Типы пород – коллекторов, гранулометрический состав пород, коллекторские свойства трещиноватых пород

На коллекторские свойства трещиноватых пород значительное влияние оказывает литологический фактор; характер распределения и интенсивность проявления трещиноватости тесно связаны с вещественным составом исследуемых пород и структурно-текстурными особенностями; наиболее трещиноватыми являются доломитизированные известняки, затем чистые известняки, доломиты, аргиллиты, песчано-алевритовые породы,

ангидрито-доломитовые породы и ангидриты.

Анализ большого фактического материала, проведенный в научно-исследовательских организациях, позволил установить, что проницаемость трещиноватых пород обусловливается системами развитых в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.

Благодаря распределению трещин в горной породе по системам можно определить густоту трещин, которая дает возможность определить объемную и поверхностную плотности трещин.

Необходимые сведения о трещиноватости пород могут быть получены в процессе наблюдений в обнажениях на дневной поверхности, а затем экстраполированы на глубину — на участки со сходным геологическим строением. Такие наблюдения представляют большой практический интерес не только для территорий, где отсутствует глубокое бурение, но и для площадей, недра которых вскрыты скважинами.

Другим важным параметром трещиноватости горных пород является раскрытость (ширина) трещин. В зависимости от величины раскрытости (ширины) микротрещины делятся на очень узкие (капиллярные) 0,005—0,01 мм, узкие (субкапиллярные) 0,01—0,05 мм и широкие (волосные) 0,05—0,15 мм и более.

При исследовании трещиноватости пород, помимо густоты трещин и величины их раскрытости, следует изучать форму трещин (линейные или извилистые), степень выполнения их минеральным или битуминозным веществом и т. п.

По степени выполнения трещин различают открытые, частично выполненные и закрытые. Исследования различных лито логических разностей трещиноватых пород показали, что:

1) в песчаниках и алевролитах преобладают открытые микротрещины, реже появляются закрытые;

2) в глинах и аргиллитах также преобладают открытые микротрещины;

3) в мергелях имеются открытые и закрытые микротрещины;

4) в органогенных доломитовых известняках наряду с открытыми широко развиты закрытые микротрещины;

5) в доломитах наблюдается широкое развитие закрытых микротрещин с менее значительным распространением открытых; форма их извилистая, часто зазубренная.

Как известно, основными коллекторскими свойствами горной породы, характеризующими ее способность аккумулировать и отдавать флюиды, являются ее пористость и проницаемость. Пористость трещиноватой породы можно разделить на межзерновую и трещинную. Первая характеризует объем пустот между зернами (кристаллами) породы, вторая обусловлена объемом пустот, образованных трещинами. Объем полостей трещин называют трещинной пористостью (или иногда полостностью), а объем полостей трещин в единице объема трещиноватой породы — коэффициентом трещинной пористости (или полостности).

Кроме того, в карбонатных породах имеются пустоты, возникшие в породе за счет процессов растворения (каверны, микрокарстовые и стилолитовые полости). Таким образом, под общей пористостью трещиноватой породы следует понимать отношение суммарного объема пустот, содержащихся в породе, к объему этой породы.

Таким образом, при определении коллекторских свойств пород, очевидно, решающую роль имеет межзерновая пористость, а не трещинная.

В отличие от трещинной пористости, обычно мало влияющей на величину общей пористости породы, трещинная проницаемость фактически определяет величину общей проницаемости.

Трещины играют решающую роль в процессах фильтрации жидкости и газа в трещинных коллекторах. Это видно из того, что трещиноватые породы представлены обычно либо хрупкими, либо твердыми литологическими разностями, межзерновая проницаемость которых измеряется тысячными долями миллидарси. Между тем из таких пород в ряде отечественных и зарубежных месторождений получены весьма значительные притоки нефти и газа.

Задание №2.

Методы определения остаточной воды в пластах.

Современные исследования показывают, что содержание связанной воды в нефтеносных пластах колеблется от 6 до 70%. Содержание связанной воды в пласте обычно тем больше, чем меньше проницаемость пористой среды и размеры поровых каналов, чем больше число этих каналов и удельная поверхность пород и чем меньше количество поверхностно-активных веществ в нефтях, содержащихся в пласте.

Связанная вода обычно содержит больше солей, чем морская, и характеризуется большим разнообразием природы и количества растворенных ионов.

Для определения объема пор, занятых нефтью, необходимо знать количество содержащейся в нем связанной воды, т.е. коэффициент водонасыщенности.

Точно установить количество связанной воды по кернам, отобранным колонковыми долотами при промывке скважины глинистым раствором, нельзя, так как в процессе отбора керна колонковым долотом и при подъеме его из скважины вода из глинистого раствора попадает в образец породы и искажает истинное содержание в нем воды.

Для более точного определения количества связанной воды необходимо бурить специальные скважины, ствол которых при вскрытии продуктивного пласта и отбора керна для лабораторного исследования заполняют промывочной жидкостью, приготовленной на нефтяной основе. Проникающая в этом случае в керн нефть не искажает содержания в нем связанной воды, так как даже при наличии значительных градиентов давления избыточное капиллярное давление, под которым находится в порах связанная вода, превышает эти давления и связанная вода прочно удерживается в порах породы.

Если бурение специальных скважин с применением промывочной жидкости на нефтяной основе не производилось, то представление о содержании связанной воды в породе можно получить путем использования различных косвенных методов. К их числу относятся:

1) определение зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью;

2) определение зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью (метод капиллярных давлений);

3) метод центрифугирования;

4) определение содержания хлоридов в керне. Рассмотрим каждый метод отдельно.

1. Исследованиями установлено, что водонасыщенность нефтяных пластов с увеличением проницаемости пород уменьшается. Однако из сопоставления кривых Маскета, Джонса и Закса следует, что для каждого месторождения, точнее для каждого пласта, зависимость водонасыщенности от проницаемости имеет свою особенность.

Следовательно, осредненные кривые П. Джонса, рекомендуемые им для оценки водонасыщенности мелкозернистых, средне-зернистых и крупнозернистых песков, а также известняков, не могут претендовать на универсальность. Поэтому применение этих кривых для определения коэффициента нефтенасыщенности при подсчете запасов дает лишь приближенные значения. Эффективное использование зависимости между проницаемостью пласта и его водонасыщенностью возможно толь­ко после построения ее по фактическим данным для конкретного исследуемого пласта.

 Скачать реферат