ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


КОЛЕКТОРНІ ВЛАСТИВОСТІ ГІРСЬКИХ ПОРІД

До порід-колекторів належать ті породи, які характеризуються властивостями утримувати в собі і віддавати, тобто пропускати через себе, флюїди (воду, нафту, газ). Прикладами порід-колекторів можуть бути гра­веліти, піски, пісковики, тріщинуваті алевроліти, деякі різновиди так зва­них органогенних і ноздрюватих вапняків, а також галогенні (хемогенні) і навіть іноді вулканогенні і метаморфічні породи кори вивітрювання давніх і молодих платформ, коли вони достатньо тріщинуваті.

Отже, породи-колектори — це породи, які вирізняються пористістю (або тріщинуватістю) і проникністю.

На пористість більшості гірських порід, особливо теригенних, значно впливає гранулометричний склад породи.

ГРАНУЛОМЕТРИЧНИЙ СКЛАД ПОРІД

Гранулометричний аналіз гірської породи, що проводиться в ла­бораторних умовах, описано у підрозд. 3.8, а в умовах бурової, — у підрозд. 3.2. Гранулометричний склад породи дає уяву про кількісне співвідношен­ня часточок різної величини у зразку породи. Кількісний склад і співвід­ношення фракцій часточок за їх величиною певного мірою визначають по­ристість і проникність, які є основними параметрами колекторів. Грануло­метричний аналіз виражають у визначенні відсоткового вмісту фракцій зе­рна різної величини (в мм).

Встановлений різними методами гранулометричний склад зразка до­сліджуваної породи зазвичай записують спочатку в таблицю, а потім буду­ють діаграму гранулометричного складу (рис. 6.1).

За гранулометричним складом виділяють різноманітні породи: глини, алеврити, піски тощо. Характер дисперсності порід визначається не тільки гранулометричним складом, а й питомою поверхнею. Питомою поверхнею породи називають сумарну поверхню часточок, які знаходяться в одиниці об'єму зразка. Між гранулометричним складом і питомою поверхнею існує залежність: чим більше дрібних часточок у породі, тим більша її питома поверхня, і чим більше великих часточок, тим менша питома поверхня. Отже, визначення питомої поверхні породи доповнюють дані грануломет­ричного аналізу.

Найбільшу питому поверхню мають пеліти, меншу— алевроліти, а най­меншу — псаміти. Зі збільшенням питомої поверхні переважно погіршу-


 


 


 

Рис. 6.2. Крива сумарного гранулометричного складу

за величиною в них уламкового матеріалу по­рівняно з неоднорідними породами.

Разом з тим у процесі розробки нафтових і газових родовищ знання гранулометричного складу порід дає змогу вибрати розмір щілин фільтрів у експлуатаційних колонах для попе­редження або обмеження надходження піску з пласта у свердловину.

Розмір щілин фільтра визначають за розмі­ром отвору сита, на якому затримується 10 % більших фракцій, а 90 % дрібніших фракцій проходить через сито.

Ширину найбільш розвинутих прямокут­них щілин фільтра орієнтовно знаходять по­двоєнням діаметра зерен. Діаметр круглого от­вору фільтра отримують множенням цього діа-

метра зерен на 5, а діаметр гравію в гравійних фільтрах — множенням оо-численого діаметра (а(90) на 10—12.

ПОРИСТІСТЬ ПОРІД

Під пористістю породи розуміють наявність у ній пустот (пор, каверн, тріщин тощо), не заповнених твердими речовинами. Порис­тість визначає здатність породи вміщувати нафту, газ і воду. Вона є ємніс­ним параметром колектору.

За походженням пори та інші пустоти в породі поділяють:

• на первинні, які утворюються в процесі осадонагромадження, тобто в
процесі формування породи на стадії седиментогенезу. До них належать
пустоти між зернами і часточками породи, проміжки між площинами на­
шарування; первинна пористість зазвичай спостерігається в пісках, піско­
виках, глинах, конгломератах тощо;

вторинні, які утворюються у сформованих породах в результаті діа­
генезу і епігенезу; до них належать пустоти, які утворилися після розкла­
дення організмів, пори розчинення, тріщини, які виникли в результаті
зменшення об'єму породи (наприклад, унаслідок перетворення гіпсу в
ангідрит), тріщини і пустоти, що пов'язані з кристалізацією порід, ерозій­
ними процесами і формуванням кори вивітрювання. Вторинна пористість
зазвичай спостерігається в галогенних і карбонатних породах (гіпсах, ангід­
ритах, вапняках, доломітах та ін.); до вторинної пористості відносять дуже
часто і тріщинуватість гірських порід, що виникла в результаті тектонічних
рухів у земній корі (у підручнику тектонічну тріщинуватість гірських порід
розглянуто окремо).

Первинна пористість характеризується більш або менш закономірним розподілом у породах і варіює залежно від їх фаціальної мінливості. Вто-


 


 


Відповідно до зазначеного виділяють:

1) загальну {фізичну, або повну) пористість, яка характеризується різни­
цею між об'ємом зразка і об'ємом утворювальних зерен; визначення загаль­
ної пористості пов'язане з обов'язковим дробленням зразка породи до зе­
рен, що утворюють її.

2) відкриту пористість, або пористість насичення, включаючи всі спо­
лучені між собою пори, в які проникає рідина (газ) при вакуумі; зазвичай
як насичену рідину беруть керосин (добре проникає у пори і не спричинює
розбухання глинистих частинок); насичення проходить під вакуумом при
3—10 мм рт. ст. залишкового тиску.

Отже, повна пористість містить об'єм усіх пустот (надкапілярних, капілярних, субкапілярних, пов'язаних між собою та ізольованих), а від­крита пористість лише об'єм вільних, зв'язаних між собою пор, по яких може рухатися рідина. Внаслідок цього розрізняють коефіцієнт повної по­ристості і коефіцієнт відкритої пористості.

Крім того, розрізняють ефективну пористість, яка враховує лише об'єм відкритих пор, насичених нафтою (або газом), за мінусом вмісту води в порах, розмір яких дає змогу флюїдам рухатись у колекторі. Коефіцієнт ефективної пористості — це результат множення коефіцієнта відкритої по­ристості, що враховує пори діаметром понад 0,0002 мм, на коефіцієнт наф­то- або газонасичення.

Наявність цементу, особливо глинистого, значно знижує пористість породи. Пористість сильнозцементованих пісковиків іноді знижується до декількох відсотків. Цементувальний матеріал у породах, що зміцнює і за­повнює простори між її складовими зернами, може бути глинистим, кар­бонатним, сульфатним і силікатним. Найбільш сприятливим для видобутку вуглеводнів є карбонатний цемент, тому що він легко руйнується в колек­торах у разі обробки привибійної зони свердловини соляною кислотою, що впливає на збільшення пористості колектору. Небажаним у нафтогазопро-мисловій справі є глинистий цемент, оскільки глини схильні до набухання під час проникнення в них водної основи промивальної рідини, що значно знижує пористість у колекторі.

За характером цементування складових зерен породи розрізняють це­ментування контактне, коли зерна в породі скріплюються на контактах між собою; плівкове, коли цемент у породі має вигляд плівок навколо скла­дових зерен; попове (повне), коли цемент майже повністю заповнює пори

колектору. Найсприятливішим типом цемен­тування складових зерен для колекторних властивостей породи є контактне цементу­вання, найменш сприятливе — порове.

На величину пористості в колекторах та­кож дуже впливає їх неоднорідність, що за­свідчують дані вивчення пісків Бакинського нафтового району (табл. 6.2).

Пісковики з пористістю не більше 10 % загалом характеризуються слабкими колектор­ними властивостями і практично не мають


промислового значення. В карбонатних колекторах розміри порових кана­лів зазвичай більші, тому ці породи мають задовільні колекторні власти­вості і є продуктивними за пористості менше 7—10 %.

Пористість піщаних нафтовмісних порід коливається приблизно від З до 40 і переважно становить 16—25 %; пористість карбонатних нафтовміс­них порід варіює від 2 до 30 %.

Пористість визначають або в лабораторних умовах (див. підрозд. 3.8.8), або на основі промислово-геофізичних досліджень у свердловині.

ПРОНИКНІСТЬ ПОРІД

Проникність є одним із найважливіших параметрів, який характеризує колекторні властивості породи. Проникністю гірської породи називають властивість її пропускати рідину (воду, нафту) або газ через се­бе. Одні породи (наприклад глини) можуть мати велику пористість, але малу проникність, інші (наприклад вапняки), навпаки, — малу пористість, але високу проникність через їхню тріщинуватість. Між пористістю і про­никністю немає функціональної залежності.

Проникність визначають за розміром пор або пустот і порожнин трі­щин. Майже всі осадові породи — піски, пісковики, конгломерати, вапня­ки, доломіти — більшою або меншою мірою проникні. Проте глини, щіль­ні вапняки і доломіти, незважаючи іноді на значну пористість, проникні лише для газу і то за значних перепадів тиску. Це зумовлено малими (суб-капілярними) розмірами пор, в яких немає руху рідини і навіть газу за існуючих перепадів тиску в природі.

Експериментально встановлено, що основна маса нафти може руха­тись по капілярних порах, розмір яких значно більший за 0,0002 мм, але це питання ще потребує дослідження за різних значень перепадів тиску і періоду часу, протягом якого той або інший перепад тиску діяв.

За одиницю виміру проникності приймали дарсі. Цю одиницю, як і поняття "проникність", увів у гідрогеологію і геологію французький інже­нер Дарсі. Одиницею проникності пористого середовища дарсі називають проникність такого пористого середовища, через поперечний переріз якого площею 1 см2 витрата рідини в'язкістю 1 сП становить 1 см3 за 1 с за пере­паду тиску 1 атм (105 Па). Коефіцієнт проникності (або проникність) у цьому випадку має розмірність площі (см2). Величину, що дорівнює 0,001 дарсі (Д), називають мілідарсі (система СГС). У метрологічній системі СІ за одиницю проникності приймають квадратний метр (або мкм2). В іноземній літературі одиницю проникності в 1 м2 іноді називають 1 перм.

Розрізняють абсолютну (загальну), ефективну (фазову) і відносну про­никність гірської породи. Абсолютна проникність характеризує фізичні властивості породи. Тому під абсолютною проникністю розуміють газопро­никність після екстракції і висушування породи до сталої маси. Отже, аб­солютна проникність характеризує природу самого середовища. За наяв­ності в пористому середовищі рідини і газу проникність для них залежить, крім того, від їхніх властивостей і взаємних співвідношень. Тому і введено


 

поняття про ефективну, тобто фазову, про­никність. Ефективна проникність характе­ризує здатність пористого середовища про­пускати з перевагою нафту, воду або газ за деякого їх відсоткового співвідношення в пористому середовищі. Нарешті, відносна проникність — це відношення ефективної (фазової) проникності середовища для наф­ти, води або газу до загальної проникності пористого середовища (є безрозмірною ве­личиною). На рис. 6.4 показані криві ефек­тивної (фазової) проникності пористого середовища для керосину ж) і води ов), отримані Левереттом у результаті експери­ментальних досліджень. Фактичні дані по­казані кружечками. Із рис. 6.4 видно, що відносна проникність для керосину швид­ко зменшується зі збільшенням водонаси-

ченості пласта. Якщо водонасиченість досягає 50 %, ефективна проник­ність для керосину знижується до 20 %, тобто у 5 разів порівняно із випад­ком, коли пористе середовище насичене одним керосином. Зі збільшенням водонасиченості до 80 % ефективна проникність для керосину знижується до нуля і через пористе середовище фільтрується чиста вода.

Зміна ефективної (фазової) проникності для води відбувається у зво­ротному напрямку. За малої водонасиченості через пористе середовище фільтрується лише керосин. Якщо водонасиченість зростає до 50 %, ефек­тивна проникність для води зростає до 12 %, а якщо водонасиченість сягає 80 %, ефективна проникність для води збільшується до 50 %.

Отже, встановлено, що ефективна і відносна проникності для склад­ної рідини в цілому і особливо для кожної фази значно нижчі за загальну проникність. Ефективна, а разом з нею і відносна проникність у процесі розробки покладу безперервно змінюються. На початку розробки, коли по порах переміщується чиста нафта, ефективна проникність породи для нафти найбільша і наближається до абсолютної. У подальшому з падін­ням пластового тиску нижче критичного, за якого починає виділятися газ у вигляді бульбашок, ефективна проникність для нафти починає змен­шуватись. З появою води ефективна проникність для нафти ще змен­шується. Чим нижча проникність колектору для нафти, тим більше нафти залишається в пласті і тим нижчий кінцевий коефіцієнт використання запасів.

Під час визначення проникності в лабораторії слід звертати увагу на підготовку зразків для досліду. Зразки потрібно орієнтувати за нашаруван­ням породи і лише деякі з них — перпендикулярно до нашарування, на що вказують у лабораторному журналі.

Методи визначення проникності гірських порід наводено у під-розд. 3.8.9.


ТРІЩИНУВАТІСТЬ ПОРІД

У багатьох випадках тріщинуватість порід зазвичай пов'я­зана з тектонічними і рідше з діагенетичними і епігенетичними (катагене-тичними) процесами.

Тріщини діагенетичного і епігенетичного утворення властиві переваж­но вапнякам і доломітам. Вони існують дуже часто в гіпсах, ангідритах та інших галогенних утвореннях.

Поширення тріщин із одного шару в інший з перетину поверхні наша­рування засвідчує тектонічне походження цих тріщин. Тріщини нетектоніч-ної природи часто утворюють на поверхні нашарування багатокутну сітку.

Нетектонічні тріщини, які називають первинними, утворились на стадії пізнього діагенезу і стадії епігенезу. В породах, які пройшли стадію хоча би перших слабких тектонічних рухів, завжди існують тектонічні тріщини.

На сучасному етапі досліджень наявність тектонічної тріщинуватості у більшості гірських порід можна вважати доведеною. Тріщинуватість харак­теризується такими особливостями:

1) об'єднання тріщин у системи, які утворюють більш-менш правильні
геометричні сітки;

2) переважно вертикальний відносно шаруватості порід нахил тріщин;

3) міцний зв'язок орієнтира основних систем тріщин з напрямком тек­
тонічних структур.

При вивченні тріщинуватості гірських порід з метою виявлення їх ко­лекторних властивостей основний інтерес становлять тектонічні тріщини.

Тріщини, які можна спостерігати неозброєним оком у відслоненнях, гірських виробках, керні, називають макротріщинами. Умовно вважають, що верхня межа відкритості (ширини) мікротріщин дорівнює 100 мкм (0,0001 м).

У цілому тріщинуватість (макро- і мікротріщини) в гірських породах ха­рактеризується відносно правильними геометричними системами тріщин. У загальному випадку геометрична сітка складається з трьох основних систем: вертикальних до нашарування; у напрямку під кутом щодо поверхонь наша­рування; паралельних до цих поверхонь. В окремих випадках геометрична сітка тріщинуватості гірських порід може бути представлена тільки однією ясно вираженою системою паралельних тріщин щодо площин нашарування (сланцюваті, тонкошаруваті породи), або двома перпендикулярними систе­мами, або наявністю декількох різно орієнтованих систем, що створюють враження безсистемного розміщення тріщин. Проте під час детального вив­чення тектонічних тріщин виявляється, що всі вони мають певну орієнтацію відносно площин нашарування і належать до конкретних систем.

Інтенсивність тріщинуватості пласта зумовлена загальною кількістю розвинутих тріщин і залежить від його літологічного складу, ступеня мета­морфізму порід, товщини вмісного середовища і структурних особливостей залягання пласта.

На колекторні властивості тріщинуватих порід значний вплив мають: літологічний фактор; характер розподілу та інтенсивність прояву тріщину­ватості, тісно пов'язаних з речовинним складом досліджуваних порід і структурно-текстурними особливостями; найбільш тріщинуватими є доло-


мітизовані вапняки, потім чисті вапняки, доломіти, аргіліти, піщано-алев­ритові породи, ангідрито-доломітові породи і ангідрити.

Аналіз великого обсягу фактичного матеріалу, проведений в науково-дослідних організаціях, дав змогу встановити, що проникність тріщинува­тих порід обумовлена системами розвинутих у них тріщин і загалом про­порційна їх густоті.

Завдяки розподілу тріщин у гірській породі по системах можна визна­чити густоту тріщин, що дає змогу визначити об'ємну і поверхневу густоту тріщин.

Під густотою тріщин Г розуміють кількість тріщин, що припадають на одиницю довжини нормалі до площини цих тріщин:

Необхідні відомості про тріщинуватість порід можуть бути одержані в процесі спостережень у відслоненнях на земній поверхні, а потім екстра­польовані на глибину на ділянці з подібною геологічною будовою. Такі спостереження становлять великий практичний інтерес не лише для терито­рій, де відсутнє глибоке буріння, а й для площ, надра яких розкриті сверд­ловинами.

Іншим важливим параметром тріщинуватості гірських порід є розкри-тість (ширина) тріщин. Залежно від величини розкритості (ширини) мік-ротріщини поділяють на дуже вузькі (капілярні), ширина 0,005—0,01 мм, вузькі (субкапілярні), ширина 0,01—0,05 мм, і широкі (волосяні), розкрит­тя яких — понад 0,05 мм.

При дослідженні тріщинуватості порід крім густоти тріщин і величини їх розкритості потрібно вивчати форму тріщин (лінійні або хвилясті), ступінь насичення їх мінеральною або бітумінозною речовиною.

За ступенем заповнення тріщин розрізняють відкриту, частково запов­нену і закриту (заліковану) тріщинуватість.

У карбонатних породах є пустоти, які виникли в породі в результаті процесів розчинення (каверни, мікрокарстові і стилолітові щілини). Отже, під загальною пористістю тріщинуватої породи слід розуміти відношення сумарного об'єму пустот у породі до об'єму цієї породи.


Дослідження показали, що тріщинна пористість не відіграє великої ролі у вирішенні питання про ємність тріщинних колекторів і частка її від міжзернової пористості становить не більше 10 %.

Це пояснюється тим, що в тріщинуватих породах на значній глибині (понад 1000 м) розкритість тріщин, як правило, не може перевищувати 0,1 мм. За даними Г.Д. Максимовича і Е.М. Смехова, зразок тріщинуватої породи, який має форму куба об'ємом 1000 см3 і поділений 10 тріщинами з розкритістю 0,1 мм кожна, характеризуватиметься тріщинною пористістю усього 1 %.

Утім існує інша думка про роль тріщинуватості в колекторах. На­приклад, на Близькому Сході є родовища нафти, де колекторами слугу­ють щільні тріщинуваті вапняки, в яких майже цілком відсутня первинна міжзерниста пористість, але запаси нафти дуже великі. Те саме можна сказати і про пісковики кембрію родовища нафти Хассі-Мессауд (Ал­жир), які піддались перекристалізації, завдяки чому великі запаси нафти в них існують тільки внаслідок тріщинуватості. Тріщинну пористість і проникність можна визначити за допомогою методу мікроскопічного до­слідження петрографічних шліфів, який розробили московські фахівці ко­лишнього ВНДГНІ (г. Москва). Згідно з цим методом, за наявності іс­тинних значень розкритості тріщин, які легко заміряти в шліфах під мік­роскопом, можливо визначити ймовірні величини тріщинної пористості

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти