Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
Подождите немного. Документ загружается.
не менее чем с двух сторон; F
пл
– площадь полулинз, т.е. зон, получаю-
щих одностороннее воздействие; F
л
– площадь линз, не испытывающих
воздействия; К
спл
+К
пл
+ К
п
=1.
Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие за-
дачи при подсчете запасов и проектировании разработки:
• моделировать форму сложного геологического тела (пород-
коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа;
• выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникаю-
щей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно
возможные места перетока нефти и газа между пластами при раз-
работке залежи;
• определять целесообразность объединения пластов в единый экс-
плуатационный объект;
• обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнета-
тельных скважин;
• прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;
• подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности зале-
жи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.
Под fbdjhg_h^ghjh^ghklvx понимают изменчивость в пределах
залежей фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, насы-
щенных УВ – проницаемости, пористости, нефтенасыщенности. Мик-
ронеоднородность характерна и для терригенных, и еще более для кар-
бонатных коллекторов. Для изучения микронеоднородности использу-
ют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизи-
ческим данным.
Графически микронеоднородность отображают на детальных про-
филях и картах, характеризующих и макронеоднородность.
На рис. 31 показано распределение проницаемости по толщине и
по линии профиля. В границах залегания пород-кол-лекторов выделены
пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно большое несоот-
ветствие зон с различной проницаемостью пластов в плане, что создает
сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осу-
ществляемой совместной их разработке одной серией скважин.
Поскольку геологический профиль не дает представления об изме-
нении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специ-
альную карту.
На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (про-
ницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изучаемого па-
раметра, что позволяет показать их изменение по площади залежи.
53
Jbk . 31. Hlh[jZ‘_gb_ fZdjh - b fbdjhg_h^ghjh^ghkl_c gZ ]_heh]bq_kdhf jZaj_a_
(gZ ijbf_j_ njZ]f_glZ ]hjbahglZ XIII f_klhjh‘^_gby Ma_gv).
Кровля и подошва: 1 – пласта; 2 – прослоя; 3 – условные границы между частями пласта
с различной проницаемостью; проницаемость, мкм
2
:
4 – < 0,01; 5 – 0,01 – 0,05, 6 – 0,05 – 0,1; 7 – 0,1 – 0,4;
8 – > 0,04; 9 – непроницаемые породы; а–з – индексы пластов
Jbk . 32. NjZ]f_gl dZjlu jZkijhkljZg_gby dhee_dlhjh\ jZaghc ijh^mdlb\ghklb:
1 – граница зоны распространения коллекторов;
2– внешний контур нефтеносности; коллекторы: 4 –низкопродуктивные; 5 – среднепро-
дуктивные; 6 – высокопродуктивные; 7 – скважины
54
На рис. 32 приведен фрагмент карты для одного из пластов, на ко-
торой показано распространение коллекторов с разной продуктивно-
стью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном
сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона
высокопродуктивных коллекторов, а по большой части площади зале-
жи без четко выраженной закономерности фиксируются сравнительно
небольшие участки с низкопродуктивными или непродуктивными кол-
лекторами и зоны отсутствия коллекторов.
Серия таких карт, построенных для всех пластов продуктивного
горизонта, дает объемное представление о характере изменения
свойств пластов в пределах залежи.
Изучение микронеоднородности позволяет:
¾ определять кондиционные пределы параметров продуктивных
пород;
¾ прогнозировать при проектировании разработки характер и
темп включения в работу различных частей залежи и соответ-
ственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции
из залежи в целом;
¾ оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не
вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по
улучшению использования недр.
DHGLJHEVGU? <HIJHKU
1. Что понимается под природным резервуаром? Только ли породы
коллекторы входят в его состав?
2. Во всех ли случаях в сложении природного резервуара принимают
участие породы-флюидоупоры, залегающие выше и ниже коллек-
тора?
3. Совпадает ли геологический возраст природного резервуара и
структурных ловушек в нем?
4. Одинаков ли возраст рифогенного резервуара и ловушки в нем?
5. Как определяют объем ловушек, перекрытых породами-
флюидоупорами и ложными покрышками?
6. Какое практическое значение имеет определение емкости (объема)
ловушки?
7. Какое практическое значение имеют выделение различных типов
залежей и их классификация?
8. Одинаковые ли по форме площади нефтегазоносности у залежей
структурного класса?
55
9. Можно ли путем бурения одной скважины с вертикальным стволом
и достаточной глубиной обнаружить продуктивные части одного и
того же пласта, находящиеся в разных блоках антиклинальной
структуры, нарушенной сбросом?
10. Во всех ли случаях сводовые части антиклинальных структур наи-
более благоприятны для бурения скважин с целью обнаружения
залежей нефти и газа?
11. Какие месторождения называются однопластовыми, какие много-
пластовыми?
12. Какие геологические границы по процедуре выделения относятся к
естественным?
13. Какой контур нефтеносности дает проекция линии пересечения
ВНК с кровлей нефтесодержащего пласта?
14. Как называется расстояние по вертикали от устья скважины до
уровня моря?
15. Какова роль геофизических методов при начальном изучении тер-
риторий?
16. Что понимают под геологической неоднородностью? Что такое
макронеоднородность, микронеоднородность?
56
3. BAMQ?GB? <GMLJ?GG?=H KLJH?GBY A:E?@B
3.1. NZdlhju, hij_^_eyxsb_ \gmlj_gg__ kljh_gb_
3.1.1. ?fdhklgu_ k\hckl\Z ihjh^ -dhee_dlhjh\
Ihjh^u dhee_dlhju b g_dhee_dlhju . Одна из важнейших задач
нефтегазопромысловой геологии – изучение внутреннего строения за-
лежи нефти или газа. Суть ее сводится к выделению в объеме залежи
геологических тел, сложенных породами-коллекторами, а затем к вы-
делению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических
тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых пара-
метров – пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими
словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выде-
лить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего
цели исследования, и выявить структуру этой системы.
Dhee_dlhjhf gZau\Z_lky ]hjgZy ihjh^Z , h[eZ^ZxsZy lZdbfb
]_heh]h -nbabq_kdbfb k\hckl\Zfb , dhlhju_ h[_ki_qb\Zxl nbabq_kdmx
ih^\b‘ghklv g_nlb beb ]ZaZ \ __ imklhlghf ijhkljZgkl\_. Ihjh^Z-
dhee_dlhj fh‘_l [ulv gZkus_gZ dZd g_nlvx beb ]Zahf , lZd b \h^hc .
Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых
движение нефти или газа в них физически невозможно, называются
g_dhee_dlhjZfb .
Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысловой
геологией, определяется различным размещением неколлекторов и
коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими
свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.
Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пус-
тотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.
Vimkl .=Vihj .+Vlj_s .+VdZ\_jg
По времени образования выделяются i_j\bqgu_ пустоты и \lh -
jbqgu_ . Первичные пустоты формируются в процессе седименто-
генеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой оса-
дочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся
породах.
I_j\bqgZy imklhlghklv присуща всем без исключения осадоч-
ным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это
прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными ос-
татками раковин и т.п.
57
К \lhjbqguf imklhlZf относятся поры каверны и трещины, об-
разовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания
породы циркулирующими водами, а также трещины, возникшие в ре-
зультате тектонических движений. Отмечается заметное изменение
пористости в зонах водонефтяных контактов.
На рис. 33 показаны некоторые типы пустот встречающиеся в по-
родах.
Jbk 33. JZaebqgu_ lbiu imklhl \ ihjh^_ :
а – хорошо отсортированная порода с высокой пористостью; б – плохо отсортированная
порода с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная пористая порода; г – хорошо
отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения мине-
рального вещества в пустотах между зернами; д – порода, ставшая пористой благодаря
растворению; е – порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости
Пористость и строение порового пространства
Выделяют ihegmx , которую часто называют общей или абсолют-
ной, hldjulmx, wnn_dlb\gmx и ^bgZfbq_kdmx пористость.
IhegZy ihjbklhklv включает в себя все поры горной породы, как
изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с
другом.
Количественно пористость породы характеризуется dhwnnbpb_g -
lhf ihjbklhklb , который измеряется в долях или процентах от объема
породы.
Dhwnnbpb_glhf iheghc ihjbklhklb называется отношение сум-
марного объема пор в образце породы к видимому его объему:
%
V
V
k
образца
пор
п
100×=
∑
, (5)
k
n
=
(
V
обр.
–
V
зер.
)/
V
обр.
/
,
(6)
где V
зер
– суммарный объем зерен.
58
Величина коэффициента полной пористости у различных пород
колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэф-
фициента пористости составляет от 6 до 52 %, известняков и доломи-
тов – от 0,65 до 33 %, у песчаников – от 13 до 29 %, а у магматических
пород – от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изменения пористости од-
них и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих
факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, соста-
ва и типа цементирующего материала и др.
Величина коэффициента полной пористости не в достаточной мере
характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор явля-
ется закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает невоз-
можной миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с ко-
эффициентом полной пористости используют также dhwnnbpb_glu
hldjulhc b wnn_dlb\ghc ihjbklhklb .
HldjulZy ihjbklhklv образуется сообщающимися порами. Dh-
wnnbpb_glhf hldjulhc ihjbklhklb называется отношение объема
открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца –
%
V
V
k
образца
пор.сообщ
o
100×=
∑
.
Коэффициент открытой пористости определяется как по образцам
в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.
Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в ши-
роких пределах – от нескольких
процентов до 35 %. По большинству
залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.
Wnn_dlb\gZy ihjbklhklv учитывает часть объема связанных ме-
жду собой пор, насыщенных нефтью. Dhwnnbpb_gl wnn_dlb\ghc
ihjbklhklb – это относительный объем пор, по которым возможно
движение заполняющих их жидкостей и газов:
%
V
V
k
образца
фильтр.пор
эф
100×=
∑
.
>bgZfbq_kdZy ihjbklhklv учитывает тот объем нефти, который
будет перемещаться в процессе разработки залежи.
Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью опреде-
ляется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно
используется открытая пористость.
По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно раз-
деляются на три группы: 1) сверхкапиллярные – диаметром 2 – 0,5 мм;
2) капиллярные – 0,5 – 0,0002 мм; 3) субкапиллярные – менее 0,0002 мм.
59
По крупным (сверхкапиллярным) порам
и каналам движение нефти, воды и газа про-
исходит свободно, а по капиллярным – при
значительном участии капиллярных сил. В
субкапиллярных каналах в природных усло-
виях жидкости практически перемещаться
не могут. Породы, пустоты в которых пред-
ставлены в основном субкапиллярными по-
рами и каналами, независимо от значения
коэффициента пористости практически не-
проницаемы для жидкостей и газов, т.е. от-
носятся к неколлекторам (глины, глинистые
сланцы, плотные известняки и др.).
Jbk . 34. K\h[h^gh_
jZkiheh‘_gb_ rZjh\
\ fh^_eb nbdlb\gh]h
]jmglZ
Пористость породы в большой степени
зависит от размеров пор и соединяющих их
поровых каналов, которые в свою очередь
определяются гранулометрическим соста-
вом слагающих породу частиц и степенью
их сцементированности.
Поскольку коллекторские свойства по-
роды зависят не только от объема пустот,
но и от распределения их по величине диа-
метра, то важной характеристикой является
структура порового пространства. Для его
определения используются метод ртутной
порометрии, метод полупроницаемой мем-
браны и метод капиллярной пропитки.
В гранулярных коллекторах большое
влияние на пористость оказывает взаимное
расположение зерен. Вообразите себе набор
одинаковых шаров, помещенных в коробку.
Так раньше представляли структуры, когда
не было компьютеров. Шарики плотно упа-
кованы, занимая все свободное пространст-
во. Это так называемая iehlgZy miZdh\dZ
(рис. 35, верхний). Каждый шар, помечен-
ный буквой А, будет окружен шестью другими шарами в пределах од-
ного слоя. Промежутки между ними пометим буквами В и С. В такую
плотную упаковку мы можем поместить второй слой шаров или в лун-
ки В, или в лунки С, но не в те и другие одновременно. В природе су-
ществуют и другие iehlgu_ dm[bq_kdb_ miZdh\db (рис. 35, нижний).
Jbk . 35. Dm[bq_kdh_
jZkiheh‘_gb_ rZjh\
\ fh^_eb nbdlb\gh]h
]jmglZ
60
Несложные расчеты показывают, что в случае наименее плотной
кубической укладки зерен (рис. 34) коэффициент пористости будет
составлять ≈ 47,6 %. Данное число можно считать теоретически воз-
можным максимумом пористости для терригенных пород. При более
плотной укладке идеального грунта (рис.9) пористость будет состав-
лять всего 25,9 %.
=jZgmehf_ljbq_kdbc khklZ\ горной породы характеризует коли-
чественное содержание в ней частиц различной крупности. Характер-
ный график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диа-
метра приведен на рис. 36. От гранулометрического состава зависят
коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная
поверхность пористой среды.
Кавернозность
Кавернозность
горных пород обусловливается существованием в
них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна кар-
бонатным коллекторам. Следует различать породы
микрокавернозные
и
макрокавернозные
. К первым относятся породы с большим количест-
вом мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм,
ко вторым – с рассеянными в породе более крупными кавернами –
вплоть до нескольких сан-
тиметров.
Микрокавернозные
кар-
бонатные коллекторы на
практике нередко отождеств-
ляют с терригенными поро-
выми, поскольку и в тех, и в
других открытая емкость
образована мелкими сооб-
щающимися пустотами. Но
и по происхождению, и по
свойствам между ними име-
ютс ення существ ые различия.
Средняя пустотность
микрокавернозных пород
обычно не превышает 13 –
15% ль, но может быть и бо ше.
Макрокавернозные
кол-
лекторы в чистом виде
встречаются редко, их пустот-
ность достигает не более 1 –
Диаметр частиц
0
20
40
60
80
0
0,001
0,002
0,004
0,006
0,020
0,010
0,040
0,060
0,100
0,200
0,400
10
С
у
м
м
ар
н
ая ко
н
ц
е
н
тра
ц
и
я част
и
ц
,%
м
асс
Jbk . 36. Djb\Zy kmffZjgh]h
]jZgmehf_ljbq_kdh]h khklZ\Z
a_j_g ihjh^u
61
2%. При
больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и
при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма зна-
чительными.
Коэффициент кавернозности К
к
равен отношению объема каверн
V
к видимому объему образца V
обр.
K
D
d
= K/V
o6p
.
(7)
Если целиком кавернозна, топорода
D
d
=
h[j .
– V
fbg
)/V
h[j .
=
1
–
V
fbg
/V
h[j .
,
(V
(8)
где V
мин
– объем части породы.
минеральной
Выразив объемы
V
мин.
и
V
обр.
через плотности соответственно ми-
нер породыальной части ρ
мин
и всего образца р
обр.
, получим:
D
d
= 1 –
!
h[j
/
!
fbg .
(9)
Микрокавернозная пустотность может быть определена как по
образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов.
Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере
отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным.
Трещиноватость
Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловлива-
ется наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом.
Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные
коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.
Качество трещиноватой горной породы как коллектора опреде-
ляется густотой и раскрытостью трещин.
Интенсивность трещиноватости горной породы характеризует-
ся объемной
Т
и поверхностной плотностью трещин
П
:
Т
=
S/V; П = L/F,
(10)
где
S
– суммарная площадь продольного сечения всех трещин,
секущих объем
V
породы;
L –
суммарная длина следов всех тре-
щин, пересекаемых поверхностью площади F.
Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота
трещин:
Г= ∆
n/∆L, (11)
где
∆
n – число трещин, пересекающих линию длиной
∆
L, пер-
пендикулярную к направлению их простирания. Размерность густо-
ты трещин – 1/м.
Исследованиями Е.М.Смехова и др. установлено, что интенсив-
ность трещиноватости и раскрытость трещин зависит от литологиче-
ского состава пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно
выше, чем терригенных.
62