Литологический состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов

Состав и строение нефтегазоносных толщ (формаций)

Тяжелые нефти и природные битумы

Газовые конденсаты

Условия существования газового конденсата - давление 150-600 атм (15-60 Мпа) - т.е. глубины 1,5-6 км, температура 60-140ºС. Количество такой конденсирующейся жидкости может составлять от 1 г до до 1-2 кг на 1 м³ газа. В химическом составе газового конденсата обычно преобладают алканы - легкие (0,7-0,84 г/см³) невязкие углеводороды.

«Битум» - собирательное название, которому может соответствовать несколько определений. 1) Природная смесь высокомолекулярных углеводородов, асфальтенов и смол - густая жидкость или полутвердое вещество. 2) Вещества, извлекаемые органическими растворителями из любых каустобиолитов (химический термин). 3) Природные или искусственные вещества, используемые для кровельных и дорожных покрытий (технический термин).

Предполагается последовательный ряд: «нормальная» нефть - тяжелая нефть (0,87-0,94) - битумы (0,95-1,02) - мальта (густая вязкая жидкость) - асфальт (полутвердое вещество) - асфальтит (жильные формы залегания). Молекулярная масса битумов - 600-800.

1) Генезис битумов - окисление углеводородов у поверхности. Конечный продукт выветривания - гуминокерит и оксикерит (более 20% О₂) - землистые, рыхлые массы. 2) Дегазация. 3) Фазовая диффузия с отгоном легких фракций. Продукт метаморфизма битумов - хрупкие, полублестящие кериты и, далее, антраксолит (не растворимый в органических растворителях).

ЛЕКЦИЯ 3.

Важнейшими параметрами пласта-коллектора являются общая и эффективная нефтенасыщенная толщина (мощность), пористость, глинистость, проницаемость, трещиноватость, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др. Все эти данные должны рассматриваться с оценкой их изменчивости – важной характеристики неоднородности пласта. В плане и в разрезе нефтегазоносной толщи, которая формировалась в геологическом прошлом в постоянно менявшихся условиях осадконакопления, минеральный и фракционный (гранулометрический) состав осадков, укладка зерен, степень их цементации, глинистость и т.п. могут варьировать в широких пределах.

Пористые и слабо проницаемые породы переслаиваются между собой, выклиниваются, литологически замещаются, образуя сложную картину внутреннего геологического строения залежи. В зависимости от литологии широко изменяются и коллекторские свойства. В целом, практически любой продуктивный горизонт может рассматриваться как резко изменчивая физическая анизотропная система. Изучение ее неоднородностей имеет важное практическое значение, так как учитывается при подсчете запасов нефти и газа, при определении норм отбора нефти, при проектировании методов воздействия на пласт. Обычная величина пористости промышленных коллекторов - 10-20%, минимальная (для продуктивных терригенных горизонтов) - до 5%. Пористость промышленных карбонатных коллекторов может быть и ниже - до 3%.

Количественной характеристикой фильтрационных свойств коллектора является коэффициент проницаемости k _пр, величину которого рассчитывают в соответствии с линейным законом фильтрации Дарси. В соответствии с этим законом, k _пр является константой пропорциональности - характеристикой пористой среды, величина которой в идеальном случае не зависит от типа фильтруемой жидкости. В классическом варианте (линейные размеры выражены в сантиметрах, абсолютная вязкость - в сантипуазах) величина проницаемости оценивается в миллидарси (1 дарси = 1000 миллидарси). Проницаемость песчаных коллекторов может иногда составлять до 2-3 дарси, проницаемость песчаников, алевролитов, карбонатных пород обычно составляет десятки и сотни миллидарси.

В публикациях последних лет принято выражение физических величин в системе СИ (линейные размеры - в метрах, вязкость - в Па·с), в этом случае k _пр имеет размерность площади (м²). Реальные значения проницаемости одной и той же породы, определяемые по фильтрации разных флюидов (нефть, газ, вода), различаются между собой. Кроме зависимости от фазы, эффективная проницаемость зависит также от пластовой температуры и давления: вязкость флюида повышается с возрастанием температуры, но понижается с увеличением давления. Поэтому в промысловых условиях проницаемость определяют по кривым восстановления давления (при неустановившемся режиме), а также по геофизическим данным.

Дата добавления: 2013-12-12