- Оспорить ДТП

Свойства коллектора это

Здравствуйте, в этой статье мы постараемся ответить на вопрос: «Свойства коллектора это». Также Вы можете бесплатно проконсультироваться у юристов онлайн прямо на сайте.

Содержание:

. (4.1.1)

Различают общую, открытую и динамическую (эффективную) пористость, которые соответственно определяются:

, (4.1.2)

где Vсвпор — объем пор, связанных между собой;

Vпорзакр — объем пор закрытых;

, (4.1.3)

, (4.1.4)

где Vпордв.ж — часть объема открытых пор с движущейся фазой

Для несцементированных пород в оценке коэффициента пористости можно использовать модель фиктивного грунта, для которого величина пористости будет согласно Слихтеру определяться характером упаковки зерен:

, (4.1.5)

где — угол упаковки (60°<<90°). В соответствии с углом пористость меняется от 0,259 до 0,476.

Для реальных гранулярных пород структура перового пространства зависит от многих факторов:

1) гранулометрического состава пород;

2) степени цементации;

3) степени трещиноватости пород.

Характер (степень) цементации может существенно изменить пористость породы:

На рис. 4.1.1 показаны различные типы цемента в гранулярном коллекторе.

Рис. 4.1.1. Типы цемента в гранулярном коллекторе:

а — цемент соприкосновения; б — пленочный цемент; в — базальный цемент.

Становится очевидным, что в зависимости от размеров зерен и характера цементации пористость будут предопределять размеры поровых каналов:

1) сверхкапиллярные — более 0,5 мм;

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм;

3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение нефти, воды и газа, по капиллярным — при значительном влиянии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах пластовые флюиды практически перемещаться не могут (это глинистые разности пород).

Следовательно, при технологически допустимых перепадах давления не во всех пустотах возможна фильтрация жидкостей и газов. Отсюда пользуются еще двумя понятиями:

1) статической полезной емкостью коллектора (ПСТ);

2) динамической полезной емкостью коллектора (ПДИН).

Первая определяется открытой пористостью, вторая — условиями фильтрации (в конечном итоге — промывкой).

, (4.1.6)

где SВК и SВН — соответственно конечная и начальная водонасы-щенности коллектора; m0 — коэффициент открытой пористости.

Проницаемость коллектора является фильтрационным параметром горной породы. Это свойство горной породы пропускать жидкости и газы и их смеси при создании перепадов давления. Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью.

При разработке нефтяных (газонефтяных) и газовых (газоконденсатных) месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа или совместная фильтрация двух или трех фаз (нефти, газа и воды одновременно). При этом проницаемость пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

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

, (4.2.1)

где к — коэффициент фильтрации;

Р — перепад давления;

L — длина участка фильтрации.

Для любого сечения вдоль потока согласно законам общей гидравлики в тех же условиях фильтрации имеем:

, (4.2.2)

где Q — объемный расход жидкости в единицу времени;

F — площадь поперечного сечения пористой среды.

В условиях установившегося режима, приравняв правые части (4.2.1) и (4.2.2), имеем:

Задав единичные параметры величинам в формуле (4.2.3): [Q] = 1 см3/сек; [] == 1 спз; [L] = 1 см, [F] = 1 см2; [Р] = 1 кгс/см2, для размерности проницаемости в (4.2.3) получим: [k] = 1 дарси (1 Д).

При использовании для тех же величин размерностей в Международной системе единиц, размерность проницаемости:

При этом 1 Д10-12м2 = 1 мкм2.

При расчете проницаемости по газу вследствие его сжимаемости следует ввести средний объемный расход, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца:

, (4.2.5)

где QГ =2Q0P0/P1+P2 (согласно закону Бойля-Мариотта).

, (4.2.6)

где P1 и Р2 — давления в газовом потоке до и после образца.

Формулы (4.2.3) и (4.2.6) справедливы для одномерных (плоскопараллельных) потоков. При использовании решений из подземной гидромеханики для плоскорадиальной фильтрации (случай притока к скважине) имеем: при фильтрации жидкости

коллектор горный нефть газ

Суммарный объем всех пустот в породе, включая поры, каверны, трещины, называют общей или абсолютной (теоретической) пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, представляющим собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или процентах.

Часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не охватываются потоком флюида при разработке. Кроме того, изолированные поры могут быть заполнены водой или газом. Поэтому выделяют открытую пористость – отношение объема открытых пор к объему породы.

Открытая пористость всегда меньше теоретической. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д.

Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью, которая выражается в долях единицы или процентах. Эффективная пористость всегда должна определяться по отношению к конкретному флюиду и к пластовым условиям. Ее определение возможно методами ГИС или специальными промысловыми исследованиями.

Иногда используется понятие приведенной пористости, представляющей отношение объема пор к общему объему матрицы породы.

В природных условиях пористость песчано-алевритового коллектора зависит прежде всего от характера укладки зерен, от степени их отсортированности, окатанности, наличия, состава и качества цемента. Кроме того, пористость зависит от проявления и сохранения разного размера каверн и трещиноватости вследствие вторичных процессов ? выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации и др.

Большое влияние на геометрию порового пространства оказывают структура и текстура пород-коллекторов. Под структурой пород понимаются внешние особенности зерен породы: их форма, характер поверхности зерен и т.д.; под текстурой ? характер взаимного расположения зерен породы и их ориентация. В частности, слоистость является одним из важнейших и широко распространенных признаков текстуры.

КОЛЛЕКТОР нефти и газа, горная порода, способная вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки.

Коллекторы подразделяются на промышленные, из которых возможно получение достаточных по величине притоков флюидов, и непромышленные, из которых получение таких притоков на данном этапе невозможно.

Нижние пределы параметров коллекторских свойств (проницаемости и полезной ёмкости), определяющие промышленную оценку коллектора, зависят от состава флюида (для газа в связи с его подвижностью они значительно ниже, чем для нефти) и типа коллектора (поровый, биопустатный, кавернозный, трещинный или смешанный).

Формирование коллектора начинается со стадии седиментогенеза породы. Степень сохранности седиментационных признаков зависит, прежде всего, от минерального состава породообразующей части (матрицы) коллектора, минерального состава и формы распределения в поровом пространстве цемента, а также от мощности коллектора.

Постседиментационная эволюция коллектора определяется новыми признаками, формирующимися под влиянием увеличивающихся давления и температуры, повышения концентрации флюидов, перераспределения цементирующего материала, изменения структуры пустотного пространства, растворения неустойчивых и образования стабильных минералов.

Изменения протекают с разной интенсивностью, определяемой в первую очередь литологическим типом породы.

Cтраница 1

Нефтегазовые коллекторы слагаются в основном частицами, размер которых составляет десятые доли миллиметра.

Гранулометрический состав позволяет судить о некоторых условиях генезиса пород в период их возникновения.

[1]

Нефтегазовым коллектором называется горная РїРѕСЂРѕРґР°, обладающая физическими ( структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать РІ ней жидкие Рё газообразные углеводороды, Р° также фильтровать, отдавать РёС… РїСЂРё наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти Рё газа — его емкостная Рё фильтрационная характеристики, определяемые литолого-петрографическим ( вещественным) составом, пористостью Рё проницаемостью, Р° РІ более общем РІРёРґРµ — типом коллектора. [2]

Нахождение эффективных упругих свойств песчаных нефтегазовых коллекторов и, в частности, скоростей продольных и поперечных волн, определение связи между скоростями и структурными параметрами скелета и перового пространства, свойствами флюида является весьма актуальной задачей для сейсморазведки. Закономерности распространения звука в сухих грунтах и горных породах необходимо знать при регистрации силы землетрясений или взрывов. Эти и многие другие примеры показывают значимость решения данной задачи для многих прикладных, а в некоторых случаях и теоретических, проблем механики дисперсных систем. [3]

Роль подземных вод в формировании и разрушении залежей нефти и газа Скачать 70200 0 0

… поверхности различных гори­зонтов; составление карт изотерм по срезам на различных глубинах; построение обобщенного графика изменения температуры с глубиной для района в целом. РОЛЬ ПОДЗЕМНЫХ ВОД В ФОРМИРОВАНИИ И РАЗРУШЕНИИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Ведущая роль подземных вод в процессах миграции УВ и формирования их залежей признается большинством исследователей. Еще в первых работах М. Менна …

Вне зависимости от конструкции вакуумной трубки, основным материалом, который используется во всех типах устройства, является боросиликатное стекло, способное выдерживать значительные внешние нагрузки без повреждения корпуса стеклянной колбы (дождь, снег, град и т.д.).

Еще один материал, используемый практически во всех конструкциях, это медь, из которой изготавливается внутренняя трубка. Медь выбрана не случайно, потому как именно этот металл обладает хорошими показателями по теплопроводности и практически не подвергается коррозии в процессе эксплуатации.

Антифриз (хладагент), вещество, помещаемое во внутренне пространство медной трубки, обладает способностью испаряться при относительно не высокой температуре.

Адсорбер – теплопоглощающий слой, может быть выполнен из различных составов, способных поглощать тепло. Вид состава, каждый производитель выбирает индивидуально.

Теплопоглощающая пластина изготавливается из меди и крепится к тепловому стержню.

В настоящее время на рынке альтернативных источников энергии, к которым несомненно относятся и гелиосистемы, представлены товары различных производителей, из разных, технически развитых стран.

Наибольшей популярностью среди пользователей, пользуется продукция следующих брендов, это:

  • Компания «Анди Групп» (Китай).
  • Компания «WESWEN» (Германия).
  • Компания «ТЕПЛОПЭН» (Россия).

Физические свойства горных пород — коллекторов нефти и газа

Максимальное число залежей черного золота располагается на глубине 1—3 км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. — например, битуминозные пески и битумы.

В нефтяных песках Канады и республики Венесуэлы имеются большие запасы нефтепродуктов (3400 млрд баррелей). Добычу проводят главным образом карьерным или шахтным способом. В настоящее время организации Shell, BP и прочие ещё не могут производить много черного золота из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении.

По литологическому составу выделяют два основных типа коллекторов – терригенные (песчано-алевритовые) и карбонатные. Кроме того, выделяют коллекторы связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами.

Терригенные коллекторы занимают главное место среди других: с ними связано 58 % мировых разведанных запасов нефти и 77 % газа. Достаточно сказать, что в таком уникальном бассейне, каким является Западно-Сибирский, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных, обломочных коллекторах. Литологически терригенные коллекторы (пески, песчаники, алевролиты) характеризуются гранулометрией – размером зерен.

Нефть в современном мире является главным и важнейшим из всех полезных ископаемых, которые сегодня добываются. И это не удивительно! Ведь нефть – это основной компонент горючего для различных транспортных средств, товаров народного потребления, лекарственных препаратов и много другого.

О существование нефти люди знали еще в далекие древние времена. Изначально она не использовалась в качестве горючего материала, а применялась в большей степени как вяжущее вещество, например, во время строительства. И только в средневековье люди заинтересовались нефтью благодаря ее горючим свойствам. Она является горючей маслянистой смесью светло-коричневого или темно-бурого цвета. Нефть бывает легкая, средняя и тяжелая в зависимости от своей плотности. Залегает, как правило, на глубинах от нескольких десятков метров до 5-6 километров.

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.

Коллекторы. Их физические свойства

Оценка петрофизических свойств коллектора представляет собой процесс обнаружения и подсчета запасов углеводородов непосредственно по породе и при помощи геофизических исследовании в скважине. Данные, используемые в этом процессе, привлекаются из разных источников:

  • Каротаж (в обсаженном и в открытом стволе, геолого-технический контроль в стволе)

  • Каротаж во время бурения

  • Газокаротаж

  • Анализ керна и флюида

  • Опробование пласта

С целью определения свойств залежи проводится много разных видов измерений. Эти измерения охватывают различные виды существующих в природе энергий, одни из которых отражают физические свойства пород, а другие более чувствительны к свойствам флюидов. Многие из измерительных приборов были разработаны для специальных условий, как, например раствор на нефтяной основе. Кроме того, каротажные зонды начали развиваться приблизительно с 20-х годов и исторически сложилось, что в основном 3-5 каротажных компаний разрабатывали все новые и новые зонды с новыми возможностями. В итоге, сегодня мы имеем поразительно огромное количество зондов и методов измерений с присущими только им особенностями в их интерпретации.

Самым главным измерением каротажных работ, осуществляемого подрядчиком, является глубина. Описание подземных резервуаров не имеет смысла без знания их точной глубины залегания. Следовательно, контроль глубины является наиважнейшим фактором для успешного проведения каротажа или завершения скважинных работ.

Подрядчик оговаривает такие величины как глубина скважины, размер каротажного кабеля и удельный вес бурового раствора. Но, как правило, предполагается, что все каротажные операции проводятся в интервале глубины с допустимым отклонением 0,3-3000 метров. Методы для нанесения меток на кабель (обычно с помощью магнитного маркера), знания точного расстояния от места стыковки кабеля с зондом до точки замера зонда (включая головную часть зонда, узел стыковки и т.д.) и расстояния до первого маркера от точки стыковки кабеля, все это является составной частью измерительной системы. Кроме того, существуют палетки для определения натяжения кабеля разного диаметра при разном удельном весе бурового раствора на различных глубинах и само собой разумеется, что полевой инженер должен сделать все, чтобы провести глубинные измерения как можно точнее. Глубина по каротажу считается основой для точного определения глубины скважины.

Сегодня форма предоставления каротажных диаграмм варьируется в зависимости от вида и количества проведенных записей. Дорожки представляют собой части диаграмм отведенные под линейные или логарифмические шкалы и сетки. Логарифмические шкалы, как правило, используются для кривых сопротивления, которые могут занимать одну или две дорожки.

На диаграмме бурения записывается диаметр ствола для соответствующих глубин и глубина установки обсадных колон. Эти данные должны быть ясно отражены в шапке каротажной диаграммы. Широко практикуется регистрация глубины обсадной колоны по каротажу. Каротажная глубина никогда и ни в коем случае не должна быть умышленно искажена. В случае если каротаж не пишется в зоне наличия обсадной колоны с целью определения глубины его нахождения, то специально отведенная для этого ячейка на шапке должна оставаться пустой. Помимо всего вышеуказанного в шапке должна быть отражена информация об общей глубине бурения, дате и времени каротажа после циркуляции, максимально зарегистрированная температура на забое.

В шапку также должна быть внесена информация о таких данных, как поднятие над уровнем земли, буровой площадки, моря, высоты над средним уровнем моря, роторным столом или другая подобная точка отсчета глубины. Очень важно, чтобы эти данные были точны, т.к. каротажная диаграмма представляет собой официальный документ. Все эти данные обычно располагаются и в хвостовой части диаграммы. Полевой инженер несет основную ответственность за полную и точную информацию, отраженную в шапке. Его имя также должно быть занесено в шапку.

В секции ПРИМЕЧАНИЕ записываются все необычные обстоятельства, наблюдаемые во время каротажа; причины, по которым плохо проведенный каротаж не был повторен, почему кривая СП не была записана и т.д. Другими словами это место на шапке, где полевой инженер объясняет все возникшие при каротаже проблемы. Например, свойства бурового раствора неблагоприятно влияют на замеры зондов. Если это так, то это должно быть указано в секции ПРИМЕЧАНИЕ. Немаловажно иметь в шапке информацию о количестве зондов, их серийном номере и добавочных компонентах. Данная информация часто полезна при изучении вопросов, возникающих во время интерпретации и расследовании проблем, возникших при работе зондов.

Основные свойства пород коллекторов

В большинстве случаев затраты на бурение составляют основную стоимость скважины и поэтому в нефтяных компаниях в отделах разведки и разработки самые большие расходы отводятся на бюджет по бурению. Некоторые нефтяные компании не имеют собственных буровых станков и арендуют станки, буровые суда и платформы у подрядчиков точно так же, как нанимают каротажные компании для проведения каротажа и перфорации. Тем не менее, есть компании, которые имеют

собственные станки и поручают бурение скважин подрядчикам.

Буровой раствор предназначен для эффективного процесса бурения с целью контроля скважинного давления, охлаждения долота и транспортировки шлама на поверхность. Как правило, буровой раствор обладает свойством проникновения в пласт и размывания стенки ствола скважины. Стоимость раствора может значительно варьироваться в зависимости от его типа. Иногда раствор может использоваться повторно. Затраты на буровой раствор могут достигать 40% от стоимости скважины, хотя это не является общепринятой нормой.

Долгое время считалось, что отложения докембрия малоперспективны для поисков УВ. В 1960 году академик А.А. Трофимук предположил, что рифейские отложения Восточной Сибири могут содержать нефть и газ. Интерес к рифейским отложениям ЮТМ возрос в конце 70-хх – начале 80 хх годов прошлого века после получения промышленных притоков на Куюмбинском и Юрубченском поднятиях (А.А. Трофимук, 1992).

В 1987 г специалистами ПГО «Енисейнефтегазгеология», ПГО «Енисейгеофизика», НПО «Сибгео», НПО «Союзпромгеофизика», ВостСибНИИГГиМСа и ВНИГНИ под руководством А.Э.Конторовича, В.Д.Накарякова, Л.Л.Кузнецова, В.А.Кринина, В.Г.Сибгатуллина была разработана «Комплексная программа по оптимизации региональных, поисковых и разведочных работ в Юрубчено-Тохомской зоне газонефтенакопления» (Комплексная программа…). В её рамках выделялись две подпрограммы, первая – направленна на подготовку к разработке первоочередного участка в пределах Юрубченской и Вэдрэшевской площадей, вторая – ориентирована на оценку ЮТЗ в целом.

В 1995 году коллективом АО «Енисйнефтегаз» был произведён первый «Подсчёт запасов нефти, газа и конденсата Юрубчено-Тохомского месторождения». После чего в 1996 году территорию ЮТЗ разделили на четыре лицензионных участка: Юрубченский, Куюмбинский, Терско- Камовский (северный) и Терско-Камовский (южный). С этого момента начинается новый этап изучения Камовского свода Байкитской антеклизы.

В 2005 году в Государственном Комитете по запасам (ГКЗ) РФ группой специалистов «Красноярскгеофизика» под руководством А.А. Конторовича был защищён «Отчёт по подсчёту запасов нефти, газа и газоконденсата Юрубчено-Тохомского месторождения (пределах Юрубченского лицензионного участка)». В последующие годы и по настоящее время проводится опытно-промышленная разработка в ограниченном объёме (В.В.Харахинов и др., 2011).

В 2008 г. на основе полученной новой геолого-геофизической информации и вновь созданных моделей строения Куюмбинского и Терского секгора Юрубчено-Тохомского месторождений группой сиециачистов ВНИГНИ, ООО «Тверь-Геофизика» и ООО «Славнефть-НПЦ» в составе В.И. Петерсилье, Г Г. Яценко, С.М. Френкеля, А.Ф. Боярчука, Н С. Шик, В.В. Харахинова, С.И. Шленкина, В.А. Зеренинова был проведен подсчет запасов нефти, газа и конденсата этих месторождений и успешно защищен в ГКЗ РФ.

Стратиграфическая характеристика рифейских отложений первоначально основывалась на корреляции со стратиграфическим стандартом соседнего Енисейского кряжа (Н.В. Мельников и др., 2005). В дальнейшем эти отложения выделены в самостоятельную стратиграфическую единицу под названием камовская серия мощностью порядка 3,5 км. В работах Б.Г. Краевского; В.В. Хоментовского, К.Е. Наговицина, Е.М. Хабарова, И.В. Вараксиной и др. установлено циклическое строение камовской серии ЮТЗ. В качестве первого укрупненного цикла рассматриваются нижние три толщи: песчаную делингдэкэнскую (зелендуконская), глинисто-карбонатную вэдрэшевскую (мадринскую) и доломитовую юрубченскую. В составе расположенной выше части рифейского разреза выделяются еще четыре цикла, состоящих из глинисто-доломитовой и фитогенной карбонатной толщ (долгоктинская-куюмбинская, копчерская-юктенская, рассолкинская-вингольдинская, токурская-ирэмэкэнская). В данных работах уточнено, что абсолютное большинство толщ рифейского разреза ЮТЗ имеет между собой согласные взаимоотношения. Размыв небольшого масштаба отмечается лишь перед формированием юрубченской толщи, содержащей в основании песчаные доломиты и песчаники, а также в самой нижней части делингдэкэнской (зелендуконской) толщи.

Сибирская платформа, один из классических районов широкого распространения отложений верхнего протерозоя, отличается значительной полнотой разрезов, спецификой строения их в различных структурно-фациальных зонах и широким распространением карбонатных осадков, вмещающих строматолиты и микрофитолиты (Т.А. Дольник, 2000). С целью расчленения и корреляции образований докембрия используется комплекс методов включающий историко-геологический, радиологический и палеонтологический: строматолиты, микрофитолиты, микрофоссилии и др. Палеонтологический метод широко стал применяться в стратиграфии рифея и венда после публикаций первых схем расчленения по строматолитам и микрофитолитам, в основе которых лежали материалы В.П. Маслова, И.К. Королюк, И.Н. Крылова, М.А. Семихатова, С.В. Нужнова, Е.А. Рейтлингер, З.А. Журавлевой и др.

Детальные работы по изучению строматолитов и микрофитолитов Восточной Сибири проводятся с 1964 г. Тем не менее, возраст рифейского комплекса ЮТЗ или камовской серии в настоящее время является остро дискусионным, по этому вопросу высказываются две полярные точки зрения. Согласно одной из них, камовская серия соответствует керпыльскому и лахандинскому горизонтам (Б.Г. Краевский и др., 2010) Общесибирской шкалы рифея, согласно другой (Е.М. Хабаров и др., 1994), она включает в себя отложения и аимчания, и учурия, т.е. охватывает весь рифей (без байкальского горизонта).

В 1988 году А.А. Конторович, А.Э. Конторович, В.А. Кринин, Л.Л. Кузнецов, В.Д. Накарядов, В.Г. Сибгатуллин, В.С. Сурков и А.А. Трофимук на основе анализа пластовых давлениий предположили единую рифейско-нижневендскую массивную газоконденсатно-нефтяную залежь, занимающую всю присводовую часть Байкитской антеклизы. В 1992 году А.А. Трофимук в своей монографии впервые обобщил результаты 20-летных исследований геологического строения, модели залежи коллекторов рифея, оценка их ёмкости, обобщены итоги поиска и разведки нефти и газа ЮТЗ.

История развития осадочного чехла Байкитской антеклизы крайне сложна. Первоначально антеклиза представляла собой Бйкитский осадочный бассейн, который заложился на юго-западной окраине древнего архейско-раннепротерозойского кратона, наиболее вероятное начало формирования бассейна – конец раннего рифея, когда в его юго-западной части началось накопление преимущественно терригенной формации (Семихатов М.Л., 1962). В среднем и позднем рифее осадочный бассейн охватил всю территорию Сибирской платформы. В пределах Байкитской антеклизы в это время располагалась основная часть прикратонного позднерифейского Вельминского осадочного бассейна, видимо, пассивного типа (Вотах, 1968). В смежной области (современный Енисейский кряж) развивалась рифтовая зона, ответвления (грабены) которой проникали на территорию рассматриваемой территории.

Мощность рифейских отложений меняется от 3-5 км в юго-западной части Байкитского бассейна до 2-4 км в северо-восточной. Средний рифей представлен карбонатной, а верхний -глинисто-карбонатной формацией.

Во второй половине позднего рифея осадочный бассейн резко сокращается. Только в южной и юго-западной его частях накапливается карбонатно-терригенная формация. В конце рифейской эратемы на территории Байкитского бассейна проявилась фаза складчатости. Рифейские толщи оказались смятыми в складки с углами наклона до 10-15, на отдельных участках до 70, разбиты дизъюнктивными нарушениями амплитудой до нескольких километров. Во время и сразу после складчатости происходил интенсивный размыв ранее сформированных толщ, верхнего, среднего рифея, а также кристаллического фундамента. В результате под вендскими субгоризонтальными отложениями скважины вскрывают различные толщи рифея, а в ряде приподнятых блоков – кристаллический фундамент.

В конце позднего рифея и возможно начале раннего венда исследуемая территория подверглась оледенению (Ю.К. Советов и др., 2005), о чем свидетельствуют находки ледниковых отложений, залегающих с глубоким эрозионным врезом и стратиграфическим несогласием на различных довендских отложениях.

В раннем венде осадконакопление возобновляется в южной и юго-западной частях Байкитского бассейна, формируется красноцветная терригенная формация низов венда (ванаварская свита), последняя сменяется терригенно-сульфатно-доломитовой (оскобинская свита). Область осадконакопления в оскобинское время существенно расширилась. Суша и область размыва оставалась только в северо-восточной части Байкитского бассейна. Это -начало нового крупнейшего этапа седиментации на Сибирской платформе, в результате которого сформировался венд-кембрийский формационный комплекс. Со второй половины вендского периода (катангское – собинское время) Байкитский бассейн становится юго-западной частью обширного Восточно-Сибирского бассейна, занимавшего всю территорию Сибирской платформы. Этот бассейн максимально расширился в позднем венде и раннем кембрии. В последующие эпохи кембрия началось частичное его сокращение. В позднем венде формируются глинисто-доломитовая и доломитовая толщи, в раннем кембрии и амгинском веке — соленосно-карбонатная толща, в майском веке и в позднем кембрии — глинисто-карбонатная. Совместно с терригенной и терригенно-сульфатно-доломитовой толщами нижнего венда они составляют второй седиментационный комплекс бассейна, мощность которого меняется от 2,1 км на севере и востоке бассейна до 2,5 км в центральной части и до 3 км в юго-западной и южной его частях (А.Э. Конторович и др., 1994).

Анализ мощности вендских и кембрийских отложений позволяет сделать вывод о том, что рифейский рифтогенный режим сменился инверсионным, а в последствии синеклизным (рис. 2.5). К концу кембрийского периода темп прогибания постепенно замедлился, поэтому ордовикские отложения распространены в основном по северной окраине бассейна, где в этот период сформировались карбонатные, терригенные и терригенно-карбонатные породы общей мощностью до нескольких сотен метров. Их можно выделить, как третий седиментационный комплекс Байкитского бассейна.

Отсутствие силурийских, девонских и нижнекаменноугольных отложений не позволяет реконструировать историю развития территории в эти периоды. Можно предположить, что темп осадконакопления замедлялся, площадь — сокращалась. Преобладали эпохи перерывов, особенно в девонском периоде, когда территория Байкитского бассейна становилась областью транзита и, частично, поставщика осадочного материала для Тунгусского бассейна.

После длительных перерывов в осадконакоплении (в силуре и девоне) наступил период -(конец позднего палеозоя — ранний мезозой) формирования Тунгусской синеклизы, которая наложилась и на северо-восточный борт Байкитского бассейна. В результате прогибания этого борта образовалась Байкитская антеклиза, занимающая большую часть седиментационного бассейна в его современных границах. В среднем-позднем карбоне и перми формируется терригенный угленосный комплекс мощностью до нескольких сотен метров, впоследствии размытый почти на всей территории Байкитской антеклизы. Отдельные поля каменноугольных и пермских отложений сохранились в южных, восточных и северо-восточных её частях.

На рубеже палеозоя и мезозоя в осадочные толщи внедряются интрузии долеритов, особенно в верхнюю часть осадочного чехла. Суммарная мощность траппов в разрезе бассейна меняется от 85 (Хоркичская скв. 1) до 524 м (Полигусская скв. 1). В ЮТЗ мощность интрузий меняется от 165 до 255 м.

Мезозойская история развития Байкитского бассейна восстанавливается по фрагментарному распространению триасовых и юрских отложений. В триасовый период на востоке бассейна отлагалась туфогенно-обломочная толща, а в юрский — терригенная. Основная часть бассейна в мезозойскую эру представляла собой область размыва. Тектонические подвижки были незначительны и не приводили к существенным перестройкам (А.Э. Конторович и др., 1994 г).

При изучении карбонатных пород главной задачей является определение геометрии пустотного пространства и оценка фильтрационно-емкостных свойств. Это возможно при применении в комплексе методов принципиально иного подхода, основанного на изучении карбонатных отложений на образцах кубической формы насыщенных люминесцирующими жидкостями (пенетранты, люминофор) с последующим фотографированием граней образца в ультрафиолетовом свете, определении параметров и визуальной оценки пустотного пространства. Очень важным моментом является фотографирование полноразмерного керна и образцов кубической формы до насыщения их пенетрантом. Эти снимки дают четкое представление о текстурно-структурных особенностях пород.

В природных резервуарах, сложенных карбонатными породами, как правило, присутствуют коллекторы различных типов: поровые, трещинные и сложные, существенно отличающиеся строением ёмкостного пространства и фильтрационно-емкостными свойствами.

Поровые и трещинные коллекторы относятся к простым типам, так как в них емкостные и фильтрационные свойства обеспечиваются одним видом пустот. Сложным является коллектор, в пустотном пространстве которого одновременно развиты несколько типов пустот: поры, каверны и/или трещины. При этом поры и каверны, имеют пористость, значительно превышающую емкостные характеристики трещин, и преимущественно определяют эффективный объем коллектора, а фильтрационные свойства пластов обеспечиваются, главным образом, трещинами. В связи с этим проницаемость в резервуарах со сложным типом строения коллектора, обычно характеризуется анизотропией. Определение ориентированной газопроницаемости измеряется по кубикам в трех направлениях. Наличие систем трещин различной ориентировки и раскрытости, обуславливающие анизотропию проницаемости, выявляются по фотоснимкам, полученным в ультрафиолетовом свете.

Неодинаковое соотношение пустот различных типов в коллекторе обусловливает широкий диапазон изменения их свойств. Сложные коллекторы подразделяются на типы от трещинно-поровых или порово-трещинных до каверново-порово-трещинных, каверново-трещинных и каверново-трещинно-поровых (К.И. Багринцева, 1999). В названии типа коллектора термины располагаются по мере возрастания их роли в фильтрации. Если на последнем месте стоит слово «трещинный», значит фильтрация в такой породе осуществляется практически только по трещинам. Сочетание трещинно-поровый означает, что количество пор в породе достаточно для обеспечения фильтрации в пласте, а влияние трещин проявляется прежде всего в анизотропии проницаемости.

Неоднородность строения и сильная изменчивость морфологии пустотного пространства карбонатных отложений обусловлена рядом причин, главными из которых являются химическая подвижность карбонатных минералов и склонность карбонатных пород к растворению и трещинообразованию.

Присутствие в карбонатной толще пород, обладающих неодинаковыми прочностными, упругими или пластическими свойствами, которые не одинаково реагируют на тектонические деформации, обусловливают формирование участков повышенной трещиноватости. Они являются зонами активного движения подземных вод различного химического состава и проявления вторичных процессов выщелачивания, растворения и перекристаллизации. Поэтому к таким пластам приурочены вторичные пустоты выщелачивания — крупные поры и каверны, благодаря чему первично плотные, непроницаемые породы становятся коллекторами сложного типа. Вследствии того, что трещины имеют различную ориентировку, протяженность и степень взаимосвязанности, проницаемость пород характеризуется анизотропией. Фильтрация происходит не равномерно через все сечение породы, а по определенным обособленным каналам — трещинам. Эффективная ёмкость слагается из ёмкости собственно трещин и ёмкости вновь образованных каверн и пустот.

В своих работах К.И. Багринцева (1999, 2003) выделяет сложные типы коллекторов по следующим признакам: Присутствие в пустотном пространстве в различных соотношениях пор, каверн и трещин. Неравномерность их распределения в породе выявляется при обработке фотоснимков, полученных в источнике ультрафиолетового света по образцам насыщенным люминесцирующими веществами; Наличие плотной, практически непроницаемой матрицы, что подтверждается при снятии порометрических кривых и применении электронной микроскопии в режиме катодной люминесценции; Установление анизотропии фильтрационных свойств пород при определении проницаемости в трех взаимоперпендикулярных направлениях; Получение высоких притоков углеводородов при испытании низкоемких резервуаров;

Установление неоднородности и величины краевого угла смачивания, наличие гидрофобизации полостей трещин. Следует подчеркнуть, что вторичная или «вновь образованная» кавернозность не образует связанных каналов, а распределена в породе неравномерно, изолированными кластерами, сообщаемость которых, а следовательно и фильтрационные свойства определяются трещинами. Характерно, что емкостные свойства таких пород за счет каверн изменяются в широких пределах — 5-8 % и более, включая емкость собственно трещин и каверн.

Особенности строения пустотного пространства коллекторов сложного типа обусловливают трудности их изучения и достоверность прогнозной оценки. Сочетание принципиально различных по генезису, морфологии, размерам и роли пустотного пространства в обеспечении фильтрационно-емкостных свойств различных типов коллекторов требует использования нестандартного комплекса методов. Если учесть, что каверны и трещины часто достигают размеров не только соизмеримых, но и значительно превышающих максимально возможные размеры образца, то становится очевидным, что изучение коллекторов сложного строения задача весьма трудная и требует комплексного решения.

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Детальное изучение керна (2381-2516 м) скважины Юр-39 показало, что толща сложена чередованием различных по мощности пачек доломитов строматолитовых узорчатых, пластовых, неяснослоистых, микроволнистослоистых светло-серого, серого и тёмно-серого цветов с доломитом тонко-, мелкозернистым, массивным, прослоями полосчатым. Иногда встречаются обломочные доломиты. Породы неравномерно кремнистые, окремнение в виде желваков и линз зелёного, коричневого и желтовато-серого цвета. Встречаются тонкие прослои глинистых доломитов и коричневых аргиллитов мощностью до 2,5 см. Трещиноватость развита неравномерно, отмечаются единичные изолированные каверны, в основном, уплощённой формы размером до 2х0,5 см.

В скважине Юр-44 литологическое изучение пород куюмбинской толщи (2200 – 2265 м) показало, что разрез представлен доломитами серыми, темно-серыми микротонкозернистыми плотными массивными, иногда волнисто- или горизонтально слоистыми, трещиноватыми. По всему разрезу наблюдается значительное окремнение в виде линз кремния по кавернам и трещинам. Микроскопическое изучение керна на глубине 2232,5 м показало, что доломит разнозернистый имеет водорослевую природу, подвержен интенсивной перекристаллизации. Комки, сложены микрозернистым доломитом, не имеют четких границ, часто соединены между собой. Сцементированы доломитом средне-крупнозернистым, плотно упакованным. Кристаллы доломита, имеют неправильную форму с четко выраженными плоскостями спайности. Породы подвергались интенсивной перекристаллизации причем перекристаллизованы полностью и превращены в реликтово-водорослевые.

На глубине 2201 м встречаются прослои доломитов неравномерно кавернозных, размеры каверн в поперечнике от долей мм до 5 мм. Часть каверн открытые, другие выполнены крупно-среднекристаллическим доломитом или сульфатами.

Накопление рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны происходило в тёплом мелководном внутришельфовом морском бассейне с сильной изменчивостью условий и режимов седиментации. По данным Р.Н. Гинзбурга (1974) и Дж. Л. Уилсона (1980) в пределах фотической зоны на глубинах до 10-15 м активно развивались цианобактериальные сообщества, обусловившие формирование разнообразных водорослевых, преимущественно строматолитовых пород. Исследования В.П. Маслова (1961) показывают, что в процессе образования докембрийских строматолитов участвуют химический, биохимический, иногда физиологический процесс выпадения карбоната в осадок. Наиболее интересным является биохимический процесс, когда низшие водоросли и цианобактериальные сообщества меняют рН среды усваивая растворённый в воде углекислый газ, что вело к повышению pH морской воды до величин 9 и даже до 11 (Дольник Т.А., 2000). Именно высокощелочная среда и предопределила седиментационно-диагенетический доломитовый состав строматолитов, поскольку магнезиальные соединения осаждаются при pH выше 9.

Вследствие неодинаковых условий существования низших водорослей в течение сезона изменение температуры, солёности, гидродинамики и латеральных обстановок меняются количество и видовой состав водорослей. Это ведёт к изменению количества и характера отложений карбоната. В мелководных условиях, особенно блатприятных для развития цианобактсриальных сообществ, формировались строматолитовые доломиты. При этом на участках с довольно ровным, плавным характером рельефа преобладали их пластовые разновидности, на склонах поднятий и в участках с более расчлененным рельефом развивались преимущественно вертикальные столбчатые формы. В частично изолированных участках мелководья создавались «затишные» условия с пониженной динамикой среды, где накапливались илистые микритовые карбонаты. Зоны мелководья разделялись относительно более глубоководными и гидродинамически активными участками, где под действием постоянных волнений и течений формировались обломочные отложения (Н.М. Скобелева, 2005). Динамические факторы в значительной степени определяли степень крупности материала, генетический набор форменных элементов, сортировку и характер их цементации.

Микробиальные сообщества продуцируя и улавливая СаСО3 в период их активной деятельности и ранней минерализации после отмирания нижних частей матов, создавали разнообразные постройки или «иловые холмы». Последние при благоприятных условиях могли достигать уровня моря, противостоять сильным течениям, штормам и влиять на характер седиментации в окружающем пространстве.

Особенности обстановок осадконакопления оказали очень большое влияние на сложное строение и морфологию пустот, образующихся в известковых водорослях. Дж. Уилсон (1980) описывает водоросли, которые образуют полуустойчивую открытую сетку, в неё проникают и задерживаются известковый ил и зёрна песчаной размерности. Слизистые выделения водорослей в сочетании с тонкими нитями действуют как строительные элементы. Внутренней известковой постройки у водорослей не наблюдается, однако сохраняется тонкая слойчатость, отражающая периодическое накопление ила. Модель осадконакопления рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны (рис. 4.5) отражает изменение гидродинамических условий седиментации и характер пространственного размещения различных литотипов пород на изучаемой территории. В районе исследований наибольшее развитие получили строматолитовые доломиты разнообразных форм: пластовые, волнисто- и горизонтально-слоистые, куполовидные постройки и продукты их разрушения, обломки и доломито-кремнистые брекчии (К.И. Багринцева, 2015).

  • Журнал Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2 (часть 16) – С. 3593-3597
  • Раздел Экономические науки
  • УДК 338.23
  • Страницы 3593–3597
1

  • Авторы
  • Резюме
  • Файлы
  • Ключевые слова
  • Литература

Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей черного золота располагается на глубине 1—3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. образования — например, битуминозные пески и битумы. Нефтяные месторождении классифицируется на:мелкие — до 10 млн. тонн черного золота;средние — 10 — 100 млн. тонн черного золота (Кумколь, Верх-Тарское);крупное — 100 — 1000 млн. тонн черного золота (Каламкас, Пенглай, Правдинское, Статфьорд);крупнейшие (гигантские) — 1 — 5 млрд. тонн черного золота (Тенгиз, Самотлор, Ромашкино);Уникальные (супергигантские) — 5 млрд. тонн черного золота и более (Аль-Гавар, Большой Бурган, Эр-Румайла). Заключающие нефть породы обладают сравнительно высокой пористостью и достаточной для её извлечения проницаемостью. Породы, допускающие свободное перемещение и накопление в них жидкостей и газов, называются коллекторами. Пористость коллекторов зависит от степени отсортированности зёрен, их формы и укладки, а также и от наличия цемента. Проницаемость определяется размером пор и их сообщаемостью. Главнейшими коллекторами черного золота являются пески, песчаники, конгломераты, доломиты, известняки и другие хорошо проницаемые горные породы, заключённые среди таких слабопроницаемых пород, как глины или гипсы. При благоприятных условиях коллекторы могут быть трещиноватые метаморфические и изверженные породы, находящиеся в соседстве с осадочными нефтеносными породами. Часто нефтяная залежь занимает лишь часть коллектора и поэтому в зависимости от характера пористости и степени цементации породы (гетерогенности залежи) обнаруживается различная степень насыщенности черным золотом отдельных её участков в пределах самой залежи. Иногда этой причиной обусловливается наличие непродуктивных участков залежи. Обычно нефть в залежи сопровождается водой, которая ограничивает залежь вниз по падению слоёв либо по всей её подошве. Кроме того, в каждой залежи черного золота вместе с ней находится т. н. плёночная, или остаточная вода, обволакивающая частицы пород (песков) и стенки пор. В случае выклинивания пород коллектора или обрезания его сбросами, надвигами и т п. дизъюнктивными нарушениями залежь может либо целиком, либо частично ограничиваться слабопроницаемыми породами. В верхних частях нефтяной залежи иногда сосредоточивается газ (т. н. «газовая шапка»). Дебит скважин, помимо физических свойств коллектора, его мощности и насыщения, определяется давлением растворённого в черного золота газа и краевых вод. При добыче нефти скважинами не удаётся целиком извлечь всю нефть из залежи, значительное количество её остаётся в недрах земной коры (см. Нефтеотдача и Нефтедобыча). Для более полного извлечения черного золота применяются специальные приёмы, из которых большое значение имеет метод заводнения (законтурного, внутриконтурного, очагового). Нефть в залежи находится под давлением (упругого расширения и/или краевой воды и/или газа, как расстворенного так и газовой шапки) вследствие чего вскрытие залежи, особенно первыми скважинами, сопровождается риском газонефтепроявлений (очень редко фонтанными выбросами черного золота). Весьма продолжительное время (со 2-й половины XIX в.) геологи полагали, что нефтяные залежи приурочиваются почти исключительно к антиклинальным складкам, и только в 1911 И. М. Губкиным был открыт в Майкопском районе новый тип залежи, приуроченной к аллювиальным пескам и получившей название «рукавообразной». Спустя более 10 лет подобные залежи были обнаружены в США. Дальнейшее развитие разведочных работ в СССР и в США завершилось открытием залежей, связанных с соляными куполами, приподнимающими, а иногда и протыкающими осадочные толщи. Изучение нефтяных месторождений показало, что образование нефтяных залежей обусловлено различными структурными формами изгибов пластов, стратиграфическими соотношениями свит и литологическими особенностями пород. Предложено несколько классификаций месторождений и залежей черного золота как в Российской Федерации, так и за рубежом. Нефтяные месторождения различаются друг от друга по типу структурных форм и условиям их образования. Залежи черного золота и газа различаются друг от друга по формам ловушек-коллекторов и по условиям образования в них скоплений черного золота. Нефть находится в недрах в виде скоплений различного объёма от нескольких мм3 до нескольких десятков млрд. м3. Практический интерес имеют залежи черного золота, представляющие её скопления с массой от 100 тыс. т и больше, находящиеся в проницаемых породах-коллекторах.

Обзор свойств пород и движения флюидов

Заключающие нефть породы обладают сравнительно высокой пористостью и достаточной для её извлечения проницаемостью. Породы, допускающие свободное перемещение и накопление в них жидкостей и газов, называются коллекторами. Пористость коллекторов зависит от степени отсортированности зёрен, их формы и укладки, а также и от наличия цемента. Проницаемость определяется размером пор и их сообщаемостью. Главнейшими коллекторами черного золота являются пески, песчаники, конгломераты, доломиты, известняки и другие хорошо проницаемые горные породы, заключённые среди таких слабопроницаемых пород, как глины или гипсы. При благоприятных условиях коллекторы могут быть трещиноватые метаморфические и изверженные породы, находящиеся в соседстве с осадочными нефтеносными породами. Часто нефтяная залежь занимает лишь часть коллектора и поэтому в зависимости от характера пористости и степени цементации породы (гетерогенности залежи) обнаруживается различная степень насыщенности черным золотом отдельных её участков в пределах самой залежи. Иногда этой причиной обусловливается наличие непродуктивных участков залежи. Обычно нефть в залежи сопровождается водой, которая ограничивает залежь вниз по падению слоёв либо по всей её подошве. Кроме того, в каждой залежи черного золота вместе с ней находится т. н. плёночная, или остаточная вода, обволакивающая частицы пород (песков) и стенки пор. В случае выклинивания пород коллектора или обрезания его сбросами, надвигами и т п. дизъюнктивными нарушениями залежь может либо целиком, либо частично ограничиваться слабопроницаемыми породами. В верхних частях нефтяной залежи иногда сосредоточивается газ (т. н. «газовая шапка»). Дебит скважин, помимо физических свойств коллектора, его мощности и насыщения, определяется давлением растворённого в черного золота газа и краевых вод. При добыче нефти скважинами не удаётся целиком извлечь всю нефть из залежи, значительное количество её остаётся в недрах земной коры. Для более полного извлечения черного золота применяются специальные приёмы, из которых большое значение имеет метод заводнения (законтурного, внутриконтурного, очагового). Нефть в залежи находится под давлением (упругого расширения и/или краевой воды и/или газа, как расстворенного так и газовой шапки) вследствие чего вскрытие залежи, особенно первыми скважинами, сопровождается риском газонефтепроявлений (очень редко фонтанными выбросами черного золота). Весьма продолжительное время (со 2-й половины XIX в.) геологи полагали, что нефтяные залежи приурочиваются почти исключительно к антиклинальным складкам, и только в 1911 И. М. Губкиным был открыт в Майкопском районе новый тип залежи, приуроченной к аллювиальным пескам и получившей название «рукавообразной». Спустя более 10 лет подобные залежи были обнаружены в США. Дальнейшее развитие разведочных работ в СССР и в США завершилось открытием залежей, связанных с соляными куполами, приподнимающими, а иногда и протыкающими осадочные толщи. Изучение нефтяных месторождений показало, что образование нефтяных залежей обусловлено различными структурными формами изгибов пластов, стратиграфическими соотношениями свит и литологическими особенностями пород. Предложено несколько классификаций месторождений и залежей черного золота как в Российской Федерации, так и за рубежом. Нефтяные месторождения различаются друг от друга по типу структурных форм и условиям их образования. Залежи черного золота и газа различаются друг от друга по формам ловушек-коллекторов и по условиям образования в них скоплений черного золота. Нефть находится в недрах в виде скоплений различного объёма от нескольких мм3 до нескольких десятков млрд. м3. Практический интерес имеют залежи черного золота, представляющие её скопления с массой от 100 тыс. т и больше, находящиеся в проницаемых породах-коллекторах.

Долгое время нефтяная практика имела дело с месторождениями, связанными с горными странами и предгорьями, в формировании которых, как отмечал И. М. Губкин, ведущая роль принадлежала тектоническим процессам; основным типом месторождений этих зон были антиклинальные складки. Гораздо меньше внимания обращалось на поиски залежей, образование которых обусловлено главным образом стратиграфическим соотношением свит и литологическим особенностями пород. Такие залежи, впервые открытые в Российской Федерации, стали широко известными лишь с 20-х гг. XX в. Быстрое распространение разведочных работ на больших территориях после первой мировой войны показало, что нефтяные месторождения можно встретить не только на периферии горных сооружений и в межгорных впадинах, но и на равнинных — платформенных — территориях среди отложений внутриконтинентальных морей прошлых геологических эпох. Ниже даётся подсчёт добытой до 1947 черного золота за весь период добычи по отдельным геологическим системам в процентах. Из третичных отложений было добыто 53 % общего количества, причём из отложений плиоцена получено 20 %, миоцена-21 %, олигоцена-7 % и эоцена-5 %. Из отложений мезозойского возраста добыто 17 %, причём наибольшее количество этой добычи (15,5 %) приходится на меловые отложения, на юрские — всего 1 %, а на триас — лишь 0,5 %. На палеозойские слои приходится в общей сложности 30 %; из них пермские и каменноугольные отложения дали 20 %, девонские — 3 %, верхнесилурийские — 1 %, ордовикские − 5 % и кембрийские — 1 %. Из верхней трещиноватой части докембрийских пород до глубины 15 м добыто всего 0,004 % черного золота, полученной из осадочных толщ. В СССР наибольшее количество черного золота добывалось из отложений плиоцена и девона. Несмотря на то, что нефть встречается в осадочных породах всех геологических периодов, её месторождения распределены по земному шару далеко не равномерно.

УДК 622.817.9:622.83 В. С. Жуков

ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЙ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ, ВЫЗВАННЫХ РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Проведено моделирование процесса разработки месторождений путем изменения напряженного состояния образцов для оценки изменений физических свойств коллекторов

Ключевые слова: физические свойства коллектора, нефть, газ, скважины, пластовое давление, пористость

Семинар № 2

ш ж ри разработке месторождений

J.J. нефти и газа, как правило, происходит снижение пластового давления, а горное давление вышележащих пород остается без изменений. При этом будет происходить перераспределение напряжений и часть нагрузки, которую принимал на себя, содержащийся в порах горных пород флюид (газ, вода, нефть и т.д.) будет воспринимать уже скелет породы, её твердая матрица.

Применяемые в настоящее время методы исследования скважин не позволяют напрямую исследовать деформационные процессы, происходящие в пласте. В связи с этим нами было проведено физическое моделирование этих процессов в лабораторных условиях, в развитие подобных работ, которые проводили ранее Г.М. Авчян, Н.С. Гудок, В.М. Добрынин, Н.Н .Павлова, А.Е.. Рыжов, Н.В. Савченко, А.Н. Ставрогин, А.Г. Протосеня. В.А. Ханин, Ch.B. Carpenter, I.Fatt, J.Geertsma [1-9, 13-16] и другие.

Как и большинство деталей, купленных в наших магазинах или в сети, термолента делится на две большие группы: хорошая термолента и откровенная дрянь, за которую берут деньги бессовестные продавцы термотряпок. Такие ленты выгорают даже при температуре до 500 градусов, а то какие запахи они излучают, не приснится и во сне. Причем избавиться от запаха потом гораздо сложнее, чем от термоленты. Поскольку запах горелой термоленты плохого качества рекламируется не так широко, то мало кто о нем и догадывается.

Емкостные свойства коллекторов

Есть две технологии установки термоленты — мокрая и сухая. Мокрая установка предполагает предварительной вымачивание ленты в воде для того чтобы она при нагревании и высыхании более плотно уселась на коллекторе. Обматывается труба лентой с напуском в 10-15 мм в один слой, а края ленты скрепляются хомутами. Поверхность коллектора должна быть обработана термостойкой краской перед тем как обмотать коллектор лентой. После установки ленты также рекомендуется задуть ее термокраской. Следует помнить о том, что термолента — это расходный одноразовый материал и вторичному использованию она не подлежит.

Принципиальное устройство коллектора отопления довольно простое: он представляет собой отрезок трубы с некоторым количеством боковых и торцевых отводов, предназначеных для подключения отдельных контуров. Коллектор может быть снабжён воздухоотводчиком, группой безопасности, ручными либо автоматическими устройствами регулирования потоков, смесительным узлом, что придаёт ему функции элемента автоматизированного управления системой отопления. Используется только в современных закрытых циркуляционных системах отопления. Коллекторы для отопления по назначению и конструкции делятся на несколько основных типов:

Солнечный коллектор направляет энергию светила на хозяйственные нужды. С учётом нынешней стоимости оборудования использование солнечных коллекторов в качестве основного источника отопления для условий России невыгодно, даже в южных регионах. Экономически оправданная сфера их применения сегодня — приготовление горячей воды для водопровода в негазифицированных районах с достаточным уровнем солнечного излучения. В летний период солнечные панели могут полностью взять на себя эту задачу, благодаря чему отопительный котёл на несколько месяцев можно отключить.

Коллекторные схемы имеют очевидные преимущества перед традиционными:

  • Возможность точно установить и стабильно поддерживать заданную температуру в каждом помещении либо зоне.
  • Экономия топлива за счёт правильного распределения тепловых потоков.
  • Применяются трубы малых диаметров, которые несложно спрятать в стяжку.

Единственный недостаток коллекторной системы — несколько большая стоимость за счёт высокого расхода труб.

Распределительные коллекторы устанавливают не только в доме или в квартире, но и в централизованной котельной, теплоузле многоквартирного дома. Контурами в данном случае являются квартиры или отдельные здания. Наибольший экономический эффект при высоком тепловом комфорте наблюдается в разветвлённых системах отопления, где тепловые потоки ступенчато распределяются через коллекторы, а каждый из контуров имеет свой циркуляционный насос и комплекс автоматики.

СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

По материалу, из которого изготовлены гребёнки, коллекторы бывают следующих видов:

  • Стальные (нержавеющая сталь) — чрезвычайно долговечные (практически вечные) и весьма дорогие. Для тех, кто не привык и имеет возможность не экономить на качестве. Гребёнки из нержавейки способны выдерживать большое давление и использоваться в технологических системах пищевого производства (молочные продукты, соки, питьевая вода и т.д.).

Горная порода с высокой пористостью и проницаемостью, содержащая извлекаемые количества нефти и газа.

Основными классификационными признаками коллектора являются условия фильтрации и аккумуляции в них пластовых флюидов.

По этим условиям коллекторы делятся на:

  • простые (поровые и чисто трещинные);
  • сложные (трещинно-поровые и порово-трещинные).

Чисто трещинные, трещинно-поровые и порово-трещинные коллекторы часто объединяют понятием «трещинные коллекторы» , подразумевая, что фильтрация в таких коллекторы при отсутствии в них трещиноватости была бы затруднена или невозможна.

Каждый из перечисленных типов коллекторы связан с определенными типами горных пород и характеризуется своими особенностями стационарной, нестационарной и двухфазной фильтрации, а также приуроченностью пластового флюида к тому или иному типу пустотного пространства.

Кроме того, коллекторы классифицируются по проницаемости независимо от типа фильтрующих пустот. Наиболее удобно делить коллекторы на 5 классов (проницаемость, мкм 2 ): I — более 1; II — 0,1—1; III— 0,01—0,1; IV —0,001 — 0,01; V — менее 0,001.

По рентабельности промышленной эксплуатации коллекторы делят на эффективные коллекторы и неэффективные.

Этим термином называют горную породу, которая способна вмещать в себя (собирать) углеводородные соединения в жидком и газообразном виде, а в процессе переработки – отдавать их.

Коллектор нефти и газа бывает промышленным, из которого есть возможность получать достаточные по величине притоки флюидов, и, соответственно, не промышленным, получение таких притоков из которого на этом этапе не представляется возможным.

Большая часть коллекторов терригенной природы – порового типа, который характеризуется межзерновыми пустотами, которые еще называют гранулярными. Помимо поровых. встречаются и так называемые смешанные терригенные коллекторы: трещинно-поровые или кавернозно-поровые (образующиеся в случае выщелачивания части зёрен).

Свойства коллекторов терригенного вида зависят от:

  • их гранулометрического состава;
  • характера и формы поверхности, которые определяют породу зёрен;
  • степени окатанности и отсортированности зерен;
  • упаковки обломочных зёрен;
  • типа, состава и количества связующего зерна цемента.

Перечисленные параметры характеризуют геометрию расположения пор, величину эффективной проницаемости и пористости, а также принадлежность горной породы к тому или иному классу. Фильтрационная способность терригенных пород зависит также от минерального состава, количества и характера распределения снижающей проницаемость породы глинистой примеси.

Классификаций коллекторов терригенной природы существует множество, но самая популярная основана на следующих критериях:

  • гранулометрический состав;
  • эффективная пористость;
  • эффективная проницаемость.

С учетом перечисленных параметров выделяют шесть классов таких коллекторов:

  • проницаемость более 1 тысячи миллидарси (мД);
  • проницаемость от 500 до 1 тысячи мД;
  • от 10-ти до 100 мД;
  • от 1-го до 10-ти мД;
  • меньше 1-го мД.

Один миллидарси примерно равен 1·10 -3 микрометра в квадрате.

Каждый тип песчано-алевритовой породы внутри одного класса характеризуется своим значением эффективной пористости. Породы, которые относятся к классу с показателем проницаемости меньше 1-го мД, как правило, содержат от 90 процентов остаточной воды, поэтому относятся к непромышленным коллекторам. Самые лучшие фильтрационные свойства показывают кварцевые пески, поскольку сорбционная способность кварца очень низкая. Полимиктовые песчаники, вследствие своего таблитчатого облика, наличия трещин спайности и повышенной сорбционной емкости слагающих их минералов, обладают значительно более низкой способностью фильтрации флюидов.


Похожие записи:

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *