Файл: Министерство науки и высшего образования российской федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования тюменский индустриальный университет Институт геологии и нефтегазодобычи.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 22.11.2023
Просмотров: 29
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра геологии
месторождений нефти и газа
К О Н Т Р О Л Ь Н А Я Р А Б О Т А
по дисциплине
«ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА» ВАРИАНТ 6
Группа НТТз-20-8 ________________
Студент(ка) ФИО
_____________________ подпись
ДОПУСКАЕТСЯ К ЗАЩИТЕ
(подпись)
Должность ст. преподаватель кафедры ГНГ Лебедева Р.Г.
Оценка работы _________ ________Лебедева Р.Г._
(подпись)
Дата «____» ___________2022
-
Чем отличаются породы флюидопоры (покрышки) от пород коллекторов
Породы-коллекторы. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные породы (известняки, мел, доломиты).
Породы-коллекторы характеризуются двумя признаками—емкостью (пористостью) и проницаемостью, т. е. системой таких пор, трещин и каверн, через которые возможно движение пластовых флюидов (газа, нефти и воды). Далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т. е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их емкость, но и проницаемость.
Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе.
По размерам все пустоты или поры делятся на сверхкапиллярные (>0,5 мм), капиллярные (0,5—0,0002 мм) и субкапиллярные (0,0002 мм). В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики. Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водо- и нефтегазоупорными. Фильтрация воды по таким породам невозможна.
Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся между собой поровым каналам размером > 0,0002 мм.
Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).
Емкость порового коллектора называется пористостью. Для характеристики величины пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры.
Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость—это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор к объему породы.
При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость. Открытая пористость—объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой.
В нефтяной геологии, наряду с понятиями общая и открытая пористость, существует понятие эффективная пористость. Она определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считают субкапиллярные и изолированные поры.
Таким образом, под эффективной пористостью нефтесодержащей породы понимается отношение объема пор, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления.
Коэффициент пористости для обломочных пород в идеальном случае (когда зерна породы одинаковые по размеру и имеют шарообразную форму) не зависит от размеров зерен, а зависит от их укладки и от однородности зерен по размеру.
При расположении шаров по вершинам куба пористость составляет 47,64%, а по вершинам тетраэдра—25,95%, независимо от размера шаров.
Для пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна заполняют промежутки между крупными зернами, уменьшая тем самым объем порового пространства.
Величина пористости горных пород может достигать 40%. Так, газоносные алевролиты (алевриты) местоскоплений Ставрополья имеют пористость 30—40%. Наиболее распространенные значения пористости нефтеносных песчаников Русской платформы 17—24 %.
При разработке местоскоплений нефти и газа применяют искусственные методы увеличения пористости путем
гидроразрываи воздействия на пласт соляной кислотой, что приводит к разрушению перегородок между порами и расширению трещин.
Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных (трещиноватых и кавернозных) пород такие же, как и обломочных.
Проницаемость—важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать через себя жидкость и газ. За единицу проницаемости принимается дарен (Д). Порода проницаемостью в 1 Д, может пропускать через 1 см2 площади 1 см3 жидкости вязкостью 1 сП в 1 с при перепаде давления 1 кгс/см2 (в расчете на 1 см пути жидкости в породе.). Проницаемость нефтеносных песчаников изменяется в широком диапазоне—от 0,05 до 3 Д, трещиноватых известняков—от 0,005 до 0,020 Д. Проницаемость зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород.
Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов очень часто резко изменяются на небольших расстояниях в одном и том же пласте. Даже в пределах одного небольшого образца породы размер отдельных пор сильно колеблется. Характер строения и размер пор оказывают большое влияние на движение жидкостей и газа в нефтяном пласте и на величину коэффициента извлечения нефти из недр. Практически по субкапиллярным порам жидкость не перемещается. В таких порах межмолекулярное притяжение бывает настолько велико, что для перемещения жидкости требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Благодаря межмолекулярному притяжению поверхность минеральных частиц обволакивается слоем крепко связанной воды. Эта вода почти полностью закрывает просветы субкапиллярных поро-вых каналов. Породы с такими порами имеют абсолютную проницаемость менее 1 мД и не представляют промышленного значения.
Существуют различные схемы классификации пород-коллекторов. П. П. Авдусин и М. А. Цветкова выделяют пять классов по величине эффективной пористости, в % : А—20, В— 15—12, С—10—15, Д—5—10, E—5. Каждый из указанных классов подразделяется в свою очередь на три группы (по скорости движения фильтрата через породу).
В последнее время широкое применение получила классификация песчано-алевролитовых коллекторов, предложенная А. А. Ханиным (табл. 2). Согласно этой классификации выделяется шесть классов коллекторов, различающихся по проницаемости и емкости.
Изучение коллекторских свойств пластов проводится по образцам керна, материалам промыслово-геофизических исследований и по данным испытания скважин на приток.
Породы-флюидоупоры (покрышки). Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами. Перекрывающие нефтяные и газовые залежи плохопроницаемые породы называют покрышками. Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разности карбонатных пород.
Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минералогическому составу.
Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью. Они обычно прослеживаются в пределах отдельных регионов, таких, как Волго-Уральская, Западно-Сибирская провинции и т. д. Зональные покрышки бывают выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах местоскопления), которые обусловливают сохранность отдельных залежей.
Таблица 1
Оценочная классификация песчано-алевролитовых коллекторов
нефти и газа с межзерновой пористостью (по А. А. Ханину, 1965 г.)
| | Название породы по преобладанию гранулометрической фракции | Пористость эффективная, % | Проницаемость по газу, мД | Характеристика коллектора по проницаемости и емкости |
| 1 | Песчаник среднезернистый, Алевролит мелкозернистый | 16,5 29 | 1000 | Очень высокая |
| 11 | Песчаник среднезернистый, Алевролит мелкозернистый | 15-16,5 26,5—29 | 500—1000 | Высокая |
| III | Песчаник среднезернистый, Алевролит мелкозернистый | 11-15 20,5-26,5 | 100-500 | Средняя |
| IV | Песчаник среднезернистый, Алевролит мелкозернистый | 5,8-11 12—20,5 | 10-100 | Пониженная |
| V | Песчаник среднезернистый, Алевролит мелкозернистый | 0,5-5,8 3,6—12 | 1-10 | Низкая |
| VI | Песчаник среднезернистый, Песчаник мелкозернистый, Алевролит крупнозернистый, Алевролит мелкозернистый | 0,5 2 3,3 3,6 | 1 | Не имеет промышленного значения |
Мощность покрышек оказывает значительное влияние на экранирующие свойства. Для многих газоносных районов отмечается прямая связь между мощностями покрышек и высотами перекрываемых ими залежей.
Наличие трещиноватости в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие свойства. Особенно в зонах региональных разломов.
Алевролитовая примесь по мере увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью.
Экранирующими толщами на пути движения жидкости или газа к земной поверхности, как уже было отмечено, могут быть различные горные породы. Наиболее широким распространением пользуются глинистые покрышки. Глины характеризуются пластичностью, зависящей от степени дисперсности слагающих их минеральных частиц, их химического состава и способности к ионному обмену. Известно, например, что монтмориллонитовые глины обладают лучшими экранирующими свойствами по сравнению с каолинитовыми.
Надежным экраном является каменная соль, которая благодаря своей пластичности деформируется без нарушения сплошности. Ангидриты значительно более хрупкие, чем соль, и не являются такими надежными экранами.
Вместе с тем абсолютно непроницаемых покрышек для нефти и газа в природе не существует. В. П. Савченко на основе экспериментальных работ установил, что при определенном перепаде давлений глинистые породы становятся проницаемыми для углеводородов, т. е. глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку. Чем больше мощность покрышки, тем лучше ее изолирующие качества и способность удерживать залежь с большими высотами. Но на больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы превращаются в хрупкие тела. Следовательно, на больших глубинах они могут стать породами-коллекторами.
-
Пористость пород-коллекторов. Привести примеры
Пористость пород-коллекторов определяется отношением объема порового пространства к общему объему породы и обычно выражается в процентах. Необходимо иметь две величины ‑ объем пор и объем породы, чтобы вычислить пористость в процентах согласно уравнению