рефераты бесплатно
 
Главная | Карта сайта
рефераты бесплатно
РАЗДЕЛЫ

рефераты бесплатно
ПАРТНЕРЫ

рефераты бесплатно
АЛФАВИТ
... А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я

рефераты бесплатно
ПОИСК
Введите фамилию автора:


Нефтегазоносность карбонатных пород

стадии седиментогенеза имели жесткий, устойчивый каркас, как правило,

высокопористый. Уплотнению они почти не подвергаются. Сох-ранение в

диагенезе их значительно высокой пористости ( главным образом

внутриформенной, частично межформенной и межзерновой ) определяется в

основном процессами диагенетической минерализации.

4. Окончательное оформление коллекторских свойств карбонатных пород

присходит в эпигенезе в результате развития тектонической трещиноватости и

процессов эпигенетического выщелачивания и минералообразования.

Трещиноватость и выщелачивание способствуют возрастанию проницаемости

и пористости карбонатных пород. Процессы сульфатизации, окремнения и

кальцитизации снижает пористость ( и проницаемость ) последних.

Эпигенетическая перекристаллизация и доломитизация могут оказывать на

изменение этих параметров различное влияние, соответственно улучшая или

ухудшая коллекторские свойства пород.

ГЛАВА II. Основные оценочные параметры

карбонатных коллекторов.

Пористость относится к числу наиболее важных параметров, необхо-димых

для подсчета запасов флюида, поэтому очень большое значение имеет ее точное

определение. Открытая пористость карбонатных коллек-торов различного типа

изменяется в широких пределах, от долей процента до 30 - 35 %. Вследствие

многообразия форм пустотного пространства, характеризующего карбонатные

породы - коллекторы, при изучении их требуется специальный подход. Особенно

большие затруднения возника-ют при устанвлении емкости коллекторов

трещинного и каверного типа.

Различают три вида пористости: общую ( физическую или абсолют-ную ),

открытую ( насыщения ) и эффективную ( полезную или динамичес-кую). Под

общей понимается пористость, характеризующая объем всех пустот породы,

включая поры, каверны, трещины, сообщающиеся между собой и изолированные.

Открытой называют пористость, включающую объем только сообщающихся между

собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.

Эффективная пористость характеризует ту часть объема, которая занята

движущимися в порах флюидом ( нефтью, газом) при полном насыщения порового

пространства этим флюидом.

Эффективная ( полезная ) пористость в понимании большинства ис-

следователей определяется объемом поровой системы, способной вмес-тить

нефть и газ, с учетом остаточной ( связанной ) водонасыщенности.

Понятие эффективной пористости, предложенное Л. С. Лейбензоном ( 1947

), характеризует свободный объем системы взаимосвязанных пор с учетом

порового пространства, занятого связанной ( остаточной ) водой. Этот вид

пористости по существу характеризует полезную емкость пород для нефти и

газа и отражает газонефтенасыщенность. Ее определяют по разности объема от

открытых пор и объема, занимаемого остаточной водой.

Общую пористость пород определяют методом А. Мелчера ( 1921 ). Для

установления открытой пористости чаще всего используют метод И. А.

Преображенского, применяя для заполнения пустот очищенный керо-син и

взвешивание предварительно экстрагированного и высушенного образца в

воздухе и керосине. Аналогично определяется пористость по воде.

Очень большое влияние на величину открытой пористости оказыва-ют

различные способы снятия поверхностной пленки, так как в зависи-мости от

преобладающего развития пор, каверен и трещин при обработке образцов

теряется разное количество керосина или воды. Из крупных ка-верен

происходит механическое вытекание жидкости, поэтому при взве-шивании

регистрируется меньший объем, чем фактический объем жидкос-ти, вошедшей в

образец при насышении под вакуумом.

Остаточная водонасыщенность.

Понятие об остаточной водонасыщенности.

Осадочные породы, которые являются коллекторами нефти и газа,

накапливаются в основном в водных бассейнах, благодаря чему пустотное

пространство их заполнено водой.

Большая часть воды, оказывающаяся в поровых пространствах све-

жевыпавших осадков, отжимаетсяя и возвращается в гидросферу еще на ранних

этапах диагенеза, но заметное ее количество сохраняется в осадо-чной толще

даже при достаточно больших нагрузках вышележащих слоев. Одним из важнейших

свойств воды, имеющих первостепенное значение для геологических процессов,

является ее способность проникать через толщу пород. Повышение температуры

и давления сопровождается разрывом водородных связей молекул воды и

увеличением ее проникающих свойств. Водородные связи обуславливают

необычайную силу сцепления воды, проявляющуюся в ее высоком поверхностном

натяжении, а также необыкновенную способность воды смачивать различные

вещества.

При дальнейшем погружении пород, сопровождающимся постепен-ным

повышением температуры среды, поровые воды могут сильно изме-нить свою

структуру, а соответственно и вязкость, поэтому они приобре-тают

способность к циркуляции через толщи, ранее служившие для них водоупором.

Поток таких вод по известным законам пойдет в направлении зон пониженных

давлений, где произойдет их разгрузка и перемещение в более высокие

горизонты земной коры, вплоть до дневной поверхности.

Таким образом, за длительный период формирования осадочных толщ

пространство между зернами, кристаллами, обломками полностью заполнится

водой, связь которой с твердыми частицами пород будет различной. В

дальнейшем в процессе образования нефтяных и газовых залежей происходит

вытеснение воды из пористых сред вновь пришедшим флюидом. Вытеснение воды

из пористых сред нефтью и газом происходит под давлением, но несмотря на

это часть ее сохраняется, будучи удержана силами молекулярного

взаимодействия. Количество и характер распределения остаточной воды

различны и зависят от сложности строения пористой среды, величины удельной

поверхности, а также от поверхностных свойстыв попрод. Эту сохранившуюся

часть воды исследователи называют остаточной, погребенной, связанной,

иногда реликтовой.

Очень удачным является термин " остаточная вода " , примененный в

1955 г. С. Л. Заксом, который считал, что остаточная вода - это вода,

оставшаяся в поровом пространстве пласта при формировании залежей нефти и

газа. Естественно, что различное строение пустотного простран-ства пласта в

целом и определяет размещение остаточной воды в коллек-торе. Поскольку

сохранение ее в породах обусловлено силами молеку-лярно - поверхностного

притяжения, можно и нужно использовать как синоним термин " связанная ",

определяя этим характер взаимосвязи воды с породами.

В нефтянных пластах часть воды может быть и в свободном состо-янии в

виде водоносных пропластков за счет недостаточного давления или объема

вытесняющего флюида - нефти или газа. Это же явление может наблюдаться и в

приконтурной части месторождения. Но при полном за-полнении ловушки нефтью

или газом количество оставшейся воды должно определяться прежде всего

структурными особенностями порового прос-транства: размером, процентным

соотношением мелких и крупных пор, извилистостью их стенок, т. е. величиной

внутренней удельной поверх-ности каналов, поверхностными свойствами пород и

пластовых жидкос-тей. Гидрофильные и олефильные свойства самих пород имеют

при сохра-нении остаточной воды в поровых каналах огромное значение.

Увеличение содержания органических и глинистых смесей, облажающих высокой

сорбционной способностью, приводит к повышенному содержанию остаточной воды

в пласте - коллекторе. Различный минеральный состав горных пород определяет

неодинаковые поверхностные свойства, в том числе и смачиваемость.

Смачиваемость пористой среды различными флюидами является одним из

важнейших параметров, определяющих остаточную водонефтенасыщенность,

скорость вытеснения, капиллярную пропитку и относительную проницаемость

пород. Благодаря ей в породах с одинаковыми фильтрационными свойствами

количество удержанной воды в поровых каналах будет различным. Сохраняясь в

пористой среде за счет сил молекулярного сцепления, остаточная ( связанная

) вода имеет неодинаковый характер распределения: вв виде пленок различной

толщины она располагается в крупных и мелких поровых каналах, заполняет

углы и извилистые участки и почти полностью занимает мельчайшие поры

размером менее 1 мкм.

Породы - коллекторы, фильтрационные свойства которых обусло-влены

трещинами, не могут содержать свободной воды, так как в связи с отсутствием

крупных сообщающихся поровых каналов филтрация вод по ним невозможна.

Проницаемость.

Проницаемость - свойство породы, определяющее возможность про-

хождения флюидов через сообщающиеся поры, трещины, каверны. Прони-цаемость

является мерой фильтрационной проводимости породы и отно-сится к числу

наиболее важных параметров коллектора. Установившаяся скорость течения и

его направление связаны с различными физическими свойствами движущегося

флюида, а также особенностями геометрии по-рового пространства ( размеры

поперечного сечения и форм поровых ка-налов, их распределение в пором

объеме, которые предопределяют пропускную способность пористой среды ).

Проницаемость тесно связана со структурой пустотного пространства, поэтому

исследование различных видов ее дает возможность глубже понять характер

пористой среды.

Проницаемость измеряется в дарси по имени Анри Дарси, предложившего в 1856

г. уравнение для определения фильтрации

где Q - объемный расход жидкости в единицу времени; k - постоянная

проницаемости; s - площадь поперечного сечения; - вязкость жидкости;

- гидравлический градиент или разница в давлении в направлении

течения x.

Это уравнение дана для ламинарного течения флюидов в пористых средах,

при заданном значении k скорость фильтрации через породы прямо

пропорциональна перепаду давления.

При исследовании проводимости пористой среды выделяют три ви-да

проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.

Фильтрация флюидов через пористые среды подчиняется закону Дарси, в

котором сделано допущение, что в пласте один флюид, полнос-тью насыщающий

пустотное пространство пород. Эту проницаемоть на-зывают абсолютной. В

природе пласт - коллектор содержит в различных количествах газ, нефть,

воду, при чем в зависимости от степени насыще-ния один из флюидов обладает

большей способностью перемещения.

Эффективная проницаемость - это способность породы пропускать флюид

в присутствии других насыщающи пласт флюидов. Эффективная газо -, водо- и

нефтепроницаемость различна для разных пород и опреде-ляется

экспериментальным путем. Естественно, что при наличии двух или трех

насыщающих пористую среду фаз эффективная проницаемость по сравнению с

абсолютной снижается, при этом изменения ее зависят от ря-да факторов и

прежде всего от сложности строения порового простран-ства. Разбухание

глинистых частиц, наличие адсорбционных пленок, гидрофильность или

олефильность поверхностей, морфология, размеры и извилистость поровых

каналов - все это оказывает влияние на эффективную проницаемость.

Отношение эффективной для данного флюида проницаемости к абсолютной

проницаемости называется относительной проницаемостью. Относительная

проницаемость для газа, нефти, воды колеблется от нуля при низкой

насыщенности до 1 при 100 % - ном насыщении. Относительная проницаемость

породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим

флюидом и достигает максимального значения при полном насыщении.

Анализ опытнах данных изучения фильтрационных свойств свиде-

тельствует о неодинаковом характере изменения проницаемости в кар-бонатных

породах с различным типом пустотного пространства. Совер-шенно очевидно,

что карбонатные коллекторы порового, трещинного и каверного типов

отличаются как абсолютной величиной проницаемости, определенной в

лабораторных условиях, так и характером изменения ее в трех изучаемых

направлениях.

Карбонатным коллекторам порового типа не свойственна анизотро-пия

проницаемости пористой среды, и в них не наблюдается резкого из-менения

фильтрующих свойств в каком - то одном из трех направлений. Это

существенное отличие фильтрационных свойств карбонатных кол-лекторов от

терригенных, в которых также преобладают поровые каналы.

При наличии каверн или крупных пустот, т. е. в каверно - поровом типе

коллектора, максимальными значениями проницаемости обладает направление с

наибольшей интенсивностью их развития.Но даже в таких случаях мы не

наблюдаем такой разницы по параллельному и перпендику-лярному направлениям,

как в песначо - алевритовых породах. Поровый тип коллектора характеризуется

проницаемостьюю практически одинако-вой во всех трех направлениях;

трещинный тип карбонатных коллекторов, несмотря на незначительные

абсолютные значения проницаемости, опре-деленные в лабораторнах условиях,

отличается анизотропностью проница-емости, при этом пределы изменения

достигают одного - двух порядков. Следует подчеркнуть, что фильтрационные

свойства трещиноватых кар-бонатных пород в природных условиях значительно

выше значений, получаемых в лаборатории, что обусловлено исследованием

пород с наличием лишь микротрещин.

ГЛАВА III. Условия формирования

пустотного пространства.

1. Растворимость карбонатных пород.

Развитие и формирование порового пространства карбонатных по-род

тесно связано с процессом растворения и выщелачивания. Вынос этих

соединений в растворенном состоянии является причиной образования пор,

каверен и пустот, а также приячиной расширения трещин.

Установлено, что растворимость кристаллиических веществ зависит от их

природы , растворяющей способности растворителя и находится в тесной связи

с термодинамическими условиями. Неодинаковая раство-римость частиц

кристаллического вещества определяется их размером. Ряд исследователей (

Бакли, 1954; Теодорович, 1950) показали, что рас-творимость частиц гипса

размером 2 мм на 20 % меньше, чем частиц 0, 3 мм, и что тонкозернистые

разности кальцита значительно быстрей растворяю-тся, чем крупные кристаллы.

Исследованиями Ф. Бирха, впервые приведенными в работе Миллера ( 1959

), было доказано, что расстворимость известняка заметно снижается, после

того как его подвергают большому довлению ( табл. 19). Миллер связывает это

снижение с перекристаллизацией вещества под большим давлением, которая

вызывает увеличение размеров частиц. Оче-видно, этим можно объяснить почти

полное отсутствие пор растворения у сильно метаморфизованных пород. На

растворимость карбонатных минералов влияет и размер растворяемых частиц.

Чем более они тонкодис-персны, тем более растворимы. Неодинакова

растворимость различных по размеру частиц способствуетт росту более крупных

зерен за счет раство-рения мелких.

Сильное растворяющее действие подземных вод, богатых углекис-лотой,

отмечалось В. И. Вернадским ( 1934 ), который писал, что такая вода

приобретает свойства кислоты и способна разлагать силикаты и алюмосиликаты.

Поскольку проводимости пород неодинаковы, то процес-сы растворения не

распространяются равномерно по всему горизонту. Вероятно, они приурочены к

тем тектоническим участкам и струектурам, которые наиболее пористы и

проницаемы. Возможно, что растворение связано с воздействием на породы

нефтяных вод, которые, как известно, содержат большое количество

углекислоты. А. И. Осипова ( 1964 ) считает, что нефтяные воды при

проникновении в карбонатную породу - коллектор оказывали сильное

агрессивное действие, расширяя и соединяя поры, существовавшие в

известняках.

Большое значение в происходящих процессах растворения имеют

нерастворимые минеральные примеся, содержащиеся в карбонатных породах. Роль

этих примесей неодинакова: следует различать примеси, тормозящие процесс

растворения, и наоборот, ускоряющие его. Наличие в карбонатных примеси

глинистых, кремнистых или органических веществ тормозит процесс

растворения. Именно поэтому в карбонатных породах с большим количеством

рассеяного органического вещества незначительно развиты явления

перекристаллизации ( Каледа, 1955, 1959; Гмид, 1965; Леви, 1964;Булач,

1964). Наоборот, даже небольшие количества примесей более растворимых

соединений резко повышают растворимость карбонатных пород, что доказано

экспирементами В. Н. Свешниковой

( 1952 ).

2. Соотношение растворимости доломита и кальция

Этот вопрос имеет очень большое значение для понимания сущнос-ти ряда

геологических явлений, определяющих формирование пустотного пространства,

однако представления о соотношении растворимости дан-ных сооединений

противоречивы.

Большие экспериментальные исследования растворимости доломита и его

смесей с другими минералами были проведены О. К. Янатьевой

( 1950, 1954, 1955, 1956, 1957, 1960 ). Полностью подтвердилось положе-ние

об изменчивости соотношений расторимостей доломита и кальцита, были

выявлены факторы, которые вызывают изменение этих соотноше-ний. Данные

показывают, что в условиях высокого содержания СО2 рас-творимость кальцита

при низких темпаратурах примерно в 1, 5 раза выше, чем доломита. С

увеличением температуры эти различия исчезают, и при 550 С растворимости

доломита и кальцита равны. При дальнейшеем повышении температуры

растворимсоть доломита становится более высокой, чем кальцита. Таким

образом, соотношение растворимости доломита и кальцита весьма непостоянно и

меняется под влиянием ряда факторов, к числу которых относятся температура,

давление, содержание в растворе углекислоты, сернокислого кальция.

3. Формирование порового пространства

карбонатных пород различного генезиса.

Первичная пористость включает пустоты, которые образуются во время

седиментации пород, видоизменяются и возникают вновь в стадии диагенеза.

Вторичная пористость включает лишь те пустоты, которые образуются и

развиваются в процессе изменения сложившейся породы.

Хемогенные карбонатные породы обладают, как правило, незначи-тельной

первичной пористостью. Причина низкой пористости хемогенных пород заключена

в условиях их седиментации. Они образуются в условиях перенасыщенных

растворов, а последующая кристаллизация происходит за счет маточных

растворов, находящихся между отдельными частицами, и также приводит к

уменьшению межкристаллической седиментационной пористости.

Условия формирования первичной пористости основных групп рас-творимых

карбонатных пород различны и тесно связаны с их генезисом. У хемогенных

известняков и первичных доломитов первичная пористость ничтожна, а

структура порового пространства неблагоприятна для движе-ния растворов.

Органогенные, органогенно - обломочные и обломочные породы характеризуются

высокими значениями первичной и раннедиа-генетической пористости, а

геометрическое строение порового пространс-тва их благоприятно для движения

растворов. У диагенетических доло-митов ( Соколов, 1962 ) первичная

пористость ничтожна в тех случаях, когда доломитизация протекает под

воздействием пересыщенных рас-творов и процессы растворения подавляются

кристаллизацией доломита. В тех разностях, где доломитизация происходит в

условиях менее конце-нтрированных растворов, формируются пористые и пористо

- кавернозные структуры вследствие развития процессов растворения,

генетически свя-занных с метасоматозом.

Формирование вторичной пористости происходит в различных гео-

логических условиях, но к этому моменту породы обладают уже опреде-ленной

величиной первичной пористости и имеют свойственный им ха-рактер порового

пространства. Дальнейшие изменения пористости и структуры порового

пространства зависят от растворяющей способности подземных вод, которыес

различной скоростью циркулируют в карбонат-ных отложениях. Степень

минерализации, химизм вод, температура, давление, литологический состав -

все это определяет дальнейший процесс изменения пустотного пространства:

произойдет ли дальнейшее залечивание первичной пористости и усложнение

строения поровых каналов или за счет растворения начнут развиваться широкие

поровые каналы, появятся каверны и улучшится сообщаемость их между собой.

Направленность этого процесса определяет формирование петрофизических

свойств пород, сочетание пористо - проницаемых и плотных разностей.

Благодаря ничтожной первичной пористости и сложному строению порового

пространства ( очень тонкие извилистые каналы ) скорости дви-жения поровых

растворов в хемогенных карбонатных породах в стадии эпигенеза

незначительны. Растворяющая способность поровых растворов, концентрация

которых близка к насыщению, ничтожна, поэтому развития высокой пористости в

хемогенных породах практически не происходит.

Для понимания специфичности процесса образования вторичных пустот (

каверен ) в породах химического генезиса важно подчеркнуть, что они

практически никогда не образуются за счет фильтрации растворов по первичным

порам. Чаще всего это вновь образованная пустотность, разви-вающаяся за

счет расширения отдельных трещин или избирательного рас-творения минералов.

Наиболее характерная черта вновь образованной вто-ричной пористости

хемогенных карбонатов заключается в значительной изолированности пустот,

развитии небольших пористых участков среди плотных пород, а главное в очень

низкой проводимости поровых каналов.

В органогенных, ораганогенно - обломочных и обломочных породах связь

Страницы: 1, 2, 3


рефераты бесплатно
НОВОСТИ рефераты бесплатно
рефераты бесплатно
ВХОД рефераты бесплатно
Логин:
Пароль:
регистрация
забыли пароль?

рефераты бесплатно    
рефераты бесплатно
ТЕГИ рефераты бесплатно

Рефераты бесплатно, реферат бесплатно, сочинения, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты, рефераты скачать, рефераты на тему, курсовые, дипломы, научные работы и многое другое.


Copyright © 2012 г.
При использовании материалов - ссылка на сайт обязательна.