ЭКЗАМЕН ГНПГ!!!!!!!. 1. нгпг как наука, предмет ее изучения
 Скачать 3.34 Mb.
|
|
30.Трещиноватость породы и ее роль при разных величинах пористости продуктивных коллекторов. Трещиноватость г.п. обуславливается налием трещин, шезаполненных твердым минеральным веществом. Трещины- разрывы в г.п. преимущественно тектонического происхождения субвертикальной ориентировки относительно напластования и объедененные в правильные геометрические сетки. Качество трещин породы как коллектора обуславливается раскрытостью и густотой трещин.    По мере возрастания густоты трещин  - число трещин, пересекающих линию длиной L , перпендикулярную направлению их простирания [1/м], где- b- раcкрытость в шлифе, l-суммарная длина всех трещин в шлифе, F- площадь шлифа Различают: - Макротрещины - ширина более 40-50 мкм - Микротрещины - ширина менее 40 мкм. 31.Типы коллекторов. Их свойства и геолого-промысловые особенности. Различают поровые, трещинные кавернозные и смешанные коллекторы. Терригенные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного типа: каверны, трещины. Геолого-Промысловые особенности терригенных и карбонатных коллекторов: 1)Различные условия залегания. Терригенные залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до десятков метров. Карбонатные формируют массивы толщиной более 100 метров. 2)По структуре пустотного пространства. В тер- диаметры пор и соединяющих их каналов приблизительно равны. В карб- диаметр соединяющих каналов меньше диаметра пор , имеют меньшую проницаемость. 3)По величине удельной поверхности пустотного пространства(суммарная поверхность пустот в единице образца). В карб- значительно ниже чем в терриген коллекторах, поэтому К (нг) насыщ карбонатных коллекторов обычно выше чем в терриген. 4)Карб коллектора в значительно большей степени обладают слоистой и зональной неоднородностью, очень сложные объекты разработки. 5)Карб коллектора в большей степени подвержены трещиноватости. Раскрытость трещин создает невысокую проницаемость. Трещины являются каналами для движения флюида. Терриген- свойственна раздробленность частей залежи. 6)В освоении первой пробуренной скв происходит ухудшение проницаемости. Для терриген- не обратимо. В карб применяют соляно- кислотную обработку, который растворяет карбонат. Создает условия для разработки. 32.Анизотропия продуктивных пластов. Для поровых или трещинных коллекторов характерно различное изменение проницаемости (явление анизотропии)по разным направлениям. Анизотропия пласта по простиранию - свойственна пластам коллекторам с различной проницаемостью по направлению: параллельному и перпендикулярному к нему направлению, обусловленное ориентацией частиц пород при осадконакоплении. И различной степенью цементации в этих направлениях. Для коллектров порвого типа  , а для коллекторов трещноватых типов наоброт. А=  , где Кгор: прониц по напластованию, Квер: прониц по толщне.33. Сравнительная хар-ка терриген и карб коллекторов. Терригенные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного типа: каверны, трещины. 1. если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до нескольких десятков метров (залежи пластового типа), то карбонатные формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллектора (залежи массивного, массивно-пластового и пластового типа) 2. в терригенных коллекторах диаметры пор и соединяющих их каналов различаются ненамного. В карбонатных коллекторах диаметры соединяющих каналов на один-два порядка меньше диаметров микрокаверн. Поэтому при равной величине пустотности терриг. и карб. коллекторов, карбонатные обычно имеют меньшую проницаемость. 3. Микрокаверновые карбонатные и поровые терригенные коллекторы различаются по величине удельной поверхности, под которой понимается суммарная поверхность пустот, содержащихся в единице объема образца. При низкой и средней проницаемости удельная поверхность карбонатных коллекторов значительно ниже, чем у терригенных, лишь при высокой проницаемости их удельные поверхности почти соизмеримы.→ коэффициенты нефтегазонасыщенности карбонатных микрокаверновых коллекторов обычно выше, чем аналогичных по проницаемости терригенных коллекторов. 4.карбонатные горизонты в значительно большей степени, чем терригенные обладают слоистой и зональной неоднородностью по емкостно-фильтрационным и упруго-механическим свойствам 5.Карбонатные коллекторы гораздо в большей степени чем терригенные подвержены трещиноватости. 6.В терригенных коллекторах макротрещинноватость проявляет себя положительно в виде системы каналов для фильтрации нефти лишь в очень плотных коллекторов с непроницаемой матрицей. В карбонатных коллекторах трещинноватость играет большую роль в плотных непроницаемых породах, в коллекторах с нефте(газо)насыщенной, но малопроницаемой матрицей. 7. в терригенных коллекторах, несмотря на проведение работ по очистке прискважинной зоны, ухудшение проницаемости в значительной мере остается необратимым.. В карбонатных коллекторах применение солянокислотных обработок, позволяет не только восстановить естественную проницаемость, но и увеличить ее в радиусе нескольких метров вокруг скважины. 34. геолого-промысловые отличия терриген и карб коллекторов. Терригенные породы обычно относятся к коллекторам порового типа. Карбонатные породы имеют пустоты различного типа: каверны, трещины. 1. если терригенные породы залегают в виде пористых пластов толщиной от единиц до нескольких десятков метров (залежи пластового типа), то карбонатные формируют массив или горизонты толщиной в несколько сот метров, часто со смешанным типом коллектора (залежи массивного, массивно-пластового и пластового типа) 2. в терригенных коллекторах диаметры пор и соединяющих их каналов различаются ненамного. В карбонатных коллекторах диаметры соединяющих каналов на один-два порядка меньше диаметров микрокаверн. Поэтому при равной величине пустотности терриг. и карб. коллекторов, карбонатные обычно имеют меньшую проницаемость. 3. Микрокаверновые карбонатные и поровые терригенные коллекторы различаются по величине удельной поверхности, под которой понимается суммарная поверхность пустот, содержащихся в единице объема образца. При низкой и средней проницаемости удельная поверхность карбонатных коллекторов значительно ниже, чем у терригенных, лишь при высокой проницаемости их удельные поверхности почти соизмеримы.→ коэффициенты нефтегазонасыщенности карбонатных микрокаверновых коллекторов обычно выше, чем аналогичных по проницаемости терригенных коллекторов. 4.карбонатные горизонты в значительно большей степени, чем терригенные обладают слоистой и зональной неоднородностью по емкостно-фильтрационным и упруго-механическим свойствам 5.Карбонатные коллекторы гораздо в большей степени чем терригенные подвержены трещиноватости. 6.В терригенных коллекторах макротрещинноватость проявляет себя положительно в виде системы каналов для фильтрации нефти лишь в очень плотных коллекторов с непроницаемой матрицей. В карбонатных коллекторах трещинноватость играет большую роль в плотных непроницаемых породах, в коллекторах с нефте(газо)насыщенной, но малопроницаемой матрицей. 7. в терригенных коллекторах, несмотря на проведение работ по очистке прискважинной зоны, ухудшение проницаемости в значительной мере остается необратимым.. В карбонатных коллекторах применение солянокислотных обработок, позволяет не только восстановить естественную проницаемость, но и увеличить ее в радиусе нескольких метров вокруг скважины. 35. нефтегазонасыщенность пород коллекторов, факторы влияющие на нее. Первоначально- продуктивные пласты наполнены водой. Затем в процессе миграции УВ в следствии их меньшей плотности вытеснили воду и вытеснили воду. Но не вся вода вытеснялась Кнефтенасыщ=1-Кводонасыщ Кгазонасыщ=1- Кводонасыщ Кгазонасыщ+ Кводонасыщ+ Кнефтенасыщ=1 К  нефтенасыщ может занимать 50-97%, Кводонасыщ = 3-50% Поверхность, почти полностью смачиваемая водой, называется гидрофильной. В других случаях поверхность может и не смачиваться водой- гидрофобная поверхность. Кводонасыщ≤0.1- гидрофобные поверхности Кводонасыщ≥0.1-гидрофильные поверхности. Для гидрофильных пород вытеснение нефти происходит гораздо легче и быстрее, а в гидрофобных- пленка нефти тесно связяна с поверхностью порового пространства и вытеснение нефти происходит более сложным образом- увеличивается потери нефти в пласте. 36. Коэффициент нефтегазоводонасыщенности пород коллекторов, его значение,методы и особенности его определение. Коэффициент водонасыщенности пород Кв коллектора, содержащего нефть или газ выражается: КВ =  ,иногда КВ,КГ,КН выражают в процентах от объёма открытого пустотного пространства. Эти коэффициенты связаны следующими соотношениями: для нефтенас.колл: КН=1-КВ:,для газонас.колл.КГ=1-КВ,для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды ещё и остаточную нефть: Кг+ КН+Кв=1. Однако прямое и косвенное опреденление этих коэффициентов не даёт надёжных результатов. По керну нефтегазоносность не может быть определена потому, что при выбуривании образца часть нефти или газа вытесняется из него фильтратом промывочной жидкости. Значение коэффициента водонасыщенности устанавливается с удовлетворительной точностью. Поэтому значение нефтегазонасыщенности обычно находят, определив содержание остаточной воды, из соотношений: КН=1-КВ, КГ=1-КВ.По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщенности опредяляют через величину PH=ρн.п./ρв.п, где ρн.п- удельное электр. Сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом; ρв.п- удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100%-ом заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температ. В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород коллекторов, их ёмкостного объёма и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров значение начальной нфтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97-50% при соответствующей начальной водонасыщенности 3-50%. 37 Коэффициент остаточной водонасыщенности, определяющие его факторы. КВ=  Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования. Образец, полностью насыщенной водой,помещают в цетрифугу, в которой под действием цетробежных сил вода выбасывается в градуированную ловушку. По мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в кот. силы ( капиллярные) слабее, а затем из всё более и более мелких.. Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазоносности, а также выяснить качественную роль водонасыщенности, содержание остаточной воды и её состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения УВ из пустотного объёма при разработке залежей. 38 Коллекторы гидрофильные и гидрофобные. Их геолого-промысловые особенности. К гидрофобным коллекторам относятся породы, содержащие менее 10 % остаточной воды Кв <= 0,1, а к гидрофильным коллекторам Кв> 0,1. различие гидрофильных от гидрофобных коллекторов обусловлено тем, что в гидрофильных кол-х процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем в гидрофобных. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвуют в процессе движения, вследствии чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных сист разработки. 39 Эффективная и динамическая пористость коллекторов. Эффективная пористость – объем поровой системы способной вместить нефть и газ за вычетом остаточной водонасыщенности Кп.эф=Кп.о(1-Кв); Кп.эф =  Динамическая пористость – объем пор, в которых возможно движение нефти и газа при их извлечении из пласта. При этом нефть и газ извлекаются не полностью Кп.д = Кп.о(1-Кв-Ко.н). 40. Основные коллекторские свойства продуктивных пород их влияние на разработку нефтяных залежей. Основные свойства пород коллекторов нефти и газа обуславливаются пористостью кавернозностью и трещиноватостью. Под пористостью понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор, которая в большей степени зависит от гранулометрического состава пород, от степени сцементированности. Различают полную и открытую пористость. Полная - включает все поры горной породы, открытая только сообщающиеся между собой поры. Пористость выражается через коэфициент пористости Кполн.порист.=  Коткр.пор=  По величине поры н.г. коллекторов разделяются на 3 группы: сверхкапиллярные диаметр > 0,5 мм до 2 мм – жидкость активная свободно перемещается; капиллярные диаметр от 0,5 до 0,02 мм; субкапиллярные диаметр меньше 0,0002 мм. Открытая пористость колеблится от 12 до25%. Под кавернозностью понимается сущесвование в горных породах вторичных пустот направленных или округлых, относящихся к типу каверн. Кавернозность свойственно карбонатным породам. Средняя пустотность 12-15 %. Коэффициент кавернозности Кк равен: Кк=  Если порода целиком кавернозна, то Кк=(Vобр-Vмин)/Vобр где Vмин - объем минеральной части породы. Если присутствуют и поры и каверны : Кк = 1-  Кк = 1-ρобр/ ρмин.части Трещиноватость обуславливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами приурочены большей частью к карбонатным коллекторам и в некоторых случаях к терригенным. Качества трещиноватой гор. пор. как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Характеристикой трещиноватости служит густота трещин. Г=∆n/∆L, где ∆n – число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярно к направлению их простирания. Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна Кт=bl/F, где b раскрытость трещин в шлифе, а l суммарная протяженность всех трещин в шлифе, F площадь шлифа. По величине раскрытия трещин выделяют макротрещины (более 40-50мкм) и микротрещины до 40-50 мкм. 41 Фильтрационные свойства пород коллекторов. Способность пород коллекторов пропускать через себя жидкости и газа называется проницаемостью. В разных условиях фильтрации проницаемость породы коллектора для каждой фаза будет иной. Выделяют понятия абсолютной эффективной и относительной проницаемости. Абсолютная проницаемость – порода насыщенна однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Под эффективной называется проницаемость Кпр.ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Относительная проницаемость Кпр.о породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. 42 Проницаемость коллекторов ее виды и факторы ее определяющие. Абсолютная проницаемость – порода насыщенна однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Значение Кпр определяют по керну на основе линейного закона Дарси: υ=Kпр ∆P/μL где υ – скорость фильтрации, ∆P – перепад давления, L – длина образца, μ – вязкость. Скорость фильтрации: υ = Q/F. Q это объемный расход жидкости через образец в единицу времени. F это площадь фильтрационного сечения образца. Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой полученной из выше перечисленных формул: Q/F=Kпр ∆P/μL=> Kпр. = QμL/∆PF=[м2] Под эффективной называется проницаемость Кпр.ф пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств.  Относительная проницаемость Кпр.о породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований показана на графиках ( зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработке степени насыщенности пустотного пространства разными факторами)  Из приведенных графиков видно, что с ростом обводненности пластов эффективная (и соответственно относительная проницаемость ) нефти и газа снижается. Анализ графиков позволяет сделать выводы о закономерностях притока нефти, газа, воды в скважины, что используется при проектировании систем и динамики показателей разработки и решении других задач добычи нефти и газа. Проницаемость пород можно определить путём исследования их образцов. При разведки и разработке месторождений нефти и газа проницаемость реальных продуктивных пластов определяют так же по результатам гидродинамических исследований скважин. Надежных методов определения проницаемости по данным геофизических исследований скважин пока нет. |