Завдання № 1.
Типи порід - колекторів, гранулометричний склад порід, колекторські властивості тріщинуватих порід.
До теперішнього часу запропоновано ряд класифікацій колекторів теригенно (уламкового) і карбонатного складу, однак жодна з них не отримала практичного застосування. Це пояснюється тим, що важко створити універсальну класифікацію колекторів, яка відображала б всі їх властивості та представляла б не тільки академічний інтерес, але і задовольняла б запитам промисловості, надаючи істотну допомогу при пошуках, розвідці та розробці нафтових і газових родовищ.
У різних опублікованих класифікаціях розглядаються найрізноманітніші властивості колекторів: в одних викладаються морфологія та генезис порових просторів (І. М. Губкін), в інших колектори розчленовуються за формою їх порові просторів (П. П. Авдусин і М. А. Цвєткова), в треті вони розчленовуються по проникності (А. Г. Алієв, Г. І. Теодорович), далі по ознаках, що характеризує різні генетичні типи колекторів (Н. Б. Вассоевіч), нарешті, по ефективної пористості і проникності (А. А. Ханін) і т. д.
Грунтуючись на даних про пористості і проникності гірських порід, всі відомі колектори нафти і газу можна підрозділити на дві великі групи: межгранулярние (порові) і тріщинні.
Основна їх відмінність полягає в тому, що ємність і фільтраційні властивості межгранулярних колекторів (найчастіше пісковиків) визначаються в основному структурою порового простору, тоді як у тріщинних колекторах фільтрація нафти і газу обумовлюється головним чином тріщинами. Основний ємністю для тріщинних колекторів служать ті ж, що і для межгранулярних, - міжзернові пори, а в карбонатних породах також і каверни, мікрокарстовие порожнечі і стилолітові порожнини.
Роль самих тріщин в загальній ємності тріщинного колектора, як правило, незначна і лише іноді зростає в зонах дроблення гірських порід поблизу диз'юнктивних дислокацій.
Тріщинні колектори характеризуються різноманітністю та складністю їх будови, наявністю в них мікротріщин, роль яких є провідною у фільтрації флюїдів. Однак не слід змішувати тріщинні колектор з тріщинуватої породою, так як тріщинні колектор характеризується лише йому притаманними специфічними особливостями, які були вказані вище.
Є.М. Смєхов і інші за умовами фільтрації виділяють два типи колекторів - межгранулярние і тріщинні, - а за характером їх ємності - каверновий, карстовий, змішаний і порово-тріщинні, які, у свою чергу, поділяються за переважаючим значенням тієї або іншої структури порожнеч.
Більша частина наявних в тріщинуватих породах порожнеч, що визначають тип колектора, повідомляються завдяки широко розвиненою в них мережі мікротріщин.
Наведена класифікація тріщинних колекторів може виявитися корисною на практиці, тому що виділення в розрізі того чи іншого типу тріщинного колектора сприяє вибору відповідного методу розвідки і розробки родовища, а також з врахуванням необхідних параметрів (пористість, коефіцієнти нефтенасищенной і нафтовіддачі) для підрахунку запасів нафти і газу.
Природні колектори дуже різноманітні за будовою і найчастіше представлені змішаними типами з переважанням того чи іншого основного типу.
У всіх районах поширені переважно дві системи тріщин, одна з яких, як правило, має простягання, що збігається з простяганням шарів, друга - з напрямком падіння шарів. Спорадично з'являються діагональні до них системи тріщин.
Іншою характеристикою тріщинуватості є густота тріщин, тісно пов'язана з літологією порід. Зазвичай найбільшою рас-тресканностью володіють крем'янисті різниці, потім глинисті і ізвестковістих. У піщаних різницях в загальному випадку відзначені мінімуми тріщинуватості. Інтенсивність тріщинуватості не залежить від потужності шару, що доведено на великому фактичному матеріалі.
При вивченні тріщин у шліфах зазначено, що мікротріщини розвинені в тій чи іншій мірі у всіх літологічних різницях гірських порід. Найменша кількість тріщин мають пісковики і алевроліти, однак і в них відзначені відкриті тріщини і тріщини, заповнені жовтим бітумом.
У той час як розподіл тріщинуватості в розрізі залежить від літологічних різниць порід, розподіл максимумів растресканності за площею тісно пов'язане з тектонічними явищами, контрольованими пружністю породи. Є дані про те, що незалежно від умов, максимуми тріщинуватості переважно розташовуються на перікліналях структур. Іноді вони приурочені до вигинів шарів.
У той же час структури платформного типу мають максимуми тріщинуватості, спорадично поширені по крилах складок, на структурах геосинклінального типу - уздовж осей.
Відповідно до викладеної характеристиці тріщинуватих порід при визначенні їх пористості (ємкості) для підрахунку запасів основна увага повинна бути приділена вивченню міжзернової пористості. Однак у деяких випадках при з'ясуванні ємності колектора необхідно враховувати і тріщину пористість, якщо межзерновая або вторинна рівні перших одиницям відсотка, а тріщина 1% і більше.
Гранулометричний склад порід. Гранулометричний аналіз гірської породи дає уявлення про кількісний вміст у ній часток різної величини. Кількісний вміст і співвідношення фракцій частинок певною мірою визначають пористість, проникність і колекторські властивості породи. Гранулометричний аналіз виражається у визначенні процентного вмісту фракцій зерна різної крупності (у мм). Він проводиться різними методами, докладно описаними в спеціальній літературі.
У промислових умовах гранулометричний склад породи зазвичай визначають ситовим аналізом, що полягає в розділенні частинок розміром понад 0,1 мм (0,074 мм). Для розділення частинок менше 0,074 мм застосовують седиментаційних і інші методи. Фракційний склад породи зазвичай записують в таблицю (табл. 1).
За гранулометричним складом виділяють різноманітні породи: глини, алеврити, піски і т. д. Характер дисперсності порід визначається не тільки їх гранулометричним складом, але і питомою поверхнею. Питомою поверхнею породи називається сумарна поверхня частинок, що містяться в одиниці об'єму зразка. Між гранулометричним складом і питомою поверхнею існує певна залежність: чим більше дрібних частинок у породі, тим більше її питома поверхня, і чим більше великих частинок, тим менше питома поверхня. Таким чином, визначення питомої поверхні породи доповнює дані гранулометричного аналізу.
Найбільшу питому поверхню мають пеліти, меншу - алеврити, а найменшу - псамміти. Зі збільшенням питомої поверхні, як правило, погіршуються колекторські властивості породи.
Крім цього, на підставі даних гранулометричного складу судять про характер однорідності породи. Для цього будують криві сумарного складу і розподілу зерен піску за розмірами, відкладаючи по осі ординат наростаючі вагові відсотки фракцій, а по осі абсцис - діаметри частинок в логарифмічному масштабі.
Побудова зазначеної кривої відповідно до прикладом гранулометричного складу мулистого дрібнозернистого піску, наведеного в таблиці, ведеться наступним чином. Дані таблиці перетворять у зручний для графічного зображення вид наростаючих відсотків для відповідних діаметрів частинок.
На основі зазначених даних будують криву сумарного гранулометричного складу. За вказаною кривої визначають коефіцієнт неоднорідності породи, під яким розуміють відношення діаметра частинок фракції, що становить з усіма більш дрібними фракціями 60% вагу. від ваги всього піску, до діаметра частинок фракції, що становить з усіма більш дрібними фракціями 10% вагу. від ваги піску, тобто
Для однорідного за складом піску коефіцієнт неоднорідності дорівнює одиниці. Коефіцієнт неоднорідності порід нафтових родовищ Росії коливається в межах 1,1 - 20.
Знання однорідності порід дозволяє отримати відносну судження про його колекторських властивості, які поліпшуються для однорідних пісків (і пісковиків) в порівнянні з неоднорідними.
Поряд з цим знання гранулометричного складу порід дозволяє вибрати розмір щілин фільтрів в експлуатаційних колонах для запобігання (або обмеження) надходження піску з пласта в свердловину.
Тріщинуватість порід. Понад 60% видобутої в даний час нафти в світі пріурчено до карбонатних колекторів. У зв'язку з цим проблема вивчення тріщинних колекторів в останні роки набула досить актуальне значення.
Вивчення природи пористості і проникності карбонатних порід, їх стратиграфії, тектоніки, геологічної історії і палеогеографії дозволяє більш ефективно проводити пошуки, розвідку і розробку пов'язаних з ними покладів нафти.
Літолого-петрографічне вивчення тріщинуватості порід показало широке поширення в породах мікротріщинуватості («волосяні» мікротріщини). За походженням мікротріщини можуть бути поділені на діагенетіческо-тектонічні і тектонічні. З'ясування походження тріщинуватості можливе лише при детальному вивченні петрографічних і геологічних даних, що характеризують породи, і при наявності великого кам'яного матеріалу.
У більшості випадків тріщинуватість порід переважно пов'язана з тектонічними і рідше з діагенетіческімі процесами.
Тріщини діагенетіческого походження властиві переважно вапняками і доломітами, вони розташовуються частіше перпендикулярно до шаруватості.
Поширення тріщин з одного шару в інший з перетином поверхні нашарування може свідчити про тектонічний походження тріщин. Тріщини нетектоніческого походження зазвичай утворюють в плані багатокутну сітку. Питання про походження мікротріщин ще недостатньо вивчений і вимагає проведення подальших досліджень.
Нетектоніческіе тріщини, іменовані первинними, утворилися в стадію пізнього діагенезу і епігенеза. У породах, що пройшли стадію хоча б перших слабких тектонічних (коливальних) рухів, первинні тріщини перетворюються на тектонічні і набувають притаманні їм особливості. Тому що в земній корі не існує недіслоцірованних порід, крім сучасних опадів, виділення більш-менш значної кількості первинних тріщин важко.
В даний час тектонічне походження переважної більшості тріщин можна вважати доведеним. Про це свідчать особливості, властиві тріщинуватості:
1) об'єднання тріщин в системи, що утворюють більш-менш правильні геометричні сітки;
2) переважно вертикальний щодо шаруватості порід нахил тріщин;
3) тісний зв'язок орієнтувань основних систем тріщин з напрямком тектонічних структур.
Таке походження мають тріщини в межах одного шару, а також перетинають кілька пластів незалежно від їх складу і потужності. Аналогічне явище спостерігається в пріконтактних тріщинах, розвинених на кордонах порід різного літо логічного складу. Лише тріщини по шаруватості (або по площинах, близьким до неї, як, наприклад, тріщини Кліваж) і діагональні до шаруватості представляють виключення з переважаючих тріщин, орієнтованих в основному перпендикулярно до нашарування порід. Їх походження пов'язане з впливом як первинних, так і вторинних процесів розчинення (переважно в карбонатних породах) і односторонніми напрямками тектонічних деформацій в пластичних породах.
При вивченні тріщинуватості гірських порід з метою визначення їх колекторських властивостей основний інтерес становлять тектонічні тріщини.
Тріщини, які можна спостерігати неозброєним оком у відслоненнях, гірничих виробках, в керні, називають макротріщини. На відміну від них тріщини, помітні лише в шліфах під мікроскопом, називають мікротріщинами. Верхня межа розкритості (ширини) мікротріщин умовно прийнято вважати рівним 100 мк.
У цілому тріщинуватість (макро-і мікротріщини) у гірських породах характеризується відносно правильними геометричними системами тріщин. У загальному випадку геометрична сітка складається з двох основних систем вертикальних (до шаруватості) тріщин із взаємно перпендикулярними напрямками. В окремих випадках геометрична сітка тріщинуватості гірських порід може бути представлена однією системою горизонтальних тріщин по відношенню до площин нашарування (рассланцованние, тонкослоістих породи) або трьома перпендикулярними системами (мергелі), або поєднанням декількох різному орієнтованих систем (глини), що створює враження «безсистемного» ( хаотичного) розташування тріщин.
Встановлена закономірність у розташуванні і орієнтуванні тріщин в гірській породі може розглядатися як один з головних ознак, що дозволяють визначити такі важливі параметри, як інтенсивність тріщинуватості і напрям головних систем тріщин.
Інтенсивність тріщинуватості пласта обумовлюється загальною кількістю розвинених в ньому тріщин і залежить від його літологічного складу, ступеня метаморфізму порід, потужності вміщає середовища та структурних особливостей залягання пласта.
На колекторські властивості тріщинуватих порід значний вплив робить літологічний фактор; характер розподілу та інтенсивність прояву тріщинуватості тісно пов'язані з речовим складом досліджуваних порід і структурно-текстурними особливостями; найбільш тріщинуватими є доломітізірованний вапняки, потім чисті вапняки, доломіт, аргіліти, піщано-алевритових породи, ангідриту -доломітові породи і ангідриту.
Аналіз великого фактичного матеріалу, проведений у науково-дослідних організаціях, дозволив встановити, що проникність тріщинуватих порід обумовлюється системами розвинених в них тріщин і в загальному випадку пропорційна їх густині.
Завдяки розподілу тріщин в гірській породі по системах можна визначити густоту тріщин, яка дає можливість визначити об'ємну та поверхневу щільності тріщин.
Необхідні відомості про тріщинуватості порід можуть бути отримані в процесі спостережень у відслоненнях на денній поверхні, а потім екстрапольовані на глибину - на ділянки з подібним геологічною будовою. Такі спостереження становлять великий практичний інтерес не тільки для територій, де відсутня глибоке буріння, а й для площ, надра яких розкриті свердловинами.
Іншим важливим параметром тріщинуватості гірських порід є розкриття (ширина) тріщин. У залежності від величини розкритості (ширини) мікротріщини діляться на дуже вузькі (капілярні) 0,005-0,01 мм, вузькі (субкапіллярние) 0,01-0,05 мм і широкі (волосяні) 0,05-0,15 мм і більше .
При дослідженні тріщинуватості порід, крім густоти тріщин і величини їх розкритості, слід вивчати форму тріщин (лінійні або звивисті), ступінь виконання їх мінеральним або бітумінозних речовиною і т. п.
За ступенем виконання тріщин розрізняють відкриті, частково виконані і закриті. Дослідження різних літо логічних різниць тріщинуватих порід показали, що:
1) у пісковиках і алевролітами переважають відкриті мікротріщини, рідше з'являються закриті;
2) у глин і аргілітів також переважають відкриті мікротріщини;
3) у мергелях є відкриті і закриті мікротріщини;
4) у органогенних доломітових вапняках поряд з відкритими широко розвинені закриті мікротріщини;
5) у доломітах спостерігається значне поширення закритих мікротріщин з менш значним поширенням відкритих; форма їх звивиста, часто зазублена.
Як відомо, основними колекторськими властивостями гірської породи, що характеризують її здатність акумулювати і віддавати флюїди, є її пористість і проникність. Пористість тріщинуватої породи можна розділити на межзерновую і тріщин. Перша характеризує обсяг порожнеч між зернами (кристалами) породи, друга обумовлена об'ємом порожнеч, утворених тріщинами. Обсяг порожнин тріщин називають тріщиною пористістю (або іноді порожнинної), а об'єм порожнин тріщин в одиниці об'єму тріщинуватої породи - коефіцієнтом тріщиною пористості (або порожнинних).
Крім того, в карбонатних породах є порожнечі, що виникли в породі за рахунок процесів розчинення (каверни, мікрокарстовие і стилолітові порожнини). Таким чином, під загальною пористістю тріщинуватої породи слід розуміти відношення сумарного об'єму порожнин, що містяться в породі, до обсягу цієї породи.
Таким чином, при визначенні колекторських властивостей порід, очевидно, вирішальну роль має межзерновая пористість, а не тріщина.
На відміну від тріщиною пористості, зазвичай мало впливає на величину загальної пористості породи, тріщина проникність фактично визначає величину загальної проникності.
Тріщини відіграють вирішальну роль у процесах фільтрації рідини і газу в тріщинних колекторах. Це видно з того, що тріщинуваті породи представлені зазвичай або крихкими, або твердими литологическими різницями, межзерновая проникність яких вимірюється тисячними частками міллідарсі. Тим часом з таких порід у ряді вітчизняних та зарубіжних родовищ отримано дуже значні притоки нафти і газу.
Завдання № 2.
Методи визначення залишкової води в пластах.
Сучасні дослідження показують, що вміст зв'язаної води в нафтоносних пластах коливається від 6 до 70%. Зміст зв'язаної води в пласті зазвичай тим більше, чим менше проникність пористого середовища та розміри порових каналів, чим більше число цих каналів і питома поверхня порід і чим менше кількість поверхнево-активних речовин у нафтах, що містяться в пласті.
Пов'язана вода зазвичай містить більше солей, ніж морська, і характеризується великою різноманітністю природи та кількості розчинених іонів.
Для визначення обсягу пір, зайнятих нафтою, необхідно знати кількість міститься в ньому зв'язаної води, тобто коефіцієнт водонасиченому.
Точно встановити кількість зв'язаної води по кернів, відібраних колонковими долотами при промиванні свердловини глинистим розчином, не можна, тому що в процесі відбору керна колонковим долотом і при підйомі його зі свердловини вода з глинистого розчину потрапляє в зразок породи і спотворює справжній зміст в ньому води.
Для більш точного визначення кількості зв'язаної води необхідно бурити спеціальні свердловини, стовбур яких при розтині продуктивного пласта і відбору керна для лабораторного дослідження заповнюють промивної рідиною, приготовленої на нафтовій основі. Проникаюча в цьому випадку в керн нафту не спотворює змісту в ньому зв'язаної води, так як навіть при наявності значних градієнтів тиску надлишкове капілярний тиск, під яким знаходиться в порах зв'язана вода, перевищує ці тиску і зв'язана вода міцно утримується в порах породи.
Якщо буріння спеціальних свердловин із застосуванням промивної рідини на нафтовій основі не проводилося, то уявлення про зміст зв'язаної води в породі можна отримати шляхом використання різних непрямих методів. До їх числа належать:
1) визначення залежності між проникністю пласта і його водонасичення;
2) визначення залежності між капілярним тиском і залишкової водонасичення (метод капілярних тисків);
3) метод центрифугування;
4) визначення вмісту хлоридів в керні. Розглянемо кожен метод окремо.
1. Дослідженнями встановлено, що водонасиченому нафтових пластів із збільшенням проникності порід зменшується. Однак із зіставлення кривих Маскет, Джонса і Закса випливає, що для кожного родовища, точніше для кожного пласта, залежність водонасиченому від проникності має свою особливість.
Отже, осереднені криві П. Джонса, рекомендовані їм для оцінки водонасиченому дрібнозернистих, середньо-і крупнозернистих пісків, а також вапняків, не можуть претендувати на універсальність. Тому застосування цих кривих для визначення коефіцієнта нефтенасищенной при підрахунку запасів дає лише наближені значення. Ефективне використання залежності між проникністю пласта і його водонасиченому можливо тільки після побудови її за фактичними даними для конкретного досліджуваного пласта.
2. Суть методу капілярних тисків коротко полягає в наступному. Проекстрагірованний і висушений зразок породи насичують під вакуумом гасом або водою і поміщають в циліндр з напівпроникною мембраною. Потім шляхом нагнітання в циліндр повітря або гасу, якщо зразок насичений водою, послідовно створюють все більш підвищуються тиску. При цьому кожен тиск підтримується постійним весь час, поки відбувається витіснення рідини з тих пір, в яких капілярний тиск подолано тиском в циліндрі. У процесі проведення досліду кількість витиснута із зразка рідини при кожному тиску визначають зважуванням. За отриманими даними будують криву залежності між капілярним тиском і залишкової водонасиченню.
Мінімальна водонасиченому, що вийшла, при досвіді, буде характеризувати кількість зв'язаної води в даному зразку породи.
Недоліком методу капілярних тисків є тривалість проведення досвіду, що триває іноді кілька тижнів.
3. Метод центрифугування був розроблений А. Ф. Лебедєвим і застосований їм для вивчення руху грунтових і грунтових вод. При цьому методі досліджуваний зразок породи екстрагують, висушують і насичують під вакуумом водою, яку видаляють із зразка центрифугуванням. Вода, удерживающаяся в породі, визначається по різниці ваг між зразком зі стабільною залишкової водою після центрифугування і сухим зразком. Так як центрифугування триває кілька хвилин, то цей метод має перевагу перед описаними вище у швидкості виконання роботи.
Однак при цьому методі, а також і при методі капілярних тисків не відтворюються пластові умови, що власне і робить їх наближеними методами оцінки вмісту зв'язаної води в породі.
4. Існує ще метод оцінки водонасиченому нафтоносних порід шляхом визначення вмісту в них хлоридів. Метод заснований на визначенні процентного вмісту хлоридів у пов'язаної воді досліджуваного пласта і зіставленні з ним вмісту хлоридів в інших кернах пласта. Однак дослідження показали, що визначення вмісту зв'язаної води в керні, отримані за цим методом, дають великі відхилення від справжнього змісту зв'язаної води в пласті, ніж всі описані вище методи. Це пояснюється тим, що склад зв'язаної води може сильно відрізнятися від складу пластової води.
При розгляді питання про нефтенасищенной порід велике значення для визначення вмісту зв'язаної води в породах мають промислово-геофізичні методи, які слід широко застосовувати.
Для більш раціонального використання геофізичних даних необхідно здійснювати комплексні дослідження, зіставляючи результати визначення нафтогазонасиченість геофізичними методами з даними, отриманими в спеціальних свердловинах, пробурених з застосуванням розчинів на нафтовій основі.
Застосування непрямих методів визначення коефіцієнта нефтенасищенной пов'язано з тим, що в даний час ще немає розробленої методики та апаратури для відбору керна зі збереженням пластових умов, що дозволило б безпосередньо визначати коефіцієнт нефтенасищенной.
Завдання № 3.
Завдання.
Визначити карбонатність порід при дії соляної кислоти.
Дано:
Кількість породи: а = 7,5 р.
Кількість виділився вуглекислого газу (СО 2): V = 81 см 3.
Температура в момент визначення СО 2: Т = 23 ° С.
Барометричний тиск: Р = 750 мм.рт.ст.
Під карбонатністю порід нафтових родовищ мається на увазі сумарний вміст в них солей вугільної кислоти: соди Na 2 CO 3, поташу K 2 CO 3, вапняку CaCО 3, доломіту CaCО 3. MgCO 3, сідеріта FeCO 3 і т.д. Зміст цих солей у нафтовмісних породах коливається в широких межах.
При визначенні карбонатності порід всі розрахунки ведуться на СаСО 3.
Для визначення карбонатності порід існують три способи:
1) Спосіб, заснований на титруванні розчину HCl при взаємодії його з карбонатами.
2) Спосіб, заснований на визначенні ваги вуглекислоти;
3) Метод, заснований на визначенні обсягу вуглекислоти.
Найбільш поширеним і простим з них є спосіб, заснований на вимірюванні обсягу З 2 при виділенні його з породи в процесі впливу на неї соляною кислотою.
Вміст карбонатів у перерахунку на СаСО 3 по знайденому обсягом СО 2 (у%) підраховують за формулою:
Vp
До a = -, де
4,4 a
К а - вміст СаСО 3 в породі у%;
V - знайдений обсяг З 2 в см 3;
р - вага 1 см 3 при температурі і барометричного тиску під час відліку в мг;
а - вага досліджуваного зразка в м.
p = 1,832 мг (з таблиці «Перерахунок мілілітрів СО 2 в міліграма»)
Відповідь: карбонатні даної породи при заданих умовах дорівнює 4,5%.
Література.
1. Гіматудінов Ш.К. Фізика нафтового та газового пласта. Вид. «Надра». М. 1971р.
2. Гіматудінов Ш.К., Шірковскій А.І. Фізика нафтового та газового пласта. Вид. «Надра». М. 1982р.
3. Котяхов Ф.І. Фізика нафтового та газового колектора. Вид. «Надра». М. 1997.
4. Мірзаджанзаде А.Х., Аметов І.М., Ковальов А.Г. Фізика нафтового та газового пласта. Вид. «Надра». М. 1982р.
Типи порід - колекторів, гранулометричний склад порід, колекторські властивості тріщинуватих порід.
До теперішнього часу запропоновано ряд класифікацій колекторів теригенно (уламкового) і карбонатного складу, однак жодна з них не отримала практичного застосування. Це пояснюється тим, що важко створити універсальну класифікацію колекторів, яка відображала б всі їх властивості та представляла б не тільки академічний інтерес, але і задовольняла б запитам промисловості, надаючи істотну допомогу при пошуках, розвідці та розробці нафтових і газових родовищ.
У різних опублікованих класифікаціях розглядаються найрізноманітніші властивості колекторів: в одних викладаються морфологія та генезис порових просторів (І. М. Губкін), в інших колектори розчленовуються за формою їх порові просторів (П. П. Авдусин і М. А. Цвєткова), в треті вони розчленовуються по проникності (А. Г. Алієв, Г. І. Теодорович), далі по ознаках, що характеризує різні генетичні типи колекторів (Н. Б. Вассоевіч), нарешті, по ефективної пористості і проникності (А. А. Ханін) і т. д.
Грунтуючись на даних про пористості і проникності гірських порід, всі відомі колектори нафти і газу можна підрозділити на дві великі групи: межгранулярние (порові) і тріщинні.
Основна їх відмінність полягає в тому, що ємність і фільтраційні властивості межгранулярних колекторів (найчастіше пісковиків) визначаються в основному структурою порового простору, тоді як у тріщинних колекторах фільтрація нафти і газу обумовлюється головним чином тріщинами. Основний ємністю для тріщинних колекторів служать ті ж, що і для межгранулярних, - міжзернові пори, а в карбонатних породах також і каверни, мікрокарстовие порожнечі і стилолітові порожнини.
Роль самих тріщин в загальній ємності тріщинного колектора, як правило, незначна і лише іноді зростає в зонах дроблення гірських порід поблизу диз'юнктивних дислокацій.
Тріщинні колектори характеризуються різноманітністю та складністю їх будови, наявністю в них мікротріщин, роль яких є провідною у фільтрації флюїдів. Однак не слід змішувати тріщинні колектор з тріщинуватої породою, так як тріщинні колектор характеризується лише йому притаманними специфічними особливостями, які були вказані вище.
Є.М. Смєхов і інші за умовами фільтрації виділяють два типи колекторів - межгранулярние і тріщинні, - а за характером їх ємності - каверновий, карстовий, змішаний і порово-тріщинні, які, у свою чергу, поділяються за переважаючим значенням тієї або іншої структури порожнеч.
Більша частина наявних в тріщинуватих породах порожнеч, що визначають тип колектора, повідомляються завдяки широко розвиненою в них мережі мікротріщин.
Наведена класифікація тріщинних колекторів може виявитися корисною на практиці, тому що виділення в розрізі того чи іншого типу тріщинного колектора сприяє вибору відповідного методу розвідки і розробки родовища, а також з врахуванням необхідних параметрів (пористість, коефіцієнти нефтенасищенной і нафтовіддачі) для підрахунку запасів нафти і газу.
Природні колектори дуже різноманітні за будовою і найчастіше представлені змішаними типами з переважанням того чи іншого основного типу.
У всіх районах поширені переважно дві системи тріщин, одна з яких, як правило, має простягання, що збігається з простяганням шарів, друга - з напрямком падіння шарів. Спорадично з'являються діагональні до них системи тріщин.
Іншою характеристикою тріщинуватості є густота тріщин, тісно пов'язана з літологією порід. Зазвичай найбільшою рас-тресканностью володіють крем'янисті різниці, потім глинисті і ізвестковістих. У піщаних різницях в загальному випадку відзначені мінімуми тріщинуватості. Інтенсивність тріщинуватості не залежить від потужності шару, що доведено на великому фактичному матеріалі.
При вивченні тріщин у шліфах зазначено, що мікротріщини розвинені в тій чи іншій мірі у всіх літологічних різницях гірських порід. Найменша кількість тріщин мають пісковики і алевроліти, однак і в них відзначені відкриті тріщини і тріщини, заповнені жовтим бітумом.
У той час як розподіл тріщинуватості в розрізі залежить від літологічних різниць порід, розподіл максимумів растресканності за площею тісно пов'язане з тектонічними явищами, контрольованими пружністю породи. Є дані про те, що незалежно від умов, максимуми тріщинуватості переважно розташовуються на перікліналях структур. Іноді вони приурочені до вигинів шарів.
У той же час структури платформного типу мають максимуми тріщинуватості, спорадично поширені по крилах складок, на структурах геосинклінального типу - уздовж осей.
Відповідно до викладеної характеристиці тріщинуватих порід при визначенні їх пористості (ємкості) для підрахунку запасів основна увага повинна бути приділена вивченню міжзернової пористості. Однак у деяких випадках при з'ясуванні ємності колектора необхідно враховувати і тріщину пористість, якщо межзерновая або вторинна рівні перших одиницям відсотка, а тріщина 1% і більше.
Гранулометричний склад порід. Гранулометричний аналіз гірської породи дає уявлення про кількісний вміст у ній часток різної величини. Кількісний вміст і співвідношення фракцій частинок певною мірою визначають пористість, проникність і колекторські властивості породи. Гранулометричний аналіз виражається у визначенні процентного вмісту фракцій зерна різної крупності (у мм). Він проводиться різними методами, докладно описаними в спеціальній літературі.
У промислових умовах гранулометричний склад породи зазвичай визначають ситовим аналізом, що полягає в розділенні частинок розміром понад 0,1 мм (0,074 мм). Для розділення частинок менше 0,074 мм застосовують седиментаційних і інші методи. Фракційний склад породи зазвичай записують в таблицю (табл. 1).
| Свердловина Ділянка | № зразка | Глибина відбору, м | Вміст фракцій у% вагу. при діаметрі зерен, мм | ||||||||
| Ситової аналіз | Седиментаційних аналіз | ||||||||||
| 0,59-0,42 | 0,42-0,297 | 0,297-0,21 | 0,21-0,149 | 0,149-0,074 | 0,074-0,05 | 0,05-0,01 | 0,01-0,005 | <0,005 | |||
2 / 15 | 1 | 1000 | - | 2,7 | 4,5 | 6,5 | 70,8 | 10,4 | 1,5 | 2,0 | 1,6 |
Найбільшу питому поверхню мають пеліти, меншу - алеврити, а найменшу - псамміти. Зі збільшенням питомої поверхні, як правило, погіршуються колекторські властивості породи.
Крім цього, на підставі даних гранулометричного складу судять про характер однорідності породи. Для цього будують криві сумарного складу і розподілу зерен піску за розмірами, відкладаючи по осі ординат наростаючі вагові відсотки фракцій, а по осі абсцис - діаметри частинок в логарифмічному масштабі.
Побудова зазначеної кривої відповідно до прикладом гранулометричного складу мулистого дрібнозернистого піску, наведеного в таблиці, ведеться наступним чином. Дані таблиці перетворять у зручний для графічного зображення вид наростаючих відсотків для відповідних діаметрів частинок.
На основі зазначених даних будують криву сумарного гранулометричного складу. За вказаною кривої визначають коефіцієнт неоднорідності породи, під яким розуміють відношення діаметра частинок фракції, що становить з усіма більш дрібними фракціями 60% вагу. від ваги всього піску, до діаметра частинок фракції, що становить з усіма більш дрібними фракціями 10% вагу. від ваги піску, тобто
Для однорідного за складом піску коефіцієнт неоднорідності дорівнює одиниці. Коефіцієнт неоднорідності порід нафтових родовищ Росії коливається в межах 1,1 - 20.
Знання однорідності порід дозволяє отримати відносну судження про його колекторських властивості, які поліпшуються для однорідних пісків (і пісковиків) в порівнянні з неоднорідними.
Поряд з цим знання гранулометричного складу порід дозволяє вибрати розмір щілин фільтрів в експлуатаційних колонах для запобігання (або обмеження) надходження піску з пласта в свердловину.
Тріщинуватість порід. Понад 60% видобутої в даний час нафти в світі пріурчено до карбонатних колекторів. У зв'язку з цим проблема вивчення тріщинних колекторів в останні роки набула досить актуальне значення.
Вивчення природи пористості і проникності карбонатних порід, їх стратиграфії, тектоніки, геологічної історії і палеогеографії дозволяє більш ефективно проводити пошуки, розвідку і розробку пов'язаних з ними покладів нафти.
Літолого-петрографічне вивчення тріщинуватості порід показало широке поширення в породах мікротріщинуватості («волосяні» мікротріщини). За походженням мікротріщини можуть бути поділені на діагенетіческо-тектонічні і тектонічні. З'ясування походження тріщинуватості можливе лише при детальному вивченні петрографічних і геологічних даних, що характеризують породи, і при наявності великого кам'яного матеріалу.
У більшості випадків тріщинуватість порід переважно пов'язана з тектонічними і рідше з діагенетіческімі процесами.
Тріщини діагенетіческого походження властиві переважно вапняками і доломітами, вони розташовуються частіше перпендикулярно до шаруватості.
Поширення тріщин з одного шару в інший з перетином поверхні нашарування може свідчити про тектонічний походження тріщин. Тріщини нетектоніческого походження зазвичай утворюють в плані багатокутну сітку. Питання про походження мікротріщин ще недостатньо вивчений і вимагає проведення подальших досліджень.
Нетектоніческіе тріщини, іменовані первинними, утворилися в стадію пізнього діагенезу і епігенеза. У породах, що пройшли стадію хоча б перших слабких тектонічних (коливальних) рухів, первинні тріщини перетворюються на тектонічні і набувають притаманні їм особливості. Тому що в земній корі не існує недіслоцірованних порід, крім сучасних опадів, виділення більш-менш значної кількості первинних тріщин важко.
В даний час тектонічне походження переважної більшості тріщин можна вважати доведеним. Про це свідчать особливості, властиві тріщинуватості:
1) об'єднання тріщин в системи, що утворюють більш-менш правильні геометричні сітки;
2) переважно вертикальний щодо шаруватості порід нахил тріщин;
3) тісний зв'язок орієнтувань основних систем тріщин з напрямком тектонічних структур.
Таке походження мають тріщини в межах одного шару, а також перетинають кілька пластів незалежно від їх складу і потужності. Аналогічне явище спостерігається в пріконтактних тріщинах, розвинених на кордонах порід різного літо логічного складу. Лише тріщини по шаруватості (або по площинах, близьким до неї, як, наприклад, тріщини Кліваж) і діагональні до шаруватості представляють виключення з переважаючих тріщин, орієнтованих в основному перпендикулярно до нашарування порід. Їх походження пов'язане з впливом як первинних, так і вторинних процесів розчинення (переважно в карбонатних породах) і односторонніми напрямками тектонічних деформацій в пластичних породах.
При вивченні тріщинуватості гірських порід з метою визначення їх колекторських властивостей основний інтерес становлять тектонічні тріщини.
Тріщини, які можна спостерігати неозброєним оком у відслоненнях, гірничих виробках, в керні, називають макротріщини. На відміну від них тріщини, помітні лише в шліфах під мікроскопом, називають мікротріщинами. Верхня межа розкритості (ширини) мікротріщин умовно прийнято вважати рівним 100 мк.
У цілому тріщинуватість (макро-і мікротріщини) у гірських породах характеризується відносно правильними геометричними системами тріщин. У загальному випадку геометрична сітка складається з двох основних систем вертикальних (до шаруватості) тріщин із взаємно перпендикулярними напрямками. В окремих випадках геометрична сітка тріщинуватості гірських порід може бути представлена однією системою горизонтальних тріщин по відношенню до площин нашарування (рассланцованние, тонкослоістих породи) або трьома перпендикулярними системами (мергелі), або поєднанням декількох різному орієнтованих систем (глини), що створює враження «безсистемного» ( хаотичного) розташування тріщин.
Встановлена закономірність у розташуванні і орієнтуванні тріщин в гірській породі може розглядатися як один з головних ознак, що дозволяють визначити такі важливі параметри, як інтенсивність тріщинуватості і напрям головних систем тріщин.
Інтенсивність тріщинуватості пласта обумовлюється загальною кількістю розвинених в ньому тріщин і залежить від його літологічного складу, ступеня метаморфізму порід, потужності вміщає середовища та структурних особливостей залягання пласта.
На колекторські властивості тріщинуватих порід значний вплив робить літологічний фактор; характер розподілу та інтенсивність прояву тріщинуватості тісно пов'язані з речовим складом досліджуваних порід і структурно-текстурними особливостями; найбільш тріщинуватими є доломітізірованний вапняки, потім чисті вапняки, доломіт, аргіліти, піщано-алевритових породи, ангідриту -доломітові породи і ангідриту.
Аналіз великого фактичного матеріалу, проведений у науково-дослідних організаціях, дозволив встановити, що проникність тріщинуватих порід обумовлюється системами розвинених в них тріщин і в загальному випадку пропорційна їх густині.
Завдяки розподілу тріщин в гірській породі по системах можна визначити густоту тріщин, яка дає можливість визначити об'ємну та поверхневу щільності тріщин.
Необхідні відомості про тріщинуватості порід можуть бути отримані в процесі спостережень у відслоненнях на денній поверхні, а потім екстрапольовані на глибину - на ділянки з подібним геологічною будовою. Такі спостереження становлять великий практичний інтерес не тільки для територій, де відсутня глибоке буріння, а й для площ, надра яких розкриті свердловинами.
Іншим важливим параметром тріщинуватості гірських порід є розкриття (ширина) тріщин. У залежності від величини розкритості (ширини) мікротріщини діляться на дуже вузькі (капілярні) 0,005-0,01 мм, вузькі (субкапіллярние) 0,01-0,05 мм і широкі (волосяні) 0,05-0,15 мм і більше .
При дослідженні тріщинуватості порід, крім густоти тріщин і величини їх розкритості, слід вивчати форму тріщин (лінійні або звивисті), ступінь виконання їх мінеральним або бітумінозних речовиною і т. п.
За ступенем виконання тріщин розрізняють відкриті, частково виконані і закриті. Дослідження різних літо логічних різниць тріщинуватих порід показали, що:
1) у пісковиках і алевролітами переважають відкриті мікротріщини, рідше з'являються закриті;
2) у глин і аргілітів також переважають відкриті мікротріщини;
3) у мергелях є відкриті і закриті мікротріщини;
4) у органогенних доломітових вапняках поряд з відкритими широко розвинені закриті мікротріщини;
5) у доломітах спостерігається значне поширення закритих мікротріщин з менш значним поширенням відкритих; форма їх звивиста, часто зазублена.
Як відомо, основними колекторськими властивостями гірської породи, що характеризують її здатність акумулювати і віддавати флюїди, є її пористість і проникність. Пористість тріщинуватої породи можна розділити на межзерновую і тріщин. Перша характеризує обсяг порожнеч між зернами (кристалами) породи, друга обумовлена об'ємом порожнеч, утворених тріщинами. Обсяг порожнин тріщин називають тріщиною пористістю (або іноді порожнинної), а об'єм порожнин тріщин в одиниці об'єму тріщинуватої породи - коефіцієнтом тріщиною пористості (або порожнинних).
Крім того, в карбонатних породах є порожнечі, що виникли в породі за рахунок процесів розчинення (каверни, мікрокарстовие і стилолітові порожнини). Таким чином, під загальною пористістю тріщинуватої породи слід розуміти відношення сумарного об'єму порожнин, що містяться в породі, до обсягу цієї породи.
Таким чином, при визначенні колекторських властивостей порід, очевидно, вирішальну роль має межзерновая пористість, а не тріщина.
На відміну від тріщиною пористості, зазвичай мало впливає на величину загальної пористості породи, тріщина проникність фактично визначає величину загальної проникності.
Тріщини відіграють вирішальну роль у процесах фільтрації рідини і газу в тріщинних колекторах. Це видно з того, що тріщинуваті породи представлені зазвичай або крихкими, або твердими литологическими різницями, межзерновая проникність яких вимірюється тисячними частками міллідарсі. Тим часом з таких порід у ряді вітчизняних та зарубіжних родовищ отримано дуже значні притоки нафти і газу.
Завдання № 2.
Методи визначення залишкової води в пластах.
Сучасні дослідження показують, що вміст зв'язаної води в нафтоносних пластах коливається від 6 до 70%. Зміст зв'язаної води в пласті зазвичай тим більше, чим менше проникність пористого середовища та розміри порових каналів, чим більше число цих каналів і питома поверхня порід і чим менше кількість поверхнево-активних речовин у нафтах, що містяться в пласті.
Пов'язана вода зазвичай містить більше солей, ніж морська, і характеризується великою різноманітністю природи та кількості розчинених іонів.
Для визначення обсягу пір, зайнятих нафтою, необхідно знати кількість міститься в ньому зв'язаної води, тобто коефіцієнт водонасиченому.
Точно встановити кількість зв'язаної води по кернів, відібраних колонковими долотами при промиванні свердловини глинистим розчином, не можна, тому що в процесі відбору керна колонковим долотом і при підйомі його зі свердловини вода з глинистого розчину потрапляє в зразок породи і спотворює справжній зміст в ньому води.
Для більш точного визначення кількості зв'язаної води необхідно бурити спеціальні свердловини, стовбур яких при розтині продуктивного пласта і відбору керна для лабораторного дослідження заповнюють промивної рідиною, приготовленої на нафтовій основі. Проникаюча в цьому випадку в керн нафту не спотворює змісту в ньому зв'язаної води, так як навіть при наявності значних градієнтів тиску надлишкове капілярний тиск, під яким знаходиться в порах зв'язана вода, перевищує ці тиску і зв'язана вода міцно утримується в порах породи.
Якщо буріння спеціальних свердловин із застосуванням промивної рідини на нафтовій основі не проводилося, то уявлення про зміст зв'язаної води в породі можна отримати шляхом використання різних непрямих методів. До їх числа належать:
1) визначення залежності між проникністю пласта і його водонасичення;
2) визначення залежності між капілярним тиском і залишкової водонасичення (метод капілярних тисків);
3) метод центрифугування;
4) визначення вмісту хлоридів в керні. Розглянемо кожен метод окремо.
1. Дослідженнями встановлено, що водонасиченому нафтових пластів із збільшенням проникності порід зменшується. Однак із зіставлення кривих Маскет, Джонса і Закса випливає, що для кожного родовища, точніше для кожного пласта, залежність водонасиченому від проникності має свою особливість.
Отже, осереднені криві П. Джонса, рекомендовані їм для оцінки водонасиченому дрібнозернистих, середньо-і крупнозернистих пісків, а також вапняків, не можуть претендувати на універсальність. Тому застосування цих кривих для визначення коефіцієнта нефтенасищенной при підрахунку запасів дає лише наближені значення. Ефективне використання залежності між проникністю пласта і його водонасиченому можливо тільки після побудови її за фактичними даними для конкретного досліджуваного пласта.
2. Суть методу капілярних тисків коротко полягає в наступному. Проекстрагірованний і висушений зразок породи насичують під вакуумом гасом або водою і поміщають в циліндр з напівпроникною мембраною. Потім шляхом нагнітання в циліндр повітря або гасу, якщо зразок насичений водою, послідовно створюють все більш підвищуються тиску. При цьому кожен тиск підтримується постійним весь час, поки відбувається витіснення рідини з тих пір, в яких капілярний тиск подолано тиском в циліндрі. У процесі проведення досліду кількість витиснута із зразка рідини при кожному тиску визначають зважуванням. За отриманими даними будують криву залежності між капілярним тиском і залишкової водонасиченню.
Мінімальна водонасиченому, що вийшла, при досвіді, буде характеризувати кількість зв'язаної води в даному зразку породи.
Недоліком методу капілярних тисків є тривалість проведення досвіду, що триває іноді кілька тижнів.
3. Метод центрифугування був розроблений А. Ф. Лебедєвим і застосований їм для вивчення руху грунтових і грунтових вод. При цьому методі досліджуваний зразок породи екстрагують, висушують і насичують під вакуумом водою, яку видаляють із зразка центрифугуванням. Вода, удерживающаяся в породі, визначається по різниці ваг між зразком зі стабільною залишкової водою після центрифугування і сухим зразком. Так як центрифугування триває кілька хвилин, то цей метод має перевагу перед описаними вище у швидкості виконання роботи.
Однак при цьому методі, а також і при методі капілярних тисків не відтворюються пластові умови, що власне і робить їх наближеними методами оцінки вмісту зв'язаної води в породі.
4. Існує ще метод оцінки водонасиченому нафтоносних порід шляхом визначення вмісту в них хлоридів. Метод заснований на визначенні процентного вмісту хлоридів у пов'язаної воді досліджуваного пласта і зіставленні з ним вмісту хлоридів в інших кернах пласта. Однак дослідження показали, що визначення вмісту зв'язаної води в керні, отримані за цим методом, дають великі відхилення від справжнього змісту зв'язаної води в пласті, ніж всі описані вище методи. Це пояснюється тим, що склад зв'язаної води може сильно відрізнятися від складу пластової води.
При розгляді питання про нефтенасищенной порід велике значення для визначення вмісту зв'язаної води в породах мають промислово-геофізичні методи, які слід широко застосовувати.
Для більш раціонального використання геофізичних даних необхідно здійснювати комплексні дослідження, зіставляючи результати визначення нафтогазонасиченість геофізичними методами з даними, отриманими в спеціальних свердловинах, пробурених з застосуванням розчинів на нафтовій основі.
Застосування непрямих методів визначення коефіцієнта нефтенасищенной пов'язано з тим, що в даний час ще немає розробленої методики та апаратури для відбору керна зі збереженням пластових умов, що дозволило б безпосередньо визначати коефіцієнт нефтенасищенной.
Завдання № 3.
Завдання.
Визначити карбонатність порід при дії соляної кислоти.
Дано:
Кількість породи: а = 7,5 р.
Кількість виділився вуглекислого газу (СО 2): V = 81 см 3.
Температура в момент визначення СО 2: Т = 23 ° С.
Барометричний тиск: Р = 750 мм.рт.ст.
Під карбонатністю порід нафтових родовищ мається на увазі сумарний вміст в них солей вугільної кислоти: соди Na 2 CO 3, поташу K 2 CO 3, вапняку CaCО 3, доломіту CaCО 3. MgCO 3, сідеріта FeCO 3 і т.д. Зміст цих солей у нафтовмісних породах коливається в широких межах.
При визначенні карбонатності порід всі розрахунки ведуться на СаСО 3.
Для визначення карбонатності порід існують три способи:
1) Спосіб, заснований на титруванні розчину HCl при взаємодії його з карбонатами.
2) Спосіб, заснований на визначенні ваги вуглекислоти;
3) Метод, заснований на визначенні обсягу вуглекислоти.
Найбільш поширеним і простим з них є спосіб, заснований на вимірюванні обсягу З 2 при виділенні його з породи в процесі впливу на неї соляною кислотою.
Вміст карбонатів у перерахунку на СаСО 3 по знайденому обсягом СО 2 (у%) підраховують за формулою:
Vp
До a = -, де
4,4 a
К а - вміст СаСО 3 в породі у%;
V - знайдений обсяг З 2 в см 3;
р - вага 1 см 3 при температурі і барометричного тиску під час відліку в мг;
а - вага досліджуваного зразка в м.
p = 1,832 мг (з таблиці «Перерахунок мілілітрів СО 2 в міліграма»)
Відповідь: карбонатні даної породи при заданих умовах дорівнює 4,5%.
Література.
1. Гіматудінов Ш.К. Фізика нафтового та газового пласта. Вид. «Надра». М. 1971р.
2. Гіматудінов Ш.К., Шірковскій А.І. Фізика нафтового та газового пласта. Вид. «Надра». М. 1982р.
3. Котяхов Ф.І. Фізика нафтового та газового колектора. Вид. «Надра». М. 1997.
4. Мірзаджанзаде А.Х., Аметов І.М., Ковальов А.Г. Фізика нафтового та газового пласта. Вид. «Надра». М. 1982р.