Залегание нефти, воды и газа в месторождении. Состав коллекторов, формирование и свойства. Гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость. Коллекторские свойства трещиноватых пород. Состояние остаточной воды в нефтяных и газовых коллекторах.
Аннотация к работе
СОСТАВ КОЛЛЕКТОРОВ ПЛАСТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ТИПЫ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА СОДЕРЖАНИЕ 1. Условия залегания нефти, воды и газа в месторождении 2. Формирование коллекторов нефти и газа 4. Свойства коллекторов нефти и газа 1) Гранулометрический (механический) состав пород 2) Методы выделения и разделения глинистых фракций 3) Определение карбонатности коллекторов 4) Пористость горных пород 5) Пористость фиктивного грунта 6) Пористость естественных пород 7) Проницаемость горных пород 8) Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород 9) Лабораторные методы определения проницаемости пород 10) Проницаемость горных пород в условиях залегания продуктивных пластов 11) Коллекторские свойства трещиноватых пород 12) Удельная поверхность горных пород 13) Механические свойства коллекторов 14) Электрические и радиоактивные свойства горных пород. Определение коллекторских свойств пластов геофизическими методами 15) Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах 1. Из минералов, входящих в состав нефтесодержащих пород, наиболее распространены содержащие кремнезем. Значительную роль в составе пород играют также глинистые минералы, слюды и полевые шпаты. Осадочные горные породы (исключая карбонатные) состоят из зерен отдельных минералов различной величины, сцементированных в той или иной степени глинистыми, известковистыми и другими веществами. Основные составляющие песчаных коллекторов и песчаников - зерна кварца, полевого шпата, слюды, глауконита и других минералов. Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах располагаются в пустотах между зернами, в трещинах и кавернах пород, слагающих пласт. Наличие коллектора, обладающего лишь поровым пространством, - недостаточное условие существования нефтяной залежи. Многообразие условий залегания нефти и газа и геологического строения залежей безгранично. До вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта - температура, давление, распределение нефти, воды и газа в залежи - находятся в состоянии, установившемся в течение геологических периодов, прошедших с момента формирования залежи. С вскрытием пласта и началом его эксплуатации эти установившиеся условия нарушаются, и наступает динамический период в истории залежи, сопровождающийся изменением свойств пластовых жидкостей, их движением и перераспределением в пористой среде. Жидкость и газы в пласте находятся под давлением, величина которого растет с глубиной залежи. Градиент давления, т. е. прирост давления на 1 ж глубины, колеблется в значительных пределах - от 6 до 15 кн/м2 , а в среднем приближенно принимается равным 10 кн/м2. В залежах, расположенных на большой глубине, с большим пластовым давлением и высокими температурами при наличии достаточного количества газа значительная часть нефти находится в виде газового раствора. Величина горного давления, обусловливаемого весом вышележащих пород, на глубинах 2000-3000 м достигает 40-65 кн!м2. Суть этой задачи сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами и породами-неколлекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых свойств - пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Пористость породы в большой степени зависит от размеров поровых каналов, которые в свою очередь, определяются гранулометрическим составом слагающих горную породу частиц и степенью их сцементированности. Общепринятых представлений об отличительных особенностях пор и каверн в настоящее время еще нет. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества (твердой фазы) нефтяного коллектора. Тектонически экранированные залежи локализуются в карбонатных породах, которые наряду с солью и эффузивами составляют основную часть продуктивного разреза верхнего девона. На примере Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна А.Е.Розин показало, что химизм, изменчивость и газовый состав нефтяных вод, а также взаимодействие их с вмещающими породами свидетельствуют об интенсивной гидротермальной деятельности. Наибольшее распространение в лабораториях по исследованию грунтов получили методы отмучивания током воды, отмучивания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.