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.

 

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.