Генезис коллекторов

 

Генезис коллекторов обычно распознается по следующим критериям [55, 60, 62]:

1. Содержание окаменелостей морского и неморского происхождения.

2. Наличие хорошо развитых идиоморфных кристаллов полевых шпатов (морские).

3. Нарастание вторичного полевого шпата вокруг обломочных зерен полевых шпатов (морские).

4. Наличие агрегатов, состоящих из зерен полевых шпатов и кварца, сцементированных вторичным полевым шпатом (морские).

5. Широкое распространение по площади «покровных» песков с одинаковой слоистостью (морские).

6. Мощные толщи переслаивания неотсортированных обломочных пород, лишенных органических остатков и образующих линзы (неморские).

7. Тиллиты, крупнозернистые песчаные породы и эрратические образования (неморские, возможно ледниковые отложения, подводнооползневые – морские подводные оползни).

8. Пласты угля, толщи, содержащие обломки костей и линзовидные песчаные породы (неморские).

9. Заполняющие желоба шнурковые песчаные породы (неморские).

Порода-коллектор – природный материал, в котором находятся нефть и газ; это преимущественно песчаники, известняки и доломиты. Они наиболее благоприятны для накопления УВ; содержат наиболее крупные залежи нефти и газа.

Важным критерием в оценке нефтегазоносности является не только коллектор, как часть резервуара, но и объём, характер и изменчивость осадков, распространенных в данном районе. Предполагается, что если имеется большой объём осадков, то в нем обязательно найдется место потенциальной толще-коллектору. Коллекторами служат столь разнообразные осадочные породы, что вряд ли какой-либо седиментационный бассейн не содержал хотя бы несколько типов пород-коллекторов.

Коллектор – основным физическим свойством его является пористость, т.е. породы должны содержать поры или пустоты таких размеров и характера, которые бы обеспечили концентрацию УВ в залежь. Однако наличия одной пористости еще недостаточно; поры должны быть сообщающимися, чтобы обеспечить фильтрацию флюидов сквозь породу, другими словами должны быть созданы условия для миграции (перетоков) нефти и газа в коллекторе. //Пемза не является хорошим коллектором, хотя большая часть её занимают поры (коэффициент пустотного пространства высокий!), но эти поры не сообщаются между собой и пористотсь поэтому не эффективна//.

Пористые и слабо проницаемые породы переслаиваются между собой, выклиниваются, литологически замещаются, образуя сложную картину внутреннего геологического строения залежи. В зависимости от литологии широко изменяются и коллекторские свойства. В целом, практически любой продуктивный горизонт может рассматриваться как резко изменчивая физическая анизотропная система. Изучение ее неоднородностей имеет важное практическое значение, так как учитывается при подсчете запасов нефти и газа, при определении норм отбора нефти, при проектировании методов воздействия на пласт. Обычная величина пористости промышленных коллекторов - 10-20%, минимальная (для продуктивных терригенных горизонтов) - до 5%. Пористость промышленных карбонатных коллекторов может быть и ниже - до 3%.

Количественной характеристикой фильтрационных свойств коллектора является коэффициент проницаемости kпр, величину которого рассчитывают в соответствии с линейным законом фильтрации Дарси (D). В соответствии с этим законом, kпр является константой пропорциональности - характеристикой пористой среды, величина которой в идеальном случае не зависит от типа фильтруемой жидкости. В классическом варианте (линейные размеры выражены в сантиметрах, абсолютная вязкость - в сантипуазах) величина проницаемости оценивается в миллидарси (1 D = 1000 μD). Проницаемость песчаных коллекторов может иногда составлять до 2-3 D, проницаемость песчаников, алевролитов, карбонатных пород обычно составляет десятки и сотни μD.В публикациях последних лет принято выражение физических величин в системе СИ (линейные размеры - в метрах, вязкость - в Па·с), в этом случае kпр имеет размерность площади (м2). 1 D = 1,02 х 10-12 м2 ≈ 1 мкм2(табл. 9).

 

Таблица 9. Проницаемость

1 μD = 10-15 м2 = 1 х 10-3 мкм2 1000 μD (1D) = 1 мкм2
10 μD = 0,01 мкм2 = 1 х 10-2 мкм2 0,1 μD =1 х 10-5 мкм2
100 μD = 0,1 мкм2 0,01 μD = 1 х 10-6 мкм2
100 – 500 μD =0,1 – 0,5 мкм2 0,001 μD = 1 х 10-7 мкм2

 

Пористость (А):Общая = Vпор / Vпороды (х 100%);

открытая = Vсообщающихся пор / V породы (х100%) – для песчаных коллекторов примерно равна общей пористости;

эффективная (нефтенасыщенная) = Vпор с нефтью и газом / Vпороды (х100%)

Проницаемость (Б):Отражает способность породы пропускать через себя флюиды – К проницаемости (kпр ).

1 D – проницаемость, при которой через 1 см2 при давлении = 1 атм на расстоянии 1 см проходит 1 см3 флюида с вязкостью 1 сантипуаз.

А и Б строго не связаны, но для однотипных пород корреляция между ними линейная и прямая.

Реальные значения проницаемости одной и той же породы, определяемые по фильтрации разных флюидов (нефть, газ, вода), различаются между собой. Кроме зависимости от фазы, эффективная проницаемость зависит также от пластовой температуры и давления: вязкость флюида повышается с возрастанием температуры, но понижается с увеличением давления. Поэтому в промысловых условиях проницаемость определяют по кривым восстановления давления (при неустановившемся режиме), а также по геофизическим данным.

Свойства коллекторов нефти и газа – пористость, проницаемость, структура порового пространства, остаточная водонасыщенность, физико-химические свойства поверхности пустот и другое. При погружении пород на всё большие глубины пористость в целом убывает, хотя и неравномерно; в разной степени уменьшаются и различные виды пористости. Цементация породы также снижает её пористость. Емкостные свойства породы-коллектора, слагающей природный резервуар, определяется важным параметром – эффективной ёмкостью (q) по формуле: q = Кп х Нэф, где Кп– средняя пористость породы в пределах исследуемой части пласта, Нэф – средняя эффективная толщина пласта.

Поиски и разведка залежей на больших глубинах (свыше 4 км) показали особый феномен изменения емкостных и фильтрационных свойств пород. Коллекторскими свойствами в зоне высоких давлений могут обладать и глинистые горизонты. Обычная для терригенных пород межзерновая пористость на таких глубинах уменьшается, но развивается трещиноватость, причем, тем больше, чем больше глинистость пласта. Такая пористость называется вторичной, и с ней связывают перспективы глубоких горизонтов в нефтегазоносных областях с запасами УВ, отработанных на глубинах до 2-3 км. Вместе с тем, керн поднятый с больших глубин - извлеченный из равновесных пластовых условий – на поверхности оказывается в состоянии разгрузки внутренних напряжений. Измеряемые в лабораторных условиях параметры пористости и проницаемости оказываются завышенными. Для их объективной оценки необходимо использовать понижающие поправочные коэффициенты. Так, для глубины 4000 м их величина составляет, для пористости: 0,98 – для песчанистых и 0,93 - для глинистых пластов; для проницаемости - 0,84 и 0,64, соответственно.

 






Дата добавления: 2016-09-26; просмотров: 1900;


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2020 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей. | Обратная связь
Генерация страницы за: 0.024 сек.