Геология нефти. геология нефти и газа. цементирующим материалом служат глинистые, карбонатные или си

Статья на тему: "Геология нефти. геология нефти и газа. цементирующим материалом служат глинистые, карбонатные или си" от профессионалов для людей. Если у вас возникнут вопросы, то можете их задать дежурному специалисту.

Цементация и уплотнение пород. Шлиф ортокварцита

После образования в породе порового пространства или системы пор, первичных либо вторичных, либо тех и других, они обычно начинают видоизменяться под влиянием одного или сразу обоих наиболее универсальных вторичных процессов, каковыми являются цементация и уплотнение. Развитие этих процессов ведет к уменьшению объема порового пространства и проницаемости пород. Они могут проявляться как во время отложения осадков, так и на постседиментационной стадии. Обычно пористость осадочных пород уменьшается с увеличением глубины их залегания, температуры и возраста [67].

Цементация. Цементация пород отчасти является первичной; цемент может осаждаться или отлагаться совместно с классическим материалом. Кремнезем, карбонаты и другие растворимые вещества осаждаются одновременно с отложением обломочного материала. Первичный цементирующий материал подвергается позднее перекристаллизации, и такой перекристаллизованный цемент затем лишь с трудом можно отличить от материала, привнесенного после консолидации осадка. Песчаники, содержащие кремневый цемент, отложившийся вместе с песчаными зернами или осажденный в процессе диагенеза, называются ортокварцитами в отличие от метакварцитов, которые образуются при метаморфизме. Как считает Крынин, 90-95 % кварцитовых песчаников Аппалачей имеют первичный кварцевый цемент [68]. Если это так, то можно надеяться на лучшие перспективы нефтегазоносности Аппалачского региона. В противном случае прогноз был бы значительно менее благоприятен, ибо в связи с существующими представлениями об образовании кварцитовых песчаников в процессе регионального диастрофизма и метаморфизма все потенциальные породы-коллекторы должны были стать непроницаемыми и вся нефть должна быть из них выжата.

Нерастворимые, а поэтому не являющиеся хемогенными осадками вещества могут вести себя подобно хемогенному цементу, заполняя пустоты, уплотняя породу и скрепляя отдельные ее зерна. Особенно плохо растворимы глинистые минералы, однако они неустойчивы физически и быстро реагируют на изменения давления, температуры и характер вод. В тех или иных количествах они отлагаются в виде различного рода обломков почти во всех осадках, являясь обычным цементирующим материалом.

Некоторые глинистые минералы замещаются хлоритом, серицитом и карбонатами. При выжимании воды из глины и илов последние вдавливаются в тончайшие промежутки между зернами и служат связующим материалом, который скрепляет отдельные песчаные зерна. Обломочными породами, сцементированными первичным обломочным материалом, являются, например, граувакки. Глины, образовавшиеся в результате выветривания полевых шпатов, заполняют поры в породах формации Чанак (третичного возраста) на восточном борту бассейна Сан-Хоакин в Калифорнии. Здесь они играют роль скрепляющего материала и, создавая препятствие на пути движения нефти по восстанию коллекторских пластов, способствуют образованию нескольких залежей нефти. Другой вид обломочного цемента встречается в песках формации Мак-Меррей (мел) близ Атабаска-Лендинг в северо-восточной Альберте. Эти пески сцементированы вязкой тяжелой нефтью, которая отлагалась, вероятно, вместе с песчаными зернами. При удалении нефти песок рассыпается на отдельные зерна.

Химическое осаждение цементирующих материалов в порах обломочных пород в течение диа- или катагенеза представляет собой фактор вторичного изменения их пористости и проницаемости. Наиболее распространенными цементирующими материалами в обломочных породах-коллекторах являются, в порядке убывания распространенности, кварц, кальцит, доломит, сидерит, опал, халцедон, ангидрит и пирит. Часто в составе цемента одной породы может присутствовать сразу несколько минералов [69],

[2]

4-14. Шлиф ортокварцита, в котором видны регенерация зерен и перекристаллизация, заметно изменяющие первичную структуру порового пространства породы (К rynin е, Journ . Geol ., 56, p . 152, Fig . 12, 1948).

1 ‑ зерна кварца; 2 ‑ регенерационный кремнезем; 3 ‑ доломит; 4 ‑ пирит; 5 ‑ поровое пространство.

В большинстве песчаников наряду с тем или иным развитием структур инкорпорации зерен можно обнаружить следы цементации за счет взаимного растворения соприкасающихся зерен на контактах, растворения тонкозернистой кремнистой основной массы, привноса кремнезема из внешних источников (см. 3-3). Цементирующим материалом могут служить самые разнообразные минералы. Изучение 40 образцов керна полевошпатовых песчаников из скважин, пробуренных в центральной и южной Калифорнии, показало наличие в открытых порах и внутри сложенной обломочными глинистыми минералами основной массы этих пород следующих вторичных минералов: кварца, альбита, ортоклаза, микроклина, доломита, кальцита, анатаза, каолинита, глауконита, барита и пирита [70].

Кварц представляет собой основной хемогенный цементирующий материал многих обломочных пород-коллекторов и осаждается первым среди других хемогенных связующих веществ [71]. Кремнезем не обнаружен в составе пластовых вод, поэтому источники больших его количеств в породах в виде цемента, так же как и механизм осаждения, явились предметом многочисленных исследований, но до сих пор полностью не выяснены [72], Предполагают следующие источники кремнезема: 1) кремнезем, осаждавшийся из кремнийсодержащих поверхностных или метеорных вод; 2) кремнезем, приносимый реками в океан, где он химически осаждался вместе с песком; 3) химически осажденный кремнезем, образовавшийся в результате растворения мелких зерен кремнийсодержащих минералов на контактах песчаных зерен при раздавливании и истирании первых в процессе отложения или под давлением в течение диа- и катагенеза (принцип Рике) [73]; 4) кремнезем, выносимый растворами из глинистых минералов [74] и транспортируемый водами, выжатыми из глинистых отложений в процессе их уплотнения. Характер вторичного разрастания кремнезема и его воздействие на песчаник показаны на 4-14.

Вторичное разрастание кристаллов кварца свойственно так называемым «искристым песчаникам» формации Варко (нижний эоцен), которые слагают главный продуктивный горизонт на нефтяном месторождении Петролеа в восточной Колумбии [75] (6-37). Эти породы получили свое наименование благодаря тому, что в обнажениях мириады кристаллов вторичного кварца сверкают на солнце своими гранями. Песчаники имеют среднюю пористость 12,5% и проницаемость 79 миллидарси, причем пористость их преимущественно первична.

Источники появления в породах карбонатного цемента более легко объяснимы по сравнению с источниками кремнезема, поскольку даже в песчаниках обычно содержится некоторое количество карбонатов, которые могут быть растворены и переотложены в другом месте. Карбонатный цемент в песчаниках может присутствовать в форме идиоморфных кристаллов кальцита или доломита, находящихся в промежутках между песчаными частицами; он может покрывать поверхности песчаных зерен, являясь связующим материалом между ними, а также быть образован остатками карбонатных окаменел остей, как распознаваемыми, так и концентрирующимися в пятна неопределимых обломков.


Поскольку цементация породы часто происходит за счет растворения ее же собственного материала, эти два процесса действуют в противоположных направлениях. Там, где растворение превалирует над отложением цемента, пористость породы возрастает, и наоборот, на участках, где преобладает отложение, пористость уменьшается. Растворение и цементация неузнаваемо изменяют структуру норового пространства и особенно проницаемость породы [76]. С образованием залежи углеводородов прекращается циркуляция поровых вод, а вместе с ней и деятельность процессов растворения и цементации. Отсюда мы можем заключить, что растворение и цементация в природных резервуарах происходит почти исключительно до аккумуляции нефти и газа в пласте.

Читайте так же:  Оформление завещания на квартиру у нотариуса

Уплотнение. В геологии нефти и газа важны три результата воздействия на породы давления: 1) уплотнение коллекторских отложений; 2) уплотнение отложений, не являющихся коллекторами, особенно глинистых; 3) сжатие пластовых флюидов. Мы коснемся здесь только уплотнения отложений, которые служат коллекторами нефти и газов.

Уплотнение пород-коллекторов происходит главным образом под влиянием увеличивающейся нагрузки перекрывающих отложений. Такое воздействие на породу, подобно цементации, приводит к сокращению пористости. Уменьшение объема порового пространства при уплотнении в замкнутой системе природного резервуара вызывает увеличение пластового давления. Уплотнение особенно значительно в коллекторах, содержащих глинистый или коллоидный материал. При возрастании горного давления из них выжимаются огромные массы адсорбированной воды, и поскольку глинистые и коллоидные материалы чрезвычайно пластичны, они могут растекаться между зернистыми частицами, образуя цемент и тем самым снижая пористость. Чистые песчаники, вскрытые на забоях самых глубоких скважин, достигающих 15 000 футов, не несут следов раздробления зерен ( R .В. Hutchison , личное сообщение); это указывает на то, что подобные породы вполне могут оказаться продуктивными на больших глубинах². В то же время заиленные и загрязненные песчаники становятся непроницаемыми под давлением и на гораздо меньших глубинах. Однако даже в чистых песчаниках наблюдается увеличение с глубиной количества точек соприкосновения зерен, что свидетельствует об уменьшении объема порового пространства пород при все большем

Различают два вида уплотнения пород-коллекторов: пластическое и упругое. Пластическое уплотнение выражается в проникновении мягких акцессорных минералов основной массы, таких, как глинистые минералы, продукты выветривания и коллоиды, в открытые поры по мере увеличения давления и вытеснения из них воды. В результате этого породы теряют пористость, сокращается их проницаемость и происходит общее уменьшение их объема (см. 9-13). Пластическое уплотнение наблюдается в основном на ранней стадии диагенетического преобразования отложений, когда из них удаляются огромные количества воды. Однако из-за продолжающегося воздействия нагрузки вышележащих пород сокращение пористости пород вследствие пластического уплотнения происходит в течение длительного времени и после завершения стадии диагенеза, хотя со все более уменьшающейся скоростью.

увеличение плотности пород с глубиной на месторождении Гарбер в Оклахоме. В возрастании плотности здесь играют определенную роль как цементация, так и уплотнение, и очень трудно, а иногда и вообще невозможно отделить один из этих процессов от другого. В песчаниках пластическое уплотнение устанавливается по наличию вдавленных в поры и деформированных частиц мягких минералов, по перераспределению зерен, более плотной их упаковке, раздроблению краев зерен и более тесной приспособленности последних к материалу основной массы. Порода, претерпевшая пластическую деформацию, даже частично не восстанавливает при снятии давления свой первоначальный объем. Следовательно, объем таких пород является функцией максимальной величины горного давления, которому они подвергались в течение своей геологической истории.

Породы, подвергшиеся упругому уплотнению, наоборот, могут при снижении давления восстанавливать, хотя бы частично, свой первоначальный объем. Такое явление особенно вероятно в твердых песчаниках. Оно обусловлено тем, что энергия, накопленная в песчаных зернах при повышении горного давления, освобождается при его ослаблении. По-видимому, можно провести некоторую аналогию между этим явлением и накоплением энергии в сжатой пружине. Однако пласт песчаника, содержащий какое-то количество пластичных минералов и испытывающий воздействие нагрузки вышележащих пород, которая вызывает еще большее неупругое уплотнение частиц, никогда не восстанавливает полностью при снятии давления своей исходной мощности. Какой величины может достигать упругое сжатие пород и каково количество энергии, которое может накопиться в них при этом,- это вопросы, относительно которых мнения исследователей разделились; конкретные же данные весьма скудны.

Те же представления были использованы Джилули и Грантом [791 в их попытке объяснить проседание грунтов в районе Лонг-Бича, Калифорния. Они предполагали, что падение пластового давления флюидов в результате отбора нефти было вполне достаточным, чтобы вызвать соответствующее увеличение эффективной нагрузки от перекрывающих пород. Дополнительная нагрузка на песчаные зерна обусловила упругое сжатие песчаной породы, которое привело к сокращению объема последней и проседанию всей перекрывающей ее толщи до самой поверхности.

Одна из проблем, связанных со сжатием песчаников, заключается в установлении различия между воздействием на них пластического и упругого сжатия. Можно ожидать, содержащих то или иное количество глин и других пластичных материалов; тем не менее определить относительное влияние каждого из них на погребенные породы-коллекторы практически невозможно. Низкая сжимаемость кварцитов и песчаников [80] приводит к выводу, что уплотнение, испытываемое обломочными породами-коллекторами, обусловливается больше пластическим сжатием, чем упругим. Аналогичным образом легкость, с которой карбонатные минералы и породы перекристаллизуются и заполняют все имеющиеся поры, заставляет предполагать, что большинство карбонатных пород испытывает скорее пластическое, чем упругое сжатие.

Геология нефти и газа

страница 59/305
Дата 10.06.2018
Размер 22,3 Mb.
Тип Книга
Цементация. Цементация пород отчасти является первичной; цемент может осаждаться или отлагаться совместно с классическим материалом. Кремнезем, карбонаты и другие растворимые вещества осаждаются одновременно с отложением обломочного материала. Первичный цементирующий материал подвергается позднее перекристаллизации, и такой перекристаллизованный цемент затем лишь с трудом можно отличить от материала, привнесенного после консолидации осадка. Песчаники, содержащие кремневый цемент, отложившийся вместе с песчаными зернами или осажденный в процессе диагенеза, называются ортокварцитами в отличие от метакварцитов, которые образуются при метаморфизме. Как считает Крынин, 90-95 % кварцитовых песчаников Аппалачей имеют первичный кварцевый цемент [68]. Если это так, то можно надеяться на лучшие перспективы нефтегазоносности Аппалачского региона. В противном случае прогноз был бы значительно менее благоприятен, ибо в связи с существующими представлениями об образовании кварцитовых песчаников в процессе регионального диастрофизма и метаморфизма все потенциальные породы-коллекторы должны были стать непроницаемыми и вся нефть должна быть из них выжата.

¹

Этот признак не может указывать на первичный характер данного цемента. Многие исследователи предполагают, что нефть мигрировала в пески после их отложения» Прим. ред.
Химическое осаждение цементирующих материалов в порах обломочных пород в течение диа- или катагенеза представляет собой фактор вторичного изменения их пористости и проницаемости. Наиболее распространенными цементирующими материалами в обломочных породах-коллекторах являются, в порядке убывания распространенности, кварц, кальцит, доломит, сидерит, опал, халцедон, ангидрит и пирит. Часто в составе цемента одной породы может присутствовать сразу несколько минералов [69], В большинстве песчаников наряду с тем или иным развитием структур инкорпорации зерен можно обнаружить следы цементации за счет взаимного растворения соприкасающихся зерен на контактах, растворения тонкозернистой кремнистой основной массы, привноса кремнезема из внешних источников (см. фиг. 3-3). Цементирующим материалом могут служить самые разнообразные минералы. Изучение 40 образцов керна полевошпатовых песчаников из скважин, пробуренных
Читайте так же:  Размер и индексация материнского капитала, правила использования

Фиг. 4-14. Шлиф ортокварцита, в котором видны регенерация зерен и перекристаллизация, заметно изменяющие первичную структуру порового пространства породы (Кryninе, Journ. Geol., 56, p. 152, Fig. 12, 1948).

1 зерна кварца; 2 регенерационный кремнезем; 3 доломит; 4 пирит; 5 поровое пространство.
в центральной и южной Калифорнии, показало наличие в открытых порах и внутри сложенной обломочными глинистыми минералами основной массы этих пород следующих вторичных минералов: кварца, альбита, ортоклаза, микроклина, доломита, кальцита, анатаза, каолинита, глауконита, барита и пирита [70].

Кварц представляет собой основной хемогенный цементирующий материал многих обломочных пород-коллекторов и осаждается первым среди других хемогенных связующих веществ [71]. Кремнезем не обнаружен в составе пластовых вод, поэтому источники больших его количеств в породах в виде цемента, так же как и механизм осаждения, явились предметом многочисленных исследований, но до сих пор полностью не выяснены [72], Предполагают следующие источники кремнезема: 1) кремнезем, осаждавшийся из кремнийсодержащих поверхностных или метеорных вод; 2) кремнезем, приносимый реками в океан, где он химически осаждался вместе с песком; 3) химически осажденный кремнезем, образовавшийся в результате растворения мелких зерен кремнийсодержащих минералов на контактах песчаных зерен при раздавливании и истирании первых в процессе отложения или под давлением в течение диа- и катагенеза (принцип Рике) [73]; 4) кремнезем, выносимый растворами из глинистых минералов [74] и транспортируемый водами, выжатыми из глинистых отложений в процессе их уплотнения. Характер вторичного разрастания кремнезема и его воздействие на песчаник показаны на фиг. 4-14.

Вторичное разрастание кристаллов кварца свойственно так называемым «искристым песчаникам» формации Варко (нижний эоцен), которые слагают главный продуктивный горизонт на нефтяном месторождении Петролеа в восточной Колумбии [75] (фиг. 6-37). Эти породы получили свое наименование благодаря тому, что в обнажениях мириады кристаллов вторичного кварца сверкают на солнце своими гранями. Песчаники имеют среднюю пористость 12,5% и проницаемость 79 миллидарси, причем пористость их преимущественно первична.

Источники появления в породах карбонатного цемента более легко объяснимы по сравнению с источниками кремнезема, поскольку даже в песчаниках обычно содержится некоторое количество карбонатов, которые могут быть растворены и переотложены в другом месте. Карбонатный цемент в песчаниках может присутствовать в форме идиоморфных кристаллов кальцита или доломита, находящихся в промежутках между песчаными частицами; он может покрывать поверхности песчаных зерен, являясь связующим материалом между ними, а также быть образован остатками карбонатных окаменел остей, как распознаваемыми, так и концентрирующимися в пятна неопределимых обломков.

Поскольку цементация породы часто происходит за счет растворения ее же собственного материала, эти два процесса действуют в противоположных направлениях. Там, где растворение превалирует над отложением цемента, пористость породы возрастает, и наоборот, на участках, где преобладает отложение, пористость уменьшается. Растворение и цементация неузнаваемо изменяют структуру норового пространства и особенно проницаемость породы [76]. С образованием залежи углеводородов прекращается циркуляция поровых вод, а вместе с ней и деятельность процессов растворения и цементации. Отсюда мы можем заключить, что растворение и цементация в природных резервуарах происходит почти исключительно до аккумуляции нефти и газа в пласте¹.

Типы коллекторов и флюидоупоров

По литологическому составу выделяют два основных типа коллекторов – терригенные (песчано-алевритовые) и карбонатные. Кроме того, выделяют коллекторы связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают главное место среди других: с ними связано 58 % мировых разведанных запасов нефти и 77 % газа. Достаточно сказать, что в таком уникальном бассейне, каким является Западно-Сибирский, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных, обломочных коллекторах. Литологически терригенные коллекторы (пески, песчаники, алевролиты) характеризуются гранулометрией – размером зерен.

крупнозернистых песков — 1-0,25 мм; мелкозернистых песков — 0,25-0,1 мм;

алевролитов — 0,1-0,05 мм.

Емкостно-фильтрационные свойства терригенных отложений очень разные. Пористость нефтеносных песчаных коллекторов составляет в среднем 15-20%, проницаемость – обычно десятые и сотые доли, редко единицы квадратных микрометров (мкм 2 ).

Коллекторские свойства терригенных пород определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью. Глинистые минералы, вообще глинистость ухудшают коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы по значимости занимают II место. С ними связано 42% мировых запасов нефти и 23% запасов газа.

Карбонатные коллекторы принципиально отличаются от терригенных тем, что в них, во-первых, всего два основных породообразующих минерала – кальцит и доломит. Во-вторых, в карбонатных коллекторах фильтрация нефти и газа обуславливается преимущественно трещинами, кавернами. Основные процессы, формирующие пустотное пространство в карбонатах, связаны либо с биогенным накоплением, либо с выщелачиванием и карстообразованием, либо с тектоническими напряжениями, приведшими к образованию развитой сети трещин, микротрещин и т.д.

С карбонатными коллекторами связаны крупнейшие месторождения, расположенные в бассейне Персидского залива, во многих нефтегазоносных бассейнах США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы обнаружены в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах. Представлены они эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками). Коллекторы в эффузивных породах связаны в большинстве случаев с ультраосновными породами. Пустоты в них возникли при дегазации излившейся магмы либо в процессе эрозии, тектонического дробления и др. Имеются месторождения на Кубе, связанные с туфопесчаниками, месторождение Келебия в Югославии – в риолитового типа эффузивах. Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин. В целом эти коллекторы слабо изучены.

Глинистые коллекторы. Месторождения нефти и газа, связанные с глинистыми коллекторами, были известны давно в США, в Калифорнии в бассейне Санта-Мария еще в начале XX в. Коллекторы представлены там кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.

Читайте так же:  Как расторгнуть брак при наличии несовершеннолетних детей

Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири. На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750-3000 м при пластовой температуре 120-128ºС, имеют мощность 40 м. Возраст – волжский век и берриас (юра и мел). Дебиты нефти – от 0,06 до 700 м 3 /сут. Проблема глинистых коллекторов очень интересна не только в связи с характером и генезисом пустот, но и с точки зрения изучения происхождения нефти и формирования залежей.

Непроницаемые породы – «покрышки». Покрышки, или флюидоупоры, – это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора. Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.

Видео (кликните для воспроизведения).

Понятие «покрышка» – относительное, потому что если покрышка не пропускает жидкость (нефть и воду), то одновременно может пропускать через себя газ, который имеет меньшую вязкость. В то же время при больших перепадах давления жидкости будут фильтроваться через непроницаемую породу – покрышку.

По площади развития выделяют региональные и локальные покрышки. Например, кыновские (тиманские) глины являются региональным флюидоупором, покрышкой девонских залежей по всему Волго-Уральскому бассейну.

По литологическому составу покрышки представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород. Наиболее полно изучены глинистые покрышки
(Т.Т. Клубова), затем карбонатные.

Наилучшие по качеству покрышки – это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин. В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа. Но если в каменной соли есть примесь песчаника, то фильтрация газа возможна в надсолевые отложения. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже, чем у каменной соли.

Глинистые покрышки наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах. Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.

По мере погружения происходит обезвоживание глин, снижается их пластичность, увеличивается трещиноватость пород. Иногда глина – аргиллит – превращается в трещинный коллектор. Пример такого коллектора – баженовская свита верхней юры Западной Сибири. Мелкозернистые известняки и доломиты также экранируют, служат покрышкой для залежей нефти, но примесь небольшого глинистого и песчаного материала в несколько раз ухудшает их экранирующие свойства.

[1]

На глубинах более 4,5 км надежными «покрышками» могут служить, в основном, мощные толщи каменной соли и сульфатно-галогенных пород, обладающих высокой пластичностью.

Усиливает экранирующие свойства покрышки превышение напоров вод в пласте над покрышкой, затрудняя вертикальную миграцию; обратное соотношение, т.е. превышение напоров воды в пласте под покрышкой, наоборот, ухудшает экранирующее качество покрышки над залежью.

Таким образом, экранирующие свойства покрышек зависят от литологии пород, тектонической, гидрогеологической обстановок, от свойств нефти, газа, градиента давления и других факторов.

При изучении коллекторских свойств нефтегазоносных комплексов важным является параметр гидропроводности, который характеризует фильтрационные свойства коллектора: Кпр·h/μ – где Кпр – коэффициент проницаемости, м 2 ; h – мощность коллектора, м; μ – динамическая вязкость, Па·с.

Физическая величина параметра гидропроводности показывает способность пласта –коллектора пропускать жидкость определенной вязкости в единицу времени при перепаде давления
0,1 МПа. Сведения о гидропроводности пласта получают промысловыми исследованиями (по кривым восстановления давления или индикаторным кривым), но часто это невозможно. Тогда у каждой скважины на плане расположения надписывают сведения о проницаемости пласта, эффективной мощности пласта, вязкости пластовой нефти и по этим данным строят изолинии гидропроводности.

Нефтяная геология

НЕФТЯНАЯ ГЕОЛОГИЯ (а. oil geology; н. Erdolgeologie; ф. geologie du petrole, geologie petroliere; и. petrogeologia) — раздел геологии, изучающий формы скоплений нефти и газа в недрах Земли, условия их возникновения, преобразования, разрушения и закономерности размещения. Научные и практические цели нефтяной геологии: разработка теории нефтеобразования, а также методов поисков и разведки месторождений нефти и газа; перспективная оценка выявленных нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных объектов различного ранга.

Нефтяная геология тесно связана с тектоникой, структурной, исторической и региональной геологией, литологией, геохимией, геофизикой и гидрогеологией. Изучение состава и происхождения нефти и газа базируется на науках химического и биохимического профиля; закономерностей перемещения этих полезных ископаемых в земной коре — на науках физического и физико-химического профиля. Кроме традиционных геологических, геохимических и геофизических методов исследования, современная нефтяная геология широко использует методы моделирования, всё более эффективно применяет математический аппарат и электронно-вычислительную технику.

Основные теоретические проблемы нефтяной геологии: происхождение и преобразование углеводородов в земной коре (этот раздел нефтяной геологии обособился в самостоятельное направление исследований — геохимию нефти и газа); формирование и разрушение залежей этих полезных ископаемых; закономерности размещения скоплений нефти и газа. На базе нефтяной геологии развились специализированные отрасли науки: учение о поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений, нефтепромысловая геология, разработка нефтяных и газовых месторождений.

Развитие нефтяной геологии стимулировалось растущими потребностями человеческого общества в энергетическом и химическом сырье и во многом определялось уровнем развития техники, в т.ч. буровой. Во 2-й половине 19 века сформировались первые представления о возможности залегания нефти в пустотах пород (Д. И. Менделеев, 1876), о связи скоплений нефти с трещинами и разломами в породах (Г. В. Абих, 1847; Н. В. Соколов, 1896, и др.), зародилась антиклинальная теория поисков нефти и газа (в России — Абих и др.; в Великобритании — Т. Роджерс, 1860; в Канаде — С. Хант, 1861; в США — Д. Уайт, 1885; в Австрии — Г. Гефер, 1876). Высказываются первые гипотезы происхождения нефти (см. Нефть). Большое значение в становлении нефтяной геологии сыграл Геологический комитет. Организованные им экспедиции (на Кавказ, Дальний Восток, в Среднюю Азию) дали богатейший фактический материал по региональной геологии и нефтегазоносности ранее неисследованных территорий, ставший фундаментом последующих теоретических моделей нефтеобразования.

Изучение коллекторов нефти и газа, успешно начатое П. П. Авдусиным (1938), было продолжено для терригенных коллекторов А. А. Ханиным (1963), Т. Т. Клубовой (1957), для карбонатных — Е. М. Смеховым (1961) и др. Особенно плодотворным при изучении коллекторов и покрышек оказалось применение геофизических методов исследования скважин (работы В. Н. Дахнова, 1962; В. М. Добрынина, 1970, и др.). Необходимость комплексного изучения коллекторов и покрышек в земной коре была показана Бродом в учении о природных резервуарах. В развитии теории миграции углеводородов в земной коре большую роль сыграли работы В. А. Соколова (1936-70). Возможность миграции углеводородов на молекулярном уровне (различные формы диффузии) раскрыта в работах П. Л. Антонова (1937) и др. Миграции углеводородов в истинных и коллоидных водных растворах посвящены труды А. Ю. Намиота (1976), М. Р. Двали (1942), Э. Б. Чекалюка (1977), американца Л. Прайса (1984) и др. Миграция струй жидкой нефти рассмотрена В. П. Савченко (1958), И. В. Высоцким (1981), американцами М. Хаббертом (1963), К. Магарой (1978) и др. Принципиальное значение приобрели экспериментальные работы и теоретические исследования (1940-50) М. А. Капелюшникова, Т. П. Жузе, М. Р. Двали и др., доказавших возможность миграции жидких углеводородов в газорастворённом состоянии.

Читайте так же:  Через какое время и на что можно потратить материнский капитал способы реализации и ограничения

В развитии представлений об аккумуляции существенную роль сыграла теория дифференциального улавливания, предложенная в CCCP С. П. Максимовым (1954), в США В. Гассоу (1954).

Сложившиеся представления об условиях образования углеводородов и формирования их залежей базируются на изучении фактического материала, полученного при бурении земной коры до глубины 4-5 км. На больших глубинах существенно изменяются физические и физико-химические свойства флюидов и пород. Закономерности изменения свойств коллекторов на больших глубинах рассмотрены в работах О. А.Черникова и др.

Детальное исследование форм скоплений нефти и газа и закономерностей их размещения в недрах привело к развитию учения о нефтегазоносных провинциях и бассейнах, начало которого было заложено в CCCP И. О. Бродом (1951), А. А. Бакировым (1954), а в США А. Леворсеном (1954); затем было продолжено (включая нефтегеологическое районирование) И. В. Высоцким, Г. Х. Дикенштейном, С. П. Максимовым, И. И. Нестеровым, В. Б. Олениным, В. В. Семеновичем, Б. А. Соколовым и др. (1970-85).

Использование в теории нефтегеологического районирования органического происхождения нефти позволило перейти к прогнозной оценке ресурсов нефти и газа в нефтегазоносном бассейне. В этом направлении проведены большие исследования (1975-85) под руководством Конторовича, В. Д. Наливкина, С. Г. Неручева, Н. А. Крылова, Ю. Т. Афанасьева, С. П. Максимова, М. К. Калинко, В. И. Ермакова; обобщающие работы (1970-85) по CCCP осуществлялись под руководством А. А. Трофимука, А. А. Бакирова, В. В. Семеновича и И. П. Жабрева. Особенности распространения нефтегазоносных бассейнов в акваториях и их классификации изложены в трудах советских учёных М. К. Калинко (1964), И. П. Жабрева (1981), Л. Э. Левина (1970), Ю. К. Бурлина (1981) и др., за рубежом — А. Бейли (1975), К. О. Эмери (1969), Х. Д. Хедберга (1970) и др.

На международных геологических (с 1878) и нефтяных (1900, 1907 и с 1933) конгрессах работают секции по нефтяной геологии. CCCP (1957) и другие социалистические страны (НРБ, BHP, ГДР, ПНР, ЧССР) проводят международные научные конференции по геохимическим и физико-химическим проблемам разведки и добычи нефти и газа. При Академии Наук CCCP создан Научный совет по проблемам геологии и геохимии нефти и газа.

Разработка теоретических проблем ведётся во Всесоюзном научно-исследовательском геологоразведочном нефтяном институте (ВНИГНИ), Всесоюзном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ), Институте геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ), Всесоюзном научно-исследовательском институте природных газов (ВНИИгаз) и др., а также на специализированных кафедрах ряда университетов и учебных институтов.

Новейшие достижения нефтяной геологии отражаются в журналах, издаваемых в CCCP: «Геология нефти и газа» (с 1957), «Нефтегазовая геология. Геофизика и бурение» (с 1984); за рубежом — «Bulletin of American Association of Petroleum Geologists» (с 1917); «Journal of Petroleum Geology Воaсоns field» (England, с 1978) и др.

Геология нефти и газа. 1. Физические свойства пород-коллекторов

Ответы ГЭК

1. Физические свойства пород-коллекторов.

Физические свойства пород-коллекторов (physical properties of reservoirs) — основные физические характеристики пород-коллекторов, учитываемые промысловой геологией: плотность; пустотность; проницаемость; характер структуры пустотного пространства; нефтегазоводонасыщенность; поверхностные свойства; теплоёмкость; сжимаемость и др.

1.1. Природные коллекторы нефти и газа.
Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа — его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде — типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.
Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.
Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

Коллекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются следующими показателями:

1) гранулометрическим составом пород;

7)насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

1.2. Гранулометрический состав пород. Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержание в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологических условиях отложения пород залежи. Так как размеры частиц породы обуславливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти.

[3]

Гранулометрический состав горной породы определяют ситовым и седиментационным анализами, ситовый анализ применяется для фрационирования частиц размером более 0,05 мм1.3.

Пористость горных пород. Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи. Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости тnназывают отношение объема всех пор Vпор образца к видимому его объему Vo6р:
mn = Vпор/Vo6p (1.2)

Читайте так же:  Какова минимальная сумма, которая выплачивается по алиментам – новые правила расчета

Коэффициентом открытой пористости тпринято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к
видимому объему образца. Коэффициенты пористости измеряются долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема ороды. Для песков значения полной и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5 — 6% превышать открытую. Наибольший объем закрытых пустот характерен для известняков и туфов.

Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а определялась только их расположением относительно друг друга.

1.4. Проницаемость горных пород.
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. Кроме пористости и размера пор на проницаемость горной породы влияют также свойства фильтрующейся жидкости и условия фильтрации. Так проницаемость породы для жидкостей, содержащих активные компоненты, которые способны взаимодействовать с пористой средой, будет существенно отличаться от проницаемости той же породы для жидкостей и газов, нейтральных по отношению к ней. При содержании в пористой среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно проницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.
Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы, фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.
Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость — это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

1.7.Коллекторские свойства карбонатных пород.
Высокими значениями эффективной пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы пустотное пространство в которых не было подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследствие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0,3-1 мкм 2 и пористость 20-35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосцементированные, цемента до 10 %. Начальная водонасыщенность их в нефтяной залежи не превышает 5-20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшей пористостью (12-25 %) и проницаемостью (0,01-0,3 мкм 2 ) и более высокой степенью цементации (10-20 %). Водонасыщенность среднепористых карбонатов может достигать 25-35%

1.8. Механические свойства горных пород.
Многие процессы, происходящие в пласте при его вскрытии и влияющие на ряд процессов в период разработки и эксплуатации месторождений, связаны с механическими свойствами горных пород
— упругостью, прочностью на сжатие и разрыв, пластичностью.
Упругость горных пород. Упругостью горных пород называют изменение объема породы под действием давления. Под действием давления порода сжимается, а при снятии давления расширяется. При расширении породы жидкость начинает вытесняться из пор. Упругие свойства пород влияют на перераспределение давления в процессе эксплуатации.

Коэффициент объемной упругости определяет в относительных величинах изменение объема при изменении давления на 1 Па. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что величина коэффициента объемной упругости для нефтесодержащих пластов изменяется от 0,3-10 — 210 -10 Па -1 . Коэффициент объемной упругости используется в расчетах по исследованию скважин, а также при математическом описании процессов фильтрации жидкости (газа) в пластах при изменяющихся давлениях.

Прочность горных пород — это сопротивление их механическому разрушению (сжатию и растяжению). Прочность пород при растяжении во много раз меньше, чем при сжатии. Прочность известняков на сжатие составляет 50-180 МПа, песчаников — 15-20 МПа. Прочность известняков уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45 %.

Пластичность горных пород — это способность пород Деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. Пластичность проявляется на большой глубине. На большой глубине твердая порода может «вытекать» в скважину под действием высокого горного давления вышележащих пород. Образование складок в земной коре с плавными изгибам] вогнутостями и выпуклостями также обусловлено пластическим свойствами горных пород.

1.9. Тепловые свойства горных пород и насыщающихих флюидов.
Тепловые свойства горных пород и насыщающих их жидкосте необходимо знать при проектировании различных методов тепловог воздействия на призабойную зону скважин и пласт в целом. Тепловы свойства горных пород и жидкостей зависят от многих факторов температуры, давления, пористости, водонасыщенности: минералогического состава породы и насыщающих жидкостей.

Видео (кликните для воспроизведения).

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Источники


  1. Комиссия. Судебная практика и образцы документов. — М.: Издание Тихомирова М. Ю., 2014. — 999 c.

  2. Исаков, Владимир Теория государства и права 3-е изд., пер. и доп. Учебник для бакалавров / Владимир Исаков. — М.: Юрайт, 2016. — 830 c.

  3. Поттешер, Ф. Знаменитые судебные процессы / Ф. Поттешер. — М.: Прогресс, 2013. — 302 c.
Геология нефти. геология нефти и газа. цементирующим материалом служат глинистые, карбонатные или си
Оценка 5 проголосовавших: 1

ОСТАВЬТЕ ОТВЕТ

Please enter your comment!
Please enter your name here