Регионально нефтегазоносные комплексы волго-уральской провинции

 

         К петрографическим признакам, контролирующим первичную пористость карбонатных пород-коллекторов, относятся:

1) структурный  тип зерен (обломочные, биоморфные, оолиты, сферолиты, др.) и степень  их сохранности (цельноскелетные, биодетритовые, шламовые);

2) минеральный  состав карбонатных минералов (по  данным окрашивания ализариновым красным с соляной кислотой диагностируются кальцит и доломит, оценивается их процентное соотношение);

3) форма, размер зерен или форменных  образований;

4) сортированность;

5) характер  упаковки;

6) наличие  или отсутствие микритового заполнителя.

 

        Первичная пористость карбонатных пород связана с диагенетическими процессами перекристаллизации, доломитизации, выщелачивания. Диагенетические поры обычно имеют неправильную округлую или угловатую форму, поровые каналы - неровные, извилистые. Размер пор равен или меньше размера породообразующих зерен. Диагенетические поры выщелачивания часто образуются внутри форменных элементов. В мелкозернистых известняках и доломитах размер диагенетических пор обычно 0,01-0,05 мм. В доломитизированных среднезернистых известняках размер пор как правило не превышает 0,25 мм. Диагенетическая пористость обычно нивелируется более поздними катагенетическими процессами.

        Определяющими процессами в формировании карбонатных коллекторов являются постседиментационные преобразования. К процессам, способствующим появлению вторичной пористости, относятся выщелачивание, доломитизация, перекристаллизация, трещинообразование, которые приводят к формированию пор выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации, трещинных пор. Как правило, в результате сложных катагенетических процессов в карбонатных породах формируется пустотное пространство сложного типа.

 

    Петрографические признаки, определяющие вторичную (эпигенетическую) пористость, следующие:

1) эпигенетические текстуры (стилолитизация);

2) цементация (минеральный состав цемента или  нескольких цементов; степень раскристаллизации; тип цемента - базальный, поровый, открыто-поровый, пленочный; структура цемента - тонкозернистый, пойкилитовый, крустификационный и др.; взаимодействие цемента и зерен);

3) вторичные  процессы преобразования зерен  и/или цемента (перекристаллизация, доломитизация, кальцитизация, раздоломичивание, сульфатизация, окремнение, выщелачивание).

 

      Поры выщелачивания образуются в результате растворения и выноса карбонатного вещества из породы. Их форма разнообразна, а размер обычно больше или равен размеру форменных элементов (0,05-1 мм). Пустоты более 1 мм относятся к кавернам.

      Поры перекристаллизации и доломитизации представляют собой промежутки угловатой формы между зернами кальцита или доломита, составляющими основную массу породы или цементирующее вещество в известняках с преобладанием форменных элементов. Размер пор равен или меньше размера зерен, как правило колеблется от 0,1 до 0,25 мм.

 

 

5.Методика определения коллекторских свойств в лабораторных условиях.

Предназначены для определения важнейших параметров пород-коллекторов.

Выделяются три основных класса методов:

• лабораторные:
• физические, для определения:
• абсолютной и открытой пористости,
• плотности,
• абсолютной и относительной фазовой проницаемости,
• водо- и нефтенасыщенности,
• остаточной водонасыщенности,
• нефтеотдачи;
• петрографические, для определения:
• пористости,
• трещинной пористости,
• трещинной проницаемости,
• плотности трещиноватости;
• гидродинамические:
• стационарная фильтрация, для определения проницаемости;
• нестационарная фильтрация, для определения пьезопроводности (пористости, проницаемости, сжимаемости);
• промыслово-геофизические, для определения пористости, водонасыщенности.

Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов.

Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водонефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки.

Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости; чаще всего они используются на первых этапах поисков и разведки.

 

 

6.Коэффициент пористости и проницаемости

 

Основные признаки пород-коллекторов

К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости: 

Кп = Vпор/Vпороды* 100 %.

     Открытая пористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида. Она зависит от количественного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы. По А. А. Ханину (1969), эффективная пористость - объем поровой системы, способной вместить нефть и газ с учетом остаточной водонасыщенности.

Наиболее высокие значения характерны для полной пористости, затем открытой и минимальные для эффективной пористости.

Полная пористость может быть открытой в песках и слабо уплотненных песчаниках. С увеличением глубины залегания открытая пористость снижается интенсивнее, чем полная.            Величина полной пористости колеблется от долей процента до десятков процентов.

По генезису поры могут быть первичными и вторичными. Первичные поры между обломочными зернами называются межзерновыми, внутри органических остатков - внутриформенными. Вторичные поры - трещины и каверны.

   Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров.   В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные  < 0,0002 мм; ультракапиллярные  < 0,1 мкм.

Размеры и конфигурация внутриформенной пористости определяется морфологическими особенностями фоссилизированных органических остатков.

Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. Каверны по размеру бывают от долей миллиметров до нескольких километров и разделяются на мелкие - 0,1-10 мм; крупные (микрополости) - 10-100 мм и пещеристые полости - > 100 мм.

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Для оценки проницаемости обычно используется линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости. Закон Дарси применим при условии фильтрации однородной жидкости, при отсутствии адсорбции и других взаимодействий между флюидом и горной породой. Величина проницаемости выражается через коэффициент проницаемости (Кпр): 

Кпр = Q m L / D p F , 

где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим:  Q = м3/ с;  D р = Н/ м2;  L = м;  F = м2;  m = Н*с/ м2;  Кпр = м2.  Единица проницаемости в системе СИ соответствует расходу жидкости 1м3/с при фильтрации ее через пористый образец горной породы длиной 1м, площадью поперечного сечения 1 м2при вязкости жидкости н*с/м2 при перепаде давления 1н/м2.

Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), полностью насыщающая пустоты среды, со скоростью 1 см3/с при градиенте давления        1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2. 1 дарси = 0,981 ? 10-12 м2.

Различают несколько видов проницаемости:

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия).

В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами (различными газами, жидкими углеводородами, водой и т.д.). Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ и нефть. Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Все породы в той или иной мере проницаемы. Все породы по своим свойствам являются анизотропными, следовательно, и проницаемость в пласте по разным направлениям будет различной. В обломочных породах Кпр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать.

Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение Кпрдля промышленно продуктивных пластов от 1·10-15 до 1·10-12 м2. Проницаемость более 1·10-12 м2является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1,5-2 км и трещинных карбонатных пород.

 

 

Заключение

Основными показателями коллекторских свойств горных пород является пористость, проницаемость и нефтегазонасыщенность.   

Все месторождения  Волго-Уральской провинции, за редким исключением, приурочены к локальным структурам.

Основными продуктивными толщами являются терригенные толщи девона и нижнего карбона.  Следующими по значению являются карбонатная толща среднего карбона и карбонатно-терригенная толща нижней перми.  

 В настоящем  пособии кратко рассматривается  лишь ограниченный круг вопросов, связанный с породами-коллекторами нефти и газа - основные свойства, петрографические признаки, некоторые классификации. Изложенные принципы типизации карбонатных коллекторов и простейшие приемы их петрографического определения - это первый шаг в освоении сложного вопроса изучения и прогноза природных резервуаров нефти и газа.

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Библиографический список.

1. Бакирова А.А. Нефтегазоносные провинции и области СССР, Москва «Недра», 1979 г.
2. Безносов Н.В. Справочник по стратиграфии нефтегазоносных провинций СССР, Москва «Недра», 1987 г.
3. Ожгибесов В.П., Проворов В.М., Тиунов К.В., Геология и геохимия нефти и газа, методические указания и контрольные работы для студентов геологичкого факультета (направление «геология»), Пермь 1997 г.
4. Ожгибесов В.П. Стратиграфия и геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (девон, карбон, пермь), справочно-методический материал для студентов, аспирантов и преподавателей геологического факультета, Пермь 2006 г.
5. Ожгибесов В.П. Стратиграфия и геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (рифей, венд), справочно-методический материал для студентов, аспирантов и преподователей геологического факультета, Пермь 2006 г.
6. Интернет – ресурсы

• http://www.lithology.ru

• http://www.oilngases.ru