимодействии его с карбонатами.

    2) Способ, основанный наопределении веса углекислоты;

    3) Способ, основанный наопределении объема углекислоты.

    Наиболее распространенными простым из них является способ, основанный на измерении объема СО2при выделении его из породы в процессе воздействия на нее соляной кислотой.

    Содержание карбонатов впересчете на СаСО3 по найденному объему СО2 (в %)подсчитывают по формуле:

             Vp

     Кa = ——, где

           4,4 a

    Ка –содержание СаСО3 в породе в %;

    V – найденный объем СО2 всм3 ;

    р – вес 1 см3при температуре и барометрическом давлении во время отсчета в мг;

    а – вес исследуемогообразца в г.

    p = 1,832 мг (из таблицы «Пересчетмиллилитров СО2 в миллиграммы»)

    />

    Ответ: Карбонатностьданной породы при заданных условиях равна 4,5 %.

    Содержание дисциплины

    Виды тектонических движений

    Закрепление материала
    Тестирование материала
    Содержание дисциплины

    Природные газы