![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •Раздел I. Введение в нефтегазовую литологию. Общие понятия о коллекторах и флюидоупорах
- •1. Предмет дисциплины "Нефтегазовая литология“. Основные понятия
- •2. Значение "Нефтегазовой литологии" в геологическом образовании
- •3. Понятие о месторождении, залежи, ловушке, резервуаре нефти
- •Раздел II. Породы-коллекторы нефти и газа (определение, типы, основные параметры, характеризующие коллекторские свойства)
- •1. Литологические типы коллекторов нефти и газа
- •2. Возраст нефтегазовых коллекторов, глубина залегания
- •3. Коллекторские свойства горных пород (пористость, пластичность, трещиноватость, проницаемость, флюидонасыщенность)
- •Пористость
- •Пластичность и трещиноватость пород
- •Проницаемость горных пород
- •Флюидонасыщенность пород
- •Раздел III. Классификация и характеристика пород-коллекторов
- •Классификация коллекторов нефти и газа
- •1. Группа терригенных (обломочных) пород-коллекторов
- •Литология терригенных пород-коллекторов
- •1. Размер обломочных частиц, форма зерен и их окатанность
- •2. Степень однородности зерен (отсортированность частиц)
- •3. Цементирующая часть и состав цемента
- •4. Механическое уплотнение
- •5. Вторичное минералообразование
- •6. Растворение неустойчивых минералов
- •7. Текстура
- •2. Группа карбонатных пород-коллекторов
- •Литология карбонатных пород-коллекторов
- •3. Группа глинистых пород-коллекторов
- •Раздел IV. Свойства и характеристики пород-флюидоупоров
- •Раздел V. Нефтегазоносность отложений осадочного чехла на территории Пермского края
3. Коллекторские свойства горных пород (пористость, пластичность, трещиноватость, проницаемость, флюидонасыщенность)
К коллекторским свойствам относятся:
- пористость;
- пластичность;
- трещиноватость;
- проницаемость;
- флюидонасыщенность.
Пористость
Характеризуется наличием в породе разнообразных пустот, среди которых различают:
- поры;
- трещины;
- каверны;
- биопустоты.
Коэфф. полной пористости некоторых пород
Порода |
Коэфф. полной пористости (%) |
||
Min и max значения |
Наиболее вероятное значение |
||
Осадочные породы |
|||
Песок |
4-55 |
20-35 |
|
Песчаник |
0-40 |
5-30 |
|
Алевролит |
1-40 |
3-25 |
|
Глина |
0-75 |
20-50 |
|
Известняк |
0-35 |
2-15 |
|
Доломит |
2-35 |
3-20 |
|
Магматические породы |
|||
Габбро |
0,6-1 |
|
|
Базальт |
0,6-19 |
|
|
Гранит |
0,1-5 |
|
Поры характерны для терригенных горных пород (песчаников, алевролитов, аргиллитов). Они находятся между зернами (гранулами) обломков, слагающих породы, поэтому такие пустоты еще называют межзерновыми, или межгранулярными.
Трещины встречаются в любых осадочных горных породах: терригенных и карбонатных. Они возникают в результате разрыва сплошных пород при диагенезе и катагенезе, а также под действием внешних тектонических напряжений.
Основные виды трещин:
1) литогенетические – возникшие в процессе литогенеза трещины уплотнения, кристаллизации, выветривания и т.д.
2) тектонические – трещины колебательных движений и дизъюнктивных нарушений.
Каверны и биопустоты характерны для карбонатных горных пород. Каверны образуются в результате частичного растворения пород, а биопустоты формируются в органогенных карбонатных породах.
Обычно каверны сопутствуют трещинам, т.к. по трещинам происходит движение реакциоспособных флюидов.
В терригенных породах поровое пространство часто имеет изометрическую, округлую или многоугольную форму. Трещины обычно щелевидной формы, а каверны – неправильной.
По преобладающему виду пустот породы-коллекторы подразделяются на четыре группы:
1) поровые коллекторы, в которых порами являются в основном межгранулярные пустоты, т.е. пустоты между зернами породы,
2) кавернозные коллекторы, содержащие обычно крупные пустоты, образовавшиеся в результате растворения породы подземными водами,
3) трещинные коллекторы, характеризующиеся преобладанием пустот в виде разнообразных трещин,
4) биопустотные коллекторы, содержащие пустоты в скелетах и между скелетами отмерших организмов.
Если в породе присутствует несколько видов пустот, то она именуется коллектором сложного типа.
Пустоты в породах-коллекторах по условиям образования подразделяются на две группы:
1) первичные (поры между зернами осадка, пустоты в раковинах);
2) вторичные (пустоты, возникшие при диагенезе, катагенезе и под действием тектонических напряжений).
Возникновение пустот связано как с процессами образования, так и с процессами преобразования горных пород.
Первичные пустоты возникают в результате седиментогенеза и обусловлены характером упаковки обломков в осадке.
В идеальной модели для шаров, упакованных в виде тетраэдра, независимо от их размера объем пустот между шарами составит 25,95 % от объема тетраэдра, а для шаров, упакованных в гексаэдр (куб), он увеличивается до 47 %. В реальном же осадке пространство между крупными обломками обычно не остается пустым, а заполняется более мелкими зернами. Поэтому реальный объем пустот может быть значительно меньше теоретического.
Характер и скорость миграции флюидов зависят от размера пор, которые делят на:
– субкапиллярные;
– капиллярные;
– сверхкапиллярные.
По субкапиллярным порам сечением менее 0,001 – 0,002 мм миграции жидких флюидов практически не происходит. Такие поры характерны для глинистых пород, которые обычно являются породами-водоупорами, через которые весьма затруднено прохождение водных и нефтегазовых флюидов.
В капиллярных порах размером от 0,001 – 0,002 до 0,1 – 0,508 мм движение флюидов замедленно. По закону Лапласа оно зависит от капиллярного давления (Pσ ), т.е. от разности давлений в двух граничащих фазах, обусловленной искривлением поверхности раздела фаз.
Pσ=εσ, (1.1)
Где ε– средняя кривизна раздела поверхности граничащих фаз,
σ– поверхностное натяжение.
Граничными фазами могут быть вода и газ, вода и нефть. Поверхностное натяжение воды 0,07 Н/м, а нефти 0,03 Н/м. Благодаря большему поверхностному натяжению вода может вытеснять нефть из капилляров, способствуя её перемещению. С увеличением температуры величина поверхностного натяжения уменьшается, и на больших глубинах капиллярное давление, по-видимому, играет небольшую роль в миграции нефти.
По сверхкапиллярным порам размером более 0,1 – 0,508 мм миграция жидкости возможна по законам гидравлики под действием силы тяжести.
Первичные поры при диа- и катагенетических процессах могут "залечиваться" цементом, заполняющим пространство между зернами породы. С другой стороны, в результате циркуляции флюидов поры могут увеличиваться в размерах, образуя вторичную пористость.
Вторичные пустоты в виде каверн, трещин возникает в результате диа- и катагенетических преобразований осадка и действия напряжений. По размеру пор её можно определять как сверхкапиллярную пористость.
Виды пористости по соотношению пор:
Чтобы оценить способность породы содержать флюиды, оценивают ее пористость, при этом различают:
общую пористость;
открытую пористость;
эффективную пористость.
Общая (полная или абсолютная) пористость равна объему всех пор в породе (Vп ). Относительная величина объема всех пор в объеме породы (Vо ) характеризуется коэффициентом общей пористости ( Кп):
Кп= Vп / Vо, (1.2)
Общая пористость находится по разности между средней плотностью минеральных зерен в образце и объемной плотностью горной породы.
Плотностью чистого вещества называют массу, приходящуюся на единицу его объема. В реальных условиях горная порода содержит поры, разнообразные жидкие и газообразные фазы. Плотность, определяемая с учетом разнообразных включений в породе, называется объемной плотностью (ρ). Она вычисляется как отношение массы породы (m, кг) к её объему (V, м3):
ρ= m/ V,
Открытая пористость характеризует объем пор, которые сообщаются между собой (VОП). Для ее оценки используется коэффициент открытой пористости (К оп):
Коп= VОП/ V0, (1.3)
Коэффициент открытой пористости отражает способность породы заполняться флюидом через сообщающиеся поры. Экспериментально он определяется насыщением керосином образца горной породы и находится по соотношению объема вошедшего в сухой образец керосина и объема образца. Считается, что керосин заполняет только сообщающиеся поры.
Эффективная пористость определяется объемом порового пространства, из которого нефть может быть извлечена при разработке месторождения:
КЭП= VЭП/ V0, (1.4)
где КЭП – коэффициент эффективной пористости,
VЭП – объем эффективных пор,
V0 – объем образца.
Коэффициент эффективной пористости (kЭП) экспериментально находится путем заполнения образца искусственно приготовленной смесью нефтяного флюида, моделирующей его свойства. Другой способ – сопоставление пористости и проницаемости образца.
Эффективная пористость является важным параметром для оценки извлекаемых запасов нефти или газа.