Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ



Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пус­тот, т.е. существованием пустотного (емкостного) простран­ства, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекто­ров нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.

Под пористостьюгорной породы понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор. Различают пористость полную (абсолютную) и открытую. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами.

Количественно пористость породы характеризуется ко­эффициентом пористости, который измеряется в долях еди­ницы. Пористость молено выразить также в процентах от объема породы. Пористость породы в большой степени за­висит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов ус­ловно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные — диаметром 2-0,5 мм; 2) капиллярные - 0,5-0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движе­ние нефти, воды и газа происходит свободно, а по капил­лярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, пустоты в ко­торых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. отно­сятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Коэффициентом полной пористости kп называется отно­шение суммарного объема всех пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр:

Kп = Vпор/Vобр = (Vобр – Vзер)/Vобр(V.1)

где Vзер - суммарный объем зерен.

Коэффициентом открытой пористости kпо называется от­ношение суммарного объема открытых, сообщающихся пор Vпок видимому объему образца:

Кпо =Vпо/Vобр(V.2)

При решении задач нефтегазопромысловой геологии ис­пользуется коэффициент открытой пористости £п ог который определяется как по образцам в лаборатории, так и по дан­ным геофизических исследований скважин. Существует не­сколько способов определения £по по образцам. С ними можно познакомиться в пособиях по подсчету запасов и по физике нефтяного и газового пласта. Наиболее широко при­меняют методы И.А. Преображенского и с использованием газового порометра. По образцам может быть определена и полная, и открытая пористость.

Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные. Значения открытой и пол­ной пористости песков практически совпадают. В песчаниках и алевролитах, по данным А.А. Ханина, полная пористость на 5-6% больше открытой.

Наиболее тесная связь пористости с показаниями геофи­зических методов отмечается для методов сопротивления, нейтронных и акустического. Оценка пористости по данным методов сопротивления осуществляется по параметру порис­тости представляющему собой отношение удельного со­противления водонасыщенного пласта рвп к удельному сопро­тивлению насыщающей его воды . Параметр Рп для грану­лярных пород может быть выражен через kпо следующим образом:

(V.3)

где а — некоторая постоянная; т — так называемый струк­турный коэффициент, характеризующий структуру порового пространства. Величина а чаще всего принимается равной 1, а значение m колеблется от 1,3 (для песков) до 2,4 (для песча­ников).

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяет­ся в широких пределах — от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12-25 %.

Кавернозностьгорных пород обусловливается существо­ванием в них вторичных пустот в виде каверн. Каверноз­ность свойственна карбонатным коллекторам. Следует раз­личать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавер­нами — вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, посколь­ку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия (см. § 7 настоящей главы).

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13-15 %, но может быть и больше.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречают­ся редко, их пустотность достигает не более 1 — 2 %. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн VK к видимому объему образца Vобр.

(V.4)

Если порода целиком кавернозна, то

(V.5)

где - объем минеральной части породы.

Выразив объемы Vмин и Vобр через плотности соответст­венно минеральной части породы рмин и всего образца робр, получим

(V.6)

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не мо­жет быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процес­се дренирования залежи в основном могут участвовать мак­рокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.

Трещиноватостьгорных пород (трещинная емкость) обус­ловливается наличием в них трещин, не заполненных твер­дым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбо­натным коллекторам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) - и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизываю­щих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характе­ризуется объемной Г и поверхностной П плотностью тре­щин: Г = S/V; П = 1/F, где S — суммарная площадь про­дольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; 1 — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых по­верхностью площадью F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит гус­тота трещин

где — число трещин, пересекающих линию длиной ΔL, перпендикулярную к направлению их простирания. Размер­ность густоты трещин — 1/м.

Трещинная емкость по данным исследования шлифа под микроскопом равна

где bраскрытость трещин в шлифе; Iсуммарная про­тяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа.

Исследованиями Е.М. Смехова и других установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зави­сят от литологического состава пород. Трещиноватость кар­бонатных пород обычно выше, чем терригенных.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 -50мкм и микротрещины шириной до 40-50мкм.

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонат­ным коллекторам.

Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Тре­щины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследова­ния стенок скважины по фотографиям, полученным с помо­щью глубинных фотокамер или телекамер, а также по дан­ным гидродинамических исследований скважин. Методика обработки результатов наблюдений описана в пособиях по физике пласта.

Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в сква­жине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бо­кового каротажа. В этом случае

Где удельное сопротивление породы при заполнении трещин фильтратом первой промывочной жидкости с удель­ным сопротивлением рф1; р2 — то же, при заполнении тре­щин фильтратом второй промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением рф2.

Микротрещиноватость изучают на образцах - на боль­ших шлифах с площадью до 2000 мм2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от до­лей процента до 1 -2 %.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ог­раниченных макротрещинами. Объем породы такого элемен­тарного тела называют матрицей.

Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит мик­ротрещины. Но матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дрени­роваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемос­тью.

Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе.

Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор от­носят к типу смешанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные кол­лекторы — на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко. В карбонатных отложениях они характерны, напри­мер, для всей залежи в верхнемеловых карбонатных отложе­ниях месторождения Хаян-Корт в Грозненском нефтяном районе. Они часто встречаются в объеме крупных залежей в карбонатных коллекторах, в зонах с наибольшей плотнос­тью пород и обеспечивают гидродинамическую связь всех участков залежи между собой.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провин­ция и др.). Макрокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений При­каспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов

В табл. 1 приведена промыслово-геологическая классифи­кация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.

 

 

Таблица 1




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.