Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙСтр 1 из 10Следующая ⇒
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Учебно-методическое пособие для студентов очного и заочного отделения специальности – 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» горно-нефтяного факультета.
Пермь 2011 Составитель: В.И.Галкин, О.Е.Кочнева УДК 553.981/.17(075.8)
Геология нефти и газа: учебно-методическое пособие/В.И. Галкин, О.Е.Кочнева. Перм.гос.тех.ун-т: Пермь, 2011. 91 с.
В данном курсе рассматриваются как фундаментальные, так и прикладные вопросы, решение которых позволяет понимать все дальнейшие курсы, связанные с поисками, разведкой и разработкой месторождений нефти и газа. Теоретический курс знакомит студентов с геологическими процессами, в результате которых в недрах Земли образуются скопления нефти и газа, рассматриваются гипотезы происхождения углеводородов, физико-химические свойства нефти и газа, формирования залежей и закономерностей их размещения в земной коре. Для более полного усвоения лекционного материала студентам предложена к контрольная работа (для студентов заочного отделения). Даны методические рекомендации к их выполнению и оформлению пояснительной записки.
Пермский государственный технический университет
ВВЕДЕНИЕ Геология нефти и газа – это прикладная наука, занимающаяся изучением физико-химических свойств нефтей и газов, геологического строения залежей нефти и газа, строения месторождений, характеристик пластов коллекторов, покрышек, вопросов геохимии органического вещества. Изучение данного курса связано с исследованием современных представлений о процессах миграции и аккумуляции углеводородов, изучением основных закономерностей размещения месторождений нефти и газа. Слово «нефть» происходит от арабского «нафата», что означает «извергать». В 1859 г. американский предприниматель Э.Л. Дрейк пробурил в штате Пенсильвания первую скважину глубиной 21 м. Скважина имела дебит 4, 8 т в сутки. Эта официальная дата рождения нефтяной промышленности. Было доказано, что бурение для добычи нефти может быть успешным. Количество первоначально добытой нефти было невелико по сравнению с современными дебитами скважин, но это доказало всему миру, что бурение – самый эффективный способ получения нефти. С того времени геологов интересовал главный вопрос: где бурить скважины? Было предложено много разнообразных теорий для условий формирования нефтяных залежей с целью составления прогнозов таких условий и обнаружения нефти. Антиклинальная теория привлекла наиболее серьезное и длительное внимание. Отметим, что данная теория зародилась еще до бурения скважин. Антиклинальная теория и сейчас также справедлива, как и в то время, когда её выдвинули впервые. Впервые зависимость между залеганием нефти и антиклинальной складчатостью отмечена, когда в устье реки Св. Лаврентия в восточной Канаде были описаны в 1844 г. выходы, приуроченные к антиклинали. Наибольший вклад в антиклинальную теорию внес геолог Уайт, предложивший бурить скважины на нефть и газ в Западной Виргинии и Пенсильвании на антиклиналях. В 1934 г. МакКойл и Кейт обосновали возможности обнаружения нефти и в неантиклиналях. В 1934 г. МакКойлом был введён термин «ловушка». Под ним следует понимать объём породы вне зависимости от её формы и условий возникновения. В России на Кубани Никольским в 1864 г. была пробурена первая скважина глубиной 70 м. Скважина имела дебит 36 т в сутки. В Пермском крае первое нефтяное месторождение было открыто скважиной № 20 П.И. Преображенским 16 апреля 1929 г. в районе Верхне-Чусовских городков. Скважина имела дебит 40 т в сутки. В нашей стране 30-е года 20 века были периодом создания мощной сырьевой базы и развития добычи нефти и газа на Кавказе, Бакинский и Грозненский районы и на Кубани. Были изысканы и выделены средства на геологоразведочные работы в Тимано-Печорском крае и Предуралье. В послевоенные годы были созданы новые крупные базы добычи нефти и газа в Западной Сибири, Средней Азии, Предкавказье, Казахстане, Украине и Белоруссии. Начиная с 70-х г.г. основными регионами по добыче нефти и газа в стране является Западная Сибирь и Волго-Урал. КАУСТОБИОЛИТЫ Н ефть и газ в ряду каустобиолитов Горючие ископаемые нефтяного ряда, к которым относятся нефти и их производные, а также горючие газы называются каустобиолиты. Слово каустобиолит происходит от нескольких греческих слов: «каустос» – горючий, «литос» – камень, «биос» – жизнь, т.е. горючий камень биогенного генезиса. Автор термина « каустобиолиты» немецкий ученый Г. Потонье (1908 г.). Возникли каустобиолиты в результате преобразований органического вещества, первоисточником которого являлись остатки живых организмов. Общая направленность этих преобразований следующая: 1. Преобразование органического вещества на земной поверхности или на дне водоёмов. 2. Накопление отмерших организмов. 3. Погружение в недра земной коры. 4. Обогащение органического вещества углеродом.
Все горючие полезные ископаемые делятся на: 1) каустобиолиты нефтяного, или битумного ряда. К ним относятся нефти, горючие углеводородные газы, асфальты, озокериты и др.; 2) каустобиолиты угольного, или гумусового ряда. К ним относятся сингенетичные породы и минералы (торфы, угли, антрациты и др.); 3) липтобиолиты. К липтобиолитам относятся некоторые органические соединения растительного происхождения (ископаемые смолы, воски, янтарь и др.). Основное химическое различие членов нефтяного и угольного ряда состоит в соотношении углерода и водорода C/H, которое в нефтях варьирует незначительно – от 5, 5 до 11, 5, а в горючих ископаемых угольного ряда вариации значительно выше – от 9, 4 до 45. МЕТАНОВЫЕ углеводороды Общая формула CnH2n+2. Метановые углеводороды - это органические соединения цепочечной структуры, в молекулах которых атомы углерода соединены между собой одинарными ковалентными связями (рис.1). C H4, C2H6, C3H8, C4H10 – газообразные УВ;
C5H12, C6H14, C7H16, C8H18, C9H20, C10H22 ……. C16H34 – жидкие УВ;
C17H36 и выше – это твёрдые вещества.
Рис. 1. Варианты изображения строения молекул пентана: а) структурная формула с указанием всех валентных связей, б) структурная формула связи между атомами углерода, в) упрощенная формула. НАФТЕНОВЫЕ углеводороды Общая формула CnH2n. Для этих углеводородов характерно циклическое строение. Они состоят из нескольких групп – СН2-, соединённых в замкнутую систему. Для нефтей характерны нафтены, состоящие из пяти или шести групп – СН2-. Это циклопентаны (рис.2) и циклогексаны (рис.3).
Рис. 2. Циклопентан.
Рис. 3. Циклогексан. АРОМАТИЧЕСКИЕ углеводороды Общая формула CnH2n-6. Эти углеводороды имеют циклическое строение, но при этом углеродные атомы связаны друг с другом двойными и простыми связями. Простейший представитель – бензол (рис.4).
Рис. 4. Бензол.
Групповой состав нефти определяет её химические и физические свойства. Ряд параметров используется при подсчёте запасов нефти и газа и проектировании систем разработки, транспортировки по нефтепроводам и т.д. Закономерности изменения состава и физических свойств нефтей и газов в разрезе и площади ряда месторождений позволяют решить многие вопросы геологического развития территории, например, определить направление миграции углеводородов, дальность миграции.
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ Существует несколько классификаций нефтей И.П. Чоловского, Н.А.Еременко, В.И. Ермолкина и других авторов. В данном учебно-методическом пособии рассмотрены классификации по А.А. Бакирову. По содержанию смол нефти классифицируются как: 1) малосмолистые (с содержанием до 10%); 2) смолистые (10–20%); 3) высокосмолистые (20–40%). По содержанию серы нефти делятся на: 1) малосернистые (до 0, 5%); 2) сернистые (0, 5 – 2%); 3) высокосернистые (более 2%). По содержанию парафина нефти делятся на: 1) беспарафинистые (парафина менее 1%); 2) слабопарафинистые (1–2%); 3) парафинистые (более 2%). ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
1. Плотность нефти – это отношение массы к объёму. Единицы измерения в системе СИ – кг/м3, в системе СГС – г /см3. Изменяется плотность в пределах от 0, 70 – 1, 04 г/см3. Обычно плотность нефти меньше 1 и колеблется в пределах 0, 82 – 0, 92 г/см3. По плотности нефти классифицируются: 1) лёгкие (до 0, 81 г/см3); 2) средние (0, 81 – 0, 87 г/см3); 3) тяжёлые (0, 87 – 0, 90 г/см3); 4) очень тяжёлые (0, 90 – 1, 04 г/см3). На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при температуре – 200С к плотности воды при температуре 40С. В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности т.к. в пластовых условиях нефти содержат растворимые газы (в 1 м3 нефти может растворяться до 650 м3 газа). Плотность нефти зависит от содержания в ней асфальто-смолистых веществ. 2. Вязкость нефти – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении. Параметр вязкости имеет большое значение: а) для установления характера и масштабов миграции; б) при разработке залежи и добычи нефти. Различают вязкость: динамическую, кинематическую и относительную. Динамическая вязкость – сила сопротивления перемещению слоя жидкости площадью в 1 см2 на 1 см со скоростью 1 см/с. µ=P/F=S/v, P - сила, F - поверхность соприкосновения двух слоев, S - расстояние между двумя слоями, v-приращение скорости движения первого слоя относительно второго. Измеряется в системе СИ - Паскаль на секунду (Па.с) – это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух слоёв, площадью 1 м2 каждый, находящийся на расстоянии 1 м со скоростью 1 м/с под действием приложенной силы 1 Н. Измеряется в системе СГС - Пуазах (П, или г/см.с); Динамическая вязкость воды 1, 05 мПа.с (миллипаскаль-секунд), или 1, 05 сП (сантипуаз). По динамической вязкости расчетным путём определяют значения рациональных дебитов скважин. Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности жидкости. γ = µ/ρ, µ - динамическая вязкость, ρ – плотность жидкости. В системе СИ измеряется – в м2/с, в системе СГС - в стоксах (Ст=см2/с =10-4 м2/с). Данные кинематической вязкости используются в технологических расчётах. Относительная вязкость – вязкость нефти к вязкости воды при одной и той же температуре. Н= µн/ µв Приборы для определения вязкости называются вискозиметрами. Вязкость нефти меняется в широких пределах в основном от 0, 1 до 2000 мПа.с бывает и выше (природные битумы). Выводы:
1.Чем тяжелее нефть, тем она менее подвижная. 2. Вязкость нефти растет с увеличением в ней асфальто-смолистых веществ. 3. С повышение температуры вязкость уменьшается. 4. С повышением давления вязкость увеличивается. 5. Группа нафтеновых углеводородов характеризуется большей вязкостью, чем группы ароматических и метановых.
Рассмотренные свойства (плотность и вязкость) определяются лабораторным путём по поверхностным пробам. 3. Газонасыщенность (газосодержание) нефти – определятся количеством газа, растворённого в нефти в условиях залежи. Г=Vг/Vпл.ус. Единицы измерения м3/м3 (от 30-500). Газонасыщенность определяется по глубинным пробам, которые отбирают при забойной части ствола скважин, глубинными пробоотборниками. Электропроводность. Нефти являются диэлектриками, т.е. не проводят электрический ток. Нефти обладают высоким удельным сопротивлением (1010 - 1014 Ом.м). ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ
1. Плотность газа – масса 1 м 3 газа при температуре 00 и давлении 0, 1 МПа (760 мм. рт. столба). Плотность газа зависит от давления и температуры. Плотность газов изменяется в пределах 0, 55 – 1 г/см3. Обычно используется относительная плотность по воздуху (безразмерная величина – отношение плотности газа к плотности воздуха; при нормальных условиях плотность воздуха 1, 293 кг/м3). 2. Вязкость газов – внутреннее трение газов, возникающее при его движении. Вязкость газов очень мала 1. 10-5 Па.с. Столь низкая вязкость газов обеспечивает их высокую подвижность по трещинам и порам. 3. Растворимость газов – одно из важнейших свойств. Растворимость газов в нефти или в воде при давлении не более 5 МПа подчиняется закону Генри, т.е. количество растворённого газа прямо пропорциональнодавлению и коэффициенту растворимости. Vi = ki P При более высоких давлениях растворимость газа определяется уже целым рядом показателей: температурой, химическим составом, минерализацией подземных вод и др. Растворимость углеводородных газов в нефтях в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой. Более лёгкая нефть растворяет больше газа, чем тяжёлая. 4. Критическая температура газа. Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы не было велико давление, т.е. критическая t (для СН4 tкр = –82, 10С). Гомологи метана могут находиться в жидком состоянии (для С2Н6 tкр = 32, 20С, С3Н8 tкр = 97, 00С). 5. Диффузия – это самопроизвольное перемещение газов на молекулярном уровне по направлению уменьшения концентраций. 6. Объёмный коэффициент пластового газа – это отношение объёма газа в пластовых условиях к объёму того же газа в стандартных условиях (T =00 и P=0, 1 МПа). Вг= Vг пл /Vг ст
Объём газа в пласте в 100 раз меньше, чем в стандартных условиях, т.к. газ обладает сверхсжимаемостью.
ГАЗОКОНДЕНСАТЫ
Не только газ способен растворяться в нефти, но и нефть может растворяться в газе. Это происходит при определённых условиях, а именно: 1) объём газа больше объёма нефти; 2) давление 20-25 МПа; 3) температура 90-950С. При этих условиях жидкие углеводороды начинают растворяться в газе. Постепенно смесь полностью превращается в газовую. Это явление называется ретроградным испарением. Приизменении одного из условий, например, при понижении давления залежи в процессе разработки из этой смеси начинает выделяться конденсат в виде жидких углеводородов. Его состав: С5, Н12(пентан) и выше. Это явление называется ретроградной конденсацией. Газоконденсат – жидкая часть газоконденсатных скоплений. Газоконденаты называют светлыми нефтями, так как они не содержат асфальто-смолистых веществ. Плотность газоконденсата 0, 65-0, 71 г/см3 . Плотность газоконденсатов увеличивается с глубиной, также она меняется (обычно увеличивается) в процессе разработки. Различают сырой конденсат и стабильный. Сырой представляет собой извлеченную на поверхность жидкую фазу, в которой растворены газообразные компоненты. Сырой конденсат получают непосредственно в промысловых сепараторах при давлениях и температурах сепарации. Стабильный газоконденсат получают из сырого путем его дегазации, он состоит из жидких углеводородов (пентана) и высших. ГАЗОГИДРАТЫ Большинство газов образуют с водой кристаллогидраты – твёрдые вещества. Эти вещества называются газогидраты и образуются при низких температурах, высоких давлениях и на небольших глубинах. По своему виду напоминают рыхлый лёд или снег. Залежи такого типа обнаружены в районах вечной мерзлоты Западной и Восточной Сибири и в акваториях северных морей. Проблема использования газогидратов пока в достаточной степени не разработана. Все вопросы добычи газогидратов сводятся к созданию в пласте таких условий, при которых бы газогидраты разложились на газ и воду. Для этого необходимо: 1) снижение давления в пласте; 2) повышение температуры; 3) добавка специальных реагентов.
ПОРОДЫ - КОЛЛЕКТОРЫ
Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать при разработке, называются коллекторами. Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, песчаники и алевролиты), так и карбонатные (известняки, доломиты, мел) породы. По типу порового пространства выделяют три группы коллекторов нефти и газа: 1.Поровые (гранулярные). Они характерны для обломочных пород. 2.Трещинные. Они характерны для любых горных пород. 3. Кавернозные. Они характерны для карбонатных пород. В природе часто развиты смешанные типы коллекторов. Способность породы быть коллектором обусловлена её фильтрационно-ёмкостными свойствами: пористостью и проницаемостью. ПОРИСТОСТЬ
Пористость горной породы – это свойство породы, заключающееся в наличии в ней всякого рода пустот (пор, каверн, микро - и макротрещин). Различают общую, открытую, эффективную и закрытую пористость. Общая пористость – это объём всех пор в породе. Коэффициент общей пористости представляет собой отношение объёма всех пор к общему объёму породы: Kп.=Vп/Vо Открытая пористость – это объём сообщающихся между собой пор, каверн, трещин. Коэффициент открытой пористости равен отношению объёма открытых пор к объёму образца породы: Kоп=Vоп/Vо Коэффициент открытой пористости отражает способность породы заполняться флюидом через сообщающиеся поры. Экспериментально он определяется насыщением керосином образца горной породы и находится по соотношению объема вошедшего в сухой образец керосина и объема образца. Считается, что керосин заполняет только сообщающиеся поры. Эффективная пористость – это объём тех пор и соединяющих их каналов, по которым возможно перемещение флюидов и извлечение их при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объёма пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определённых температурах и градиентах давления к объёму образца породы: Kэп=Vэп/Vо Коэффициент эффективной пористости экспериментально находится путем заполнения образца искусственно приготовленной смесью нефтяного флюида, моделирующей его свойства. Под закрытой пористостью подразумевается объём изолированных пор, не имеющих связи с другими пустотами. Пористость измеряется в процентах. Величина коэффициента пористости горных пород может достигать до 40%. По размерам все пустоты или поры делятся на: 1. Сверхкапиллярные (крупнее 0, 5мм). Движение флюидов подчинено законам гидравлики (нефть и газ перемещаются под действием гравитационных сил). 2. Капиллярные (размеры 0, 5 – 0, 0002 мм). Движение жидкости затруднено вследствие сил молекулярного сцепления. 3. Субкапиллярные ( размеры менее 0, 0002 мм). Фильтрация воды по таким порам невозможна. Возможен процесс диффузии – это самопроизвольное перемещение веществ на молекулярном уровне по направлению уменьшения концентрации. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород. ПРОНИЦАЕМОСТЬ Проницаемость – способность горных пород пропускать через себя жидкость или газы при наличии перепада давления. Очень часто породы, обладая довольно большой пористостью (например, глины, пористость которых достигает до 40 %), практически не проницаемы. Вследствие чего они не могут отдавать содержащиеся в их порах нефть и газ. Поэтому для оценки практической значимости коллекторов необходимо иметь сведения и о пористости, и о проницаемости. Различают следующие виды проницаемости: абсолютная, эффективная (фазовой) и относительная. 1. Абсолютная проницаемость – это проницаемость, измеренная при прохождении через породу какого–либо флюида в условиях полного насыщения пор породы этим флюидом. 2. Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость, определённая по какому–либо флюиду в присутствии в породе другого флюида. 3. Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной. Выражается безразмерной величиной меньше 1. Проницаемость является одним из важнейших факторов миграции нефтегазовых флюидов. Она подчиняется закону Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации и расход жидкости, прошедшего через пористую среду площадью при струйном ламинарном потоке, прямо пропорциональны перепаду давлений и обратно пропорциональны его динамической вязкости: V= Q / F =kпр∆ P / μ L, где
V – скорость линейной фильтрации флюида (м/c); Q – расход жидкости (м3/c); F – площадь поперечного сечения (м2); kпр – коэффициент проницаемости (м2 ); ∆ P – перепад давления (Па); μ – динамическая вязкость (Па*с); L – длина образца (м).
Коэффициент проницаемости пропорционален расходу жидкости, его вязкости и длине образца и обратно пропорционален ее площади и перепаду давлений: Kпр=Qμ L / F ∆ P. В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2. Проницаемость в 1 м2 – это очень большая величина. В природе таких высокопроницаемых пород не существует, поэтому проницаемость горных пород оценивается в микрометрах квадратных: 1 мкм2 = 1 *10-6м2. До введения системы СИ в системе СГС в качестве единицы измерения проницаемости использовалась величина Дарси (Д). В настоящее время за единицу проницаемости принимается 1 мкм2 – это такая проницаемость, при которой через поперечное сечение в 1 см 2 при перепаде давления в 0, 1 МПа за 1 с проходит 1 см 3 жидкости вязкостью в 0, 001 Па с: 1Д=1, 02*10-12м2=1 мкм2 1мД=0, 001 мкм2. По величине коэффициента проницаемости породы-коллектораделятся на 5 классов: I – очень хорошо проницаемые более 1 мкм2; II – хорошо проницаемые - 0, 1- 1 мкм2; III – среднепроницаемые - 0, 01 – 0, 1 мкм 2; IV – слабопроницаемые - 0, 001 – 0, 01 мкм2; V – непроницаемые менее 0, 001 мкм2. Практическое значение с точки зрения нефтенакопления и нефтеотдачи имеют коллекторы первых трёх классов, а для газов также и четвёртый класс. Проницаемость пород – коллекторов зависит от: плотности укладки и взаимного расположения зерен (рис.5); степени отсортированности, цементации и трещиноватости; взаимосообщаемости пор, каверн и трещин.
Рис. 5. Схема укладки сферических зёрен одного размера при ромбоэдрической (а) и кубической (б) упаковках.
ТРЕЩИННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ По формированию пустотного пространства трещинные коллекторы отличаются от других типов. Для определения трещинной пустотности и проницаемости существуют особые способы. Как уже упоминалось, существуют макро- и микротрещины раскрытием соответственно более или менее 0, 1 мм. Макротрещины обычно изучаются, описываются и измеряются в поле обнажении, а микротрещины — под микроскопом в шлифах часто увеличенного размера. Необходимым элементом при исследовании трещин является определение их ориентации как в пространстве (вертикальные, горизонтальные, наклонные), так и отношению к пласту (по слоистости, поперек слоистости, диагональные) и к структурным формам (продольные, поперечные, радиальные и др.). В генетическом отношении выделяются литогенетические и тектонические трещины (табл.3).
Таблица 3 Основные виды трещин в осадочных горных породах
Литогенетические трещины по приуроченности к определенным стадиям подразделяются надиагенетические, катагенетические гипергенетические. Тектонические трещины различаются по причинам, их вызывающим: колебательные движения, складчатые и разрывные дислокации. Одни виды трещин могут переходить в другие, но в принципе опытный геолог всегда отличит литологическую трещиноватость от тектонической. Как правило, литологическая трещиноватость приспосабливается к структурно-текстурным особенностям породы. Трещины ветвятся, огибают отдельные зерна, в целом расположение их хаотично. Поверхность стенок трещин неровная. Тектонические трещины более прямолинейны, они меньше считаются со структурно-текстурными особенностями пород, поверхность их стенок более гладкая и переходит иногда в зеркала скольжения. Различные породы в разной степени подвержены трещиноватости. Наибольшей способностью к растрескиванию обладают мергели и пелитоморфные известняки, затем следуют кремнистые породы, сланцы, песчаники. Наименее трещиноваты соли. Подмечено, что существует определенная зависимость между толщиной пластов и интенсивностью трещиноватости — при одном и том же составе в более мощных пластах расстояния между трещинами больше. Наблюдения из космоса, материалы аэрофотосъемок, описания обнажений показывают, что существуют трещины и трещинные зоны разных масштабов. Выделяются элементы очень крупной планетарной системы трещиноватости, приуроченные, возможно, к сочленениям крупных тектонических блоков земной коры. Эти трещиноватые зоны являются основой так называемых линеаментов на поверхности Земли. Одна из крупных линеаментных зон прослеживается от Урала, через Среднюю Азию уходит в район Персидского залива и далее в Оман (Урало-Оманский линеамент). Другие меньшие по размерам линеаменты, отражающие зоны повышенной трещиноватости, известны в Восточном Предкавказье. Выделение и картирование таких зон является первостепенной задачей особенно в практическом отношении. Важным является вопрос о выполнении трещин. Они могут быть свободными и частично или полностью выполнены какими-либо веществами, высадившимися из циркулирующих в них растворов. Чаще всего трещины заполнены карбонатными минералами, кварцем, сульфатами, глинистым материалом (часто пропитанным битуминозным веществом) и остаточными продуктами преобразования углеводородов (черно-битумные трещины). На стенках трещин нередко встречается и капельно-жидкая нефть. Основными элементами трещин при замерах являются их ориентировка (в пространстве, по отношению к пластам и др.), их протяженность и раскрытость. Кроме того, можно говорить о густоте и плотности трещин. При определении густоты учитывается количество трещин одной системы на единицу длины перпендикуляру к этой системе трещин. Для макротрещин единицу длины берется 1 м, для микротрещин (определяется в шлифах) — 1 мм. Под плотностью трещин принимается общее количество всех систем в единице объема или на единице площади (поверхность обнажения, площадь шлифа). Пустотное пространство трещинных коллекторов подразделяется на две категории. С одной стороны, это поры и другие пустоты в матрице породы (в ненарушенных трещинами блоках), с другой стороны — объем самих трещин, связанных с ними каверн и т.д. Свойство пород блоков (матрицы) определяется обычным способом. Объем трещин обычно не велик, но вследствие сравнительной простоты структуры, преобладающей прямолинейности трещин фильтрация через них может быть весьма эффективна. Трещинная пустотность — это отношение объема трещин к объему породы: mт = b*1/S, где b — раскрытость трещин (среднестатистическое расстояние между стенками трещин); 1 — общая их протяженность в образце; S — площадь изучения. Зависимость проницаемости трещин от раскрытости и трещинной пустотности выражается соотношением: Кт = 85 000 b3mT, где b — раскрытость трещин, мм; тт — трещинная пустотность, доли единицы; Кт — трещинная проницаемость, мкм2. Приведенное соотношение справедливо для тех случаев, когда поверхности стенок трещин перпендикулярны к поверхности фильтрации. При наличии нескольких систем трещин и их различной ориентированности по отношению к потоку фильтрации следует применять различные числовые коэффициенты. Кроме изучения в образцах (макротрещиноватость) и в шлифах (микротрещиноватость) трещиноватость изучают также гeoфизическими и гидродинамическими методами, фотографированием стенок скважин, но каждый из этих методов имеет свои погрешности. Степень трещиноватости пород и, следовательно, выделение соответствующих зон в разрезе могут быть произведены на основе данных акустического каротажа (АК).
НЕТРАДИЦИОННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ К породам, роль которых в нефтегазоносности пока еще невелика по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими породами и др. Их можно разделить на две группы. В одних нефтегазоносность обычно сингенетична, в других она связана с приходом углеводородов из соседних толщ. 1. В глинистых породах природные резервуары возникают в процессе катагенеза. Само возникновение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой структурно-текстурных особенностей минеральной матрицы породы. Одним из характерных примеров является толща глин баженовской свиты в Западной Сибири. От подстилающих и перекрывающих пород отложения баженовской свиты отличаются повышенным содержанием органического вещества (от 5 до 20% и более) и повышенным содержанием кремнезема. Породы обладают пониженной плотностью (2, 23-2, 4 г/см3) по сравнению с ниже- и вышележащими толщами. По мнению Т.Т. Клубовой, в седиментогенезе происходило образование микроблоков, покрытых пленкой сорбированного органического вещества. Колломорфный кремнезем, обволакивая агрегаты глинистых ми нералов, создает на их поверхности сложные комплексы с участием органического вещества и кремнезема (возникают так называемые кремнеорганические «рубашки»). Процессы трансформации глинистых минералов и выделения связанной воды приводят к образованию мелких послойных трещин. На определенной глубине зон возникают разуплотнения. Какие-то участки породы вследствие роста внутреннего давления пронизываются системой трещин вдоль поверхности «рубашек». При вскрытии пород баженовской свиты, как правило, отмечаются разуплотне- ние и аномально высокое пластовое давление. В результате возникают зоны с повышенными коллекторскими свойствами, ограниченные со всех сторон менее измененными и проницаемыми породами. 3aчастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское месторождение и др.). Сходным образом могли формироваться коллекторы в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское месторождение и др.). Можно сделать вывод о том, что в этих коллекторах совпадает во времени формирование коллекторских свойств и генераций нефтяных углеводородов. Повышению растресканности породы способствуют и некоторые тектонические процессы. При отборе нефти из таких пород трещины смыкаются, таким образом, бажениты и другие сходные породы являются коллекторами как бы «одноразового использования». В них нельзя закачать газ или нефть, как это делают при строительстве подземных хранилищ других типах пород. 2. По-другому протекают процессы в кремнистых толщах биогенного происхождения. На первых этапах осадкообразования начальных этапов диагенеза формируется «ажурная» органогенная структура из раковинок кремнестроящих организмов. В дальнейшем преобразование органогенной структуры тесно связано преобразованием аморфных форм кремнезема (опал) в кристаллические формы. При переходе опала А в опал КТ появляется глобулярная микротекстура и формируется межглобулярный тип коллектора. При повышенном содержании сапропелевого ОВ повышенной каталитической роли поверхностно-активного кремнезема начинаются процессы генерации углеводородов. Коллекторы для них уже подготовлены в этих же толщах, свойства их высоки (пористость достигает 40%). Нефти в биогенно-кремнистых толщах считаются нефтями раннего созревания. При дальнейшем усилении катагенеза происходят обезвоживание, переход кремнезема в другие минеральные формы — халцедон, а затем кварц. В породах развивается трещиноватость, связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типа с коллектором трещинного типа. На шельфе Калифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Сахалине в таких толщах также открыто два месторождения. Сходным образом возникают резервуары в кремнисто-глинисто-карбонатных богатых ОВ так называемых доманикоидных толщах. 3. Коллекторы в породах магматического и метаморфического происхождения известны давно. В частности, нефть обнаружена в вулканитах, во вторично измененных пористых лавах и туфах и Мексике, Японии и в других местах. Нефть и газ в туфах, лавах и других разностях связаны с пустотами, которые образовались при выходе газа из лавового материала или со вторичным выщелачиванием. Нефтеносность этих пород всегда вторична. Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-04-11; Просмотров: 1053; Нарушение авторского права страницы