4 Литогенез. Стадии и типы литогенеза

• Название: 4 Литогенез. Стадии и типы литогенеза
• Дата: 24.07.2018
• Размер: 233.87 Kb.
• Имя файла: 1.docx
• Тип: Документы; #48790

4 Литогенез. Стадии и типы литогенеза

Образование осадочной породы представляет собой сложный, включающий в себя несколько стадий, процесс. Рассмотрим, например, образование обыкновенного песчаника. Сначала за счёт разрушения каких-либо пород образовывались песчаные зёрна. Эти зёрна переносились (реками, ветрами, морскими течениями или другими путями) и затем отлагались – образовывался осадок. Этот осадок постепенно погребался под тощей накапливающихся слой за слоем вновь приносимых осадков. Происходило постепенное обезвоживание и уплотнение за счёт давления вышележащих накоплений: осадок превращался в горную породу (в данном случае – в песок). Последующие процессы цементации и кристаллизации привели к скреплению зёрен. В итоге рыхлый песок превращался в сцементированный песчаник.

Таким образом, можно выделить несколько последовательных стадий формирования осадочных горных пород, объединяемых общим понятием «стадии литогенеза» («литос» - камень + «генезис» - происхождение»). Рассмотрим эти стадии.

Гипергенез – стадия физического и химического выветривания (например, образование песчаных зёрен за счёт разрушения магматических, метаморфических или ранее образовавшихся осадочных пород).

Седиментогенез – совокупность явлений, протекающих на поверхности Земли и приводящих к образованию новых осадочных образований за счёт переработки ранее существовавших пород.
Этапы седиментогенеза:
1) смыв и транспортировка материала;
2) осаждение (седиментация) материала.

Диагенез – стадия преобразования осадка в осадочную горную породу. Необходимо подчеркнуть принципиальную разницу между понятиями «осадок» и «осадочная порода». Осадок – это обычно сильно обводнённая неуравновешенная физико-химическая система, со значительным количеством живого (бактерии) или мёртвого органического вещества. Чтобы представить себе типичный осадок вспомним ил – сильно обводнённый тонкозернистый осадок современных водоёмов, содержащий огромное количество микроорганизмов, разлагающих органические остатки.
На стадии диагенеза процессы направлены на уравновешивание системы (разложение неустойчивых минералов, разложение органики, выделение газов – продуктов химических реакций и пр.). Диагенез протекает обычно при температуре до 25⁰С и на глубине до 300 м.
Главными процессами, протекающими на этой стадии, являются:
1) обезвоживание и уплотнение под давлением накопившихся новых слоёв;
2) цементация;
3) кристаллизация и перекристаллизация: аморфный опал превращается в халцедон и, затем, в кварц; сложенные карбонатными скелетами кораллов рифовые известняки начинают превращаться в кристаллические известняки и т.п.
4) образование конкреций.

Катагенез – стадия вторичных изменений осадочной породы, следующая за стадией диагенеза. Условия катагенеза: температура до 300-350⁰С, глубина погружения пород – до нескольких километров. Так, на глубине 4-5 км глина превращается в аргиллит. Факторами катагенеза, определяющими преобразование пород, являются температура, давление, состав поровых вод, геологическое время.
В условиях катагенеза образуется каменный уголь высоких степеней преобразования (в том числе антрацит), нефть и газ.

Нужно отметить особое положение стадии гипергенеза. С одной стороны, гипергенез предшествует седиментогенезу и всем последующим стадиям формирования осадочных пород, с другой – может завершать цикл развития осадочной породы – см. рис. На стадии гипергенеза может происходить не только выветривание существующих пород и формирование исходного материала для осадков, но и образование особого типа остаточных пород, не вовлекаемых в стадию седиментогенеза – пород кор выветривания. В эволюции процесса гипергенеза можно выделить три этапа. Гипергенез начинается обычно с глубинного «выветривания», связанно с воздействием на породы поверхностных агентов (кислорода, органических кислот и т.д.), проникающих в недра главным образом вместе с инфильтрационными водами. Этот этап получил название скрытого гипергенеза. По мере приближения к поверхности породы начинают подвергаться всё более активному воздействию гипергенных факторов: наступает второй этап – этап собственно гипергенеза. И, наконец, третий этап связан с выветриванием на поверхности.

Весь цикл образования осадочной породы объединяется термином «литогенез». Литогенез – совокупность процессов образования осадков (седиментогенез), превращения осадков в осадочную горную породу (диагенез) и последующего изменения осадочных пород (катагенез), а также процессов гипергенеза.

Общая схема стадий литогенеза (по Н.Б. Вассоевичу)



5. Природные резервуары:их типы

Природные резервуары (ПР)- естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Различают четыре типа природных резервуаров: пластовый, массивный, пластово-массивный и литологически-

ограниченный. В природных резервуарах на участках, где нет ловушек для нефти и газа, УВ находятся в рассеянном состоянии и как правило, в движении. Принципиальные схемы природных резервуаров показаны на рисунке 2.

Пластовый ПР, имеющий сравнительно небольшую толщину, распространяется на значительные расстояния (сотни и тысячи м),ограничиваясь сверху и снизу непроницаемыми слоями. Движение пластовой смеси в таком резервуаре происходит в боковом направлении. При этом движение будет направлено из областей наибольшего напора (наибольшей глубины) к области наименьшего напора воды (наименьшей глубины).

Массивный ПР представляет собой мощную толщу проницаемых пород, чаще всего карбонатных, перекрытую сверху и с боков непроницаемыми (плохо проницаемыми) породами. В целом эта мощная толща может достигать сотен и тысячи метров. Движение УВ(углеводородов) в таком ПР происходит в вертикальном направлении.



Рисунок 2. Типы природных резервуаров нефти и газа.

Пластово-массивный ПР представляетсобой комбинацию пластового и массивного резервуаров. К нему относятся толщи переслаивающихся коллекторов с пластами и пропластками плохо проницаемых пород. Но вследствие наличия ослабленных участков в этой толще, например, за счет трещиноватости пород, вся толща представляет собой единую гидродинамическую систему (пласты- коллекторы и неколлекторы как бы связаны между собой). В таком резервуаре движение УВ происходит как в боковом направлении по коллекторам, так и в вертикальном направлении по трещинам и другим ослабленным зонам вверх.

Литологически-ограниченный ПР представляет собой коллектор, окруженный со всех сторон непроницаемыми породами, как правило, имеющими небольшое распространение (типа линзы). Движение пластовой смеси в таком резервуаре ограничено малыми размерами самого резервуара.

Емкость резервуаров определяется их размерами и пористостью коллектора. Первые три типа ПР могут иметь огромные размеры и высокую емкость, что и определяет в них значительных скоплений УВ, если имеются благоприятные ловушки для нефти и газа.

Ловушка нефти и газа -застойная зона природного резервуара, где устанавливается равновесие между нефтью, газом и водой, т.е., где они уже не могут двигаться. Ловушки характеризуются типами резервуара и коллектора, условиями образования (генезиса) , формой, емкостью. Для литологически ограниченных резервуаров параметры резервуара и ловушки могут совпадать, когда весь резервуар представлен одной ловушкой. Ловушки являются накопителями (аккумуляторами) нефти и газа. УВ могли поступать в ловушки в течение длительного геологического времени. В отличии от природных резервуаров, где происходит движение УВ в воде или в свободном состоянии при малом их содержании в единице объема пласта, учитывая большую протяженность пластов, в ловушке формируется скопление УВ, концентрация которого в объеме пласта становится очень высокой.

6. Факторы миграции. Виды и типы миграции. Формы миграции УВ.

Миграция – перемещение УВ в осадочной оболочке по порам и трещинам в горных породах;

по поверхностям наслоений; по разрывным нарушениям и зонам стратиграфических несогласий.

№Наиболее легко мигрируют газообразные вещества. Нефть и вода более ограничены в своем передвижении. При благоприятных условиях передвижение УВ может происходить на значительные расстояния, хотя и с небольшой скоростью.

№Миграция облегчается, если:

увеличивается наклон пласта коллектора, благоприятствующее всплыванию и продвижению нефти вверх по восстанию пласта;

если происходит общее движение всех флюидов (в т.ч. воды) по восстанию пласта;

если присутствует газ, снижающий вязкость нефти и способствующий ее продвижению в ловушки.

№Движению жидких флюидов в пласте препятствуют:

встречный поток воды, создающий гидрогеологический барьер (миграция затрудняется и может вовсе прекратиться

капиллярные силы, особенно в тонких капиллярах диаметром менее 0,05 мм, когда вода гораздо лучше, чем нефть смачивает большинство минералов и, легко поднимаясь по капиллярам, сужает пережимы в поровых каналах

снижение проницаемости на участках пласта.

№Виды миграции

По отношению к нефтегазоматеринским толщам

1.Первичная из нефтегазопроизводящих (нефтиматеринских) толщ в различные пористые и проницаемые породы-коллекторы

2.Вторичная передвижение нефти и газа в пределах пласта-коллектора (пластовая миграция и из одного пласта в другой через толщу пород.

В свободном, или растворенном состоянии углеводороды мигрируют по порам и трещинам по природному резервуару выделяют миграции

№1.Внутрипластовую (миграция, происходящая в теле осадочной толщи или одного пласта, осуществляемая по внутренним порам и трещинам)

2.Межпластовую(миграция происходящая в теле осадочной толщи или одного пласта, осуществляемая по разрывным нарушениям из одного природного резервуара в другой)

По масштабам проявления:

№Латеральная (Боковая) делится на 1. Локальную (небольшие расстояния )2. зональную (соответствует зоне нефтенакопления ) 3. Региональную (миграция УВ из зон их генерации к зонам нефтенакопления, в результате образуется нефтегазоносные области и провинции)

№Вертикальная(восходящая)- миграция через слабопроницаемые экранирующие покрышки по зонам повышенной трещиноватости.

№Струйная– миграция УВ в свободном состоянии. Встречается не часто и характерна для условия переформирования скоплений нефти и газа. Условиями возникновения такого вида миграции являются глинистые толщи значительной мощности по сравнению с породами коллекторами. При интенсивной генерации нефти и газа в таких отложениях, избыток УВ, образующийся после полного насыщения воды, может привести к возникновению струи нефти или газа, которая будет перемещаться уже в свободном состоянии к зонам нефтегазонакопления

№Факторы миграции:

№Гравитационный фактор. Под гравитационным фактором миграции нефти и газа понимают действие силы тяжести. Если в результате тех или иных перемещений нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды, то нефть в силу своего веса будет стремиться занять в этом пласте его пониженные участки, а газ — повышенные.

Гидравлический фактор. Вода в земной коре может находиться в движении. В пластах горных пород наблюдается струйное движение воды, подчиняющееся закону Дарси. В своем движении. вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа и таким образом перемещает их.

Закон Дарси примени́м для фильтрации жидкостей, подчиняющихся закону вязкого трения Ньютона (закону Навье — Стокса). Для фильтрации неньютоновских жидкостей (например, некоторых нефтей) связь между градиентом давления и скоростью фильтрации может быть нелинейной или вообще неалгебраической (например, дифференциальной)

Капиллярные и молекулярные явления. Механизм перемещения нефти и газа под действием капиллярных сил в достаточной мере еще не изучен. Трудно сказать, на какое расстояние возможны такие перемещения и какую роль играют они в процессе миграции углеводородов. Поставленные опыты и некоторые теоретические предпосылки дают основание предполагать, что такое перемещение вряд ли возможно на большие расстояния и вряд ли играет главную роль в процессе формирования скоплений нефти и газа.

Энергия газа. Энергия газа как движущая сила для нефти в пласте довольно хорошо изучена путем наблюдений за разрабатываемыми скоплениями нефти и газа. Установлено двоякое проявление энергии газа. Если в скоплении нефти и газа последнего достаточно много для полного насыщения нефти при данном давлении и температуре, то избыток газа может образовывать газовую шапку. В газовой шапке газ находится в сжатом состоянии под давлением

Упругие расширения жидкости и пород. Жидкость (преимущественно вода), заполняющая коллектор и находящаяся под некоторым давлением, сжимается. Коэффициент сжимаемости воды весьма мал, но при больших объемах воды в пласте снижение давления в нем может вызвать значительное увеличение объема жидкости. Увеличение объема жидкости будет сопровождаться ее перемещением — миграцией. Коэффициент сжимаемости пород еще меньше, но при больших объемах пласта его упругие силы могут иметь существенное значение для миграции жидкости в пласте. При снижении пластового давления в результате упругого расширения зерен породы поровые каналы будут сужаться, а находящаяся в них жидкость вытесняться из пласта.
7. Элементы залегания слоев

Во всех случаях, когда залегание различных геологических тел, в частности пластов горных пород, отличается от горизонтального, для определения их ориентировки в пространстве вводится понятие об элементах залегания. К ним относятся: простирание, падение и угол падения.

1. 
   Простирание – это протяженность слоя на горизонтальной поверхности Земли. Оно определяется ориентировкой линии простирания.
   

Линия простирания - линия пересечения горизонтальной плоскости с поверхностью геологического тела, т.е. любая горизонтальная линия, лежащая на поверхности геологического тела (рис.5а, линии аб, а₁б₁, а₂б₂). Соответственно, пересечение горизонтальной плоскости с кровлей пласта даст линию простирания кровли, а пересечение с подошвой - линию простирания подошвы пласта. В проекции на горизонтальную плоскость (на плане или на карте) линии простирания кровли и почвы (подошвы) могут совпадать, накладываясь друг на друга, но будут иметь разные высотные отметки, отличаясь на величину вертикальной мощности пласта. Положение линии простирания относительно стран света определяется азимутомпростирания. 





Рис.5. Элементы залегания слоя (а) и их соотношения в плане (б)

Азимут простирания - это правый горизонтальный векториальный угол, отсчитываемый от северного направления географического меридиана до линии простирания. Азимут может изменяться от 0 до 360°. Так как любая линия простирания имеет два взаимно противоположных направления, то азимут простирания может быть выражен двумя значениями, различающимися на 180° (рис.5 б, a₁ и a₂).

2. 
   Падение слоя определяется двумя показателями: направлением и углом падения.
   

Направление падения слоя (или любой плоскости) характеризуется ориенти-ровкой его линии падения по отношению к странам света и определяется азимутом линии падения.

Линия падения слоя (рис.5а, линия вг) - линия на поверхности пласта (жилы, тре-щины), перпендикулярная к линии простирания и ориентированная в направлении максимального наклона пласта. Таким образом, линия падения - вектор, указывающий направление наибольшего наклона. Иначе говоря, линия падения – это линия наибольшего ска-

та. Другая линия, лежащая в плоскости наслоения и перпендикулярная к линии простирания, но направленная вверх, в сторону, обратную линии падения, называется линией восстания слоя (рис.5а, линия вд). Азимут падения- угол между проекцией падения на горизонтальную плоскость и северным направлением географического меридиана. Азимут падения может изменяться от 0 до 360° и всегда имеет только одно значение.

3. 
   Угол падения - угол между линией падения (вг) и ее проекцией (ве) на горизонтальную плоскость (рис.5а, углы a и a₁), т.е. угол максимального наклона геологического тела. Угол падения может изменяться от 0 до 90°. При опрокинутом залегании слоев угол падения также составляется линией падения и ее проекцией на горизонтальную плоскость и не может превышать 90°.
   

Количественные значения элементов залегания определяются с помощью горного компаса (рис.6), который имеет ряд конструктивных особенностей, отличающих его от обычного, туристического:

1. На лимбе (шкале) горного компаса значения градусов увеличиваются в направлении против часовой стрелки. При таком построении шкалы азимут любого направления определяется прочтением цифры, на которую указывает северный (синий) конец стрелки компаса, а не вычитанием из 360° этой цифры, как это делается при пользовании обычным компасом.

2. Лимб горного компаса закреплен на прямоугольной пластинке и смещен к северному краю компаса.

3. Для определения угла падения горный компас снабжен отвесом (клинометром), укрепленным на той же игле, что и магнитная стрелка, и полулимб. Полулимб градуирован от 0 до 90° в одну и другую стороны от центра. Отвес свободно перемещается при вертикальном положении компаса.

Работая с горным компасом, надо помнить следующие основные правила:

1. При определении любого азимута компас должен располагаться горизонтально.

2. При определении азимута линии падения компас короткой стороной прикладывается к линии простирания, при этом северный конец компаса (отсчет на лимбе 0°) устанавливается в направлении падения.

3. При определении азимута линии простирания компас прикладывается длинной стороной к линии простирания.
Рис.6. Горный компас: 1 – прямоугольная пластинка; 2 – большой лимб; 3 – клинометр; 4 – рычажок закрепления; 5 – стрелка; 6 – стекло, укрепленное кольцевой пружиной; 7 – конец рычага; 8 – полулимб.

Отсчет значения азимута простирания или азимута падения берется в направлении против часовой стрелки по цифре, на которую указывает северный конец стрелки.

4. При определении угла падения компас прикладывают к линии падения длинной стороной. Компас при этом следует держать вертикально. Отсчет значения угла падения берется по цифре полулимба, на которую указывает стрелка отвеса. Ввиду того, что линия падения и линия простирания перпендикулярны друг другу, значения азимутов падения и простирания отличаются друг от друга на 90°. Поэтому для определения элементов залегания необходимо и достаточно определить азимут линии падения и угол падения. Азимут простирания получится вычислением: азимут падения плюс или минус 90°.

Измеренные значения элементов залегания записываются по определенной форме: вначале азимут падения (Аз.пад.), затем угол падения (ставится значок Ð) и азимут простирания (Аз.пр.). Поскольку азимут простирания имеет два значения, отличающихся на 180°, то записываются оба (одно из них в скобках). Пример записи: Аз.пад.15, Ð45, Аз.пр.105(285).

Определенные элементы залегания геологических тел в ряде случаев наносятся на геологические карты и планы в форме значка элементов залегания:  30. В значке длинная линия (6-8 мм) расположена по линии простирания, короткий штрих (2 мм) указывает направление падения (т.е. направлен по линии падения), а цифра у штриха показывает угол падения.

Нанести значок элементов залегания на план (карту) можно с помощью горного компаса или транспортира. В первом случае следует ориентировать план в сторонах света. Затем (не сдвигая плана!) положить на план к точке замера компас и поворачивать его до тех пор, пока намагниченный конец стрелки не укажет на лимбе отсчет соответствующего азимута (азимут простирания или падения). При этом длинная сторона подставки компаса расположится параллельно той линии, азимут которой указывает магнитная стрелка.

Нанести значок элементов залегания с помощью транспортира совсем просто: от направления север - юг на карте (чаще всего эта линия параллельна вертикальным рамкам карты, но иногда обозначена стрелкой) отметить по часовой стрелке соответствующий угол.

8. Состав и физические свойства газового конденсата. Сырой и стабильный конденсат.

Газовый конденсат — смесь жидких углеводородов, конденсирующихся из природных газов.

Как и другое углеводородное сырье, газовый конденсат используется для выработки топлива и продуктов газонефтехимии. Газовый конденсат содержит больше светлых бензино-керосиновых фракций и значительно меньше смолистых веществ, асфальтенов и, как правило, серы и других нежелательных соединений. Все это делает его отличным сырьем для производства высококачественного и горючего — бензинов, реактивного, дизельного и котельного топлива.В процессе комплексной переработки из газового конденсата получают сырье для производства пластмасс, синтетических каучуков, волокон и смол, спиртов, растворителей и другой продукции органической химии.

Газовый конденсат представляет собой бесцветную или слабоокрашенную желтоватую жидкость. В природных условиях (в залежах), как правило, находится в газообразном состоянии. Конденсируется из природных (пластовых) газов при повышении давления (выше давления начала конденсации) и/или понижении температуры (точка росы по углеводородам). Состоит из бензиновых (интервал кипения от 30-80 до 200°С), керосиновых (200-300°С) и, в меньшей степени, более высококипящих компонентов. Для большинства газовых конденсатов выход бензиновых фракций составляет 70-85%.^[1]

В зависимости от наличия/отсутствия в продукте газов различают нестабильный газоконденсат (сырой газоконденсат), который содержит в своём составе растворённые газы.

Нестабильный конденсат выделяется в установках комплексной подготовки газа из пластового газа при заданных давлении и температуре, при которых газ отделяется от конденсата. После сепарации газ поступает в замерное устройство, а уже затем в газопровод.

Стабильный газоконденсат - Газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов С1-С4.

В свою очередь стабильный конденсат в зависимости от места производства делится на промысловый конденсат , получаемый непосредственно на промысле, рядом со скважиной, и заводской конденсат, производимый на газоперерабатывающих заводах

По физическим свойствам конденсаты характеризуются большим разнообразием. Плотность конденсатов меняется от 0,677 до 0,827 г/см³; показатель преломления от 1,39 до 1,46; молекулярная масса- от 92 до 158.

Состав. Многочисленными исследованиями установлена генетическая связь подстилающих (образовавших) их нефтей. Конденсаты, как и нефти, состоят из УВ трех типов - метановых, нафтеновых и ароматических.

Однако распределение этих групп УВ в конденсатах имеют следующие особенности в отличие от нефтей:

1) абсолютное содержание (в ср.) ароматических УВ в бензиновых фракциях конденсатов выше, чем в нефтях;

2) встречаются бензиновые фракции, в которых содержится одновременно большое количество нафтеновых и ароматических УВ;

3) между содержанием метановых и ароматических УВ в бензиновых фракциях существует обратная связь (чем >метановых, тем <ароматических УВ);

4) концентрации разветвленных метановых УВ ниже концентрации нормальных структур;

5) на долю этилбензола среди ароматических УВ состава С₈Н₁₀ приходится в ср. значительно меньший %, чем в нефтях.

Таким образом конденсаты состоят из более простых соединений, чем нефти. В нефтях преобладают циклопентановые УВ, в конденсатах - циклогексановые. Ароматические УВ в нефтях обычно сосредоточены в высококипящих фракциях, в конденсатах, наоборот, в низкокипящих. Содержание серы в конденсатах колеблется от 0-1,2%. В отдельных залежах или скважинах могут быть обнаружены конденсаты, УВ состав которых может отклоняться от общих закономерностей, это связано с геологическими особенностями конкретного района.

Конденсаты заметно отличаются и по фракционному составу. В среднем они на 60-80% выкипают до 200С, но есть конденсаты (или нефтеконденсатные смеси), конец кипения которых 350-500С, содержащие в своем составе асфальтены.

В процессе разработки газоконденсатных залежей состав конденсатов меняется. По мере снижения давления происходит частичная конденсация УВ в пласте, и эта часть в основном уже не извлекается на поверхность. В результате этого происходит изменение количественной и качественной характеристики пластовой газоконденсатной смеси - изменение группового УВ состава. При снижении давления происходит выпадение в пласт высококипящих фракций конденсата, и плотность его уменьшается. Иногда плотность конденсатов, напротив, увеличивается, что в основном характерно для разрабатываемых газовых шапок.

9. Ёмкостные и фильтрационные свойства пород

Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность.

Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную. В практике используются также различные коэффициенты пористости.

Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости кп соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот vп к общему объему породы v:

кп = vп / v.

Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.

Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.
Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.

Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.

Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные  свойства коллектора, то проницаемость - его пропускную способность и, следовательно - коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин. Различие этих параметров характеризует такой пример. Пористость глин может превышать пористость песков, однако глины практически лишены проницаемости, поскольку их пористость образована тонкими субкапиллярными порами. Вследствие этого они не могут пропускать и отдавать содержащиеся в них флюиды.

Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:



где υ – скорость линейной фильтрации, м/с;

Q – объемный расход жидкости в единицу времени, м3/с;

F – площадь фильтрации, м2;

µ - динамическая вязкость жидкости, 1 Па·с;

ΔР – перепад давления, Па;

ΔL – длина участка фильтрации (пористой среды), м.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности kПР, который называется коэффициентом проницаемости.

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения пустотного пространства в образце, по которому происходит фильтрация. В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица – дарси (Д), 1 Д равен 1,02·10-12 м2 =1,02 мкм2 (1Д ≈ 1 мкм2).

Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа меняется в широких пределах от 0,005 до 3,0 мкм2. Наиболее часто она лежит в интервале от 0,05 до 0,5 мкм2.У нефтеносных песчаников она находится в диапазоне от 0,05 до 3 мкм2, а у трещиноватых известняков – от 0,005 до 0,02 мкм2.

Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.

Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.

Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.

Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.

Фазовая проницаемость выражается в тех же единицах, что и абсолютная (м2, или Д) или в долях единицы абсолютной проницаемости.

Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.

Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.

Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.

Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности kв измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой Vв, к общему объему пор породы Vп:

kв = Vв / Vп.

Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах.

10. Виды корреляции разрезов буровых скважин.

Начальным этапом изучения залежи является корреляция разрезов скважин – сопоставление разрезов скважин по данным геофизического исследование скважин.

Корреляция позволяет устанавливать последовательность залегания горных пород, выделять и прослеживать одновозрастные толщи, определять литологический состав и фациальные особенности того или иного интервала разреза, определить возраст с учетом фациальных остатков, устанавливать наличие перерывов в осадконакоплении и проявлении вторичных процессов при сопоставлении с данными по керну.

Выделяют три типа корреляции: общая, зональная, региональная.

Общая корреляция – сопоставление разрезов скважин в целом от устья до забоя с целью выделения одновозрастных стратиграфических пачек толщ, отдельных литологических пачек пород, продуктивных пластов, маркирующих горизонтов. Общая корреляция выполняется по каротажным диаграммам масштаба 1:500 и по выделенным нефтегазовым толщам. Детальная корреляция проводится с использованием диаграмм более крупного масштаба 1:200

Зональную корреляцию проводят для детального изучения нефтегазоносных толщ, выделение в них продуктивных пластов, подсчетных объектов, слоев и пачек пород в пределах одного месторождения. Такая корреляция необходима для пластов, характеризующихся фациальной изменчивостью, значительной расчлененностью разреза и выклиниванием коллекторов в различных направлениях и замещением их плотными породами.

Региональная корреляция проводится по скважинам, находящихся на месторождении одной площади, нефтегазоносного района или края, при этом сопоставляются геологические разрезы в целом от устья до забоя скважин или отдельных продуктивных толщ.
Источниками первичной

информации в нефтегазопромысловой геологии служат исследования разными методами, объединенные общей решаемой задачей.

Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды в лабораториях с помощью специальных приборов — основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды. Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Отбор проб с сохранением пластовых условий весьма затруднителен. В настоящее время существуют герметичные пробоотборники только для пластовых нефтей и вод. Пересчет результатов лабораторного определения на пластовые условия может производиться с помощью графиков, построенных на основе данных специальных исследований.

Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется в целях изучения геологических разрезов в скважине, исследования технического состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.