Геология и геохимия. Геология и геохимия нефти и газа. Прозорова. Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа
 Скачать 6.77 Mb.
|
|
Геология нефти и газа _____________________________________________________ Геология нефти и газа изучает процессы нефтегазонакопления, которые протекают поэтапно. Выделяется четыре следующих этапа: 1) эмиграция жидких и газообразных углеводородов из производящих пород; 2) миграция УВ в природных резервуарах; 3) аккумуляция УВ в ловушках и формирование залежей и месторождений нефти и газа; 4) переформирование и разрушение залежей и месторождений. Геологическая среда, в которой происходит нефтегазообразование и нефтегазонакопление, представляет собой по А.А. Бакирову (1987) нефтегазовую геологическую мегасистему. Основными её элементами являются: 1. Нефтегазопроизводящие породы, породы-коллекторы и флюидоупоры, которые объединяются в системы природных резервуаров и нефтегазоносных комплексов. 2. Различные типы ловушек, которые контролируют нефтегазонакопление, а также различные по масштабу дизъюнктивные нарушения, которые контролируют миграцию УВ. Эти элементы объединены системой тектонических структур от первого до четвертого порядка. В свою очередь элементами ловушек нефти и газа являются породы-коллекторы и флюидоупоры. За счёт уравновешенности гидравлических сил в ловушках происходит аккумуляция УВ, которые мигрируют в природных резервуарах по породам-коллекторам. В результате образуются залежи и месторождения нефти и газа. Сохранение залежей возможно только при условии, что коллекторы перекрыты непроницаемыми породами–покрышками, или флюидоупорами. 3. Системы локальных, региональных и глобальных скоплений нефти и газа. Локальные скопления нефти и газа это – залежи и месторождения. Они являются основными объектами поисково-разведочных работ и разработки. Региональные скопления представлены: зонами нефтегазонакопления, нефтегазоносными районами, областями и провинциями, которые являются объектами нефтегазогеологического районирования. Зоны нефтегазонакопления состоят из генетических связанных залежей и месторождений нефти и газа. Кроме того, они также являются объектами геологоразведочных работ на региональном этапе их ведения. Система глобальных скоплений представлена ареалами нефтегазоносных провинций платформенного типа, нефтегазоносными поясами подвижных территорий и платформенных окраин, а также и узлами или полюсами нефтегазонакопления, которые являются объектами теоретических исследований и обобщений. 6.ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ Цели изучения – получить знания о породах-коллекторах и флюидоупорах, их ёмкостно-фильтрационных свойствах, видах пористости и проницаемости, классификационных параметрах, зависимости ёмкостно-фильтрационных свойств в зависимости от изменения литологического и минералогического состава, термобарических условий, а также - о строении, составе и классификациях природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах как важных природных системах, в которых происходит генерация и миграция УВ и формирование в их ловушках залежей и месторождений нефти и газа. Задачи – изучить: морфологические и генетические виды пустот; виды пористости и проницаемости; единицы измерения величин пористости и проницаемости; факторы, влияющие на величину пористости и проницаемости; классификации пород-коллекторов по условиям фильтрации и аккумуляции пластовых флюидов, величине эффективной пористости и величине коэффициента проницаемости, по вещественному (литологическому) составу горных пород; основные факторы, определяющие экранирующие свойства флюидоупоров; классификации флюидоупоров по Э.А. Бакирову и А.А. Ханину; основные морфологические типы природных резервуаров; связь типов морфологические типы с гидродинамическими условиями; генетические типы ловушек и их связь с природными резервуарами; показатели, характеризующие свойства нефтегазоносных комплексов; классификации нефтегазоносных комплексов по генезису и масштабам; принципиальные различия сингенетичных и эпигенетичных нефтегазоносных комплексов. Уметь: делать макроскопическое описание и пород-коллекторов и флюидоупоров, определять вид их порового пространства; по данным макроскопического описания и пород-коллекторов и флюидоупоров определять тип коллектора (флюидоупора); давать качественную характеристику коллекторским свойствам пород по количественным данным: общей, открытой и эффективной пористости; величине проницаемости; определять типы природных резервуаров и ловушек по структурным картам и геологическим разрезам месторождений и залежей нефти и газа 6.1 Породы-коллекторы Коллекторами называются породы, обладающие способностью к аккумуляции и фильтрации нефти, газа и воды. Эти процессы возможны, если порода имеет пустотное пространство, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами (рис. 13), объединенными в общую систему каналов.  Рисунок 13 – Виды пустотного пространства пород (по О.Е. Мейнцер; 1923): а – хорошо отсортированная высокопористая порода; б - плохо отсортированная низкопористая порода; в – хорошо отсортированная порода с пористыми зёрнами и очень высокой пористостью; г – хорошо отсортированная, но сцементированная порода пониженной пористости; д – порода с порами растворения; е – порода стрещинной пористостью Поры – это пустоты между минеральными зернами и обломками пород. Они имеют размеры менее 1 мм и заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей. Каверны – это пустоты в горных породах размером более 1 мм. Трещины – это совокупность разрывов сплошности породы. По размерам поры и трещины разделяются на три категории: 1) некапиллярные или сверхкапиллярные, 2) капиллярные и 3) субкапиллярные или ультракапиллярные. К некапиллярным относятся поры диаметром более 0,5 мм и трещины шириной более 0,25 мм. Капиллярными являются поры от 0,5 до 0,0002 мм и трещины от 0,25 до 0,0001 мм. К субкапиллярным относятся поры менее 0,0002 мм и трещины менее 0,0001 мм. Такое разделение пустотного пространства пород связано с тем, что в некапиллярных пустотах содержатся свободные флюиды (вода, нефть и газ), движение которых находится под действием гравитационных сил или перепада давления. В капиллярных пустотах также содержатся свободные флюиды, но их движение находится под действием капиллярных или менисковых сил, а также гравитационных сил или перепада давления. Поскольку движение нефти и газа происходит в водонасыщенных коллекторах, то в капиллярных пустотах знак капиллярного давления на разделе фаз зависит и от таких свойств пород как гидрофильность или гидрофобность. В субкапиллярных пустотах находятся физически связанные или адсорбированные флюиды. Эти флюиды крепко связаны с поверхностью минеральных частиц силами межмолекулярного притяжения и полностью закрывают просветы порово-трещинного пространства. Поэтому субкапиллярные пустоты для жидкостей и газов практически не проницаемы. Однако при высоких температурах и давлениях, когда капиллярные эффекты сводятся к минимуму или исчезают, движение флюидов по этим пустотам становиться возможным. Поры и трещины могут быть первичными или сингенетичными и вторичными или эпигенетичными. Первичные пустоты образуются между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород, одновременно с их формированием и обусловлены текстурными особенностями этих пород. Вторичные пустоты образуются в результате катагенных процессов, что особенно характерно для карбонатных пород, а также в результате тектонических и гипергенных процессов. Суммарный объем трещинных пустот разного происхождения всегда меньше объёма пор и каверн и лежит в пределах от сотых долей процента до 2-3 %, редко превышая 5 %. В среднем он составляет 0,1-1 %. Однако по сравнению спорами и кавернами, трещинные пустоты прямолинейны, имеют большую протяженность и глубину проникновения. Всё это оказывает огромное значение на фильтрационные свойства горных пород. Трещины с раскрытостью более 0,1 мм хорошо прослеживаются визуально. 2.6.1.1 Основные свойства пород-коллекторов 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; η - динамическая вязкость жидкости, 1 Па·с; Δр – перепад давления, Па; L – длина участка фильтрации (пористой среды), м. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости:  .В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности: [L] = м; [F] = м2; [Q] = м3/с; [р] =Па; [η] = Па·с. Следовательно,  .При L = 1 м; F = 1 м2; Q = 1 м3/с; р =1 Па и η = 1 Па·с получим значение коэффициента пропорциональности k = 1 м2. Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/с. Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м2). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. Обычно коэффициент проницаемости выражают в микрометрах, 1 мкм2 = 10-12 м2. 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. 2.6.1.2 Классификации пород-коллекторов Коллекторы классифицируются по целому ряду признаков, поэтому имеется множество различных их классификаций. Наиболее важными классификационными критериями являются: - условия аккумуляции и фильтрации флюидов; - величина открытой или эффективной пористости и величина проницаемости; - характер проницаемости; - генезис и тип пород. Породы-коллекторы классифицируются и по другим критериям, или классификационным признакам, например: по масштабам распространения в пределах нефтегазоносных комплексов; толщине и выдержанности литологического состава; содержанию остаточной воды; количеству и составу цемента. По условиям фильтрации пластовых флюидов коллекторы делятся на простые и сложные (смешанные). К простым коллекторам относятся поровые и чисто трещинные, а к смешанным - трещинно-поровые и порово-трещинные. Чисто трещинные и смешанные (трещинно-поровые и порово-трещинные) коллекторы часто называют просто трещинными, поскольку фильтрация в них обусловлена, главным образом, наличием трещин. Г.И. Теодорович по характеру проницаемости разделил коллекторы три группы: равномерно-проницаемые, неравномерно-проницаемые и трещиноватые. |