Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Пласты-коллектор

Пласты-коллекторы являются природными образованиями и поэтому неоднородны в плане и в разрезе. [1]

Пласты-коллекторы как по площади, так и по разрезу, прерывисты, сложены песчаниками и алевролитами, зоны замещения представлены аргиллитами. [2]

Пласты-коллекторы могут выходить на земную поверхность и подвергаться здесь эрозии. Затем их могут перекрыть значительно более молодые непроницаемые отложения. В этом случае образуется ловушка, называемая стратиграфической. Литолргические ловушки образуются в результате выклинивания проницаемых пластов-коллекторов и замещения их по простиранию непроницаемыми породами. Такими ловушками могут быть линзы песчаника в глинах. [4]

Пласты-коллекторы в земной коре залегают в самых различных складках. В результате тектонических усилий возникают складки, различающиеся по форме и размерам. [5]

Пласты-коллекторы с пресной водой залегают в интервалах от 6 до 164 м и в большинстве скважин перекрыты кондуктором. [6]

Пласты-коллекторы представлены в основном мелко -, средне-и реже крупнозернистыми полимиктовыми песчаниками, в различной степени глинистыми и известковистыми, как правило, серыми и зеленовато-серыми, реже бурыми. Регионально распространенной является пачка песчаников в основании казанского яруса. С ней связаны залежи нефти в Ижма-Печорской впадине и нефти и газа на Печоро-Кож — винском мегавалу. [7]

Пласты-коллекторы представлены одним, реже двумя моно-штными пластами. Построение схем корреляции показывает фациальный переход монолитных песча-цков в тонкослоистое чередование песчано-глинистых пород. [8]

Пласты-коллекторы могут выходить на земную поверхность и подвергаться здесь эрозии. Затем их могут перекрыть значительно более молодые непроницаемые отложения. В этом случае образуется ловушка, называемая стратиграфической. Литолргические ловушки образуются в результате выклинивания проницаемых пластов-коллекторов и замещения их по простиранию непроницаемыми породами. Такими ловушками могут быть линзы песчаника в глинах. [10]

Карбонатные пласты-коллекторы сложены преимущественно известняками, иногда доломитизированными или песчанистыми. Проницаемость известняков и продуктивность изменяются в широких пределах в зависимости от степени их трещиноватости и каверноз-ности. [11]

Пласты-коллекторы Tt и Т2 турнейского яруса представлены органогенными известняками, среди которых преобладают дет-ритовые, детрито-комковатые и комковатые разности, в различной степени перекристаллизованные и доломитизированные, отмечаются тонкие прослои битуминозно-глинистых пород и доломитов. Коллекторы турнейского яруса относятся к перовому и трещинно-поровому типу, иногда отмечается наличие каверн. [12]

Пласты-коллекторы содержат воды с малым солесодержанием ( до 0 3 г / л), пьезометрические напоры над кровлей составляют 360 — 370 м для I горизонта и 62 — 147 м для II горизонта. [13]

Продуктивные терригенные пласты-коллекторы в Тимано-Пе — чорской провинции широко присутствуют в среднедевонско-нижне-франском, турнейско-нижне-средневизейском и пермско-триасовом нефтегазоносных комплексах. Среднедевонско-нижнефранский комплекс выделяется в составе эйфельского ( койвенский и бийский горизонты) и живетского ( афонинский и старооскольский горизонты) ярусов среднего девона и пашийского горизонта верхнего девона. Распространен он в основном на юго-восточном Ирити-манье, в Ижма-Печорской впадине и в Печоро-Колвинском авла-когене. Общая мощность комплекса составляет 0 — 600 м, достигая 900 — 2000 м в пределах Печоро-Кожвинского мегавала. Данный комплекс содержит ряд продуктивных песчаных горизонтов мощностью от единиц до 100 м и более. [14]

Пласты-коллекторы триасовых отложений характеризуются очень широким площадным распространением, выдержанностью как по мощности, так и по коллекторским свойствам. Практически на всей территории севера провинции прослеживается базальный песчаный пласт триаса ( Tj по местной индексации), шапкинский пласт ( Тц) и ряд пластов в среднем и верхнем триасе. На месторождениях Шапкина-Юрьяхинского и Лайского валов присутствуют газоконденсатные залежи в базальном и шап-кинском ( в основании шапкинской свиты) пластах ( Ti-Тц) триаса. [15]

Коллекторы нефти и газа

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы, способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений. Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: терригенные, карбонатные, глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенно-осадочные и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Особенности карбонатных пород — ранняя литификация, избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

Характеристика пласта. Пласт-коллектор.

Продуктивный пласт. Физическая, геолого-промысловая

Продуктивный пласт – массив какой-либо породы, заключённого между двумя слоями других пород. Верхняя поверхность пласта называется кровлей, нижняя – подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью пласта.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) непроницаемые (покрышки). Согласно общепринятой теории образования нефти- необходимы остатки растений и животных, а так же определенное давление и температура.

По мере накопления слоев органического вещества, песка. глины, ила и извести. с течением времени масса покрывающих отложений оказывала огромное давление на лежащие ниже осадочные слои. С увеличением массы отложений они постепенно опускались. огромное давление в сочетании с высокой температурой, действием бактерий и химическими реакциями и привели к образованию сырой нефти и природного газа.

В результате постоянного сжигания материнского пласта, по мере трансформации биоостатков углеводородов (нефть и газ в виде флюидов) постепенно выдавливаются вверх пористые проницаемые породы (это первичная миграция флюидов), такие как: песчаник, карбонатные породы, известняк и доломиты. Именно эти породы являются хранилищем мигрировавших углеводородов и такие породы называются коллекторы.

Коллекторы — это горные породы, способные содержать в своем пустотном пространстве нефть, газ, воду и другие веще­ства, а также способное пропускать их через себя. Породы-коллекторы по типу пустотного пространства разделяются на поровые (грану­лярные), трещиноватые, кавернозные и смешанные. Они характеризуются двумя параметрами – пористостью и проницаемостью, удельной поверхностью пористой среды.

Покрышки — это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешенного происхождения, не нарушаемые трещинами. Чаще всего роль покрышек выполняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть каменная соль и известняки.

Читайте так же:  Как получить кадастровый паспорт на дом 2018

Термобарические условия (пластовые давления и температура) являются важной характеристикой условий залегания скопле­ний нефти и газа в земной коре.

Пористость— объем породы-коллекто­ра, не заполненный твердым веществом. К пористым породам принадлежат такие, как песчаник, карбонатные породы, известняк и доломиты.

По признаку раскрытия (ширины) пустоты, образуемые порами, условно делятся на крупные (сверхкапиллярные) – диаметром более 0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм, субкапиллярные –менее 0,0002 мм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость — это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости пред­ставляет собой отношение объема всех пор к объему породы.

При промышленной оценке залежей нефти и газа прини­мается во внимание открытая пористость. Открытая пористость — объем только тех пор, которые связаны между собой.

В нефтяной геологии, наряду с понятиями общая и откры­тая пористость, существует понятие эффективная пористость. Она определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считают субкапиллярные и изолированные поры.

Коэффициент эффективной пористости:

где Vотн – объём открытых пор данной породы; V – общий объём породы.

Проницаемостьхарактеризует спо­собность горных пород-коллекторов пропус­кать через себя жидкости и газы. Различают абсолютную проницаемость, когда порода насыщена только одним флюидом, фазо­вую, когда в порах породы присутствует так­же другой флюид. А также существует относительная проницаемость — отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной её проницаемости.

Проницаемость зависит от размера и конфи­гурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаим­ного расположения частиц, от трещиноватости пород.

Коэффициент проницаемости равен:

k= .

где Q – объёмный расход жидкости через породу за 1 с; F – площадь фильтрации; k – коэффициент пропорциональности, называемый иначе коэффициентом проницаемости породы; μ – динамическая вязкость жидкости; Δp – перепад давления на длине образца породы; L – длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости.

Удельная поверхностьпороды – суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (реликтовой или связанной) воды и нефти. При этом чем меньше удельная поверхность, тем больше проницаемость. Породы с удельной поверхностью более 230000 м2/м3.

Температу­ра существенно влияет на свойства нефти и газа в пластовых условиях. С повышением темперы уменьшаются плотность, вяз­кость нефти и увеличивается подвиж­ность, происходят изменения в углеводород­ном составе нефти (метанизация), а при тем­пературах более 300 ºС начинается деструк­ция нефтей (газификации).

Для газов характерно увеличение вяз­кости с увеличением температуры. При низ­ких температурах (0 ºС и ниже) возможно об­разование кристаллогидратов.

Выявленные скопления нефти и газа залегают в интервале глубин от нескольких десятков до 8000 м, которым соответствуют температуры от -5 ºС (для районов вечной мерзлоты) до 250 ºС .

Пластовое давление— важный фак­тор, влияющий на свойства и условия залегания углеводородов (в первую очередь на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов) в недрах. Давление в недрах склады­вается из двух составляющих — давления по­роды и давления насыщающего флюида. Давление породы (геостатическое давление) создается весом пород и определяется плот­ностью пород и их мощностью, средний градиент гeocтaтического давления составляет 0.023 МПa на 1 м мощности (при плотности пород 2,3 г/см3). Давление насыщающего по­роду флюида (гидростатическое давление) создается весом воды, заключенной в систе­ме. При средней плотности пластовой воды 1,23 г/см3 градиент давлений

Накопление и залегание Нефть и газ не залегают в виде больших озер (хотя мы и говорим о нефтяных пластах) На самом деле углеводороды, сырая нефть и газ находятся в виде флюидов в порах осадочных пород.

Характерный признак осадочных пород – слоистость. Они сложены из практически параллельных пластов, различных по структуре, составу, твердостью. окраской, пористостью.

Слой ила, содержащий биологические остатки называют материнский пласт. Структуры, ограничивающие пласт снизу – «подошва», а сверху «кровлей»

Горные породы делятся на проницаемые или «коллекторы», и не проницаемые «покрышки».

В результате постоянного сжатия материнского пласта, по мере трансформации биоостатков в углеводороды (нефть и газ в виде флюидов) постепенно выдавливались вверх в пористые и проницаемые породы, такие как : песчаник, карбонатные породы (известняки) и доломиты. Именно эти породы являются хранилищем мигрирующих углеводородов и называются породы – коллекторы.

Коллекторы — любые горные породы, которые могут вмещать в себя и выдавать жидкости или газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давлению. Встречаются следующие типы коллекторов: 1. поровые — состоят из зернистых материалов (пески, песчаники); 2. кавернозные — пустоты в которых образованы полостями, кавернами различного происхождения (например, результат растворения солей водами); 3. трещиноватые – образованные из непроницаемых пород, но имеющие множество микро и макротрещин ( трещиноватые известняки); 4. смешанные — все виды пустот.

Физика промыслового пласта

Геолого- промысловая характеристика продуктивного пласта.

Характеристика продуктивного пласта включает сведения: о гранулометрическом составе, коллекторских, механических свойствах; насыщенности нефтью, газом и водой.

От гранулометрических характеристик зависят коллекторских свойства пласта –пористость, проницаемость, удельная поверхность контакта пористой среды.

Разные породы обладают разными по величине порами, то есть разной пористостью. Пористостьопределяет способность породы вмещать, удерживать и пропускать определенное количествоводы, жидких и газообразных углеводородов. Пористость (количественно) — отношение объема пор к общему объему породы в %. Например пористость песчаника достигает 30%, а плотный известняк всего 5%.

Каналы, образуемые порами, условно подразделяются: 1. крупные (сверхкапиллярные), диаметром более 0,5 мм. 2. капиллярные от 0,5 до 0,0002 мм. 3. субкапиллярные менее 0,0002 мм. Отношение объема пор к объему породы называется коэффициентом полной пористости (пористостью).

Коэффициент полной пористостине может в достаточной степени характеризовать коллекторских свой свойства горных пород. Часть пор являются закрытыми, то есть друг с другом не соединены каналами. Поэтому используются коэффициенты открытой и эффективной пористости.

Коэффициент открытой пористости –отношение объема суммарного объема сообщающихся пор к объему всего образца.

Коэффициент эффективной пористости –относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

Флюиды нефти и газа накапливаться в порах и достаточно свободно перемещаются между ними по микро трещинам. Это свойство породы коллектора называется проницаемостью.

Коэффициент проницаемости – определяется линейным законом Дарси, размерность «метр в квадрате» – образец пористой среды площадью 1 м. кв., длинной 1 м., через который при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па/сек. Составляет 1 м. куб сек.

Нефть добывают из пластов с проницаемостью 2 х 10 в 12 степени м. кв.,газ при проницаемости 5 х 10 в 15 степени м. кв.

При разработке нефтяных и газовых месторождений пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В результате проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкость или газ) будут меняться в зависимости от соотношения компонентов в смести.

Поэтому для оценки проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной и эффективной (фазовой)проницаемости.

Абсолютная проницаемость – степень фильтрации одного какого-либо фазы (воды, нефти, газа).

Эффективная (фазовая) проницаемость – проницаемость пористой среды при одновременной фильтрации многофазных систем. Зависит от свойств пористой среды, свойств каждой фазы в отдельности, соотношения фаз в смеси и градиента давления в пласте.

Относительная проницаемость – отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

Удельная поверхность породы называется суммарная площадь частиц, приходящаяся на единицу объема. От удельной поверхности зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти. Промышленные месторождения имеют показатель удельной поверхности от 40000 до 230000 м.кв./м.куб.При удельной поверхности более 230000 м.кв./м.куб. (глины, глинистые пески, глинистые сланцы) породы являются слабопроницаемыми (покрышки).

Упругость пласта– это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки пласт находится под давлением веса вышележащих пород (горное давление) и противодавление создаваемое флюидами (нефти, воды, газа). При отборе нефти и газа пластовое давление падает и под действием горного давления объем пласта, объем пор его уменьшается (снижается коэффициент пористости).

Нефтенасыщенность(газо – или водонасыщенность). Коэффициентнефтенасыщенность — объем пор заполненных нефтью к общему объему пор.

Читайте так же:  Как красиво оформить печенья

Перемещение нефти и газа происходит в две стадии. Сначала, поскольку углеводороды легче, они вытесняются из материнских пластов лежащих в нижних придонных слоях моря в выше в пористые породы. пока не достигают слоя непроницаемой горной породы им таким образом оказываются в ловушке.

Осадочные породы образуются в виде горизонтальных или слегка наклонных пластов.

По мере образования новых слоев нижние пласты на отдельных участках не выдерживают давления и прогибаются. или выдавливаются в результате перемещения горных пород, при этом они деформируются образуя складки. (Рис …)

Пласты могут быть горизонтальные и в виде складок, результат колебательных, сдвиговых и горообразовательных процессов. Выпуклость – «антиклиналь», прогиб – «синклиналь». Антиклиналь + синклиналь – полная складка.

Рис.1. Складка осадочных пород 1

В России 90% залежей «антиклиналь», за рубежом около 70%. Размеры антиклиналей, длинна – 5-10.. км, ширина 2…3.. км, высота 50…70… м.

Самое крупное в мир — Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры 225х25 км высота 370 м, Газовое месторождение — Уренгой 120х30 км высота 200 м

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые породы.

Покрышки — практически непроницаемые горные породы, химического или смешанного происхождения, не нарушенные трещинами. Чаще всего – это глины (непроницаемы для воды и нефти), реже – каменная соль и известняки.

Короткая антиклиналь, свод которой снижается от верхней точки во всех направлениях, называется куполом. Купол наиболее интерес в теории залегания и поиска нефти.

Существует вид деформации горных пород – сброс.Породы при подвижках земной коры образуют вертикальные разломы и смещения (трещины) так называемые линии кливажа. Один из видов смещения — сброс. Величина — сбросов от нескольких сантиметров до нескольких километров. Сбросы могут быть нормальные,то есть вертикальные или поперечные, то есть горизонтальные или смешанные.

Движение земной коры – наиважнейший фактор формирования так называемых ловушек для флюидов нефти и газа. Флюиды непрерывно двигаются вертикально и горизонтально, пока не попадают в такие ловушки, образованные непроницаемыми породами.

Дата добавления: 2015-08-12 ; просмотров: 1795 . Нарушение авторских прав

Справочник химика 21

Химия и химическая технология

В пластах — коллекторах нефти и газа выделяют следующие основные виды макронеоднородности. [c.89]

Выше мы говорили, что и вода и нефть, частично еще не вполне готовая, эмигрируют из глин в песчаные пласты-коллекторы. Что же ожидает их там Коллекторские песчаные породы насыщены в основном водой. Она заполняет иногда до 25—30% объема таких пород, что отвечает примерно 15% массы. Следовательно, песчаные [c.39]

Пройдя магнитное поле, этот разделенный на отдельные группы пучок ионов попадает в анализатор. Изменяя напряжение магнитного поля, заставляют каждую группу ионов последовательно проходить через щель анализатора. Группа ионов, имеющих одну и ту же массу, попадает в анализаторе на пластинку коллектора, и получаемые здесь заряды ионов нейтрализуются встречным электронным током. Измеряя этот ток самопишущим потенциометром, при последовательном прохождении всего потока положительных ионов получают полную масс-спектрограмму исследуемого вещества. [c.230]

Не исключено, что некоторые из так называемых «висячих» залежей, которые относятся к гидродинамическим, могут быть также экранированными, по крайней мере частично, вверх по восстанию коллектора асфальтоподобными зонами. Текущие от периферии осадочного бассейна к его центральной части метеорные воды, содержащие в своем составе бактерии, могут привести к биодеградации скоплений углеводородов и образованию асфальтоподобной изолирующей зоны вблизи ВНК вверх по восстанию продуктивного пласта—коллектора. Такие асфальтоподобные экраны могут усиливать эффект гидродинамического экранирования залежей углеводородов. [c.56]

Месторождение Номер скважины Глубина, м Горизонт Пласт Коллектор [c.98]

Формирование залежей происходит в результате оттеснения из пластов-коллекторов первоначально находившейся там воды. Поэтому вместе с нефтью и газом в коллекторах содержится некоторое количество (обычно 10-30% порового объема) так называемой погребенной воды. Кроме того, многие продуктивные пласты заполнены нефтью и газом лишь в верхней купольной части, а нижележащие зоны заполнены краевой водой. Самые верхние части нефтяных залежей содержат газ, образующий так называемые газовые шапки, которые могут как существовать изначально, так и появиться в процессе разработки залежи. Таким образом, даже в неразбуренном природном пласте может находиться несколько отдельных подвижных фаз. Двух- или трехфазное течение возникает практически всегда при разработке нефтяных месторождений, поскольку силы, движущие нефть, являются следствием упругости или гидродинамического напора газа или воды. [c.227]

Таким образом, наличие аномально высоких поровых давлений в нефтематеринских глинистых толщах и существование перепада давлений между нефтематеринскими породами и пластами-коллекторами имеют важное значение в реализации нефтематеринского потедашала пород и процессах, первичной миграции углеводородов. Этими параметрами в значительной мере определяется действие существующего в природе механизма, приводящего к концентрации рассеянных нефти и газа и образованию минимальных объемов непрерывной гомогеннсй фазы жидких и газообразных углеводородов, способных самостоятельно мигрировать в пористых средах и формировать залежи во встречающихся на путях их миграции ловушках. Перепадом давления между глинами и коллекторами и величинсй давления в коллекторах во многом шределяются состав и свойства образующих залежи жидких и газообразных углеводородов. [c.23]

При поискад залежей нефти и газа в солянокупольных областях необходимо обратить внимание на следующее обстоятельство, В примыкающих сбоку к соляному телу водоносных пластах почти всегда наблюдается наибольшая минерализация пластовых вод, что обусловлено растворением соли, слагающей соляное тело. Эти высокоминерализованные воды (рассолы) вследствие своей высокой плотности опускаются к подошве водоносного горизонта, вытесняя оттуда менее плот ные слабо минерализованные воды, которые их замещают. При удалении от соляного тела (сильно нагретой зоны) рассолы попадают в зону пониженных температур и из них начинают выпадать в осадок наименее растворимые компоненты. Это приводит к кольматации порового пространства пород-коллек-торов в головных частях пластов на небольшом расстоянии от соляного тела. Такое явление наблюдается вблизи многих соляных тел. Так, на месторождении Блек-Байю (соляной купол) в пробуренной недалеко от соляного тела скважине пласт -коллектор кольматирован на 98%, в далее расположенной скважине кольматировано 60% пласта, а в наиболее удаленной от [c.47]

В выделяемьцс им типах залежей, связанных с соляными куполами, и при анализе условий, которые привели к их обраг-зованию, процесс засолонения примыкающих к соляному телу пластов-коллекторов вовсе не рассматривается. [c.49]

В случае естественной деасфальтизации природные газы, попадающие в ловушку, содержащую нефть, иэ-за своей большей силы всплывания поднимаются вверх, насыщая нефть и снижая ее растворяющую способность в отношении тяжелых фракций, в частности асфальтенов. В результате этого асфальтоподобный материал выпадает в подошве залежи. По крайней мере часть этого асфальтоподобного материала уносится движущимися флюидами по пласту-коллектору в расположенные вверх по восстанию лову1Ш1и или даже на дневную поверхность, как это предполагает W,e.Gussov (1954), В конце концов система должна сама себя изолировать, если рассматривать этот процесс с теоретической точки зрения, поскольку асфаль- [c.54]

Встречающиеся на дневной поверхн ости или на небольшой глубине залежи асфальта, асфальтита, мальты и другие аналогичные продукты также являются результатом биодеградации и окисления нефтей, залегающих ниже, и превращения их в нерастворимые осадки. Часто залежи асфальтита и других род-ственньк ему продуктов приурочены к древним эрозионным поверхностям (поверхностям несогласий). Такие явления наблюдаются на земной поверхности 1) когда продуктивный пласт коллектор залегает моноклинально и обнажается в краевой части бассейна или 2) когда эрозионными процессами вскрывается продуктивный пласт- коллектор и он оказывает ся на дневной поверхности. Образующиеся в результате этого залежи асфальта и других асфальтоподобных продуктов обязаны своим происхождением тем же самым процессам, которые действуют и в подземных условиях и которые были рассмотрены выше. Однако на дневной поверхности процессы окисления и разложения нефти, особенно микробиологические, приводящие к образованию асфальтоподобных продуктов, протека ют значительно быстрее и интенсивнее обнаруживающаяся асфальтоподобная масса закупоривает поры пласта-коллектора, формируя экран, препятствующий дальнейшему поступлению снизу новых порций углеводородов. Лк бое нарушение герметичности образовавшегося на дневной по1зерхности экрана будет вновь залечено в результате микробиологической деятельности. [c.56]

V. Стратиграфически экранированшле залежи, изолированные в головах продуктивных пластов залегнюшим под несогласием асфальтоподобным споем. В этом случае улавливание нефти осуществляется в соответствии с моделью, разработанной для случая III. Однако после образования такой стратиграфически экранированной залежи складкообразование в бассейне не происходит и структурные ловушки в пласте-коллекторе не образуются, либо экран под несогласием из асфальтоподобной массы образуется уже после процессов складкообразования, происшедших в бассейне. Хорошими примерами месторождений, залежи которых сформированы по этой модели, являются месторождения в бассейнах Санта-Мария и Сан-Хоакин в Калифорнии, в районе Уошито (Оклахома) и на Тринидаде. [c.60]

Читайте так же:  Экспертиза коррозия номера

Название месторождения, год открытия, страна Возраст и литопогический состав продуктивной толщи Глубина залегания. пласта-коллектора Величина снижения пластового давления, % Средние величины оседания земной поверх- ности, мм/год Общая величина, оседания, см [c.76]

Имеющийся геолого-геофизический материал свидетельствует о сильной изменчивости литологического состава пластов-коллекторов и характера пустотного пространства, эпигенетических преобразований коллекторов, их мощностей, что требует обоснованного подхода при вьсборе мест заложения скважин, технологий вскрытия, исследований и ввода таких объектов в эксплуатацию. В этой связи необходимо выявлять зоны разуплотнения горных пород, связанные с развитием обширных зон трещиноватости (где рекомендуется заложение поисковых скважин), контролируемых глубинными разломами, по которым и происходит вертикальная и латеральная миграция углеводородов. Малоамплитудные разломы могут тектонически экранировать залежи нефти и газа. Поисково-оценочное бурение следует производить с помощью наклонно-направленных скважин с одного куста, с отходами забоя от вертикали на 300-400 м, а проведение в них сейсмоакустических исследований позволяет увеличивать радиус изучения геометрии локальных структур еще на 300-500 м, что значительно увеличивает эффективность поисково-разведочных работ. [c.30]

Анализ материалов показал также, что оптимальные депрессии для разных коллекторов, залежей и скважин имеют различные значения, что обусловливается фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) пластов-коллекторов, свойствами пластовых флюидов. Неоднородность нижнепермских отложений обусловливает их различия и по ФЕС. При различных депрессиях могут селективно дренироваться те или иные пропластки, а также происходить выборочная кольма-тация различно проницаемых пропластков. Для изучения этих процессов необходимо проведение детальных потокометрических исследований на разных стадиях освоения скважин и при разных режимах притоков флюидов. [c.31]

Из анализа промысловых данных, приведенных авторами [1, 34, 46, 56, 59 и др.], большое влияние на приемистость нагнетательных скважин оказывает содержание в составе пласта-коллектора глинистых пропласт-ков различной толщины и протяженности, наличие глинистого цемента. Содержание глины в породах продуктивного пласта колеблется в пределах от нескольких процентов до 25% [34]. При закачке в нефтяной пласт воды, отличающейся по химическому составу от высокоминерализованных пластовых вод, происходит ее взаимодействие с глинистыми составляющими пласта, что вызьшает набухание и разрущение последних. Это приводит к закупорке фильтрационных каналов, к снижению проницаемости ПЗП и уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением по толщине. Такое же явление наблюдается и при закачке пресных (подрусло-вых и речных) вод. Наибольшей гидратирующей способностью обладают монтмориллонитовые глины, которые при полном диспергировании могут впитать в себя обьем воды, во много раз превышающий ее собственный объем, наименьшей — каолинитовые и гидрослюдистые глины [1, 21]. Исследования, проведенные авторами [1, 21, 37, 40 и др.], показали, что набухание глин наблюдается в разных водах, однако большее увеличение объема глины отмечено в пресных и щелочных водах, меньшее — в высокоминерализованных пластовых водах. [c.102]

В Иркутской области на юге Восточно-Сибирской платформы выделены две нефтегазоносные области Ангаро-Ленская и П рисаяно-Енисейская, в пределах которых на ряде площадей установлена газоносность в отложениях нижнего кембрия. В этих отложениях выделяют несколько региональных пластов-коллекторов в мотской, бельской, усольской и ангарской свитах. [c.99]

XIII горизонт соответствует базальтовому пласту-коллектору. Газы газовых залежей X, XII и XIII горизонтов по составу близки составам газовых залежей месторождений Тасбулат, Жетыбай (табл. 120). [c.164]

Техническая библиотека

Геологоразведка и геологоразведочное оборудование // Коллекторы и флюидоупоры

Коллекторы — это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке.

Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение.

По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно- осадочные и кремнистые породы.

Основные типы коллекторов — терригенные и карбонатные.

Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают 1 е место.

На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа.

К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.

Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией — размером зерен.

Размер частиц: крупнозернистых песков — 1-0,25 мм; мелкозернистых песков — 0,25-0,1 мм; алевролитов — 0,1-0,05 мм.

Емкостно-фильтрационные свойства различны.

Пористость составляет 15-20%, проницаемость — 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).

Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.

Глинистость ухудшает коллекторские свойства.

Карбонатные коллекторы занимают 2 е место.

На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа.

Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных:

— Наличие, в основном, только 2 х основных породообразующих минерала — кальцита и доломита;

— Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами.

— Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками).

Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин.

Эти коллекторы слабо изучены.

Глинистые коллекторы кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена.

Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири.

На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 — 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м.

Возраст — волжский век и берриас (юра и мел).

Дебит нефти — в интервале 0,06 — 700 м 3 /сутки.

По строению коллекторы делятся на 3 типа — гранулярные, трещиноватые и смешанные.

Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов.

Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы — трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д.

Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% — к карбонатным отложениям, 1% — к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения — основными коллекторами нефти и газа.

Пористость горной породы — наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Проницаемость — способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины.

Непроницаемые породы или флюидоупоры — это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора.

Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта.

Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость.

По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород.

Наилучшие по качеству флюидоупоры — это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин.

В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа.

Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах.

Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения.