Контрольная работа по "Геологии"

 

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

 

84

 

 Г = Ал/AL,

 

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

 

Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом  равна

 

Кт = bl/F,

 

где Ъ — раскрытость  трещин в шлифе; 1 — суммарная  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 раскрытое™ трещин в нефтегазопромысло-вой 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 макро-трещиноватости 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

 

Кт = 1,5[рф1рф2(р2 - р1)]/[р1р2(рф2 - рф1)],

 

гДе Pi — 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.

 

85

 

 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  наи-

 

Таблица 1

 

Промыслово-геологическая  классификация нефти и газа (по М.И. Максимову, с изменениями)

 

Коллектор______________ Антологический

Тип

 Порода

 Поровый

 Пористая

 Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные  известняки)

Каверновый

 Кавернозная

 Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты)

Трещинный

 Трещиноватая

 Плотные породы (плотные  известняки, мергели, алевролиты, хрупкие  сланцы)

Трещинно-

 Трещиновато-

 Гранулярные коллекторы, сцемен- тированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы)

Трещинно-

поровый

 пористая

Трещиновато-

 Карбонатные породы

каверновый

 кавернозная

Трещинно-

 Трещиновато-

 То же порово-пористо-каверновый

 кавернозная

Керново- Кавернозно-поровый

 пористая

 более 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.

§ 7. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Под геологической неоднородностью  понимают изменчивость природных характеристик  нефтегазона-сыщенных пород в пределах залежи.

Развитие методов изучения геологической неоднородности и  учета ее при подсчете запасов  и разработке залежей — важнейшая  задача промысловой геологии. Предложено несколько подходов к оценке неоднородности, предусматривающих различную степень  детализации структуры залежи. Один из них — с выделением пяти видов  неоднородности — принадлежит Л.Ф.Дементьеву и подробно им описан. Не имея возможности  представить все взгляды на геологическую  неоднородность и учитывая объективную  необходимость постоянного развития методов ее изучения, в том числе  и компьютерных, излагаем основные отправные промыслово-геологические  представления о неоднородности продуктивных пластов.

Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор  систем разработки и на эффективность  извлечения нефти из недр — на степень  вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности — макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов  в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в  ней коллекторов и неколлекторов.

 Для изучения макронеоднородности  используются материалы ГИС по  всем пробуренным скважинам. Надежную  оценку макронеоднородности можно  получить только при наличии  квалифицированно выполненной детальной  корреляции продуктивной части  разрезов скважин.

Особую важность детальная  корреляция и изучение макронеоднородности  приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают  по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность  проявляется в присутствии в  разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов  — обычно в разном количестве на различных участках залежей —  вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых  пластов, уменьшения нефтенасыщенной  толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется  и в изменчивости нефтенасыщенной  толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность  изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии  зон отсутствия коллекторов (литологического  замещения или выклинивания). При  этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными  показателями.

Графически макронеоднородность  по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 28) и схем детальной корреляции. По площади  она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого  пласта (рис. 29), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Существуют следующие  количественные показатели, характеризующие  макронеоднородность пласта по разрезу  и по площади:

коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,

§ 4. НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Полагают, что нефтенасыщенные  и газонасыщенные пласты первоначально  были полностью насыщены водой. При  образовании залежей нефть и  газ вследствие их меньшей плотности  мигрировали в повышенные части  пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась  не полностью, вследствие чего нефтега-зонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное  содержание этой воды в пустотном  пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекуляр-но-связанной  пленки на стенах пор, каверн, трещин, в  изолированных пустотах и в капиллярно-связанном  состоянии в непроточной части  пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном  пространстве.

 Определение коэффициентов  нефтегазоводонасыщенности занимает  большое место в промысловой  геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности  Ки (газонасыщенности Кт) называется отношение  объема нефти (газа), содержащейся в  открытом пустотном пространстве, к  суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда Кн, Кт, Кв выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны  следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора

Кн + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора

Кт + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть

Кт + Кн + Кв = 1.

При подсчете запасов нефти  и газа и проектировании разработки требуется знание коэффициентов  нефте- и газонасыщенности.

Однако и прямое (по образцам нефтегазонасыщенных пород), и косвенное (по геофизическим данным) определение  этих коэффициентов не дает надежных результатов. По керну нефтегазоносность  не может быть определена потому, что  при выбуривании образца часть  нефти или газа вытесняется из него фильтратом промывочной жидкости; при подъеме образца на поверхность  вследствие снижения давления в нем  от пластового до атмосферного происходит увеличение объема нефти и газа, и они вытекают из образца; кроме  того, при снижении давления из нефти  выделяется растворенный в ней газ, который также вытесняет некоторую  часть нефти.

Значение коэффициента водонасыщенности пород в меньшей степени подвержено влиянию внешних факторов, и при  соблюдении определенных условий отбора образцов и проведения опытов оно  устанавливается с удовлетворительной точностью. Поэтому значения коэффициентов  нефтега-зонасыщенности обычно находят, определив содержание остаточной воды, из соотношений (V.7) и (V.8):

 aн = 1 - aв,

(V.10)

aт = 1 - aв. (V.11)

Коэффициент водонасыщенности может быть наиболее наделено определен, если керн выбуривается при использовании промывочной жидкости, не проникающей в пласт, например, приготовленной на известково-битумной или нефтяной основе.

Количество остаточной воды может быть определено способами  экстрагирования образцов в приборе  Дина и Старка или в приборах С.Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где  он обрабатывается кипящим растворителем  нефти. При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая  в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых  углеводородных растворителей, то она  накапливается в нижней части  градуированной ловушки. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под  действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а затем из все более и более мелких.

По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасы-щенности определяют через величину eн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

eН = Ph.i/Рв.ш

гАе Рн.п — удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; рвп — удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.

Между параметрами нефтегазонасыщения и коэффициентом водонасыщения  существует зависимость

Pн = 1/Kвп, (V.12)

где п - показатель, зависящий от литологической характеристики пород и свойств нефти и воды; он может меняться в диапазоне 1,73-4,33, в большинстве случаев принимается равным 2.

 Определив из (IV. 12) значение Кв, по (IV. 18) и (IV19) находят значения Ки и Кт.

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Валено выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах  остаточной воды и ее состояние оказывают  большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.