геология нефти и газа методичка+ вопросы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Вариант №6

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №2 ИЗУЧЕНИЕ СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Цель работы: изучить условия залегания углеводородов в недрах и закрепить навыки геологических построений, позволяющих уточнить геологические особенности строения залежей нефти.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород— коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления.

Образование залежей углеводородов

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Природным резервуаром (по И. О. Броду) называется природная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор)

плохо проницаемыми породами.

Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-

коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, эвапоритовыми,

вулканогенными.

Пластовый резервуар – это проницаемый пласт, ограниченный флюидоупорами в кровле и подошве.

Массивный резервуар представляет собой большую толщу (несколько сот метров) проницаемых пород, перекрытую флюидоупором. Это может быть высокоамплитудная пликативная структура, рифовый массив или эрозионно тектонический выступ.

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Породы-коллекторы, слагающие массивные резервуары могут быть литологически однородными или неоднородными, соответственно этому выделяют однородно-массивные

Породы: 1 – непроницаемые, 2 – проницаемые, 3 – размыв

Неоднородно–массивные, формирующиеся, как правило в эрозионных останцах палеорельефа

Помимо этих двух подтипов массивных резервуаров часто встречаются переходные подтипы: пластово-массивные и неправильно-

массивные.

Литологически ограниченные резервуары – это линзовидные

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

проницаемые тела, заключенные в толще непроницаемых пород

Характеристика основных типов природных резервуаров

Породы-коллекторы разного вещественного состава характеризуются соответствующим типом пустотного пространства - поровым, трещин-ным,

кавернозным, смешанным в разных сочетаниях.

Всем продуктивным пластам в той или иной мере свойственна

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого пласта.

Изменчивость формы продуктивного пласта определяется неодинаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями.

Изменчивость физических свойств продуктивного пласта обусловливается в первую очередь различием его коллекторских свойств.

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-

физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются

неколлекторами.

Внутреннее строение залежи определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-

физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Свойства горной породы вмещать и пропускать через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС).

Емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн. По времени образования выделяются

первичные пустоты и вторичные.

Первичная пористость – пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами – межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

Вторичная пористость - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации,

возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов

Пористость и строение порового пространства

Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной,

открытую, эффективную и динамическую пористость. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.

Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом.

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

Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.

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. Структура порового пространства пород обусловлена большим числом факторов: гранулометрическим составом пород, формой и окатанностью частиц, сортированностью обломочного материала, системой укладки обломочного материала, составом обломков, составом цемента,

количеством цемента, характером распространения цемента, химическим составом пород, происхождением пор, равномерностью распределения пор,

соотношением больших и малых пор.

Пористость повышается с улучшением окатанности и отсортированности обломков, если обломочные зерна сами пористые, с увеличением размеров обломков, с уменьшением количества цементирующего материала, если порода подверглась растрескиванию и растворению и т.д.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.

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

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент пористости обломочных пород в случаях, когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму, не зависит от размера зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру.

При кубической упаковке пористость составляет 47,64 %; при ромбической – 25,95 %, независимо от размеров шаров. У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников),

пористость резко снижается, так как мелкие зерна занимают промежутки между крупными зернами, уменьшая объем порового пространства.

В большой степени свойства пористых сред определяются размерами поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

По сверхкапиллярным каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно. По капиллярным каналам движение жидкостей и газов происходит при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкости удерживаются силой притяжения стенками каналов и в природных условиях перемещаться в них не могут. Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина,

глинистые сланцы).

Хорошие коллекторы нефти – те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными.

Размеры и свойства пор.

Сверхкапиллярные поры имеют диаметр dэф> 10-4 м. Доля воды,

связанной капиллярными силами и силами адсорбции с твердой фазой,

сравнительно невелика. Поэтому пластовая вода в этих порах может двигаться в основном под действием силы тяжести в соответствии с законами трубной гидромеханики. Характерны для слабосцементированных галечников, гравия,

крупно- и среднезернистых песков, обломочных разностей карбонатных пород;

в зонах выщелачивания карбонатных пород они могут достигать весьма больших размеров (каверны, карсты).

Капиллярные поры dэф=10-7 – 10-4 м Движение воды под действием силы тяжести затруднено, т.е. вода в этих порах удерживается капиллярными силами. Типичны для сцементированных песчаников, обломочных и кристаллических известняков, доломитов.

Субкапиллярные поры (dэф= 2·10-9 – 10-7 м) велика доля воды, на которую действуют адсорбционные силы со стороны твердой поверхности. Поры в этом случае заполнены рыхло- и прочносвязанной водой, которая практически не способна к перемещению в поле силы тяжести или под влиянием сил поверхностного натяжения. Свойственны глинам, мелкокристаллическим и

30