Типы пород коллекторов и их свойства
Основная часть нефтяных и газовых месторождений приурочены к осадочным породам - обломочным, органогенным и хемогенным.
Обломочные породы - коллекторы образуются за счет разрушения прежде существовавших горных пород - мXагматических и магматические.
Обломочные делятся на:
1. терригенные
рыхлые: сцементированные:
песок > 0,1 мм песчаник
алеврит 0,1 - 0,01 алевролит
глина < 0,01 аргиллит
Частицы разрушенных г.п. могут быть сцементированы глинистым и карбонатным цементом. Если цемент глинистый, то при бурении водоотдача должна быть минимальной, если водоотдача повышеннная, то глины будут набухать и проницаемость пласта будет падать и обусловит длительное освоение скважин и низкие дебиты.
Для повышения дебитов принимают глинокислотные обработки, растворяющие цемент и увеличвающие проницаемость.
Если цемент карбонатный, то применяют солянокислотные обработки. Большинство коллекторов месторождений Западной Сибири являются терригенными.
Обломочные карбонатные породы - это обломки известняка, доломита, карбонатных зерен...
Коллектора из карбонатных породов представлены в Вольго-Уральской и Тиманопечерских провинциях.
Органогенные породы - коллекторы - это известняки биогенные из останков животных и растительных организмов т.е. рифовые образования.
Это месторождения уралоповолжья, украины, белоруссии, ближнего и среднего востока, индонезии, брунея, венесуэлы, мексики, пермской области.
Хемогенные породы-коллекторы - известняки и доломиты, образующиеся из-за химических реакций при сносе в море солей, кальция и магния.
В пордах коллекторах выделяют Поры:
Первичные поры (образованы в ходе осадконакопления):
- структурные (между частицами зерен пород)
- поры между плоскостями пород
- биогенные пороы при разложении органики
- межгранулярные и межкристаллические
вторичные:
как результат выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и эрозионных процессов.
Первичные поры обычно заполнены остаточной или связанной водой, сохранившейся в породе. Вторичные поры содержат нефть и газ.ы
Неколлекторные породы – это породы, которые не отдают нефть и газы. Коллекторы – накапливающие и отдающие нефть, газ и воду.ы
Итоги исследования щлама и керна увязывают с данными ГИС, результатами испытаний и гидродинамических исследованиях. Наиболее пористые трещиноватые породы насыщенные УВ в процессе отбора разрушаются. В ЗС коллекторы определяются в основном по ГИС. Продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями кажущегося сопротивления и уменьшением диаметра скважин на кавернометрии.
37. Методика выделения коллекторов в терригенном в разрезе. Продуктивные пласты характеризуются отрицательными аномалиями кажущегося сопротивления горных пород (нефть и газ ток не проводят) и уменьшением диаметра скважин на кавернометрии.
Кавернометрией определяется диаметр скважин
При бурении глинистый раствор отфильтровывается в пласт и на поверхности интервала образуется глинистая корка и диаметр уменьшается.
38. В карбонатных коллекторах три методы выделения из-за сложного строения: нефтегаз в порах, кавернах и трещинах.
Каротаж – испытание – каротаж.
Замер удельного электрического сопротивление до и после испытания позволяют выделять нужные интервалы.
После получения притоков сопротивление больше.
Метод двух растворов: сперва замеряют электрическое сопротивление, когда скважина заполнена буровым раствором, затем его меняют на воду и снова определяют сопротивление.
Вода обладает электропроводностью и проникает в пласть и сопротивление будет уменьшаться.
Совместное использование НГК и АГК. Методом НГК определяют общую пустотность пород: поры, каверны и трещины. АГК – только трещины. Так выделяется коллектор.
39. Породы коллекторы обнаруживаются также по увеличению скорости бурения, проходки на долото, провалы инструмента, поглощению бурового раствора, нефтегазоводопроводимости тк коллекторы пористые и проницаемости.
41. ФЕС характеризуется пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.
Поры - это пустоты с диаметром < 2 мм
Виды пористости - полная, характеризуется сообщающимися и несообщающимися порами К п = V пор\V образца породы * 100 = %
Несообщающиеся поры не отдают нефть и газ.
открытая (только сообщающиеся поры). Юзается при подсчете запасов и составлении проектов разработки. К оп = (вес сухого образца керна - вес насыщенного керосином под вакуумом в воздухе образца) /(вес насыщенного керосином под вакуумом в воздухе образца - вес насыщенного керосином образца в керосине)
По размерам поры:
сверхкапиллярные = 2 - 05 мм
капиллярные = 05 - 0,0002
субкапиллярные < 0,0002
Сверх и просто капиллярные могут быть нефтегазоносны, а суб иметь остаточную воду.
Максимум открытой пористости - это около 30-40 процентов.
В ЗС наиболее часто встречается Кпо = 15-17%
К по = 10 - 17% - это трудноизвлекаемые запасы.
Для добычи нефти и газа бурят горизонтальные скважины, боковые стволы, проводят гидроразрыв пласта.
Если коэфициент открытой пористости < 10%, то залежи нерентабельны и исключаются из подсчета запасов.
В карбонатных коллекторах нефть и газ в трещинах и нижние пределы пористости 2-3%, и только с меньшей - нерентабельны.
Кавернозность. Пустоты с диаметром больше 2 мм. Каверны образуются в процессе отложения известняков в рифах и при разложении ОВ и циркуляции пластовых вод. При подсчете запасов учитывают по коэффициент кавернозности.
Каверны образуются в процесе отложения известняков в рифах и при разложении ОВ и при циркуляции пластовых вод.
К кавернозности = объем каверн \ объем пор * 100 = %
При наличии каверн и трещин дебиты на два-три порядка выше, ибо проницаемость в 100-1000 раз больше.
Трещиноватость.
Макротрещины > 40-50 мм
Микротрещины < стольки же
При бурении породы разрушаются, поэтому можно изучать только микротрещины. Т.к. основные запасы в трещинах, то трещиноватость изучают по промысловым данным с помощью фотокаратожа и телекамер.
При наличии трещин большие дебиты.
Проницаемость.
П - способность породы пропускать через себя нефть, газ или воду.
По формуле Дарси к пр = (расход флюида через образец * вязкость флюида * длина образца)\(площадь поперечного сечения образца*разница давлений на входе и выходе)
Максимальная проницаемость достигает 2-5 Дарси.
Проницаемость в ЗС обычно 0,05 - 0,5 мкм2
Если проницаемость меньше 0,05 то запасы трудноизвлекаемы. Для добычи трудноизвлекаемых проводят гидроразрыв.
42. Неоднородность, её виды и количественная оценка
Коллектора месторождений в Западной Сибири имеют высокую степень неоднородности.
Неоднородность - широкое изменение вещественного состава и коллекторских свойств по площади и по разрезу.
Есть два вида неоднородности:
- макронеоднородность
Изменение толщин продуктивных пластов и разделяющих непроницаемых прослоев. Изучают по структурным картам общих и нефтяных толщин.
h общ - толщина пласта от кровли до подошвы
h общ - h эфф = h коллектора
h н г = толщина прослоек
Для характеристик параметров строят карты общих эффективных толщин. Изучают по детальным геопрофилям.
Микронеоднородность - изменение коллекторских свойств по площади, по разрезу.
Микронеоднородность характеризуется коэффициентом песчанистости. К песч = h эфф\h общ= 0 - 1
Если 1-0,7 - то высокопрододуктивная
0,7 - 0,5 - среднепродуктивная
<0,5 - низкопродуктивная
Коэффициент выдержанности характеризует степень распространения продуктивного пласта по площади месторождения. К выд = площадь коллектора\общая площадь залежа в пределах внешнего контура.
Коэффициент расчлененности – характеризует неравномерность распределения проницаемости прослоев в разрезах скважин. К расчл = проницаемость слоев\количество скважин.
Коэффициент связи или слияния К связь = значок суммы f зон слияний всех прослоев в монолит\F залежи.
По этим коэфам строят карты и используют их при подсчете запасов и разработки.